1. César Gutiérrez
Director – Utilities Perú
Lima, 22 de Agosto de 2013
¿QUÉ HACER CON EL GAS NATURAL
PRODUCIDO EN EL PERÚ?

2. CAPÍTULO I:
CONCEPTO GENERAL
2

3. CONCEPTO GENERAL
3
“La política sobre el gas natural debe implementar los
correctivos que recojan las señales de mercado pero
que sean políticamente viables de implementar”.

4. CAPÍTULO II:
¿QUÉ HACER CON LA POLÍTICA DEL
REAJUSTE DE PRECIOS EN EL TIEMPO?
4

5. 2.1 COMPARACIÓN DE PRECIOS
HISTÓRICOS
5

6. 0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13
US$/MMBtu
US$/Bl
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB, FUEL OIL N° 6 Y WTI
USGC Fuel Oil N°6 WTI Henry Hub
EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL
HENRY HUB, FUEL OIL Y WTI
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Henry Hub ($/MMBtu) 6.99 7.12 8.90 4.16 4.40 4.03 2.82 3.75
Fuel Oil N°6 ($/Bl) 45.73 52.27 74.21 54.50 69.43 95.07 99.35 94.33
WTI ($/Bl) 66.22 72.31 99.65 61.80 79.53 95.12 94.21 94.30 6

7. 0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13
US$/MMBtu
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB Y
EL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO
(Eléctrico y No eléctrico)
Henry Hub GN Eléctrico GN No eléctrico GN E./Henry Hub (%) GN n.E./Henry Hub (%)
RELACIÓN ENTRE EL HENRY HUB Y EL PRECIO DEL GAS
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Henry Hub 7.12 8.90 4.16 4.40 4.03 2.82 3.75
GN Electrico 1.38 1.38 1.58 1.57 1.65 1.73 1.83
GN No Electrico 2.33 2.44 2.56 2.69 2.83 2.97 3.17
GN E./Henry Hub (%) 19.4% 15.5% 38.0% 35.7% 40.9% 61.3% 48.7%
GN n.E./Henry Hub (%) 32.7% 27.4% 61.6% 61.2% 70.2% 105.1% 84.8%
7

8. 0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13
US$/MMBtu
EVOLUCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB Y EL
GAS NATURAL EN BOCA DE POZO
(Cat. A y Cat. GNV)
Henry Hub GN Cat. A GNV GN Cat. A/Henry Hub (%) GNV/Henry Hub (%)
RELACIÓN ENTRE EL HENRY HUB Y EL PRECIO DEL GAS
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Henry Hub 7.12 8.90 4.16 4.40 4.03 2.82 3.75
GN Cat. A 0.87 0.91 0.95 1.00 1.05 2.97 3.17
GNV 0.80 0.80 0.80 0.80 0.80 2.25 3.17
GN Cat. A/Henry Hub (%) 12.2% 10.2% 22.9% 22.8% 26.1% 105.1% 84.8%
GNV/Henry Hub (%) 11.2% 9.0% 19.2% 18.2% 19.9% 79.5% 84.8%
8

9. TARIFARIO ACTUAL DE
GAS NATURAL (CALIDDA)
TARIFAS DE GAS NATURAL
En US$/MMBtu
CAT. A CAT. B CAT. C CAT. D CAT. D GNV CAT. E CAT. GE
BOCA DE POZO 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 1.8257
TRANSPORTE 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306
DISTRIBUCIÓN 3.7394 1.6544 1.2230 0.9477 1.0521 0.3032 0.3068
Cargo Fijo 0.1028 0.0685 0.2428 0.1881 0.2089 0.3032 0.3068
Cargo Variable 3.6366 1.5858 0.9802 0.7596 0.8432 - -
TOTAL 7.9450 5.8599 5.4286 5.1533 5.2576 4.5087 3.1632
Fuente: Calidda 9
TC: 2.80

