REPORTE SEMESTRAL DE MONITOREO DEL
MERCADO DE GAS NATURAL
PRIMER SEMESTRE DEL 2013
Año 2 – Nº 3 –Diciembre 2013
Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar
Lima – Perú www.osinerg.gob.pe
Oficina de Estudios Económicos Teléfono: 219-3400, Anexo 1057
http://www.osinergmin.gob.pe/newweb/pages/Estudios_Eco
nomicos/77.htm
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
2
Diciembre 2013
Año 2 - Nº 3 - 2013
Contenido
Resumen Ejecutivo ........................... 2
1. Mercado Mundial .......................... 3
Reservas de gas natural y proyección .... 3
Consumo de gas natural ........................ 3
Comercio internacional.......................... 4
Precios internacionales .......................... 4
2. Mercado Nacional ......................... 5
2.1. Oferta de Gas Natural ................... 5
Reservas de Gas Natural e
Hidrocarburos Líquidos .......................... 5
Reservas ................................................. 5
Producción ............................................. 6
Ratio reserva-producción ...................... 7
Inversiones ............................................. 8
2.2. Demanda de Gas Natural .............. 9
Clientes y consumo por sectores ........... 9
Gas Natural Vehicular .......................... 10
2.3. Exportaciones ..............................10
2.4. Precios .........................................10
2.5. Análisis Financiero .......................11
Pluspetrol Camisea S.A. ....................... 11
Pluspetrol Lote 56 S.A. ......................... 11
TGP ....................................................... 12
Gas Natural de Lima y Callao ............... 12
Resumen de variables ..................... 13
Notas .............................................. 14
Abreviaturas utilizadas .................... 16
Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013
Resumen Ejecutivo En este tercer Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de
Gas Natural (RSMMGN) se presentan las estadísticas relevantes
del mercado del gas natural para el primer semestre del 2013.
Asimismo, se presentan y analizan las principales variables que
describen la evolución del mercado de gas natural.
Se muestra la evolución histórica de la industria del gas natural
considerando la información disponible desde el año 2005. El
RSMMGN consta de dos secciones. En la primera sección se
presentan estadísticas del mercado mundial como reservas,
producción, consumo, precios y comercio. En la segunda sección
se presentan estadísticas asociadas al mercado nacional,
describiendo variables de oferta como reservas, producción,
inversión, y variables de demanda como clientes y consumo por
sectores. Además, se muestran estadísticas sobre precios,
exportaciones y un análisis financiero de las principales empresas
que participan en los segmentos de producción, transporte y
distribución.
En términos generales, el 2005 fue el inicio de la mayor
concentración de la producción de gas natural en la Selva Sur
dejando en segundo lugar a la Selva Central, el cual se mantiene
en la actualidad con 97% y 1%, respectivamente. En el segundo
trimestre del 2013 la producción de gas natural aumentó en 0.7%
respecto al segundo trimestre del 2012, y la producción de
líquidos de gas natural aumentó en 56% respecto al mismo
período del año anterior. En junio del 2013, el número de
demandantes de gas natural se incrementó en 51% respecto a
junio del 2012. En este mismo período, el segmento de clientes
residenciales agrupó la mayor cantidad de demandantes
creciendo en 51%. Así mimo, los principales consumidores de gas
natural siguen siendo los generadores eléctricos, quienes
consumieron 311 MMPCD en junio del 2013.
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
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Reservas de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012
Asia Pacífico África
Medio Oriente Europa y Eurasia
América del centro y del sur América del Norte
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TCF
Producción de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012
Asia Pacífico África
Medio Oriente Europa y Eurasia
América del centro y del sur América del Norte
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20
12
TCF
Consumo de Gas Natural (TCF) 2000 - 2012
Asia Pacífico África
Medio Oriente Europa y Eurasia
América del centro y del sur América del Norte
Fuente: BP
Fuente: BP
Fuente: BP
1. Mercado Mundial Reservas y producción Las reservas mundiales de gas natural se incrementaron de 5,447
TCF en el año 2000 a 6,614 TCF en el año 2012, creciendo a una
tasa promedio anual de 1.7%. Históricamente, la región con
mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, básicamente por
las reservas de Irán y Arabia Saudita. La segunda región es Europa
y Eurasia, [1] primordialmente por las reservas de Rusia, y en los
últimos cinco años, por las reservas de Turkmenistán. En el 2012,
las reservas del Medio Oriente y de Europa y Eurasia
representaron el 43.2% y el 31.4% del total, respectivamente.
Por su parte, la producción de gas natural se incrementó de 85.2
TCF en el año 2000 a 118.8 TCF en el año 2012, creciendo a una
tasa promedio anual de 2.8%. La región con la mayor producción
para el período 2000-2012 es Europa y Eurasia, básicamente por
Rusia, Noruega y Países Bajos. La segunda región es América del
Norte, básicamente por Estados Unidos. En el 2012, la producción
de Europa y Eurasia, y América del Norte representó el 30.8% y
26.6%, respectivamente. Asimismo, a pesar de que históricamente
Medio Oriente es la región con mayor reservas no ha sido uno de
los principales productores, sin embargo en los últimos años
destaca el incremento de su producción básicamente por Irán,
Qatar y Arabia Saudita.
Consumo El consumo de gas natural se incrementó de 85.1 TCF en el año
2000 a 116.7 TCF en el año 2012, creciendo a una tasa promedio
anual de 2.7%. La región que consumió la mayor cantidad en el
período 2000–2012 fue Europa y Eurasia. En esta región, los
países que consumieron más en el año 2012 fueron Rusia (38.4%),
Reino Unido (7.2%) y Alemania (6.9%). La segunda región fue
América del Norte, siendo Estados Unidos el principal consumidor
(80%). En el mismo período, destaca el incremento del consumo
de Medio Oriente básicamente por Irán y Arabia Saudita.
