Modernización de PETROPERÚ - Portal Institucional e ... · Tabla 2: Capacidad de Blending de Lubricantes Regional ... del petróleo crudo aumente consistentemente hacia el 2030,

12 de Enero de 2015

Modernización de PETROPERÚ

Informe 2: Caracterización de la Industria

Modernización de PETROPERÚ – Caracterizacion de la Industria

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LISTA DE CONTENIDOS

1. TENDENCIAS GLOBALES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS .................................................. 8

1.1 PRINCIPALES TENDENCIAS GLOBALES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LÍQUIDOS Y

GAS NATURAL ......................................................................................................................... 9

1.2 PRINCIPALES TENDENCIAS GLOBALES EN DOWNSTREAM .....................................................18

2. TENDENCIAS REGIONALES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS ............................................ 29

2.1 PRINCIPALES TENDENCIAS REGIONALES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LÍQUIDOS

Y GAS NATURAL ....................................................................................................................30

2.2 PRINCIPALES TENDENCIAS REGIONALES EN DOWNSTREAM .................................................38

3. TENDENCIA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS ................................................. 45

3.1 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE LÍQUIDOS

Y GAS NATURAL ....................................................................................................................45

3.2 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN REFINACIÓN ......................................................53

3.3 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN RETAIL ...............................................................61

3.4 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN GLP ...................................................................64

3.5 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN LUBRICANTES....................................................70

3.6 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN PETROQUÍMICOS Y FERTILIZANTES ..................74


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LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1: Evolución de la Población y el PBI por región, a nivel global (millones de habitantes, US$ mil millones reales del 2005) 2000-2030 ........................................................................ 8

Gráfico 2: Demanda energética (MMtoe) 2000-2030 .............................................................................. 9

Gráfico 3: Producción de Crudo Histórica y Proyectada, OPEP y no OPEP (millones de barriles por día) 2000-2030 ............................................................................................................... 10

Gráfico 4: Incremento en producción de crudo, por tipo (millones de barriles por día ) 2014 a 20020 y 2020 a 2030 ............................................................................................................ 11

Gráfico 5: Distribución de producción de petróleo crudo según tipo de proyecto (millones de barriles al día= 2014-2020 .................................................................................................... 12

Gráfico 6: Punto de Equilibrio de Nuevos Desarrollos Petroleros (US$/barril de petróleo crudo Brent) .................................................................................................................................... 13

Gráfico 7: Capacidad osciosa de la OPEP (miles de barriles al día) 2010 - 2030 .................................... 13

Gráfico 8: Pronóstico de Demanda de Gas Natural en el Mundo (bcm) 2014-2030 .............................. 14

Gráfico 9: Capacidad de Gas Natural Licuado (millones de toneladas métricas por año) 2014-2030 ...................................................................................................................................... 15

Gráfico 10: Principales factores regionales que influencian el precio del gas natural licuado .............. 16

Gráfico 11: Precios Históricos y Proyectados Gas y Petróleo (US$/barril reales del 2014) 2005-2030 ...................................................................................................................................... 16

Gráfico 12: Precios Históricos y Proyectados Petróleo Crudo Brent (US$/barril reales del 2014) 2000-2030 ............................................................................................................................ 17

Gráfico 13: Costos de Descubrimiento de Nuevos Recursos (US$/boe) y Retorno Sobre la Inversión ciclo completo (%) 2004-2012 .............................................................................. 18

Gráfico 14: Desglose de Ventas de las Principales NOC’s Globales, 2014 .............................................. 19

Gráfico 15: Retorno Anual del Promedio del Capital Empleado (%) y precio del petróleo crudo WTI (US$/barril) 2005-2012 ................................................................................................. 19

Gráfico 16: Edad de los Miembros de la Asociación Americana de Geólogos Petroleros 1977, 1987 1977, 2005 ................................................................................................................... 20

Gráfico 17: Demanda por Región de los Productos Refinados (millones de barriles al día) 2013, 2020 ...................................................................................................................................... 21

Gráfico 18: Demanda de los productos refinados en el mundo (millones de barriles por día) 2013, 2020 ............................................................................................................................ 21

Gráfico 19: Perspectiva sobre las tasas de utilización de refinación (%) 2005-2020 ............................. 22

Gráfico 20: Perspectivas sobre los márgenes de refinación (US$/barril reales del 2014) 2000-2020 ...................................................................................................................................... 23

Gráfico 21: Spreads de los Productos Derivados en la Costa del Golfo de EE.UU. comparado con petróleo crudo Brent (US$/barril) 2001-2029 ...................................................................... 24


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Gráfico 22: Estimación de las Cuotas del Mercado de Lubricantes en el Mundo por tipo de compañía, 2012 (las 5 compañías mayores con sus respectivas cuotas incluidas) .............. 25

Gráfico 23: Perspectiva de demanda de lubricantes terminados por Región y Sector (toneladas métricas) 2000-2030 ............................................................................................................ 25

Gráfico 24: Perspectivas globales evolución mercados de Etileno (millones de toneladas) 2005-2030 ...................................................................................................................................... 26

Gráfico 25: Perspectivas globales evolución mercados de Polipropileno (millones de toneladas) 2005-2030 ............................................................................................................................ 27

Gráfico 26: Población (mil millones de habitantes) y PBI (miles de millones de US$ reales del 2005) de Latinoamérica 2000-2030 ..................................................................................... 29

Gráfico 27: Demanda energética (MMtoe) 2000-2030 .......................................................................... 30

Gráfico 28: Drivers principales del sector energético en Latinoamérica hacia el 2030 ......................... 31

Gráfico 29: Producción de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica (MMboed) 2000-2020 ............... 32

Gráfico 30: Evolución producción de campos pre-sal en Brasil (miles de barriles por día) 2000-2030 ...................................................................................................................................... 32

Gráfico 31: Mapa Ilustrativo de la cuenca de Neuquén ......................................................................... 33

Gráfico 32: Producción de petróleo en México, visión pre y post Reforma (millones de barriles por día) 2009-2018 ............................................................................................................... 34

Gráfico 33: Evolución de Pozos de Exploración y Evaluación por país, 2005-2013 ................................ 35

Gráfico 34: Reservas y Producción por Tipo de Empresa en Latinoamérica .......................................... 35

Gráfico 35: Control de la Superficie por Tipo de Empresa (km2) ............................................................ 36

Gráfico 36: Superficie Neta de Exploración de Compañías Independientes (km2) ................................ 37

Gráfico 37: Índice de Riesgo por País en la Región ................................................................................. 37

Gráfico 38: Demanda Productos Refinados en Latinoamérica (miles de barriles por día), 2000-2030 ...................................................................................................................................... 38

Gráfico 39: Inversiones en Refinación en Latinoamérica ....................................................................... 39

Gráfico 40: Balanza Comercial de los Productos Derivados de petróleo crudo en Latinoamérica (miles de barriles al día) 2000-2030 ..................................................................................... 39

Gráfico 41: Balanza Comercial de los Mercados de Diesel en Latinoamérica (miles de barriles al día) 2000-2030 ..................................................................................................................... 39

Gráfico 42: Contenido de azufre en Diesel (ppm) 2010-2016 ................................................................ 40

Gráfico 43: Contenido de azufre en Gasolina (ppm) 2010-2016 ............................................................ 41

Gráfico 44: Balanza Comercial de los Mercados de GLP en Latinoamérica (miles de barriles por día) ........................................................................................................................................ 41

Gráfico 45: Principales actores en Blending de lubricantes a nivel regional (%) .................................... 42

Gráfico 46: Perspectivas sobre los mercados de propileno y etileno en Latinoamérica (millones de toneladas anuales) 2005-2030 ........................................................................................ 43

Gráfico 47: Producción Gas Natural y Líquidos en Latinoamérica por país (miles de barriles


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equivalentes por día), 2014 .................................................................................................. 45

Gráfico 48: Evolución del número de pozos de exploración Región Latinoamérica 2005-2012 ............ 46

Gráfico 49: Regalías al gobierno para el desarrollo de nuevos campos de gas natural, 2013 ............... 47

Gráfico 50: Regalías al gobierno para el desarrollo de nuevos campos de petróleo crudo, 2013 ......... 47

Gráfico 51: Tasa Interna de Retorno de Proyectos Claves de Upstream posteriores al 2000 en Perú ...................................................................................................................................... 48

Gráfico 52: Producción (miles de barriles equivalentes por día) y Reservas (millones de barriles equivalentes) por Empresa en Perú ..................................................................................... 49

Gráfico 53: Producción de líquidos y gas por región en Perú ................................................................. 50

Gráfico 54: Gastos de inversión en el sector E&E en Perú (US$ millones) 2003-2020 ........................... 50

Gráfico 55: Demanda y Producción de Gas en Perú (bcm) 2005-2035 .................................................. 51

Gráfico 56: Infraestructura (Midstream) de Crudo y Gas Natural .......................................................... 52

Gráfico 57: Cadena de Valor de los Hidrocarburos Líquidos - 2013 mbd .............................................. 53

Gráfico 58: Demanda de Productos Refinados en Perú (MMtoe), 2000 - 2030 ..................................... 54

Gráfico 59: Producción (kb/d) y Utilización (%) histórica de las refinerías Talara y La Pampilla, 2011-2013 ............................................................................................................................ 54

Gráfico 60: Capacidad (miles de barriles) y Porcentaje de Capacidad y Demanda de plantas de almacenamiento en Perú, 2013 ........................................................................................... 55

Gráfico 61: Precios de gasolina y diésel en la Costa del Golfo de EE.UU. (US$/barril) 2009-2013 ........ 56

Gráfico 62: Balance de Carga/Producción de PETROPERÚ– Junio 2014 (Mbd) ..................................... 56

Gráfico 63: Balance de Carga/Producción de Refinería La Pampilla – Junio 2014 (Mbd) ...................... 57

Gráfico 64: Impacto en la participación de mercado de Gasolina sobre la economía de la Refinería Talara y Refinería La Pampilla ............................................................................... 58

Gráfico 65: Gastos de inversión en la modernización de Refinería La Pampilla (millones de dólares) ................................................................................................................................. 59

Gráfico 66: Producción de Refinería Talara (kb/d) 2012 y 2020 ............................................................. 60

Gráfico 67: Distribución de Grifos por Empresa y Tipo en Perú ............................................................. 62

Gráfico 68: Porcentaje de la demanda de combustibles y Número de Grifos por Departamento en Perú ................................................................................................................................. 62

Gráfico 69: Estructura de Precios de Combustibles Retail (US$/barril) ................................................. 63

Gráfico 70: Demanda de GLP por región (miles de barriles por mes), 2006-2014 ................................ 64

Gráfico 71: Oferta y Demanda de GLP en Perú (miles de barriles por día) 2000-2030 .......................... 65

Gráfico 72: Distribución de GLP por Región ........................................................................................... 66

Gráfico 73: Capacidad de Envasado y Almacenamiento de GLP por empresa (miles de barriles) ......... 67

Gráfico 74: Correlación de la Capacidad Envasado y Demanda ............................................................ 67

Gráfico 75: Precio del GLP por Productor y Retail por Región (Soles/kg) .............................................. 68


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Gráfico 76: Producción de GLP por fuente (miles barriles) .................................................................... 69

Gráfico 77: Demanda de Lubricantes (miles de barriles) 2006-2013 .................................................... 70

Gráfico 78: Evolución Producción Minera (miles de TMF) y del Parque Vehicular (número de vehículos), 2001-2012 .......................................................................................................... 71