10. 2.2 PROYECCIÓN DEL PRECIO
DEL GAS NATURAL AL 2023
10

11. PROYECCIÓN DE LOS PRECIOS DEL
HENRY HUB, FUEL OIL Y WTI
2006 2013 2023 2006-23 2013-23
Henry Hub ($/MMBtu) 6.99 3.75 5.68 -18.7% 42.5%
Fuel Oil N°6 ($/Bl) 45.73 94.33 129.95 184.2% 37.8%
WTI ($/Bl) 66.22 94.30 134.37 102.9% 51.6%
11
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
140.00
160.00
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022
US$/MMBtu
US$/Bl
PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL HENRY HUB, FUEL OIL N° 6 Y WTI
WTI Fuel Oil Henry Hub
Fuente: EIA

12. FÓRMULA ACTUAL DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO
DEL GAS NATURAL EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
12
Ind10 : Valor base del Oil Field and Gas Field Machinery Index - WPS1191 (nov 99 – dic 00)
Ind1i : Valor del Oil Field and Gas Field Machinery Index - WPS1191 del periodo i
Ind20 : Valor base del Fuels and Related Products and Power Index - WPU05 (nov 99 – dic 00)
Ind2i : Valor del Fuels and Related Products and Power Index - WPU05 del periodo i

13. VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL
GAS NATURAL EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL E
ÍNDICES AMERICANOS
Periodo de
Ajuste
Periodo de
Cálculo
Ind1 Ind2 FA
(Var. %)Valor Var. % Valor Var. %
2000 dic 98 – nov 1999 128.1 - 101.1 -
2011 dic 09 – nov 2010 201.5 57.3% 202.2 100.0%
Media Geométrica 4.21% 6.51% 5.43%
13
Fuente: BLS

14. 3.10
2.27
5.68
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023
US$/MMBtu
PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
Sector Eléctrico
Tarifa Histórica Factor Actual Alt. Residual Henry Hub
COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS:
SECTOR ELÉCTRICO
14
*Alternativa Residual: 38% de aumento 2013-23

15. 5.39
3.88
5.68
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
10.00
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023
US$/MMBtu
PROYECCIÓN DEL PRECIO DEL GAS NATURAL
EN BOCA DE POZO (LOTE 88 PERÚ)
Sector no Eléctrico
Tarifa Histórica Factor Actual Alt. Residual Henry Hub
COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS:
SECTOR NO ELÉCTRICO
15
*Alternativa Residual: 38% de aumento 2013-23

16. FÓRMULA ACTUAL DEL FACTOR
DE AJUSTE DE TRANSPORTE
16
TAME : Tarifa de Transporte Aplicable en Moneda Extranjera
TRP: Tarifa Máxima por la Red Principal equivalente a la Tarifa Base o Tarifa Regulada (31.4384
US$/millar de Sm3)
FD1: Factor de Descuento producto de los montos recibidos por concepto del Pago Adelantado
Total (se asumirá constante a futuro)
FA1: Factor de Reajuste del Costo del Servicio
PPIa: Índice de Precios Finished Goods less Foods and Energy ‐ WPSSOP3500 del periodo
PPI0: 149.8

17. VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL
PRECIO DEL TRANSPORTE DE GAS NATURAL
VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL GAS
NATURAL E ÍNDICES AMERICANOS
Periodo de Ajuste Periodo de Cálculo PPI
FA
(Var. %)
2000 ene-00 146.8
2013 ene-13 184.3 25.5%
Media Geométrica 1.77%
17
Fuente: BLS

18. FÓRMULA ACTUAL DEL FACTOR DE AJUSTE DE
DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
18
Ti1 : Tarifa aplicable luego de efectuar la actualización
Ti0: Tarifa vigente antes de la actualización
FA: FA: Factor de Actualización de Costos Unitarios.
PPIa: Índice de Precios Finished Goods less Foods and
Energy ‐ WPSSOP3500 del periodo
IACa: Índice de acero ‐ WPU101706 del periodo
IPEa: Índice de Polietileno ‐ WPU07110224 del periodo
IPMa: Índice de Precios al Por Mayor del periodo
Coef. Valor
a 0.0954
b 0.3434
c 0.0274
d 0.5338
Ind. Valor
PPI0 169.2
IAC0 278.1
IPE0 185.0
IPM0 179.8

19. VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL
PRECIO DEL DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL
VARIACIÓN DEL FACTOR DE AJUSTE DEL PRECIO DEL GAS NATURAL E ÍNDICES
AMERICANOS
Periodo
de Ajuste
Periodo de
Cálculo
PPI IAC IPE IPM FA
(Var. %)Valor Var. % Valor Var. % Valor Var. % Valor Var. %
2000 dic-99 147.0 - 104.4 - 99.8 - 149.5 -
2013 dic-12 183.9 25.1% 266.4 155.2% 190.1 90.5% 208.2 39.3%
Media Geométrica 1.74% 7.47% 7.42% 2.58% 4.31%
19
Fuente: BLS
*Dato inicial del IPE es de periodo de ajuste 2004

20. 8.21
7.06
4.78
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
US$/MMBtu
COMPARACIÓN DE PRECIOS FINALES DE GAS NATURAL
Principales Categorías
Cat. GNV Cat. E Cat. GE
PROYECCIÓN DEL PRECIO AL CONSUMIDOR
FINAL
DE GAS NATURAL
20

21. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 2
21
“Dado que desde el 2009 la variación del precio del
Gas Natural se disoció del precio del Residual (Fuel
Oil), la fórmula de actualización actual se asemeja
mas al comportamiento del Henry Hub, por tanto debe
mantenerse”.

22. CAPÍTULO III:
¿QUÉ HACER CON EL PRECIO DEL GAS
NATURAL PARA EL SECTOR ELÉCTRICO?
22

23. TARIFARIO ACTUAL DE
GAS NATURAL (CALIDDA)
TARIFAS DE GAS NATURAL
En US$/MMBtu
CAT. A CAT. B CAT. C CAT. D CAT. D GNV CAT. E CAT. GE
BOCA DE POZO 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 3.1749 1.8257
TRANSPORTE 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306 1.0306
DISTRIBUCIÓN 3.7394 1.6544 1.2230 0.9477 1.0521 0.3032 0.3068
Cargo Fijo 0.1028 0.0685 0.2428 0.1881 0.2089 0.3032 0.3068
Cargo Variable 3.6366 1.5858 0.9802 0.7596 0.8432 - -
TOTAL 7.9450 5.8599 5.4286 5.1533 5.2576 4.5087 3.1632
Fuente: Calidda
23
TC: 2.80
* El precio del gas natural en boca de pozo Cat. GE se encuentra 42.5% retrasado
El precio del GN en boca de pozo para los consumidores
eléctricos tiene un retraso de 42% respecto al resto de
consumidores del mercado

24. 3.1 ¿QUÉ PASARÍA SI SINCERARAMOS EL
PRECIO DEL GAS NATURAL PARA EL
SECTOR ELÉCTRICO?
24

25. CALCULO DE LA TARIFA DE ENERGÍA EN BARRA
25
PEMP: Precios de la Energía en Horas de Punta para las Barras de Referencia de
Generación
PEMF: Precios de la Energía en Horas Fuera de Punta para las Barras de Referencia
de Generación
FAPEM: Factor de Actualización del Precio de la Energía a Nivel de Generación de las
Barras de Referencia de Generación
PGN: Precio Límite Superior del Gas Natural, el cual se establecerá de acuerdo a lo
señalado en el “Procedimiento para la Determinación del Precio Límite
Superior del Gas Natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra”.
PGN0: 6.6225 S/.MMBtu
Coef. Valor
d 10.99%
s 0.00%
e 0.00%
f 4.74%
g 81.56%
cb 2.71%
Total 100.00%