Si se compara la producción y el consumo en el año 2012, se
aprecia un ligero incremento en los inventarios (2.1 TCF), aunque
mínimo, dada la limitada capacidad de almacenamiento del gas
natural.
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
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Total 2012 = 11.58 TCF Fuente: BP Total 2011 = 11.65 TCF
Total 2012 = 11.58 TCF Fuente: BP Total 2011 = 11.65 TCF
Total 2012 = 24.9 TCF Fuente: BP Total 2011 = 24.5 TCF
Total 2012 = 24.9 TCF Fuente: BP Total 2011 = 24.5 TCF
Comercio Internacional El comercio internacional de gas natural se caracteriza por la
existencia de tres mercados regionales (América del Norte, Europa
y Asia), y se transa en forma de gas natural licuado (LNG, por sus
siglas en inglés) o a través de gasoductos físicos. Es importante
resaltar el incremento de la participación del LNG en el comercio
mundial. En el año 2004, el comercio a través de gasoductos fue
de 16.1 TCF, y de LNG fue de 6 TCF representando el 27% del total
comercializado en ese año (22.1 TCF). Por otro lado, en el año
2012, el comercio a través de gasoductos fue de 24.9 TCF, y de
LNG fue de 11.6 TCF representando el 31.7% del total
comercializado en ese año (36.5 TCF).
Gas Natural Licuado (LNG) El principal importador de LNG en el 2012 fue Japón, seguido por
Corea del Sur, representando el 36% y 15% de las importaciones
totales en dicho año, respectivamente. Por otro lado, el principal
exportador de LNG en el mismo periodo fue Qatar, seguido por
Indonesia, representando el 32% y 8% de las exportaciones totales
en dicho año, respectivamente.
Gasoductos Estados Unidos es el principal importador de gas natural mediante
gasoductos, representando el 13% (3.1 TCF) y 12% (3 TCF) del
total importado en los años 2011 y 2012, respectivamente. En
Europa, Alemania es el principal importador de gas natural,
representando el 12% (3.1 TCF) del total importado a nivel
mundial en los años 2011 y 2012.
Por otro lado, Rusia es el principal exportador de gas natural a
través de ductos, exportando aproximadamente la tercera parte
del total mundial. El volumen exportado por Rusia fue de 7.3 TCF
(30%) y 6.6 TCF (26%) en los años 2011 y 2012, respectivamente.
Otros importantes exportadores son Noruega y Canadá, los cuales
representaron el 15.1% (3.8 TCF) y 11.9% (3 TCF) del total
exportado en el año 2012, respectivamente.
32%
15% 8% 7%
5%
32% 36%
15% 4% 7%
6%
32%
Importaciones de LNG (%)
Japón
Corea del Sur
Reino Unido
España
China
Otros
2012 2011
30%
9% 6% 5%
4%
45%
32%
8%
6% 5% 5%
45%
Exportaciones de LNG (%)
Qatar
Indonesia
Trinidad & Tobago
Algeria
Rusia
Otros
2012 2011
13%
12%
9%
6% 5%
56%
12%
12%
8%
4% 5%
58%
Importaciones por gasodutos (%)
Estados Unidos
Alemania
Italia
Ucrania
Turquía
Otros
2012 2011
30%
14% 13% 7%
5%
32%
26%
15.1%
11.9% 8% 5%
34%
Exportaciones por gasodutos (%)
Rusia
Noruega
Canadá
Países Bajos
Argelia
Otros
2012 2011
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
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jun
-20
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US$
/MM
BTU
Precio del Henry Hub, WTI y Brent (US$/MMBTU), Enero 2000 - Junio 2013
Henry HubWTIBrent
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12
TCF
Reservas de Gas Natural (TCF) 2005 - 2012
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
31%
32%
37%
53%
29%
18%
55%
27%
18%
0% 50% 100%
Probadas
Probables
Posibles
Reservas de Hidrocarburos 2012
Gas Natural (TCF)
Líquidos de GasNatural (MMBLS)
Petróleo (MMBLS)
Fuente: EIA
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Precios internacionales Los precios internacionales del petróleo y el gas natural han
evolucionado de manera similar hasta mediados del 2009, año a
partir del cual los precios de ambos bienes aparentemente se
empezaron a desacoplar. Una explicación de esta situación es el
hallazgo de reservas de shale gas (gas de esquisto), lo que llevó
los precios del gas natural a la baja.[2] Sin embargo, desde junio del
2012 hasta junio del 2013, el precio del Henry Hub se incrementó
ligeramente debido al mayor uso de calefacción en Estados
Unidos, reducción en los inventarios[3] y los altos precios de la
gasolina.[4] Así, en junio del 2013 el precio del Henry Hub fue de
3.83 US$/MMBTU, mostrando un aumento del 56% respecto a
junio del 2012. Asimismo, el precio del petróleo (WTI) fue
equivalente a 17.1 US$/MMBTU en la misma fecha. Según,
Ramberg y Parsons (2012), [5] pueden pasar varios años en los que
ambos precios (WTI y Henry Hub) no tengan la relación usual, a la
que volverían posteriormente dado su carácter de bienes
sustitutos.