Gráfico 79: Evolución de las Importaciones de Lubricantes (miles de barriles) 2006-2013 .................. 72

Gráfico 80: Importaciones por tipo de producto y empresa .................................................................. 72

Gráfico 81: Importaciones por tipo de producto y empresa (miles de barriles) 2006-2013 .................. 73

Gráfico 82: Demanda peruana de derivados de etilieno (miles de toneladas) 2010-2030 y Producción Doméstica de Etano y Metano (millones de pies cúbicos diarios) 2015-2030 ...................................................................................................................................... 75

Gráfico 83: Importación Anual de Úrea (miles de toneladas) 2008-2013 .............................................. 75

Gráfico 84: Importaciones Anuales de Amonio (miles de toneladas) 2008-2013 .................................. 76


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LISTA DE TABLAS

Tabla 1: Caracterización del Segmento Retail.................................................................................... 28

Tabla 2: Capacidad de Blending de Lubricantes Regional (millones de galones anuales) 2013 ........ 42

Tabla 3: Porcentaje de Grifos independientes por País Latinoamericano (%) ................................... 44

Tabla 4: Mensajes clave de Upstream para PETROPERÚ ................................................................... 52

Tabla 5: Comparativo, refinerías PETROPERÚ vs. Refinería La Pampilla ........................................... 58

Tabla 6: Mensajes clave de Downstream para PETROPERÚ .............................................................. 61

Tabla 7: Mensajes clave del sector de comercialización para PETROPERÚ ....................................... 63

Tabla 8: Mensajes clave de GLP para PETROPERÚ ............................................................................ 70

Tabla 9: Mensajes clave del sector de Lubricantes para PETROPERÚ ............................................... 74


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1. TENDENCIAS GLOBALES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS

El objetivo de la presente sección será establecer a alto nivel las principales tendencias y

perspectivas para el mercado de hidrocarburos a nivel global. Esto, con foco en los sectores de

Upstream y Downstream (y Midstream donde sea aplicable como es un sector que no depende de

la situación global y regional), estableciendo las principales tendencias y perspectivas del sector.

El principal factor para el desarrollo y evolución del sector energético a nivel global es el

crecimiento poblacional. Se espera que el crecimiento poblacional mantenga su evolución

ascendente hacia el 2030, con una tasa de crecimiento anual promedio del 1% (sobrepasando los 8

billones de individuos hacia el final el 2030). Asia representa el mayor porcentaje de crecimiento

poblacional en términos relativos, aunque la tasa de crecimiento proyectada para Latinoamérica es

digna de resaltar (junto al continente africano). El PBI global, medido en billones de USD, aumentará

a una tasa anual del 3% hacia el final el 2030 (base 2005).

Gráfico 1: Evolución de la Población y el PBI por región, a nivel global (millones de habitantes, US$ mil

millones reales del 2005) 2000-2030

Nota: CAGR - Tasa compuesta anual de crecimiento (por sus siglas en inglés)

Fuente: Wood Mackenzie


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En línea con el crecimiento mundial del PIB, se espera un aumento considerable en los volúmenes

de demanda energética a nivel macro. Los combustibles fósiles (carbón, gas natural, petróleo) se

mantendrán como los pilares energéticos a futuro concentrando el grueso de la demanda, con el

gas natural presentando el mayor crecimiento esperado con tasas anuales de 2.1%. De las otras

fuentes energéticas, será la energía nuclear la que presente mayor crecimiento esperado con un

3.4% anual promedio.

Gráfico 2: Demanda energética (MMtoe) 2000-2030

Notas: CAGR - Tasa compuesta anual de crecimiento (por sus siglas en inglés), MMtoe – Millones de toneladas equivalentes de crudo


1.1 PRINCIPALES TENDENCIAS GLOBALES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE

LÍQUIDOS Y GAS NATURAL

Frente al incremento referido en la demanda global de energía, se espera que la producción global

del petróleo crudo aumente consistentemente hacia el 2030, pasando de ~97.5 MM b/d en el 2014

a casi 114 MM b/d en el 2030 (un incremento del 17%). La OPEP (Organización de Países

Exportadores de Petróleo) ganará una participación de mercado mayor, aunque los volúmenes

principales de producción se mantendrán en países no-OPEP. En cuanto a la producción no


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convencional, si bien sus volúmenes presentarán un aumento considerable, su peso relativo

permanecerá a niveles bajos.

Gráfico 3: Producción de Crudo Histórica y Proyectada, OPEP y no OPEP (millones de barriles por día) 2000-

2030


Este aumento en la oferta global procederá principalmente del crudo en reservorios de baja

permeabilidad (los cuales se encuentran principalmente en los Estados Unidos) y asociado a

proyectos de aguas profundas.

0

20

40

60

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30

mil

lio

n b

/d

Non-OPEC Processing Gain Unconventional OPEC*

Source: Wood Mackenzie *OPEC numbers are production to 2013, and production capacity from 2014. Unconventional includes biofuels, coal-to-liquids, gas-to-liquids and oil shale

2014

97.5 millones

barriles por día

2020

106.5 millones

barriles por día

2030

113.8 millones

barriles por día

Producción

No OPEPNo

converncionalesOPEPGanancias de

eficiencia

Mill

lon

es

de

ba

rrile

sp

or

día


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Gráfico 4: Incremento en producción de crudo, por tipo (millones de barriles por día ) 2014 a 20020 y 2020 a

2030


Como se desprende del siguiente gráfico, el porcentaje de la producción offshore asociado a Aguas

Profundas aumentará relativamente hacia el 2020 en África y Latinoamérica (Brasil,

principalmente). Debe destacarse que los gráficos presentados excluyen producción no-

convencional, ganancias de procesos y producción fronteriza.


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Gráfico 5: Distribución de producción de petróleo crudo según tipo de proyecto (millones de barriles al día=

2014-2020


El evaluar el punto de equilibrio a nivel de costos para los nuevos desarrollos petroleros (o break-

even), permite evaluar los precios piso de referencia del petróleo a futuro. Así por tanto, y

considerando el peso relativo que la producción en aguas profundas y tight-oil tendrá a futuro (en

función del análisis presentado con anterioridad), un precio por debajo de los 80USD/barril no sería

sostenible de largo plazo, aunque tenemos un precio de corto a mediano plazo debajo de estos

niveles actualmente.

2014

2020

Nota: Excluye No-Convencionales, ganancias de procesos y producción fronteriza

Capacidad de

producción

(millones b/d)

9.2

7.5

18.121.7 3.6 3.3

33.431.5

14.3

15.0

7.8

8.4

10.4

9.6

Norte AméricaEuropa

Rusia y el Caspio

Middle East

Latino América

África

Asia Pacífico

Legenda

En tierra Aguas

someras

Aguas profundas


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Gráfico 6: Punto de Equilibrio de Nuevos Desarrollos Petroleros (US$/barril de petróleo crudo Brent)


Se espera que la alta capacidad de reserva de producción de petróleo de la OPEP se reduzca a

futuro, ejerciendo una presión al alza en el largo plazo sobre los precios internacionales de

equilibrio. En términos relativos, tras alcanzar valores de capacidad ociosa de alrededor del 7%

(versus la capacidad de producción total de los países no OPEP), dicho valor caería hasta un ~4%

hacia el 2030.

Gráfico 7: Capacidad osciosa de la OPEP (miles de barriles al día) 2010 - 2030

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US

$/b

bl

2010

Mil

es

de

ba

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es

al

día

2030202520202015

Precio Petróleo Crudo Brent

Capacidad osciosa de OPEP

4.6% 6.3% 7.0% 6.3% 3.7%Capacidad

ociosa de la

OPEP

comparada

con la

capacidad

mundial


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Al evaluar específicamente el segmento de gas natural en el mundo hacia el 2030, vemos que Asia

(impulsado principalmente por China) representará el principal mercado en términos de volumen y

proyección, con tasas de crecimiento anuales superiores al 4%, seguido por Norteamérica y el

Medio Oriente. El mercado global de gas natural alcanzara así un volumen de ~4,800 mil millones de

metros cúbicos hacia el 2030, versus 3,400 mil millones de metros cúbicos al 2014.

Gráfico 8: Pronóstico de Demanda de Gas Natural en el Mundo (bcm) 2014-2030



El considerable incremento proyectado en la demanda de gas natural fomentará el desarrollo de

nuevos proyectos de licuefacción de gas natural. Las dos principales regiones exportadoras de GNL

serán Asia-Pacífico y Norteamérica (aprovechando el boom en producción no convencional). Así, la

capacidad de licuefacción en Asia-Pacífico aumentará a un ritmo del 5.6% anual hacia el 2030,

mientras que Norteamérica pasará de no tener capacidad alguna de producción en 2014, a ~193

mmtpa hacia el final del periodo. Un crecimiento considerable adicional, aunque con volúmenes

finales menores, está proyectado para África con tasas de crecimiento anuales de ~7%.


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Gráfico 9: Capacidad de Gas Natural Licuado (millones de toneladas métricas por año) 2014-2030



Para establecer los precios de referencia del gas natural licuado (por ejemplo, índices a JCC – Japón

y Asia, NBP - Reino Unido y Cuenca Atlántica, Henry Hub – EUA y Cuenca Atlántica, índices a

petróleo crudo Brent o oleo combustible – Europa), debe tomarse en consideración las alternativas

a su suministro para las distintas regiones. Las dinámicas particulares del mercado regional del

GNL, determinarán los precios de referencia para cada área.


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Gráfico 10: Principales factores regionales que influencian el precio del gas natural licuado


A partir del análisis detallado en las secciones precedentes asociado a la dinámica esperada para la

oferta y demanda de petróleo y gas natural a nivel global y regional, fundamentamos nuestros

pronósticos de precios de largo plazo. Los mismos se presentan a continuación. En general,

esperamos una caída en ambos combustibles seguido por una ligera recuperación post-2019.

Gráfico 11: Precios Históricos y Proyectados Gas y Petróleo (US$/barril reales del 2014) 2005-2030

Fuente: Histórico – Argus Media; Pronóstico - Wood Mackenzie

Importación

de Crudo

Combustible

Índice de Gas

Gas Domestico

Combustible

Índice de Gas

Mezclas

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2005 2010 2015 2020 2025 2030

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US

$ / b

blre

ale

s d

el 2014

US

$ / M

MB

ture

ale

s d

el 2014

Petróleo Crudo: Maya (petróleo pesado)

Petróleo Crudo: Brent

Petóleo Crudo: WTIGasNatural: NBP (Reino Unido)

Gas Natural: Henry Hub Gas Natural: Japan


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Gráfico 12: Precios Históricos y Proyectados Petróleo Crudo Brent (US$/barril reales del 2014) 2000-2030

Fuente: Histórico – Argus Media; Pronóstico - Wood Mackenzie

Pero, como indicado en los precios históricos, habrá volatilidad en el mercado de petróleo crudo

como hemos visto con la caída reciente del precio global en el final de 2014 y el inicio de 2015.

En Enero 2015, Wood Mackenzie revisó a la baja su pronóstico del precio promedio anual del

petróleo crudo Brent, que ya contemplaba desde Noviembre una reducción para 2015 y 16.

Actualmente esperamos un promedio de $58/bbl en 2015 y $71/bbl para 2016. Esta visión refleja el

impacto de un notable aumento a finales de 2014 en la producción de crudo en los Estados Unidos

y el nivel de precios necesario para frenar dicho crecimiento de la producción.