26. CALCULO DEL IMPACTO DE LA TARIFA DE GAS
EN EL PRECIO DE LA ENERGÍA
CÁLCULO DEL IMPACTO DE LA TARIFA DE GAS EN EL PRECIO DE LA ENERGÍA EN BARRA
Tarifa de gas POTENCIA (S/./Kw-mes) ENERGÍA (ctm. S/./kW.h)
US$/MMBtu Var. %
Impacto
Energía
PPM PCSPT PPB PEBP PEBF
PGN Actual 2.56
17.44 10.52 27.96
12.24 10.36
Cat. GE 3.15 23.3% 19.0% 14.56 12.33
Cat. E 4.50 75.9% 61.9% 19.82 16.77
26
CÁLCULO DEL IMPACTO DE LA TARIFA DE GAS EN EL PRECIO MONÓMICO
GAS NATURAL
(US$/MMBtu)
POTENCIA
(US$/MW.h)
ENERGÍA
(US$/MW.h)
MONÓMICO
(US$/MW.h) (Var. % PGN act.)
PGN Actual 2.56
17.39
38.34 55.72
Cat. GE 3.15 45.61 63.00 13.1%
Cat. E 4.50 62.06 79.45 42.6%
TC: 2.80

27. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 3
27
“Es un imposible político sincerar el precio del GN
para consumidores eléctricos en un solo acto en 43%.
Lo real es que el mercado ha aceptado incrementos de
hasta el 5% sin protestas”.
“Debería planificarse sincerar el precio en 9 pasos
anuales de 4.5%”.

28. CAPÍTULO IV:
¿QUÉ HACER CON GAS DEL LOTE 88?
28

29. 0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
Aug-04
Dec-04
Apr-05
Aug-05
Dec-05
Apr-06
Aug-06
Dec-06
Apr-07
Aug-07
Dec-07
Apr-08
Aug-08
Dec-08
Apr-09
Aug-09
Dec-09
Apr-10
Aug-10
Dec-10
Apr-11
Aug-11
Dec-11
Apr-12
Aug-12
Dec-12
Apr-13
EnMMPCD
CONSUMO DE LAS CATEGORÍAS A, B, C Y D
En MMPCD
CATEGORÍA A CATEGORÍA B CATEGORÍA C CATEGORÍA D
ESTRUCTURA DE CONSUMO
29
En MMPCD 2005 2013
CAT. A 0.01 1.99
CAT. B 0.01 2.03
CAT. C 2.49 23.65
CAT. D 1.90 18.26
ABCD 4.41 45.93

30. 0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
Aug-04
Dec-04
Apr-05
Aug-05
Dec-05
Apr-06
Aug-06
Dec-06
Apr-07
Aug-07
Dec-07
Apr-08
Aug-08
Dec-08
Apr-09
Aug-09
Dec-09
Apr-10
Aug-10
Dec-10
Apr-11
Aug-11
Dec-11
Apr-12
Aug-12
Dec-12
Apr-13
EnMMPCD
ESTRUCTURA DE CONSUMO DE LAS CATEGORÍAS REGULADAS, E Y GGEE
En MMPCD
SUBTOTAL ABCD CATEGORÍA D-GNV CATEGORIA E CATEGORIA GE
ESTRUCTURA DE CONSUMO
30
En MMPCD 2005 2013
ABCD 4.41 45.93
CAT. GNV 0.00 54.65
CAT. E 10.24 48.52
CAT. GE 60.55 264.50
TOTAL 75.20 413.61

31. 0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MMPCD
PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE LAS CATEGORÍAS A, B, C, D Y GNV
En MMPCD
Cat. A Cat. B Cat. C Cat. D Cat GNV
PROYECCIÓN DE CONSUMO
31
En MMPCD 2005 2013
CAT. A 2.6 42.0
CAT. B 2.4 5.1
CAT. C 25.0 35.2
CAT. D 17.3 25.7
CAT. GNV 58.3 147.7
ABCD Y GNV 105.7 255.6

32. 0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.45
0.50
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
TCF
PROYECCIÓN DEL CONSUMO DE LAS CATEGORÍAS REGULADAS, E Y GGEE
En TCF anuales
A, B, C, D y GNV Cat. E Cat. GE
PROYECCIÓN DE CONSUMO
32
En TCF 2005 2013
ABCD Y GNV 0.0386 0.0933
CAT. E 0.0181 0.0181
CAT. GE 0.1494 0.2651
TOTAL 0.2061 0.3765