2. Mercado Nacional
2.1. Oferta de Gas Natural
Reservas de Gas Natural e Hidrocarburos Líquidos
En el 2012, las reservas posibles de petróleo representaron el
37%, superior a su reserva probable (32%) y probada (31%). Así
mimo, las reservas probadas del gas natural fue 55%, superior a su
reserva probable (27%) y posible (18%).
Reservas de Gas natural
Las reservas probadas de gas natural en el 2012 fueron de 15.4
TCF, las cuales se incrementaron en 21% respecto al año anterior.
Ello se dio a pesar de la disminución de reservas probadas en la
zona del zócalo, gracias a que las reservas probadas de la selva
central, la selva sur y la costa norte se incrementaron en 54%, 23%
y 7%, respectivamente. Esto se debió principalmente al
incremento de las reservas probadas como resultado de nuevas
perforaciones y estudios petrofísicos en los lotes 88 y 56 que
conforman el yacimiento de Camisea de Pluspetrol.[6]
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
6
3.0
1.0
0.5
0.6
1.8
0.6
10.3
1.6
2.3
1.5
3.3
1.9
0.0 5.0 10.0 15.0
Probadas
Probables
Posibles
Reservas de Gas Natural por Lote (TCF) 2012
Otros 88 Selva sur Pluspetrol
57 Selva sur Repsol 56 Selva sur Pluspetrol
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MM
BLS
Reservas de Líquidos de Gas Natural (MMBLS)
2005 - 2012
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
II T
RIM
20
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IV T
RIM
20
05
II T
RIM
20
06
IV T
RIM
20
06
II T
RIM
20
07
IV T
RIM
20
07
II T
RIM
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RIM
20
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IV T
RIM
20
09
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RIM
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RIM
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RIM
20
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IV T
RIM
20
11
II T
RIM
20
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IV T
RIM
20
12
II T
RIM
20
13
MM
PC
D
Producción Fiscalizada de Gas Natural (MMPCD), I TRIM 2005 - II TRIM 2013
Zócalo Norte
Selva Sur
Selva Central
Costa Norte
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Por otro lado, las reservas probables fueron de 7.7 TCF en el 2012,
las cuales disminuyeron en 13% respecto al año anterior. Esto se
debió principalmente a la revaluación de las ubicaciones a
perforar en los campos de cada lote; algunas ubicaciones se
reclasificaron como probadas y otras como recursos.
Finalmente, las reservas posibles fueron de 5.1 TCF en el 2012, las
cuales disminuyeron en 32% respecto al año anterior. Según el
MEM, esta disminución se debió principalmente a la revaluación
de las ubicaciones a perforar en los campos de cada lote; algunas
ubicaciones se reclasificaron como probables y otras como
recursos.
Analizando las reservas por lote, se observa que el lote 88 posee
la mayor cantidad de reservas probadas (10.3 TCF), seguido por el
lote 56 (3 TCF). En el caso de las reservas probables, el lote 57 es
el que tiene la mayor participación (1.8 TCF). Finalmente, el lote
88 tiene también la mayor cantidad de reservas posibles (2.3 TCF),
seguido por el lote 57 (0.6 TCF). Durante el 2012, Pluspetrol
realizó la perforación de 4 pozos, encontrándose nuevos
reservorios e incrementando las reservas probadas.[7]
Reservas de Líquidos de Gas Natural
Por su parte, las reservas probadas de líquidos de gas natural
(LGN) en el 2012 fueron de 790 MMBLS, las cuales aumentaron en
26% respecto al año anterior. Por otro lado, las reservas probables
fueron de 431 MMBLS en el mismo periodo, las cuales se
redujeron en 15% respecto al año anterior. Finalmente, las
reservas posibles fueron de 234 MMBLS, siendo menores en 36%
respecto al año anterior.
Producción de gas natural
La producción de gas natural se realiza principalmente en tres
zonas, la costa norte (cuenca de Talara/Sechura), la cuenca de
Ucayali y la cuenca de Camisea en Cusco. El 2005, fue el inicio de
la mayor concentración de la producción en la Selva Sur (53%)
dejando en segundo lugar a la Selva Central (29%), el cual se
mantiene hasta la actualidad con 97% y 1% respectivamente, al
segundo trimestre del 2013.
La producción de gas natural en el segundo trimestre del 2013 fue
de 1,190 MMPCD, incrementándose en 0.7% respecto al segundo
trimestre del 2012.
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
7
43% 54%
3%
Participación por empresa en la producción de Gas Natural (%), II TRIM 2013
PluspetrolCorporation - 88
PluspetrolCorporation - 56
Otros
0
20
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80
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120
II 2
00
5
IV 2
005
II 2
00
6
IV 2
006
II 2
00
7
IV 2
007
II 2
00
8
IV 2
008
II 2
00
9
IV 2
009
II 2
01
0
IV 2
010
II 2
01
1
IV 2
011
II 2
01
2
IV 2
012
II 2
01
3
MB
PD
Producción Fiscalizada de Líquidos de gas natural (MBPD), II TRIM 2005 - II TRIM 2013
Selva Central
Zócalo
Selva sur
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-09
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-09
jun
-10
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dic
-11
jun
-12
dic
-12
jun
-13
MB
PD
Producción en plantas procesadoras de LGN (MBPD), Junio 2005 - Junio 2013
Otros
GLP
050
100150200250300350400450
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Añ
os
de
pro
du
cció
n
Ratio Reserva/Producción de Gas Natural por área
TotalCosta NorteZócaloSelva CentralSelva Sur
Total: 1,191 MMPCD Fuente: MEM
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Analizando la producción por empresa, se observa que la
producción de Pluspetrol Corporation fue el 97% del total
producido (54% en el lote 56 y 43% en el lote 88). El 3% restante
fue producido por otras empresas como Aguaytia, Petrobras,
Petrotech, entre otras.