Con nuestra expectativa de precios para 2015 y 16, se esperan aplazamientos y retrasos en el

desarrollo de nuevos campos durante los dos próximos años. Esto se basa en el análisis de precio

de equilibrio (break-even) de Wood Mackenzie para los proyectos de desarrollo de mayor costo,

como por ejemplo proyectos de producción en aguas profundas.

El impacto total de estos aplazamientos sobre la producción global equivale a una rebaja de

370.000 bbl/día en promedio en 2015 y 570.000 bbl/día en 2016. Principales aumentos y pérdidas

de oferta global en 2015-16:

EEUU: el crecimiento de la producción onshore continuará siendo robusto durante la

primera mitad de 2015, luego inicia la desaceleración hacia finales de año

Angola: entrará en producción el Eje Occidental de Desarrollo en Angola, operado por ENI

Libia: la reciente recuperación de la capacidad de exportación del país se perderá por

inestabilidad política y falta de seguridad: Se declarará fuerza mayor en sus dos puertos


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orientales

Iraq: será alcanzado un acuerdo sobre las exportaciones de Kurdistán, panorama de

producción mejorado

Brasil: el promedio de producción mensual en el área del pre-sal sobrepasará los 600,000

bbl/día en octubre.

Con esa caída de producción, esperamos regresar al equilibrio global de oferta y demanda de crudo

en el mediano plazo, volviendo hacia 2018 a los niveles de precio del año pasado y de acuerdo al

Gráfico 11.

El aumento de costos y reducción de retornos que impactan el Upstream son fruto de la necesidad

de explotar recursos no convencionales y de aguas profundas (Deep-Water). Dicho aumento en los

costos asociados al descubrimiento de nuevos recursos (valores por barril equivalente de petróleo

crudo hasta cuatro veces superiores entre 2004 y 2012) tienen por supuesto un impacto negativo

sobre el retorno de las nuevas inversiones. Frente a dicho escenario, muchas de las empresas más

grandes están cuestionando si deben avanzar con nuevas inversiones bajo el escenario actual.

Gráfico 13: Costos de Descubrimiento de Nuevos Recursos (US$/boe) y Retorno Sobre la Inversión ciclo

completo (%) 2004-2012


1.2 PRINCIPALES TENDENCIAS GLOBALES EN DOWNSTREAM

Aun frente al contexto reseñado, debe destacarse que el sector Upstream aun representa más del

50% de las ventas promedio de las distintas NOC's (Empresas Nacionales de Petróleo) en la región y

globales, tal como se expone en el siguiente gráfico:

Global

Costos de Descubrimiento de Nuevos Recursos Retorno Sobre la Inversión (ciclo completo)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2004 2006 2008 2010 2012

TIR

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

2004 2006 2008 2010 2012

US

$/b

oe


Page 19 of 76

Gráfico 14: Desglose de Ventas de las Principales NOC’s Globales, 2014

Fuente: EY, Deutsche Bank Research, reportes anuales de las compañías

El retorno total promedio de las compañías integradas a través de la cadena de valor de los hidrocarburos, es reducido por el mal desempeño relativo del Downstream comparado con el upstream.

Gráfico 15: Retorno Anual del Promedio del Capital Empleado (%) y precio del petróleo crudo WTI

(US$/barril) 2005-2012

65%

60%

55%

52%

48%

41%

35%

40%

45%

48%

52%

59%

50%

PETROBRAS

Statoil

YPF

Roseneft

PEMEX

ECOPETROL

Midstream, Downstream y QuímicosUpstream

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

30

40

50

60

70

80

90

100

20122011201020092008200720062005

Precio Petróleo Crudo WTIUpstream

Downstream

ROACE(%) US$/barril


Page 20 of 76

Fuente: EY, Deutsche Bank Research, reportes anuales de las compañías

Otra problemática relevante del sector petrolero es el notable aumento de la edad promedio de los profesionales capacitados, problemática que se ha reforzado en los últimos años afectando a todas de las empresas del sector.

Gráfico 16: Edad de los Miembros de la Asociación Americana de Geólogos Petroleros 1977, 1987 1977,

2005

Fuente: Asociación Americana de Geólogos Petroleros (American Association of Petroleum Geologists)

Pasando el foco del análisis a los productos refinados, se espera un aumento en la demanda a través de las distintas regiones, con el mayor crecimiento relativo derivado de las regiones en vías de desarrollo. Europa y Norteamérica tienen economías y demanda madura y mantendrán tasas de crecimiento proyectadas por debajo del 0.5% hacia el 2020.


Page 21 of 76

Gráfico 17: Demanda por Región de los Productos Refinados (millones de barriles al día) 2013, 2020


Al evaluar la evolución esperada en la demanda de los distintos productos refinados a nivel global, vemos que el mayor crecimiento específico y volúmenes requeridos se encuentra asociado a los combustibles utilizados para el sector transporte. La demanda de petróleos industriales seguirá reduciéndose por la substitución del gas natural en el sector termoeléctrico.

Gráfico 18: Demanda de los productos refinados en el mundo (millones de barriles por día) 2013, 2020

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

-

5

10

15

20

25

30

35

40

Asia Rusia y elCaspio

Europa AmericaLatina

MedioOriente

NorteAmerica

Africa

Cre

cim

ien

to d

ela

de

ma

nd

a, %

De

ma

nd

a,m

illo

ne

sde b

arr

iles

al d

ía2013 2020 Crecimiento de la demanda

América

Latina

Norte

América

África

-1.5%

-1.0%

-0.5%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

-

5

10

15

20

25

30

35

GLP Nafta Gasolina Jet Diesel Combustóleo

Cre

cim

iento

de

la d

em

anda

Dem

anda

(mill

ones

de b

arr

iles

al día

)

2013 2020 Crecimiento de la demanda

Turbo Petróleo

industrial


Page 22 of 76


El aumento en la demanda de productos refinados proyectada se verá aparejada por un incremento asociado en la capacidad de refinación mundial, por lo tanto, se espera que las refinerías a través de las distintas regiones mantengan sus niveles de utilización similares a los actuales.

Gráfico 19: Perspectiva sobre las tasas de utilización de refinación (%) 2005-2020


Más allá de los niveles de utilización proyectados, los márgenes de refinación si variarían considerablemente entre regiones, fruto de la dinámica específica de cada mercado.

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2010 2015 2020

Asia Rusia y el Caspio

Europa America Latina

Medio Oriente Norte America

Africa

Ta

sa

s d

e u

tiliz

ació

n d

e r

efina

ció

n

África

América Latina

Norteamérica


Page 23 of 76

Gráfico 20: Perspectivas sobre los márgenes de refinación (US$/barril reales del 2014) 2000-2020


Los siguientes gráficos representan la proyección de los spreads derivados para los principales productos identificados:

0

5

10

15

20

25

2000 2005 2010 2015 2020

Marg

en

US

$ba

rril

rea

l de

l 20

14

Noroeste de Europa Brent Cracking

USGC WTI Cracking $/bbl

Singapur Dubai FCC/Hidrocracking $/bbl

Costa del Golfo de EE.UU. WTI

Singapur/Dubai FCC/Hidrocraking


Page 24 of 76

Gráfico 21: Spreads de los Productos Derivados en la Costa del Golfo de EE.UU. comparado con petróleo

crudo Brent (US$/barril) 2001-2029


Al focalizarnos específicamente en el mercado de los lubricantes, vemos que las NOC´s mantienen una cuota significativa del mercado global de los lubricantes. Básicamente:

Las NOC´s sostienen un 48% del mercado (Indian Oil, Lukoil, Petrobras, Sinopec, PetroChina, AGIP, otros)

Las Compañías internacionales de petróleo (IOC´s por sus siglas en inglés) controlan un 31% del mercado (incluye Shell, ExxonMobil y BP, entre otras)

El 21% del mercado restante es controlado por compañías regionales (Chevron, Total, Fuchs, Idemitsu, CP, Valvoline, ENI, Petronas, entre otras)

-30

-25

-20

-15

-10

-5

0

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

1 wt%S FO

3.5 wt%S FO

-15

-10

-5

0

5

10

15

20 Naphtha

Conv. Unleaded

0

5

10

15

20

25

30

35Jet

Diesel (ULSD)

Nafta

Gasolina

Jet (Turbo)

Diesel

Petróelo industrial

1% azufre

3% azufre


Page 25 of 76

Gráfico 22: Estimación de las Cuotas del Mercado de Lubricantes en el Mundo por tipo de compañía, 2012

(las 5 compañías mayores con sus respectivas cuotas incluidas)

Fuente: Kline (2012)

La demanda de lubricantes terminados crecerá a nivel mundial a una tasa anual del ~2% hacia el 2030, con el grueso del crecimiento asociado a los mercados asiáticos (~2.2% de crecimiento). El grueso de dicha demanda incremental se espera provenga de los sectores industrial (tasa compuesta anual de crecimiento del 1.25%) y automotriz (tasa compuesta anual de crecimiento del 1.3%).

Gráfico 23: Perspectiva de demanda de lubricantes terminados por Región y Sector (toneladas métricas)

2000-2030

Mbls


Page 26 of 76



Se espera asimismo que el crecimiento del PBI global impulse la demanda de productos del sector petroquímico, en línea con las siguientes proyecciones para los principales commodities:

Gráfico 24: Perspectivas globales evolución mercados de Etileno (millones de toneladas) 2005-2030


80%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

0

50

100

150

200

250

300

2005 2010 2015 2020 2025 2030

Capacidad Producción Tasa de operación

Mill

ón

To

ne

lad

as

Tasa

de

op

era

ció

n


Page 27 of 76

Gráfico 25: Perspectivas globales evolución mercados de Polipropileno (millones de toneladas)

2005-2030


Finalmente, otro aspecto a considerar al evaluar el mercado de los hidrocarburos a nivel global es explorar el segmento retail. Dicho segmento presenta dinámicas sumamente disimiles en función del tipo de mercado en el que se encuentra (maduro o emergente), en función del tipo de actores existentes, en nivel de saturación del mercado, el potencial de negocios adicionales, etc. La siguiente tabla sintetiza dicha dinámica:


Page 28 of 76

Tabla 1: Caracterización del Segmento Retail

Dimensión Mercados Emergentes Mercados Maduros Motivadores

Número de Grifos Aumento moderado Disminución

Costo de oportunidad de las propiedades

Mayor autonomía de vehículos

Actores Algunos Independientes Consolidado, actores

regionales Retirada de las majors con

foco en E&E

Márgenes de Combustibles

Moderados Bajo Mayor eficiencia de

cobertura Mayor transparencia

Volúmenes por Grifo En disminución En disminución

Costo de oportunidad de las propiedades

Mayor autonomía de vehículos

Otros Negocios

Alto desarrollo desplazando

comportamientos de compra tradicionales

Marcas de tiendas de conveniencia consolidadas

Alta variabilidad de desempeño, entre

diferentes jugadores de un mercado y entre

mercados Fuente: Wood Mackenzie


Page 29 of 76

2. TENDENCIAS REGIONALES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS

Tras completar la revisión del entorno global para la industria hidrocarburífera, procederemos en la

presente sección a evaluar las características específicas del mercado regional a través de las

mismas dimensiones.