33. 0.2061
0.3765
10.3150 7.0378
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
0.30
0.35
0.40
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
CONSUMO DE GAS PROYECTADO
E IMPACTO EN LAS RESERVAS DEL LOTE 88
En TCF
Total Consumo Reserva Lote 88
CONSUMO DE GAS PROYECTADO E IMPACTO EN LAS
RESERVAS DEL LOTE 88
33

34. 0.23
2.87
0
0.05
0.1
0.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
EXPORTACIÓN DE LNG PROYECTADA
E IMPACTO EN LAS RESERVAS DEL LOTE 56
En TCF
Exportación de LNG Reservar Lote 56
CONSUMO DE GAS PROYECTADO E IMPACTO EN LAS
RESERVAS DEL LOTE 88
34
* Considerando el compromiso de exportación de 620 MMPCD

35. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 4
35
“Hay que garantizar el no uso de las reservas del Lote
88 para la exportación”

36. CAPÍTULO V:
¿QUÉ HACER CON LA PETROQUÍMICA A
BASE DE GAS NATURAL EN EL PERÚ?
36

37. PROYECTOS PETROQUÍMICOS EN EL PERÚ
Fuente: Ficha de proyectos OSINERGMIN.
37
Proyectos
peruanos
Inversión
(MMUS$)
Productos
Capacidad de producción
(MMTM/Año)
Del proyecto Mundial
Orica Nitratos
Perú1/
500
Nitrato de
amonio
0.3 0.8
C.F. Industries
Perú
2,000
Amoniaco 0.9 0.8
Urea 1.4 1.3
Nitratos del
Perú
650
Amoniaco 0.8 0.8
Nitrato de
amonio
0.4 0.8
1/Sin planta de amoniaco.
Proyectos
peruanos
Inversión
(MMUS$)
Productos
Capacidad de producción
(MMTM/Año)
Del proyecto Mundial
Braskem 3,000 Etileno 1.2 1.1

38. COSTO DE LOS PROYECTOS PETROQUÍMICOS
38
Proyecto
Inversión
(MMUS$)
MMUS$/Año
Total (MMUS$)
CAPEX1/ OPEX Gas Natural
Orica Nitratos
Perú
500 67 20 0 87
C.F. Industries
Perú
2,000 268 80 115 463
Nitratos del Perú 650 87 26 83 196
Proyecto
Inversión
(MMUS$)
MMUS$/Año
Total (MMUS$)2/
CAPEX1/ OPEX
Braskem 3,000 402 120 522
Datos
WACC 12%
Horizonte (años) 20
K 0.1339
OPEX (% inversión) 4%
PGNBP (2013) 3.1762
Proyecto
Consumo GN
(MMPCD)
Orica 0
CFI 99
Nitratos del Perú 72
1/Capex = Inversión x K
2/El monto no incluye el costo del gas natural.

39. PRODUCTO EQUIVALENTE
39
Proyecto Total (MMUS$)
Producto Equivalente
(PEQ)
Precio Unitario PEQ
(US$/TM)1/
PEQ (MTM/Año)
% Capacidad de
Producción
Orica Nitratos
Perú
87
Nitrato de amonio
grado explosivo
493 176.47 58.8%
C.F. Industries
Perú
463 Urea 412 1,122.64 80.2%
Nitratos del Perú 196
Nitrato de amonio
grado explosivo
493 398.56 99.7%
Proyecto Total (MMUS$)
Producto
Equivalente (PEQ)
Precio Unitario PEQ
(US$/TM)1/
PEQ (MTM/Año)
% Capacidad de
Producción
Braskem 522 Etileno 2,306 226.16 18.8%
1/Precio FOB de importación 2012
1/Precio FOB de importación de gas de etileno 2012

40. CONCLUSIÓN DEL CAPÍTULO 5
40
“Con el gran mercado que representa América del
Norte, la cotización en el Henry Hub y los precios de
los productos petroquímicos en el mundo, la industria
petroquímica tendrá que esperar mejor momento en
Perú y Latinoamérica ”