Resaltar que el total producido por Camisea (lotes 88 y 56) a cargo
de Pluspetrol del 2005 a junio del 2013 ha alcanzado los 1.6 TCF.
Asimismo, en el II trimestre del 2013 la producción del lote 56
(54%) es superior a la producción del lote 88 (43%), a pesar que el
lote 88 posee mayor cantidad de reservas probadas (10.3 TCF)
que el lote 56 (3 TCF).
Producción de líquidos de gas natural
La producción de líquidos de gas natural se da principalmente en
el área de la selva sur (lote 88 y lote 56). La producción en el
segundo semestre del 2013 fue de 108.7 MBPD, la cual aumentó
en 56% respecto al mismo período del año anterior. El total de
derivados de líquidos de gas natural producidos en junio del 2013
fue de 107.6 MBPD, representando un incremento del 30%
respecto a similar período del año anterior.
Del total de derivados producidos en junio del 2013, el 50% fue de
GLP, el 40% nafta y el 10% restante de otros derivados; la
producción de GLP en la fecha mencionada fue de 54 MBPD,
representando un incremento de 30% respecto al año anterior.
Según Apoyo y Asociados, [8] la nafta es exportada en su totalidad,
mientras que el GLP y los destilados medios (Diesel 2) se destinan
principalmente al mercado interno. Según el MEM, en junio del
2013 el total de nafta exportada fue de 219.23 MBLS.
Ratio reserva - producción
El ratio reserva – producción indica la cantidad de años que se
podría producir gas natural considerando el volumen de reserva
actual. Es decir, asumiendo que la demanda no cambia a futuro,
este ratio es un indicador del nivel de inventarios y, por lo tanto,
de la capacidad de abastecer internamente la demanda. Para el
caso peruano, el ratio ha disminuido en el periodo 2005 – 2012,
siendo de 37 años al final de dicho periodo, tendiendo a
estabilizarse dada la mayor madurez del mercado. A nivel de área
se observa que el ratio para la selva sur, principal zona de
producción, siguió una tendencia decreciente hasta el 2011,
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
8
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2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MM
US$
Años
Inversiones en gas natural (MMUS$) 2005 - 2012
Explotación L56
Explotación L88
Fuente: MEM
Inversiones esperadas en el Sector Gas Natural (MMUS$)
* No se considera el proyecto de Kuntur, debido a que no se han iniciado las obras.
Fuente: GFGN - OSINERGMIN
presentando una ligera recuperación en el 2012, estabilizando
alrededor de este valor. La tendencia decreciente se debe a que la
producción en esta zona ha aumentado a una tasa anual
promedio de 51%.
Inversiones
De acuerdo a información del MEM, destacan las inversiones en
explotación en los lotes 88 y 56, aunque presentan un
comportamiento muy volátil en el periodo 2005-2012,
presentándose dos picos en los años 2008 y 2011, años en que la
inversión fue de 456 y 479 millones de dólares, mientras que el
año con menos inversiones fue el 2009 llegando a ser de 262
millones de dólares. Al cierre del año 2012, las inversiones en
estos lotes alcanzaron los 421 millones de dólares.
La inversión en explotación en el lote 88 se incrementó en los
últimos años, pasando de 6.6 millones de dólares en el año 2006 a
272 millones de dólares en el año 2011, destinada principalmente
a ampliación de pozos y reinyección. No obstante, en el año 2012
disminuyó a 129 millones de dólares. Por otro lado, la inversión en
explotación en el lote 56 fue volátil en el periodo 2005-2011.
Entre el año 2005 y el año 2007 aumentó de 79.4 a 382.7 millones
de dólares, posteriormente disminuyó hasta 10.1 en el año 2009,
para después aumentar a 292.1 millones de dólares en el año
2012. Este comportamiento responde a los ciclos de la inversión y
las nuevas necesidades de la demanda.
Según la GFGN y PROINVERSIÓN, [9] las inversiones planeadas en el
sector para el periodo 2013 – 2014, ascenderían a un total de
2,806 millones de dólares, previéndose la adjudicación para el
primer trimestre de 2014 del principal proyecto denominado
Mejoras a la seguridad Energética del País y Desarrollo del
Gasoducto Sur Peruano. El área de influencia del proyecto
comprenderá las regiones de Apurímac, Puno, Arequipa, Cusco,
Moquegua y Tacna. Desde dicho gasoducto se construirán ductos
y/o proyectos de infraestructura y logística para el suministro de
gas natural hacia las regiones previamente mencionadas,
conforme a lo establecido en la Ley 29970.
Periodo 2013 – 2014 *
GNLC: Ampliación de la capacidad de distribución de gas natural, de 225 a 420 MMPCD y expansión de redes.
75
Mejoras a la seguridad Energética del País y Desarrollo del Gasoducto Sur Peruano
2,431
Sistema de Distribución Ica CONTUGAS (50,000 conexiones).
300
Periodo 2015 - 2016
Nitratos del Perú S.A.: Construcción del Complejo Petroquímico para la producción de Amoniaco y Nitrato de Amonio.
1,000
CF Industries Inc.: Construcción y operación de un complejo petroquímico ubicado en el distrito de San Juan de Marcona-Ica.
2,000
Braskem: Construcción de un Complejo Petroquímico de Polietilenos y Fertilizantes en los Puertos de Ilo.