Al evaluar las perspectivas del sector energético a nivel Latinoamericano, es preciso partir de un

entendimiento cabal de sus perspectivas de crecimiento poblacional (globales y por país). Se espera

que el crecimiento poblacional mantenga su evolución ascendente hacia el 2030, con una tasa de

crecimiento anual promedio del 1% (sobrepasando los 466 millones de individuos hacia el final el

2030. El PBI regional, medido en billones de USD, aumentará a una tasa anual del ~2.8% entre el

2014 y 2030 alcanzando los ~3800 mil millones de habitantes.

Gráfico 26: Población (mil millones de habitantes) y PBI (miles de millones de US$ reales del 2005) de

Latinoamérica 2000-2030


En línea con el crecimiento del PBI, se espera un aumento considerable en los volúmenes de

demanda energética a nivel macro. Los combustibles fósiles (carbón, gas natural, petróleo) se

mantendrán como los pilares energéticos a futuro concentrando el grueso de la demanda. De las

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Po

bla

ció

n (

mil

lon

es

de h

ab

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tes

)

PB

I (2

00

5 U

S$

mil

l m

illo

nes

)

Argentina Bolivia Brasil

Chile Colombia Ecuador

Paraguay Perú Uruguay

Venezuela América Latina PBI


Page 30 of 76

otras fuentes energéticas, será el sector hidroeléctrico el que presente el mayor crecimiento

esperado con tasas anuales de 2.5%..

Gráfico 27: Demanda energética (MMtoe) 2000-2030



2.1 PRINCIPALES TENDENCIAS REGIONALES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE


El mercado latinoamericano de hidrocarburos presentó un dinamismo interesante en los últimos

años, con una serie de situaciones regionales que pueden aumentar el dinamismo del sector

considerablemente de cara a las próximas décadas. El gráfico presentado a continuación presenta

una síntesis de las principales dinámicas a nivel país. Entre ellas, destacamos las siguientes:

Brasil: El gigante regional, sus yacimientos offshore pre-sal representan la principal fuente

de producción en la región, apalancados por los recursos y empuje del gigante Petrobras

Argentina: Este país cuenta con una de las principales reservas de recursos no

convencionales a nivel mundial, sumado a áreas de producción convencionales ya

establecidas. La nacionalización de YPF y la relocalización del Estado en el desarrollo del

sector representan una historia de interés para el resto de la región (si bien la producción

incremental abastecerá al mercado doméstico, que esta con escasez de suministro de gas

natural y petróleo y depende de productos y gas natural importados).


Page 31 of 76

México: La reforma en el sector energético promulgada por el actual gobierno ha capturado

en poco tiempo el interés de la comunidad de inversores global, por el atractivo de las

condiciones geológicas, el potencial del mercado interno y la cercanía del mercado

americano. Los resultados de las rondas de inversión resultarán claves para entender la

magnitud del impacto mexicano sobre el resto de la región. La implicación para Perú será

que el país deberá competir por capitales de inversión versus alternativas de gran atractivo

económico, como la apertura del sector mexicano.

Gráfico 28: Drivers principales del sector energético en Latinoamérica hacia el 2030


De cara al contexto sectorial explicitado, se espera que la producción regional de hidrocarburos

aumente significativamente hacia el 2020, superando los 17.4 millones de barriles equivalentes por

día. El grueso del crecimiento vendrá de Brasil, con tasas anuales promedio del 11% (consecuencia

principal de los desarrollos pre-sal). Venezuela con tasas del 7.6% anual (a partir de la estabilización

de las políticas sectoriales, y sus recursos geológicos privilegiados) y Perú con 6.9% anual

(principalmente gas natural) representan los países restantes con mayor crecimiento. Bajo el

escenario base, las caídas más considerables se registran en Ecuador y Colombia. En términos

absolutos, Brasil, Venezuela y México concentran el 70% de la producción proyectada hacia el final

del ciclo.


Page 32 of 76

Gráfico 29: Producción de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica (MMboed) 2000-2020


Brasil, el principal productor de hidrocarburos de la región hacia el 2030, fundamenta su desarrollo

principalmente en la explotación de los campos pre-sal asociado a las cuencas de Campos y Santos.

Al evaluar la evolución histórica de la producción en el país, se observa una pequeña reducción en

los años 2012 y 2013 consecuencia de problemas de operación y mantenimiento en los activos

heredados en la cuenca de Campos. El crecimiento de la producción comercial proyectado en los

años posteriores se fundamenta principalmente en la evolución de los proyectos pre-sal como Lula,

Sapinhoa, Franco, Lara, Cernambi y otros incluyendo Papa-Terra.

Gráfico 30: Evolución producción de campos pre-sal en Brasil (miles de barriles por día) 2000-2030


mill

ones

barr

iles

equiv

ale

nte

spor

día

16

14

6

12

10

8

4

2

0

18

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

Perú

Ecuador

México

Venezuela

Brasil

Colombia

Otros

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

pro

du

cti

on

('0

00 b

/d)

Yet-to-find

Other discoveries

Reserves growth

Commercial

Source: Wood Mackenzie

Caída año a año en 2012 y

2013dado a problemas de

operación y mantenimiento en

los activos heredados de

Campos Basin

Crecimiento de producción comercial

del periodo medio impulsado por

proyectos pre-salt como Lula,

Sapinhoa, Franco, Lara, Cernambi y

otros incluyendo Papa-Terra

Por encontrar

Otros descubrimientos

Crecimiento de las reservas

Comercial

Pro

ducció

n (

mile

s d

e b

arr

iles p

or

día

)


Page 33 of 76

Argentina representa un caso diferente para la región: el país ha sufrido durante la última década

una marcada caída en sus niveles de producción. No obstante, el descubrimiento de yacimientos no

convencionales de enorme atractivo técnico a nivel global con un potencial de 10.5 mil millones de

barriles equivalentes de petróleo (fuera de EE.UU. y Canadá), sumado al cambio de las políticas del

estado fomentando la mejora en las condiciones para la inversión en E&E (junto a la nacionalización

de YPF y su empuje como pilar del desarrollo sectorial doméstico) pueden representar un punto de

inflexión.

El país cuenta con una geografía atractiva (fracturas naturales, áreas de sobre presión, formaciones

anchas) y ha logrado canalizar altos niveles de inversión en la región. A modo de ejemplo, la

internacional Chevron ha firmado un acuerdo por US$ 1.5 billones para perforar 100 pozos

ajustados en el periodo de un año. Esto, sumado al empuje de la nacionalizada YPF, que planea

perforar 1450 pozos hacia el 2017 con un gasto asociado de ~US$ 10 billones.

Gráfico 31: Mapa Ilustrativo de la cuenca de Neuquén


Finalmente, la evolución del caso mexicano representa una fuente de gran incertidumbre para la

región a partir del cambio regulatorio promulgado y la consecuente apertura de su mercado a los

capitales internacionales. Adicionalmente a la aprobación de la reforma constitucional promulgada,

se lanzaron una serie de leyes secundarias también aprobadas. Actualmente, se estima hasta un

total de 80 empresas negociando asociaciones con PEMEX por 11 activos específicos.

Acreage:

8.2 million acres


Page 34 of 76

Adicionalmente, la primera ronda lanzará potencialmente el 1er trimestre del 2015) podría

contemplar hasta 60 activos. Esta situación, sumada al potencial para el lanzamiento de nuevas

rondas de inversión junto a oportunidades poco exploradas en Aguas Profundas y en recursos no

convencionales, transforma a México en un potencial jugador que cambiará la dinámica regional.

El impacto incremental asociado a este entorno cambiante se evidencia de manera drástica en el

siguiente gráfico.

Gráfico 32: Producción de petróleo en México, visión pre y post Reforma (millones de barriles por día) 2009-

2018


Sin embargo, más allá de estas historias de éxito la región ha visto un estancamiento considerable

en exploración, tal como se observa en los siguientes gráficos:

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

Pro

du

ccó

nd

e c

rud

o(m

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nes

deb

arr

iles

po

rd

ía)

WM base case Government targetsCaso Base Wood

MackenzieObjetivos del gobierno


Page 35 of 76

Gráfico 33: Evolución de Pozos de Exploración y Evaluación por país, 2005-2013


Al evaluar la producción en la región, se evidencia el rol preponderante que juegan las NOC's en la

región: Petrobras en Brasil, YPF en Argentina, PETROPERÚ en Perú, etc.

Así, las NOC's controlan más del 70% de las reservas, y son responsables por el grueso de la

producción en la región (valores históricos y proyectados).

Gráfico 34: Reservas y Producción por Tipo de Empresa en Latinoamérica

Brasil Colombia

Mexico Argentina

Ecuador Perú

152

228221178173191

14910899

20122010 2011 201320092008200720062005

123146

188152

95130

969855

20122010 2011 201320092008200720062005

374133

44

1923201725

20122010 2011 201320092008200720062005

39

6447

38

6380747483

20122010 2011 201320092008200720062005

1

17

9

336

35

9

20122010 2011 201320092008200720062005

912

1813

891075

20122010 2011 201320092008200720062005

NOC’s* Regionales

Empresas Majors

Independientes Grandes

Otras NOCs*

Otras

Otras

Large Cap

NOC’s* Regionales

Otras NOC*

Major

Pro

du

cció

n (

mil

lon

es b

oe

/d)

* NOC – Empresas nacionales de hidrocarburos

Total = 98 mil millones de

barriles equivalentes


Page 36 of 76


Sin embargo, resulta interesante destacar que, al evaluar el tipo de empresa prevalente en las

actividades de exploración, son las compañías independientes en la región las que canalizan el

grueso del esfuerzo. Así, es las empresas majors concentran más del 55% de la superficie para

explorar, tal como se observa en la siguiente gráfica.

Gráfico 35: Control de la Superficie por Tipo de Empresa (km2)


Al evaluar el portafolio de posiciones de algunas de las grandes compañías independientes, se

evidencia una considerable dispersión en sus áreas de influencia geográfica en la región, con Repsol

y Pacific Rubiales con posiciones importantes en el Perú.

NOC’s* regionales

Empresas Majors

Independientes grandes

Otras NOCs*

Otras

Nota: no se incluye a PEMEX, quien actualmente tiene todas las propiedades en México

Total de Superficie 2,632,080 km2


Page 37 of 76

Gráfico 36: Superficie Neta de Exploración de Compañías Independientes (km2)


El riesgo de activos varía por la región y es un factor crítico determinando la inversión de E&E- Perú

está detrás de varios países claves por causa de sus desafíos de acceso por la necesidad de la

consulta previa, desarrollo por las demoras en los permisos ambientales (hasta 3 años comparado

con 1 año en Colombia en promedio), y un mercado de gas local limitado.

Gráfico 37: Índice de Riesgo por País en la Región

Perú

Malvinas

Colombia

Brasil

Otros

Mar caribe

Guyana

Su

pe

rfic

ie n

eta

(k

m2)

Nota: datos de Pacific

Rubiales incluyen

planes de adquisición

de Petrominerales

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Chile

Colombia

México

Brasil

Bolivia

Perú

Ecuador

Argentina

Venezuela

ComercializaciónAcceso Desarrollo

Acceso: Consulta previa

Desarrollo: Permisos ambientales

Comercialización: Mercado (gas) y precios

RIESGOS MAYORES EN EL PERÚ


Page 38 of 76


2.2 PRINCIPALES TENDENCIAS REGIONALES EN DOWNSTREAM

A nivel regional se proyecta un marcado incremento en la demanda total de productos refinados,

con tasas de crecimiento 2014-2030 por encima del 1.3%. El grueso de la demanda estará

compuesto por Diesel y Gasolina, y la gasolina tiene la tasa de crecimiento más marcada.

Gráfico 38: Demanda Productos Refinados en Latinoamérica (miles de barriles por día), 2000-2030



Frente a dicho contexto, se han lanzado múltiples proyectos claves de refinación en la región. Debe

destacarse que la mayoría de estos han presentado atrasos importantes en su desarrollo. El grueso

de los proyectos se desarrollan en Brasil (4 proyectos, incluyendo dos nuevas plantas y una

ampliación relevante) y Ecuador (incluyendo la ampliación de la refinería Amazonas, junto al

desarrollo de la refinería del Pacifíco con una capacidad proyectada de 300 Mbd).


Page 39 of 76

Gráfico 39: Inversiones en Refinación en Latinoamérica


Más allá del incremento proyectado en la capacidad regional de refinación, se espera que

Latinoamérica se mantenga como una importadora neta de Diesel y Gasolina.

Gráfico 40: Balanza Comercial de los Productos Derivados de petróleo crudo en Latinoamérica (miles de

barriles al día) 2000-2030


Al evaluar las dinámicas particulares de los principales países consumidores de productos refinados

en la región sudamericana, vemos que Brasil y Chile se proyectan como los principales importadores

de Diesel.

Gráfico 41: Balanza Comercial de los Mercados de Diesel en Latinoamérica (miles de barriles al día) 2000-

RefineríaCapacidad

mbdAño Tipo

Talara 30 2020 Ampliación

La Pampilla 0 2018 Adecuación

RefineríaCapacidad

mbdAño Tipo

COMPERJ 165 2017 Nuevo

Isaac Sabba 2 2014 Ampliación

Abreu e Lima

(Pernambuco)115 2015 Nuevo

Abreu e Lima

(Pernambuco)115 2016 Ampliación

RefineríaCapacidad

mbdAño Tipo

Gualberto Villarroel 5 2015 Ampliación

Gualberto Villarroel 13 2015 Ampliación

RefineríaCapacidad -

mbdAño Tipo

Amazonas 20 2015 Ampliación

RDP 300 2020 Nuevo

RefineríaCapacidad -

mbdAño Tipo

Cartagena 85 2016 Ampliación

-1,500

-1,000

-500

-

500

1,000

1,500

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Combustoléo

Diesel

Jet

Gasolina

Nafta

GLP

Mil

es

de

ba

rril

es

po

r d

ía


Page 40 of 76

2030


En línea con este escenario, vemos que el contenido de azufre requerido para Diesel y Gasolina en

Latinoamérica sigue bajando a través de los principales mercados.

Gráfico 42: Contenido de azufre en Diesel (ppm) 2010-2016


-300

-250

-200

-150

-100

-50

-

50

Bolivia Brazil Chile Colombia Ecuador Peru

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030Miles d

e b

arr

ile

s p

or

día

Máximo Azufre (ppm): >5000 >3000 >1000 >100 50

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Argentina 500 30

Bolivia 2000-3000

Brasil 50 10

Chile 50 15

Colombia 500 50

Ecuador 500

Paraguay

Peru 1500 50

Uruguay 50

Venezuela

7000

5000

7000

5000 2000

5000

Nota: A veces Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador tienen otras especificaciones de

gasoline cuales aplican en sus ciudades más grandes.

Perú

Nota: a veces Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador tienen otras

especificaciones de diesel cuales aplican en sus ciudades más grandes


Page 41 of 76

Gráfico 43: Contenido de azufre en Gasolina (ppm) 2010-2016


Al evaluar el consumo regional de GLP, vemos asimismo que los países vecinos al Perú son por lo

general importadores netos durante el periodo proyectado. Bolivia es el único país en la región que

se espera se mantenga como exportador neto a futuro a partir de las inversiones en las plantas de

Río Grande y Gran Chaco, plantas de extracción de los líquidos de su producción de gas natural.

Gráfico 44: Balanza Comercial de los Mercados de GLP en Latinoamérica (miles de barriles por día)


Máximo Azufre (ppm): >5000 >3000 >1000 >100 50

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Argentina 50

Bolivia 500 50

Brasil 50

Chile 30 15

Colombia 1000 300

Ecuador 650 50

Paraguay 1000

Peru 500 50

Uruguay 700 30

Venezuela 1500 400

2000

Nota: A veces Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador tienen otras especificaciones de

gasoline cuales aplican en sus ciudades más grandes.

Nota: a veces Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Ecuador tienen otras

especificaciones de gasolina cuales aplican en sus ciudades más grandes

-100

-80

-60

-40

-20

-

20

40

Bolivia Brazil Chile Colombia Ecuador Peru

2000

2005

2010

2015

2020

2025

2030

Perú

Miles d

e b

arr

ile

s p

or

día


Page 42 of 76

Al evaluar el mercado de los lubricantes en Latinoamérica, en primera instancia debe destacarse

que la región se mantendrá como un importador neto de producto terminado: frente a una

demanda promedio de 1 billón de galones por año, los volúmenes de producción actuales son de

aproximadamente 0.6 billones de galones/ año (principalmente bases grupo I). Por tanto, un tercio

de la demanda de lubricantes terminados es importada. Existe no obstante una capacidad

excedentaria de blending, por un total de 0.8 billones de galones/año.

Tabla 2: Capacidad de Blending de Lubricantes Regional (millones de galones anuales) 2013

Fuente: Petrobras, Wood Mackenzie

Chevron, Shell y ExxonMobil concentran más del 60% de la capacidad de blending en la región.

Gráfico 45: Principales actores en Blending de lubricantes a nivel regional (%)


Page 43 of 76

Fuente: Petrobras, Wood Mackenzie

Existen varios proyectos de petroquímica en Latinoamérica que aumentarían la capacidad de

producción de la región.

Gráfico 46: Perspectivas sobre los mercados de propileno y etileno en Latinoamérica (millones de toneladas

anuales) 2005-2030


Finalmente al evaluar el segmento retail, vemos que el porcentaje de grifos independientes varía

considerablemente según país y refleja el grado de competencia en el suministro y la distribución.

Panorama en Latinoamérica de EtilenoPanorama en Latinoamérica de Propileno

Contempla proyectos en

Bolivia, Brasil y Perú

0

1

2

3

4

5

6

7

2005 2010 2015 2020 2025 2030

MM

To

ne

lad

as

Demanda de derivados de propileno

Producción de propileno

Déficit regional


Page 44 of 76

Tabla 3: Porcentaje de Grifos independientes por País Latinoamericano (%)


% de número de

Grifos

Perú Chile Argentin

a

Brasil Colombi

a

Ecuador

Estatales 14% 33% 20% 19%

Repsol 9%

Primax 8% 21%

Shell 18% 15%

Petrobras 11% 5% 2%

Exxon 11% 17% 6%

Ipiranga 15%

Terpel/COPEP 47% 46% 7%

Chevron-Texaco 8%

Otros: PyS, MasGas,

PECSA,Brio/Delta,

ENEX,Raizen

8% 21% 12% 25% 7% 36%

Independientes 61% 3% <20% 41% 20% 11%


Page 45 of 76

3. TENDENCIA NACIONAL DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS

Tras completar nuestra perspectiva sobre la industria de hidrocarburos a nivel global y regional,

evaluaremos a continuación las perspectivas de proyectos asociados a la dinámica y evolución del

sector en el Perú.

3.1 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE


Perú es un productor de hidrocarburos de escala marginal a nivel regional, comparado con

potencias como Brasil y Venezuela. Cuenta no obstante con un considerable volumen de producción

de gas natural, y un potencial de crecimiento alto en dicho producto a futuro a partir de la

explotación de Camisea.

Gráfico 47: Producción Gas Natural y Líquidos en Latinoamérica por país (miles de barriles equivalentes por

día), 2014


Debe destacarse no obstante que la evolución de la producción en el sector dependerá en gran

medida de la actividad exploratoria registrada en la región. Tal como se observa en el siguiente


Page 46 of 76

gráfico, los pozos exploratorios desarrollados en Perú se mantienen estables y en bajos niveles,

particularmente en comparación con países como Venezuela, Colombia y Argentina.

Gráfico 48: Evolución del número de pozos de exploración Región Latinoamérica 2005-2012


Al evaluar el potencial de desarrollo del sector en Perú, debe destacarse como aspecto positivo para

la atracción de capitales internacionales de inversión al país la baja carga fiscal asociada al sector, en

particular al compararla contra los restantes países productores de la región y algunas de las

principales economías del mundo.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

200920072005

Po

zo

s d

e e

xp

lora

ció

n

2011

Venezuela

Perú

Trinindad y Tobago

Ecuador

Colombia

Chile

Brasil

Bolivia

Argentina


Page 47 of 76

Gráfico 49: Regalías al gobierno para el desarrollo de nuevos campos de gas natural, 2013


Gráfico 50: Regalías al gobierno para el desarrollo de nuevos campos de petróleo crudo, 2013



Page 48 of 76

Frente al atractivo marco fiscal descrito y considerando las condiciones geológicas del país, el

potencial de retorno de los proyectos en Perú es atractivo, con TIRs en el rango del 17-33% para los

principales proyectos de Upstream desde el 2000.

Gráfico 51: Tasa Interna de Retorno de Proyectos Claves de Upstream posteriores al 2000 en Perú


Las empresas más activas en el sector de E&E en el Perú son Pluspetrol, Hunt Oil, SK, Repsol,

Sonatrach y Tecpetrol (entre otras); esto, en términos tanto de producción como de reservas.

33%

23%

29%

21%21%

17%

Lote XIIILote Z-1Lote 67KinteroniCamiseaLote 56

Ucayali Ucayali UcayaliOriente

Marañón

Golfo de

Guayaquil

Golfo de

Guayaquil

Pluspetrol Repsol PerencoBPZ

Energy

Olympic

Perú

Cuenca

Operador

Campo

GNLGas Gas/CondensadoPetróleo

Pluspetrol


Page 49 of 76

Gráfico 52: Producción (miles de barriles equivalentes por día) y Reservas (millones de barriles

equivalentes) por Empresa en Perú


Frente al contexto descrito, la expectativa es que la producción de líquidos y gas natural se

recuperará a futuro en el país, apalancada por nuevos desarrollos Upstream y un mayor acceso al

mercado. Hay varios prospectos interesantes de la cuenca Marañón de crudos pesados liderados

por Lote 192 y Lote 37 y reservas remanentes de gas y líquidos de gas natural en la cuenca Ucayali

para mantener la exportación de GNL y suministro al mercado interno.

Producción por Compañía en Perú Reservas por Compañía en Perú

0

200

400

600

800

1,000

Pe

tro

bra

s

KN

OC

Eco

pe

tro

l

Pe

ren

co

Otr

os

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l

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na

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ch

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etr

ol

Pe

tro

Vie

tnam

MM

bo

e

Reservas técnicas

Reservas comerciales

0

20

40

60

80

100H

un

t O

il

Eco

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tro

l

Otr

os

SK

In

no

va

tio

n

KN

OC

Plu

sp

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l

So

na

tra

ch

Te

cp

etr

ol

Pe

tro

bra

s

CN

PC

Gas Líquidos

Kboe/d


Page 50 of 76

Gráfico 53: Producción de líquidos y gas por región en Perú

Nota: Líquidos incluye condensados, NGLs y crudo


El aumento proyectado en producción requerirá un aumento considerable en los niveles de CAPEX

invertidos en E&E en el país. Dicha tendencia, y en especial el aumento considerable esperado a

partir del 2016, se reflejan en el siguiente gráfico.