3,000
Gasoducto Andino del Sur: Exploración y Producción de lotes 57 y 58, plantas de procesamiento de gas natural y de fraccionamiento de LGN, poliducto para transporte de LGN, planta de GNL, centrales termoeléctricas, complejo petroquímico.
13,000
Sistema de Abastecimiento de GLP para Lima y Callao: Concesión de un sistema de transporte de GLP desde el productor (Pisco) hasta Lima.
260
Masificación del Uso de Gas Natural a Nivel Nacional: Transporte de GN desde la Planta de licuefacción Melchorita.
205
Sistema de Abastecimiento LGN para el Mercado Nacional: Sistema de abastecimiento para una reserva de LGN producido en planta de licuefacción de gas Pampa Melchorita.
250
PETROPERU y REPSOL: Gasoducto virtuales al sur del Perú.
100
Masificación del Uso de Gas Natural utilizando GNC (1ra etapa): Adjudicación de construcción y operación del proyecto para suministrar GN a ciudades como Abancay, Andahuaylas, Huanta, entre otras.
17.5
Mejoras a la Seguridad Energética del País y Desarrollo del Gaseoducto Sur Peruano: Concesión de obras de infraestructura que permita afianzar el Sistema de Seguridad Energética existente y descentralizar la generación eléctrica del país
17.5
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
9
0
50,000
100,000
150,000
0
500
1,000
1,500
2,000
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2
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13
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-13
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-13
Evolución del número de clientes por categoría tarifaria
Enero 2011 - Junio 2013
B - Comercial B - Industrial C
D GNV E
GE A
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
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MM
PC
D
Volumen de Gas Natural distribuido por categoria tarifaria (MMPCD)
Enero 2011 - Junio 2013 GeneraciónEléctrica
E
GNV
D
C
B - Industrial
B - Comercial
185
190
195
200
205210
215
220
225
230
0
20
40
60
80100
120
140
160
180
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2
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Talleres de conversión
Vehículos convertidos
Vehículos convertidos y talleres de conversión
Enero 2011 - Junio 2013 VehículosconvertidosTalleres deconversión
Fuente: MEM
Fuente: MEM
Fuente: CPGNV
2.2. Demanda de Gas Natural en el Perú
Clientes y consumo por sectores
El número de demandantes de gas natural fue de 124,731 en
junio del 2013, representando un incremento de 51% respecto a
junio del año anterior.
El segmento de clientes residenciales [11] agrupa la mayor cantidad
de demandantes, habiendo sido estos 123,161 en junio del 2013.
Este grupo creció en 51% respecto a junio del año anterior
(81,448). En junio del 2013, los usuarios del segmento comercial,
industrial y GNV fueron de 917, 118 y 199, respectivamente.
El volumen consumido de gas natural fue de 462 MMPCD en junio
del 2013, representando una disminución de 7% respecto a junio
del año anterior. En el mismo período, el consumo del segmento
residencial fue de 2.3 MMPCD, lo que significa un incremento de
39%. El crecimiento en el sector residencial está asociado a la
expansión de las redes de distribución en Lima y Callao, las cuales
aumentaron de 1,741 Km en diciembre del 2011 a 2,720 Km en
junio del 2013.[12] A esta misma fecha, el número de instalaciones
internas, habilitadas por el concesionario de gas natural en Lima y
Callao, se ha incrementado en un 60%, de 55,528 usuarios
registrados en el 2011 a 112,365 usuarios a junio de 2013; de los
cuales 454 son usuarios con instalaciones industriales y 111,911
son usuarios con instalaciones residenciales y comerciales.
Los principales consumidores de gas natural han sido
históricamente los generadores eléctricos, quienes consumieron
311 MMPCD en junio del 2013. Así, la producción de electricidad
de los generadores eléctricos en base a gas natural representó el
36% del total de la electricidad producida en junio del 2013
(12,929 GWh). Cabe resaltar que en los meses de junio y julio
aumenta la producción de electricidad con gas natural y
disminuye la generación hidráulica debido a la época de estiaje.
Importante mencionar que en el primer semestre del 2013 se
puso en marcha la central Tablazo de la empresa SDE Piura con
una potencia efectiva de 30 MW, la cual es una central
termoeléctrica ciclo abierto cuyo combustible es el gas natural.
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
10
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100
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250
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-13
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Nº
Esta
cio
ne
s d
e s
erv
icio
Estaciones de servicio en operación Enero 2011 - Junio 2013
600
650
700
750
800
850
ene-
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may
-10
sep
-10
ene-
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may
-11
sep
-11
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sep
-12
ene-
13
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-13V
eh
ícu
los
po
r ga
soce
ntr
o
Ratio Vehículos converidos/gasocentro Enero 2010 - Junio 2013
0
100
200
300
400
500
600
700
800
jun-10 ene-11 ago-11 mar-12 oct-12 may-13
MM
PC
D
Exportaciones promedio de gas natural (MMPCD)
Fuente: CPGNV
Fuente: CPGNV
Fuente: PERUPETRO
Gas natural vehicular (GNV)
Luego de los generadores eléctricos, los consumidores de GNV
son el segundo grupo de mayor importancia de consumo de gas
natural en el Perú. Los usuarios de GNV consumieron 53 MMPCD
en junio del 2013, representando el 12% del total consumido.