Gráfico 54: Gastos de inversión en el sector E&E en Perú (US$ millones) 2003-2020


Como mencionáramos con anterioridad, Perú mantendrá y expandirá su posición dominante en el

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

mm

bbl

Reservas

Recuperables

Reservas

Remanentes

Reservas de líquidos*

0

5

10

15

20

25

tcf

Reservas

Recuperables

Reservas

Remanentes

Reservas de gas

Producción de líquidos*

0

50

100

150

200

250

300

350

kboe / d

2030202020102003

Producción de gas

0

5

10

15

20

203020202010

bcm

2003

UcayaliMadre de Dios

Oriente - MaranónGolfo de Guayaquil - Talara

Los líquidos de

Ucayali son

asociados a gas

313211 211

545

1,1291,180

717

886975 992

1,141

1,2811,169

1,751

2,020 2,031 2,042

1,415

0

500

1000

1500

2000

2500

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

mill

on

es

de

US

$


Page 51 of 76

segmento del gas natural, a partir de los favorables recursos geológicos del país y el empuje

creciente de la demanda doméstica. Como se observa en el siguiente gráfico, se espera que la

demanda de gas natural doméstica aumente durante las próximas dos décadas a una tasa anual

promedio del ~2.5%, con un aumento especialmente relevante desde el sector industrial con tasas

por encima del 6%, fruto de las políticas gubernamentales y los beneficios económicos del gas

natural como materia prima. El segmento de generación eléctrica será otro impulsor relevante de la

demanda.

Debe destacarse no obstante que, más allá del importante aumento en la demanda proyectada la

considerable expansión en los volúmenes de producción harán que Perú se mantenga como un

exportador neto durante el periodo. La mayoría de las exportaciones de gas natural del Perú llegan

hoy a la terminal de GNL de Manzanillo en México.

Gráfico 55: Demanda y Producción de Gas en Perú (bcm) 2005-2035



El crecimiento esperado en el sector hidrocarburífero del país, tanto para gas natural y crudo, se ve

posibilitado por la calidad y extensión del negocios Midstream (la infraestructura de transporte de

crudo y gas natural existente y proyectada). Esto, aun pese a las dificultades de mantener conectado

un país con las características de Perú.


Page 52 of 76

Gráfico 56: Infraestructura (Midstream) de Crudo y Gas Natural


En definitiva, la siguiente tabla sintetiza los principales mensajes derivados del análisis del sector

Upstream global, regional y nacional realizado.

Tabla 4: Mensajes clave de Upstream para PETROPERÚ


Infraestructura de Crudo y Gas

Infraestructura de Crudo Infraestructura de gas

Oleducto OperadorDistancia

km

Capacidad

kb/d

Nor-Perúano-

Tramo UnoPETROPERÚ 320 150

Nor-Perúano-

Tramo DosPETROPERÚ 450 200

Ramal Norte PETROPERÚ 260 100

TGP (Liquids) TGP 557 110

Plantas

de GNLOperador / dueño Ventas

Perú

LNG

(PLNG)

Hunt Oil (50% y

operador),

K Energy (20%)

Shell (20%)

Marubeni (10%)

Suministro de

620 mmcfd de

gas por un

periodo de 18

años

Gasoducto OperadorDistancia

km

Capacidad

mmcfd

TGP (Gas) TGP 729 610

Perú LNG

Gas pipelineHunt Oil 408 667

Observación Comentarios

Aumentarán inversiones

provocando crecimiento

en la producción de

petróleo y gas hasta 2020

• Wood Mackenzie espera que inversiones en E&E en el Perú incrementan más

de 80% en los próximos 5 años

• Producción de líquidos debería crecer de 177 kbd en 2013 a más que 280 kbd

en 2020

• Producción de gas debería crecer de 14 bmc en 2013 a casi 18 bmc en 2020

Altos retornos en el Perú

reflejan la importancia

del segmento a la renta

petrolera global

• Según nuestros cálculos, retornos en los mayores proyectos Upstream en Perú

han variado entre 17 y 33%

• Estos retornos son bastante más altos que los retornos esperados en proyectos

de downstream en la mayoría de los casos que hemos visto en el Perú

Hay una serie de desafíos

y riesgos que hay que

enfrentar

• El Perú tiene un régimen fiscal muy progresivo, pero hay varios desafíos en la

industria, que incluye:

• Consulta previa y conflictos sociales

• Atrasos y plazos extendidos requeridos a conseguir permisos ambientales

• Comercialización de hidrocarburos pesados y/o ubicados en zonas aisladas

El Perú se mantendrá

como exportador clave,

pero el mercado interno

se desarrollará rápido

• En el negocios de gas, el Perú tendrá avances importantes en sus programas

de masificación, con doblar el consumo de gas natural hasta 14 bmc a 2030

• Sin embargo, con la esperada crecimiento de la producción de gas, el Perú se

mantendrá un exportador importante de gas en la región


Page 53 of 76

3.2 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN REFINACIÓN

Al evaluar el segmento Downstream en Perú, resulta preciso partir con una mirada macro sobre la

cadena de valor de los hidrocarburos líquidos para identificar y cuantificar las particularidades del

mercado doméstico (ver gráfico siguiente). En particular, observamos que Perú es un mercado de

distribución de combustibles de escasos suministradores primarios y múltiples actores minoristas.

Gráfico 57: Cadena de Valor de los Hidrocarburos Líquidos - 2013 mbd


La demanda de los productos refinados crece sostenidamente en Perú, particularmente la demanda

de GLP (la cual crece con una tasa anual de crecimiento del 3%), Gasolina (2.8%) y Diesel (1.9%).

GLP: Principalmente usado en las residencias para cocinar y calentar. Debe destacarse

adicionalmente que fuera de Lima, la conversión de vehículos a GLP ha sido popular

Gasolina: El número de vehículos ha crecido 5.3% por año desde el 2003, con la gasolina

como el combustible dominante

Diesel: 80% del sector de transporte, 15% de industria


Page 54 of 76

Gráfico 58: Demanda de Productos Refinados en Perú (MMtoe), 2000 - 2030

Notas: CAGR - Tasa compuesta anual de crecimiento (por sus siglas en inglés), Millones de toneladas equivalentes de crudo


Las refinerías de Talara y La Pampilla han sabido aprovechar el entorno favorable en años recientes.

Incluso, Talara ha logrado mantener altos niveles de utilización de su capacidad de refinación en

comparación con La Pampilla, tal como se observa en el siguiente gráfico.

Gráfico 59: Producción (kb/d) y Utilización (%) histórica de las refinerías Talara y La Pampilla, 2011-2013

Refinería Talara Refinería La Pampilla

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Uti

lizació

n

Pro

du

cció

n(k

b/d

)

Jul-14201320122011

UtilizaciónOtros ProductosPetróleo IndustrialDiesel/GasoilJet (Turbo)GasolinasNaftaGLP

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

Uti

lizació

n

Pro

du

cció

n(k

b/d

)

201320122011


Page 55 of 76


Las plantas de almacenaje para los productos derivados en Perú están distribuidas en relación a la

demanda, tal como se observa en el siguiente gráfico:

Gráfico 60: Capacidad (miles de barriles) y Porcentaje de Capacidad y Demanda de plantas de

almacenamiento en Perú, 2013

Fuente: Osinergmin, Wood Mackenzie

Los precios de los productos refinados en Perú reflejan actualmente el diferencial logístico con la

Costa del Golfo de EE.UU. (USGC), por ejemplo, alrededor de US$5 por barril para gasolina 90.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

Capacid

ad d

e a

lmacenam

iento

(Mbls

)

% de capacidad

% de demanda

Capacidad (Mbls)

No incluye

almacenaje en la

refinerías


Page 56 of 76

Gráfico 61: Precios de gasolina y diésel en la Costa del Golfo de EE.UU. (US$/barril) 2009-2013

Fuente: PETROPERÚ, Wood Mackenzie

Las refinerías de PETROPERÚ en su conjunto procesan crudo nacional, crudo importado y adquieren

productos importados para poder satisfacer las demandas de calidad establecidas en el mercado

doméstico.

Gráfico 62: Balance de Carga/Producción de PETROPERÚ– Junio 2014 (Mbd)


La Refinería La Pampilla por su parte importa casi la totalidad de sus cargas y exporta más del 30%

de su producción:

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

2009 2010 2011 2012 2013

USGC

Talara

Iquitos

Conchan

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

2009 2010 2011 2012 2013

USGC

Talara

Conchan

Iquitos

Precio de Gasolina 90 en la Costa del Golfo de EE.UU. (USGC) US$/barril

Precio de Diesel US$/blPrecio de Diesel 90 en la Costa del Golfo de EE.UU. (USGC US$/barril

Conchán

Conchán

Productos Principales

GLP 3.9

Gasolinas 19.84

Destilados Medios 44.03

Petróleos Industriales 17.94

Asfaltos/Otros 2.69

Total 88.40

Nota: * Carga de alto octanaje

Cargas Principales

Crudo Doméstico 52.26

Crudo Importado 19.2

Crudo Reducido 4.34

HOBS* 0.89

Biodiesel/Diesel Bajo Azufre 10.57

Nafta Craqueada 4.21

Total Cargas 91.47


Page 57 of 76

Gráfico 63: Balance de Carga/Producción de Refinería La Pampilla – Junio 2014 (Mbd)


Así, el desbalance establecido entre la capacidad de refinación (La Refinería de la Pampilla tiene una

capacidad de ~107 Mbd y las refinerías de PETROPERÚ una capacidad de 94 Mbd, o 201 Mbd en

total) y el mix de productos demandados motiva una baja utilización de las refinerías y malos

desempeños económicos.

Perú es deficitaria en diesel y excedentaria en gasolina y combustóleo.

La estructura de refinación de Perú no consigue un buen desempeño económico cuando

opera con alta utilización de su capacidad, bajo las condiciones actuales de suministro y

mercado

o Parte de la capacidad de refinación procesa crudo local de alta calidad y vende la

totalidad de su producción por barril en el mercado local, obteniendo un alto

margen bruto por ello

o Parte de la capacidad procesa crudos importados, vendiendo una porción de sus

productos en el mercado local y exporta otra porción a precios más bajos

o Parte de la capacidad de refinación no es capaz de procesar crudo, dado que la

economía de proceso de crudo importado y la exportación de una alta proporción

del barril procesado no cubre los costos variables

La modernización de la Refinería Talara incrementará la disponibilidad de destilados

medios, pero agregará oferta de gasolina y combustóleo que podría tener que ser

exportado.

Productos Principales

GLP 2.1

Gasohol 11.75

Destilados Medios 41.99

Petróleos Industriales 11.05

Asfaltos/Otros 1.34

Gasolina primaria exportación 7.72

Subtotal 75.95

Nota: * destilado medio de bajo azufre, origen Pluspetrol

Cargas Principales

Crudo Doméstico 0.00

Crudo Importado 66.56

MDBS* 4.73

Biodiesel/Diesel 11.10

Etanol 0.54

Gasolinas Alto Octano 0.67

Total Cargas 83.60


Page 58 of 76

En este contexto, cada barril de gasolina que las refinerías no venden en el mercado doméstico de

gasolina, tiene como impacto económico el descenso de la carga o la diferencia entre los valores de

importación y de exportación de entre US$6 a US$10 por barril de gasolina o nafta que tiene que

ser exportada.