El número de vehículos convertidos a junio del 2013 fue de
161,088. Ello representó un incremento de 16% respecto a junio
del 2013. El aumento las conversiones a GNV también se
relacionan con el incremento de los talleres de conversión, que
aumentaron de 4 a 202 en el periodo enero 2006 – junio 2013. Sin
embargo, si se analiza la variación porcentual de los talleres de
conversión en los últimos años, se encuentra una disminución al
pasar de menos 3% en el período junio 2011 – junio 2012 a menos
6% en el período junio 2012 – junio 2013. Por otro lado, el
número de gasocentros (estaciones de servicio) en operación en
junio del 2013 fue 216, representando un incremento de 14%
respecto al mismo mes del año anterior.
El ratio vehículos convertidos por gasocentro [13] en el período
enero 2010-junio 2013 llegó a un mínimo de 711 en julio de 2011,
a partir del cual tuvo una leve tendencia creciente hasta junio de
2013 llegando a 746. Sin embargo, en todo este período el ratio
disminuyó en 0.3% pasando de 833 en enero de 2010 a 746 en
junio de 2013, debido al mayor crecimiento de los gasocentros
(1.9%) respecto de los vehículos convertidos (1.7%).
2.3. Exportaciones
En promedio, en el primer semestre del 2013 se exportó 591
MMPCD, donde México fue el principal destino con 224 MMPCD,
seguido por España y Japón con 161 y 123 MMPCD,
respectivamente. Así mismo, en junio de 2013 las exportaciones
de LNG fueron de 589 MMPCD, mayores en 32% respecto a junio
del 2012.
2.4. Precios
A junio del 2013, el precio de venta para el segmento residencial,
industrial, comercial, generación eléctrica y vehicular fue de 0.35,
0.21, 0.25, 0.12 y 0.18 US$/m3, respectivamente. Los usuarios
residenciales pagan un mayor precio porque usan más
infraestructura (red de polietileno) y porque tienen un menor
nivel de consumo, a diferencia de los otros usuarios.
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
11
0.00 0.20 0.40
Residencial
Industrial
Comercial
GE
GNV
US$/m3
Usu
ario
Estructura del Precio del Gas Natural (US$/m3), junio 2013*
Boca de pozo Transporte Distribución
14%
27%
21%
38%
Exportaciones de LNG por destino, I SEM 2013
Corea del Sur
España
Japón
México
Promedio I Semestre 2013: 591MMPCD Fuente: PERUPETRO
*Sin incluir IGV
Fuente: CALIDDA
Principales Ratios Financieros
Fuente: SMV
Por otro lado, en este semestre las empresas generadoras de
electricidad han tenido una tarifa en boca de pozo (0.07 US$/m3)
menor a la de los otros usuarios, que es de (0.11 US$/m3).
Según el último pliego tarifario de Calidda, los precios máximos
para otros usuarios y para los generadores eléctricos son 3.18 y
1.83 US$/MMBTU, respectivamente. [14]
2.5. Análisis Financiero
En esta sección se realiza un breve análisis financiero de las
principales empresas del sector. Como indicador de liquidez se
utiliza la razón corriente,[15] como indicador de solvencia se ha
tomado el ratio de endeudamiento patrimonial[16] y como
indicadores de rentabilidad se han utilizado los ratios ROE (Return
On Equity)[17] y ROA (Return On Assets).[18]
Pluspetrol Camisea S.A: La razón corriente aumentó de 0.89 en el
primer semestre del 2012 a 1.03 en el primer semestre del 2013.
Según Apoyo y Asociados,[19] en el 2012 la compañía tomó la
decisión de autofinanciar parte de sus inversiones y recibir
préstamos de corto plazo de Pluspetrol, siendo cancelados
durante el 2013 con captación de deuda de largo plazo. El ratio de
endeudamiento patrimonial bajó de 1.23 en el primer semestre
del 2012 a 0.87 en el primer semestre del 2013; debido a la
política de restructuración de pasivos a través de la emisión de
bonos corporativos.
Por otro lado, el ROE aumentó de 25% en el primer semestre del
2012 a 36% en el primer semestre del 2013. Esto se debió al
aumento de la utilidad neta como consecuencias del mayor
volumen vendido de nafta, diesel y propano, así como al
incremento del precio internacional del gas. Finalmente, el ROA
aumentó de 11% en el primer semestre del 2012 a 19% en el
segundo semestre del 2013 fundamentado en el aumento de la
utilidad neta explicada anteriormente, y a la disminución de la
cuenta efectivo y equivalentes de efectivo.[20]
Pluspetrol Lote 56 S.A: El indicador de liquidez de esta empresa
disminuyó de 1.95 en el primer semestre del 2012 a 1.12 en el
primer semestre del 2013; esto se debe principalmente a la
disminución del activo corriente.
Ratio Pluspetrol Camisea S.A.
I SEM 2012 I SEM 2013
Razón Corriente
0.89 1.03
Endeudamiento patrimonial
1.23 0.87
ROE 25% 36%
ROA 11% 19%
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
12
Principales Ratios Financieros
Ratio Pluspetrol Lote 56 S.A.
I SEM 2012 I SEM 2013
Razón Corriente
1.95 1.12
Endeudamiento patrimonial
1.38 1.23
ROE 55% 58%
ROA 23% 26% Fuente: SMV
Principales Ratios Financieros
Ratio TGP
I SEM 2012 I SEM 2013
Razón Corriente
2.19 4.93
Endeudamiento patrimonial
2.67 2.15
ROE 12% 9%
ROA 3% 3% Fuente: SMV
Principales Ratios Financieros
Ratio GNLC
I SEM 2012 I SEM 2013
Razón Corriente
1.35 4.77
Endeudamiento patrimonial
1.66 1.72
ROE 9% 2%
ROA 3% 1% Fuente: SMV
Al analizar el indicador de solvencia, se observa que este
disminuyó de 1.38 en el primer semestre del 2012 a 1.23 en el
primer semestre del 2013. Según Apoyo y Asociados,[21] la
empresa empezó en el 2012 un programa de amortización de
emisiones de deuda de los bonos corporativos. Por otro lado, el
ROE aumentó de 55% en el primer semestre del 2012 a 58% en el
primer semestre del 2013. Esto se genera porque el patrimonio se
incrementó en 4% y la utilidad neta aumentó en 10% el periodo
en mención debido a los menores costos de venta. Finalmente, el
ROA aumentó de 23% en el primer semestre del 2012 a 26% en el
primer semestre del 2013.
TGP: El indicador de liquidez de esta empresa es el mayor dentro
del grupo analizado, aumentando de 2.19 en el primer semestre
del 2013 a 4.93 en el segundo semestre del 2013. Según Apoyo y
Asociados,[22] la empresa mantiene un alto porcentaje de la deuda
senior a largo plazo y un saldo importante en caja. El
endeudamiento patrimonial se redujo de 2.67 en el primer
semestre del 2012 a 2.15 en el primer semestre del 2013 debido a
que el contrato Ship or Pay de transporte de NGL pasó de 85 a 110
MBPD. Finalmente, el ROE para el primer semestre del 2013 (12%)
sufrió una disminución de 3% respecto al primer semestre del año
anterior producto del incremento del patrimonio y la disminución
de la utilidad neta. El ROA (3%) se mantuvo estable entre el
primer semestre del 2012 y el primer semestre del 2013.
GNLC: La razón corriente de esta empresa aumentó de 1.35 en el
primer semestre del 2011 a 4.77 en el primer semestre del 2013,
debido principalmente al programa de expansión y gasto de
inversión de la compañía, según Standard & Poor’s.[23] El ratio de
endeudamiento patrimonial aumentó de 1.66 en el primer
semestre del 2012 a 1.72 en el primer semestre del 2013 por un
menor incremento proporcional del patrimonio (50%) que el del
pasivo (55%). El ROE en el primer semestre del 2013 se ubicó en
2% al sufrir una disminución de 7% respecto al primer semestre
del 2012 debido al incremento del patrimonio neto. Finalmente, el
ROA disminuyó de 3% en el primer semestre del 2012 a 1% en el
primer semestre del 2013 por una disminución de la utilidad neta
explicada por un mayor gasto en préstamos de deuda senior y
bono, así como el gasto en intereses de bonos.[24]
Resumen de las principales variables del sector de gas natural en el Perú
Detalles Unidades 2004 2011 2012 I SEM 2013
Variables
Agentes del Sector
Exploradores Cantidad 11 38 49 49
Explotadores Cantidad 7 8 8 8
Transportadores Cantidad 1 1 1 1
Distribuidores Cantidad 1 1 1 1
Estaciones de Servicio de GNV Cantidad 0 167 204 216
Estaciones de carga de GNC Cantidad n.a. 14 16 19
Cobertura
Cobertura % 0.0 0.9 1.4 1.7
Clientes Residenciales Cantidad 0 51,977 102,375 123,161
Clientes Comerciales Cantidad 0 593 698 917
Clientes Industriales Cantidad 11 409 428 444
Generadores Eléctricos Cantidad 1 10 9 10
Demanda Nacional MMPCD 85 445 417 462
Demanda Total MMPCD 85 1,186 1,055 1,190
Vehículos Convertidos Cantidad 0 122,221 151,781 161,088
Talleres de Conversión Cantidad 0 212 203 206
Mercado Nacional de Gas
Natural
Generación Eléctrica (Categoría GE) % 67.6 68.0 60.0 64.0
Industria (Categorías B-Industrial, C, D y E) % 32.4 20.0 25.0 23.0
GNV % 0.0 11.0 14.0 12.3
Residenciales y Comerciales (Categoría A y B-Comercial)
% 0.0 1.0 1.0 0.7
Mercado de
Líquidos de Gas Natural-Camisea
Producción de Líquidos de Gas Natural (LGN)
MBPD 23 84 85 108
Facturación (*)
Producción mill. US$ 149 1,104 899 540
Transporte mill. US$ 180 406 464 251
Distribución mill. US$ 24 303 274 199
Rentabilidad
Producción (Pluspetrol Camisea)
ROA % 25.0 30.6 26.5 19.3
ROE % 54.8 73.6 64.5 36.0
Transporte
ROA % 10.3 4.5 4.9 3.0
ROE % 44.0 18.2 16.6 9.4
Distribución
ROA % 2.6 6.7 5.4 0.6
ROE % 9.9 18.3 13.1 1.5
Participación privada
Producción % 100 100 100 100
Transporte % 100 100 100 100
Distribución % 100 100 100 100
(*) Para los años 2004, 2010 y 2011 considera a Olympic Peru Inc., Sapet Development Peru Inc, Graña y Montero Petrolera S.A., Petrobras Energía Perú S.A., Petro tech Peruana S.A., Aguaytía Energy del Perú S.A., Pluspetrol Perú Corporation S.A. – Lote 88 y Pluspetrol Perú Corporation S.A. – Lote 56. Para el primer semestre del 2013 se considera a Pluspetrol Camisea S.A. y a Pluspetrol Lote 56 S.A. Fuentes: OSINERGMIN, MEM, Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular y SMV.
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
14
Notas
[1] Europa y Eurasia incluye países de Europa y de la ex Unión Soviética.
[2] Para mayor detalle ver: Vásquez, A.; García, R.; Cueva, S.; Nario, T. y O. Almeida (2012). Reporte de Inteligencia Económica Sectorial – Gas Natural, Año 1 – Número 1. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.