Gráfico 64: Impacto en la participación de mercado de Gasolina sobre la economía de la Refinería Talara y

Refinería La Pampilla


PETROPERÚ ha mantenido su desempeño históricamente dada su ventaja en el acceso al crudo y su

alta participación en el mercado local. La siguiente tabla presenta un análisis comparativo de alto

nivel para PETROPERÚ vs Refinería La Pampilla, a través de distintas dimensiones claves:

Tabla 5: Comparativo, refinerías PETROPERÚ vs. Refinería La Pampilla

Medida a comparar Refinación PETROPERÚ Refinería La Pampilla

Costo de Materia Prima • Petróleo crudo local e

importado • Petróleo crudo

importado

Utilización de Capacidad • Alta, disminución reciente a

cerca del 90% • Relativamente baja,

aprox.65%

Logística • Logística compleja para

alcanzar el mercado

• Cercana al principal mercado, terminal propio

Ventas Domésticas ~ 8 kb/d

Gasolina o Nafta

@ Valor Exportación

Valor de Importación

Capacidad ~25 kb/d

Ventas Domésticas ~11 kb/d

Capacidad ~16 kb/d

Refinería Talara Refinería La Pampilla

6-10

$/barril


Page 59 of 76

Medida a comparar Refinación PETROPERÚ Refinería La Pampilla

Mercado Doméstico

• Acuerdos de exclusividad con algunos distribuidores

• Suministro a regiones con margen incierto

• Limitado control de demanda

• Alta integración en distribución & retail

• Posicionamiento premium

Calidad de Productos

• Se importan productos para cumplir regulación de producto

• Adquirirá dicha capacidad en 2019

• Se importan productos para cumplir regulación de producto Adquirirá dicha capacidad en 2016


Las especificaciones de calidad perjudican la economía de las refinerías en Perú. La Refinería La

Pampilla cumplirá con las nuevas regulaciones, al menos dos años antes que PETROPERÚ, tras

completarse su propio proceso de modernización (con un costo total estimado de entre US$ 800

millones y US$ 1,000 millones). La modernización involucra la construcción de nuevas unidades de

proceso que producirán combustibles con bajo contenido de azufre, de acuerdo al siguiente

cronograma:

Diesel en Julio 2016

Gasolina nueva especificación en 2017

Gráfico 65: Gastos de inversión en la modernización de Refinería La Pampilla (millones de dólares)

Fuente: Repsol, Wood Mackenzie

La modernización de la Refinería Talara mejorará substancialmente su viabilidad y posición

competitiva frente al escenario descrito previamente, aumentando su potencial de producción total

050

100150200250300350

Diesel Gasolina Planta dehidrógeno

Serviciosauxiliares

FEL

US

$ m

illo

nes


Page 60 of 76

y en particular, permitiendo un aumento considerable en el output de diesel esperado.

Gráfico 66: Producción de Refinería Talara (kb/d) 2012 y 2020


El desempeño financiero de la Refinería Talara estará sujeto no obstante a factores de mercado

externos e internos:

Factores de Fuerte Impacto en Margen

Disponibilidad de crudo local

Disponibilidad de crudo pesado en el Pacífico

Disponibilidad de gas natural en la zona

Diferencial de precios internacionales:

o Petróleo Crudo liviano vs. petróleo crudo pesado

o Spread gasolina vs. petróleo crudo

o Spread diesel vs. petróleo crudo

23

45

13

15

1012

6

8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Pro

du

cc

ion

(kb

/d)

2020

92

4

5

2012

60

1

4

35

Otros Productos

Diesel/Gasoil

Petroleo Industrial

Jet/Kero (Turbo)

Gasolina

Nafta

GLP


Page 61 of 76

Mayor demanda doméstica de gasolina

Aumento de la participación de mercado de PETROPERÚ en gasolinas

Acciones de Protección de Margen

Aumento de producción de crudo doméstico y gas natural local

Fortalecimiento de posición en distribución en Perú

Contratos de largo plazo con productores de crudo adecuado a la nueva configuración


Downstream global, regional y nacional realizado.

Tabla 6: Mensajes clave de Downstream para PETROPERÚ


3.3 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN RETAIL

PETROPERÚ controla un número significativo de grifos en territorio peruano, siendo el mayor actor

en términos del número total de estaciones de servicio. Cuenta no obstante con un foco principal

en el modelo de "afiliadas", versus sus principales competidores. Se destaca adicionalmente el alto

número de grifos independientes que componen el mercado peruano.


El desbalance de mix de

demanda vs. oferta

desafía al segmento

• País importador de diesel y exportador de gasolina y petróleo industrial

• Aumenta la oferta local de combustibles substitutos en el transporte: GLP y Gas

Natural

• La estructura industrial de refinación, aun modificada post-PMRT no logrará

revertir la situación

Las especificaciones

desafían la economía

• En general los países intentan aplicar especificaciones de combustibles que

pueden ser alcanzadas por los refinadores locales.

• La demora en los proyectos del Perú han dejado expuesto el segmento y a la

economía del país en general a la necesidad de importación de diesel de bajo

azufre y a la exportación de diesel de alto azufre

• Además, el segmento disminuye su nivel de utilización por la limitada economía

marginal

La posición competitiva

del segmento mejorará

sustancialmente, pero los

resultados estarán

sujetos a factores

internos y externos

• La capacidad futura de refinación procesará crudos de menos calidad y

producirá productos de mas calidad y mas adecuados al mix de demanda

peruana

• Sin embargo, existen factores críticos para su desempeño: disponibilidad de

crudos locales o regionales, demanda de gasolina doméstica y la volatilidad de

los diferenciales crudo-producto y crudo pesado vs. liviano a nivel internacional


Page 62 of 76

Gráfico 67: Distribución de Grifos por Empresa y Tipo en Perú

Fuente: AGESP, PETROPERÚ, OSINERGMIN, Wood Mackenzie

El mercado de retail de combustibles líquidos en el Perú presenta una marcada concentración. Así,

dos terceras partes de la demanda se concentra en siete de los veinticuatro departamentos.

Gráfico 68: Porcentaje de la demanda de combustibles y Número de Grifos por Departamento en Perú

Fuente: OSINERGMIN, Wood Mackenzie

% de número de Grifos y

EESSGrifos Propias Afiliadas

Volumen

Miles de

gal. al mes

PETROPERÚ 530 1 529

Repsol 356 81 275

Primax 333 110 223

PECSA 300 75 225

Independientes 2449

Total Grifos y EESS 3968 32

Número de Grifos 2010 2013

Volumen

Miles de gal.

al mes

Con GNV 138 227 20

Con GLP 340 700 60

Número de grifos por departamento (2012)Departamento Diesel % Gasolina % Petróleo

Industrial %

Lima 30.0 41.0 15.5

Arequipa 9.2 7.8 13.9

La Libertad 7.9 3.9 9.3

Ancash 6.2 1.8 13.4

Cajamarca 5.8 2.4 1.6

Piura 4.9 5.5 4.9

Cusco 4.5 4.1 0.8

ICA 4.2 3.7 8.3

Moquegua 3.8 0.7 12.9

Junín 3.2 2.8 2.4

Lambayeque 3.0 3.9 1.4

Puno 2.5 2.5 0.0

Ucayali 1.9 4.6 0.0

Loreto 1.4 5.3 13.6

Acumulado 88.5% 92.5% 98%


Page 63 of 76

La estructura de precios (y los factores de su composición) varía significativamente a través de las

distintas regiones.

Gráfico 69: Estructura de Precios de Combustibles Retail (US$/barril)

Fuente:, PETROPERÚ (Lista de precios de combustibles 06.08.2014), Repsol (Lista Oficial de Precios de Combustibles de Refineria La Pampilla S.A. 06/08/2014), Osinergmin


Retail global, regional y nacional realizado.

Tabla 7: Mensajes clave del sector de comercialización para PETROPERÚ

124136 141 144

2721

34

28

136126

11

10

1823

2828

Diesel

171

0

Gasolina

186

0

Diesel

202

Gasolina

213

DieselGasolina

ISC

Márgen bruto de comerzialización

IGV

Exrefinería Talara

Rodaje

Ex-terminal

Callao

Terminal

Callao

Terminal

$/b

bl


Segmento dominado por

independientes

• El rol del distribuidor intermediario entre productor/importador y grifo no tiene

gran atractivo en la estructura actual de mercado

• La relación directa suministrador primario-independientes actual ofrece espacio

para crecer en número de afiliadas

Diversidad de atractivo

de grifos

• Margen unitario por galón relativamente alto

• Volumen promedio por grifo relativamente bajo

• Precios finales no uniformes

Crecimiento esperado de

demanda, pero no de

grifos

• Crecimiento de demanda atractivo

• Volumen medio relativamente bajo de ventas por grifo y el costo de oportunidad

inmobiliario puede motivar una consolidación o al menos una limitación en el

crecimiento de número de grifos

• Esto sería un factor positivo para los participantes actuales, inclusive

PETROPERÚ

Penetración de otros

combustibles en los

grifos

• GLP y GNV desplazan volúmenes de consumo de gasolina

• PETROPERÚ pierde poder de negociación como suministrador primario del

sector vehicular peruano por ello


Page 64 of 76


3.4 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN GLP

El mercado de GLP en el Perú ha tenido un marcado crecimiento en años recientes, registrando una

tasa anual de crecimiento del ~12% desde el 2006 al 2014. El grueso de la demanda proviene de las

zonas costeras, con Lima como el principal centro de consumo (concentrando más del 50% del

mercado en la actualidad). Debe destacarse que si bien la cuota de mercado correspondiente a la

capital ha disminuido durante el periodo analizado, el volumen demandado ha crecido a una tasa

anual equivalente del ~8% (frente a crecimientos más acelerados en otras regiones).

Gráfico 70: Demanda de GLP por región (miles de barriles por mes), 2006-2014


Se proyecta que el mercado en GLP peruano sufra un crecimiento sostenido hacia el 2030,

empujado principalmente por la demanda residencial y comercial (RCA = Residencial, Comercial y

Agricultura). Considerando exclusivamente los yacimientos probados, la producción doméstica será

suficiente para satisfacer la demanda interna hasta el 2022 aproximadamente. A partir de ese año,

nuevos descubrimientos podrán satisfacer la demanda incremental del país.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

-

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

Fe

b-6

Ago

-6

Fe

b-7

Ago

-7

Fe

b-8

Ago

-8

Fe

b-9

Ago

-9

Feb-1

0

Ago

-10

Fe

b-1

1

Ago

-11

Fe

b-1

2

Ago

-12

feb

-13

ago-1

3

feb

-14

Selva Sierra Costa Lima % del mercado

11.9% CAGR (Feb ´06 – Feb´14)

Mientras su cuota del

mercado cayó la demand de

Lima tenía un 8.1% CAGR

Mile

s d

e b

arr

ile

s p

or

mes


Page 65 of 76

Gráfico 71: Oferta y Demanda de GLP en Perú (miles de barriles por día) 2000-2030

Nota: RCA Residencial, Comercial y Agricultura


En línea con los patrones de demanda establecidos anteriormente, vemos que la infraestructura de

distribución de GLP en el Perú sigue estas líneas.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Transporte RCA* Industria Producción Total

Potencial para nuevos

descubrimientos de gas

Kb

/d


Page 66 of 76

Gráfico 72: Distribución de GLP por Región

Fuente: OSINERGMIN

Solamente Repsol y Zeta Gas Andino cuentan con plantas de almacenamiento además de

envasadoras de GLP. Repsol en particular es el líder claro del mercado, a partir de las siguientes

estadísticas:

31% de la capacidad de las plantas envasadoras

20% de la capacidad de almacenamiento

La mayoría de sus activos están en Lima, donde la demanda es concentrada

Gas Licuado de Petróleo (GLP)


Page 67 of 76

Gráfico 73: Capacidad de Envasado y Almacenamiento de GLP por empresa (miles de barriles)


La correlación entre la capacidad de las envasadoras y la demanda indica que hay una adecuada

distribución de las plantas envasadoras en las regiones:

Gráfico 74: Correlación de la Capacidad Envasado y Demanda


PETROPERÚ recibe uno de los mejores precios de GLP en Callao, pero no en Talara (Piura), donde los

Capacidad de Almacenamiento de GLP (miles de barriles)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

0

50

100

150

200

250

300

cu

ota

de

me

rcad

o%

Callao Ica Piura Ucayali Cuota de mercado %

43%

15%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

cu

ota

de

merc

ad

o%

Costa Selva Sierra % del mercado

Capacidad en Plantas Envasadoras de GLP(miles de barriles)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Cap

acid

ad

de P

lan

tas E

nv

asad

ora

s (

bls

)

Demanda 2013 (mbls)

APURIMAC

TACNA

AMAZONAS

TUMBES

AYACUCHO

LORETO

SAN MARTIN

CAJAMARCA

CUSCO

UCAYALI

HUANUCO

PUNO

ICA

ANCASH

JUNIN

PIURA

LAMBAYEQUE

LA LIBERTAD

AREQUIPA

La Libertad

Piura

Lambayeque

Fuente: Osinergmin, Elaboracion: Wood Mackenzie

Ancash

APURÍMAC

SAN MARTÍN

HUÁNICO

JUNÍN


Page 68 of 76

precios de GLP son relativamente bajos.

Gráfico 75: Precio del GLP por Productor y Retail por Región (Soles/kg)


La extracción de los líquidos asociados a la producción de gas de Camisea representa la principal

fuente interna de GLP en el Perú, representando un 76 % de la oferta nacional en 2013. Camisea es

operada por Pluspetrol con sus socios Hunt Oil, SK Energy, Repsol, Sonatrach y Tecpetrol.

Precio de GLP Soles/kg (Grifos y Gasocentros)

1.50 1.70 1.90 2.10 2.30 2.50

PUNO

AMAZONAS

CUSCO

ICA

CAJAMARCA

SAN MARTíN

AYACUCHO

TACNA

PASCO

MOQUEGUA

ANCASH

TUMBES

JUNÍN

LA LIBERTAD

LAMBAYEQUE

LIMA

PIURA

UCAYALI

AREQUIPA

HUÁNUCO

Precio de GLP Soles/ kg por Productores

1.50 1.70 1.90 2.10 2.30 2.50 2.70

AGUAYTIA (HUANUCO)

PETROPERU (CALLAO)

GMP (TALARA)

RELAPASA (LIMA)

AGUAYTIA (PUCALLPA) 1/

SAVIA PERÚ S.A.

PGP (TALARA)

PLUSPETROL (PISCO)

PLUSPETROL (LIMA)

PETROPERÚ (TALARA)

PERUPETRO S.A.

Promedio 2014 (a Julio) Promedio 2013

PE

TR

OP

ER

Ú C

alla

o 2

01

3

PE

TR

OP

ER

Ú C

alla

o 2

01

4


Page 69 of 76

Gráfico 76: Producción de GLP por fuente (miles barriles)

Fuente: MINEM, Wood Mackenzie


GLP global, regional y nacional realizado.

0

5000

10000

15000

20000

25000

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

3

Importaciónes

Proc. de gasPariñas

Pluspetrol

Aguaytia

GMP/EEPSA

La Pampilla

Talara

ExportaciónesExportaciones

Importaciones

Aguaytía

Proc. De Gas

Pariñas

Proc. De Gas

Pariñas

Mil

es

de

ba

rril

es


Page 70 of 76

Tabla 8: Mensajes clave de GLP para PETROPERÚ


3.5 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN LUBRICANTES

La demanda total de lubricantes en el Perú ha crecido consistentemente en los últimos años a una

tasa anual equivalente de ~5.8%.

Gráfico 77: Demanda de Lubricantes (miles de barriles) 2006-2013



La oferta y demanda de

GLP han crecido

sostenidamente en Perú

• El aumento de oferta viene de la producción de upstream

• La demanda está creciendo, especialmente fuera de Lima

El mercado tiene gran

cantidad de actores

• Hay 77 envasadoras en todo el país

• El sector de distribución es menos formal con la participación de muchas

pequeñas empresas

El precio del producto

final varia por región

• Los costos de logística son elevados

• La oferta es mayor en los centros de demanda más grandes por lo que habrá

que minimizar los costos de logística a estos mercados

-200

0

200

400

600

800

1000

1200

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

Importaciones Exportaciones

Demanda (Estimada)

5.85% CAGR

2006-2012

Mile

s d

e b

arr

iles


Page 71 of 76


El notable aumento en la demanda registrado ha sido consecuencia en parte de la evolución

marcada registrada por el sector minero y el crecimiento del parque vehicular doméstico y su

demanda asociada combinada.

Gráfico 78: Evolución Producción Minera (miles de TMF) y del Parque Vehicular (número de vehículos),

2001-2012


Fuente: MINEM, MTC, Wood Mackenzie

Frente al incremento registrado en la demanda, el país ha debido importar volúmenes cada vez

mayores de lubricantes (producto final y componentes para su elaboración), con tasas anuales del

~7% las importaciones de aceites lubricantes han estado reemplazando importaciones de bases

desde 2010.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Otros*

Cobre

* Otros incluye: Zinc, Plomo, Estaño y Molibdeno

Parque Vehicular, Según Clase de VehículoProducción Minero Metálica (Miles de TMF)

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

REMOLQUE Y SEMI-REMOLQUE

REMOLCADOR

CAMION

OMNIBUS

CMTA. PANEL

CMTA. RURAL

CMTA. PICK UP

STATION WAGON

AUTOMOVIL

5.3% CAGR

2003-2012

1.7% CAGR

2002-2012

CAMIÓN

AUTOMÓVIL

vehíc

ulo

s

Mile

s d

e T

MG


Page 72 of 76

Gráfico 79: Evolución de las Importaciones de Lubricantes (miles de barriles) 2006-2013



La empresa Mobil controla el mercado de lubricantes en el Perú con una participación total del

~38% (y un ~80% de los mercados industrial y minero).

Gráfico 80: Importaciones por tipo de producto y empresa

Fuente: Wood Mackenzie (en base a relevamientos de mercado)

0

200

400

600

800

1000

1200

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

Bases Lubricantes Aceites Lubricantes

Grasas Lubricantes Total

7.15% CAGR

2006-2013

Mile

s d

e b

arr

iles

•Mobil – 38% del mercado

•Shell – 30% del mercado

(comercializados por la empresa

NEXO del Grupo Romero)

•Mobil – 80% del mercado

•Shell – 18% del mercado

•Otros – existen empresas

especializadas abasteciendo

nichos, por ejemplo Houghton

• Isopetrol tiene una alianza con

Lubrizol y comercializan la marca

CASTROL

• Isopetrol tiene su propia planta y

compró la planta de CASTROL

Mobil Oil Shell Otros Isopetrol OtrosMobil Oil Shell Otros

Total Industrial y Minería Transporte


Page 73 of 76

Esta empresa importó 64% de las bases en 2013, mientras que las importaciones de productos

terminados son controladas por los independientes.

Gráfico 81: Importaciones por tipo de producto y empresa (miles de barriles) 2006-2013


En definitiva, la siguiente tabla sintetiza los principales mensajes derivados del análisis del sector de

Lubricantes global, regional y nacional realizado.

Bases Lubricantes(miles de barriles)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Aceites Lubricantes(miles de barriles)

Grasas Lubricantes(miles de barriles)

CASTROL TEXACO/ISOPETROL

MOBIL SHELL OTROS

35%

39%

64%

278

360

Número en rojo son porcentajes del total


Page 74 of 76

Tabla 9: Mensajes clave del sector de Lubricantes para PETROPERÚ


3.6 PRINCIPALES TENDENCIAS NACIONALES EN PETROQUÍMICOS Y FERTILIZANTES

Wood Mackenzie espera que la demanda de petroquímicos en Perú crezca en un 6% por año hasta

el 2030, conducida principalmente por el polietileno (visto típicamente como una forma de

monetizar los recursos de gas natural, reduciendo las importaciones de derivados). Al evaluar la

dinámica regional, se identifica a Perú junto a Brasil, Bolivia y Argentina como los principales

candidatos para desarrollar la capacidad futura de la región.

PETROPERÚ ha entrado recientemente en un memorándum de entendimiento (MoU) con la

compañía brasileña Braskem para evaluar la viabilidad de un cracker de etileno. Su ejecución

económica dependerá en gran medida de las acciones de los productores, quienes controlan la

oferta de etano; este último punto es particularmente relevante, ya que el desarrollo de una planta

de escala internacional requerirá la centralización de todo el etano producido en el país.


La demanda ha estado

creciendo fuertemente

• La demanda ha estado creciendo a 5% por año

• El crecimiento del parque vehicular y el sector minero impulsarán el crecimiento

de la demanda

Perú es un importador de

lubricantes

• No existe producción de bases en Perú

• Mobil cada vez es más dominante en el mercado de importaciones y blending

de las bases con otras empresas saliendo del mercado

• Desde 2010 las importaciones de bases ha comenzado de bajar y se ha

reemplazado por importaciones de productos terminados

El mercado es

concentrado

• El mercado es dominado por dos actores grandes:

• Mobil

• Shell


Page 75 of 76

Gráfico 82: Demanda peruana de derivados de etilieno (miles de toneladas) 2010-2030 y Producción

Doméstica de Etano y Metano (millones de pies cúbicos diarios) 2015-2030


La úrea y amoniaco presentan una oportunidad para la integración vertical con la producción del

gas natural, un canal apropiado para la monetización del gas del Gasoducto Sur Peruano:

Los precios de gas natural doméstico están actualmente entre 2-3 US$/MMbtu

Si se le concede este precio de gas (o al menos abajo de US$5/MMbtu) a la industria,

sostendría una planta de alto margen de úrea-amoniaco.

Gráfico 83: Importación Anual de Úrea (miles de toneladas) 2008-2013


Demanda peruana de derivados de Etileno

0

200

400

600

800

1,000

Mile

s d

e to

na

ladas

20302025202020152010

+6%

Producción de Etano y Metano disponible por GSP

0

100

200

300

400

500

600

2030202520202015

Mill

on

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e p

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Metano

Etano

0

100

200

300

400

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0

100

200

300

400

500

600

Pre

cio

($

/to

n.)

Import

acio

nes (

mile

s d

e ton.)

201320122011201020092008

Precio

Importaciones


Page 76 of 76

Gráfico 84: Importaciones Anuales de Amonio (miles de toneladas) 2008-2013


0

100

200

300

400Im

port

acio

nes(m

iles d

e ton)

201320122011201020092008

Sulfato de Amonio

Fosfato diamónico

Documents

Modernización de PETROPERÚ - Portal Institucional e ... · Tabla 2: Capacidad de Blending de Lubricantes Regional ... del petróleo crudo aumente consistentemente hacia el 2030,