[3] Para mayor detalle ver: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/eeuu-se-espera-aumento-en-la-demanda-de-gas-durante-
este-invierno
[4] Para mayor detalle ver: http://www.reuters.com/article/2013/10/08/eia-outlook-natgas-idUSL1N0HY0S120131008
[5] Para mayor detalle ver: Ramberg, David y Parsons, John (2012), “The Weak Tie Between Natural Gas and Oil Prices,” The Energy Journal,
Vol. 33, Nº 2. Pág. 13 -35.
[6] Para mayor información ver: http://gestion.pe/economia/reservas-comerciales-gas-camisea-suben-mas-15-tcf-2070338
[7] Para mayor información ver: http://www.pluspetrol.net/informepluspetrol2012.pdf
[8] Para mayor detalle ver: Apoyo & Asociados (2012), Informe Sectorial – Sector Hidrocarburos. Pág. 10 -11.
[9] Para mayor detalle ver: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (2012), Boletín de Indicadores de la Industria del Gas Natural, Junio 2013. Pág. 38 - 40. Asimismo revisar la cartera de proyectos de PROINVERSIÓN de la parte de Hidrocarburos.
[10] Para mayor información ver: http://peru21.pe/economia/gasoducto-sur-tardaria-cinco-anos-2120928
[11] Los clientes residenciales están conformados por la categoría tarifaria A, cuyo rango de consumo es entre 0 y 300 m3/mes. Por otro lado,
los clientes comerciales e industriales están dentro de la categoría tarifaria B, cuyo rango de consumo es entre 301 y 17,500 m3/mes. Además,
las categorías tarifarias C y D tienen un rango de consumo de 17,501-300,000 m3/mes y 300,001-900,000 m
3/mes, respectivamente.
[12] Para mayor detalle ver: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural (2013), Boletín de Indicadores de la Industria del Gas Natural, Junio 2013. Pág. 23.
[13] Este ratio se calcula dividiendo el número de vehículos convertidos sobre el número de estaciones de servicio en operación.
[14] Los precios máximos iniciales para los generadores eléctricos y otros usuarios eran de 1 y 1.8 US$/MMBTU, según el Contrato de Licencia para la Explotación de Hidrocarburos en el Lote 88.
[15] La razón corriente mide la capacidad de la empresa para cumplir sus obligaciones a corto plazo. Se calcula dividiendo el activo corriente entre pasivo corriente.
[16] El ratio de endeudamiento patrimonial define la estructura financiera de la empresa, mide la dependencia que una empresa tiene de financiarse a través de deuda en relación al patrimonio. Se calcula dividiendo el pasivo total entre el patrimonio neto.
[17] El ROE mide la eficiencia de la empresa para generar ganancias por cada unidad del patrimonio de los accionistas. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el patrimonio neto.
[18] El ROA mide la eficiencia de la empresa para convertir la inversión en ganancia, mientras sea mayor es mejor, pues estaría generando más ganancia con menor inversión. Se calcula dividiendo la utilidad neta entre el activo total.
[19] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Bonos Corporativos de Pluspetrol Camisea S.A. pp. 14
[20] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Bonos Corporativos de Pluspetrol Camisea S.A. pág. 8 - 9
[21] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Análisis de Riesgo – Pluspetrol Lote 56 S.A. 2012. pp.10
[22] Para mayor detalle ver: Apoyo &Asociados (2013), Informe Anual – Transportadora de Gas del Perú pág. 1 - 2
[23] Para mayor detalle ver: http://calidda.com.pe/inversionistas/descargas/SP_Ratings_Calidda_esp.pdf pp.2
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
15
[24] Para mayor detalle ver: http://www.smv.gob.pe/ConsultasP8/temp/3hkkzbog.ds1.pdf pp. 39
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Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
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16
Abreviaturas utilizadas
BP: British Petroleum EIA: U.S. Energy Information Administration MEM: Ministerio de Energía y Minas
PETROPERÚ: Petróleos del Perú S.A.
TGP: Transportadora de Gas del Perú
CPGNV: Cámara Peruana de Gas Natural Vehicular
SMV: Superintendencia del Mercado de Valores
GNLC: Gas Natural de Lima y Callao
GFGN: Gerencia de Fiscalización de Gas Natural
GLP: Gas Licuado de Petróleo
MMBTU: Millones de BTU (British Thermal Unit)
MMPCD: Millones de pies cúbicos por día
MMBLS: Millones de barriles
MBPD: Miles de barriles por día
TCF: Trillion cubic feet (EE.UU.), billones de pies cúbicos (Perú)
Reporte Semestral de Monitoreo del
Mercado de Gas Natural Primer Semestre del 2013 Año 2 – Nº 3 – Diciembre 2013
Oficina de Estudios Económicos - OEE
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Citar el reporte como: Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Primer Semestre del 2013, Año 2 – N° 3 – Diciembre 2013. Oficina de Estudios Económicos, OSINERGMIN – Perú.
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Reporte Semestral de Monitoreo del Mercado de Gas Natural, Año 2 – N° 3 – Diciembre 2013
Alta Dirección
Jesús Tamayo Pacheco Presidente del Consejo Directivo
Julio Salvador Jácome Gerente General
Equipo de Trabajo de la OEE que preparó el Reporte
Arturo Vásquez Cordano Gerente de Estudios Económicos
Raúl García Carpio Especialista
Carlos Miranda Velásquez Analista Sectorial
José A. Cabrera Holguin Practicante Profesional