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COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL EN EL MUNDO Por Jaime Santillana y Julia Salinas de Santillana (Ing. Químicos (UNI), M.S. in Ch.E. (U - Wisconsin Madison, U - Ilinois Urbana Champaigne) www.ssecoconsulting.com NOTA INTRODUCTORIA Los autores desean presentar un avance del Libro: “Ingeniería de procesos en la industria de gas natural y condensados”, el cual con la ayuda de Dios será presentado en Lima hacia el mes de octubre/noviembre del 2016. Este libro se empezó a escribir el año 2013 (año de prueba muy dura para uno de los autores) y se terminó el año 2014. Se empleó data del 2011-2012. Se ha retomado y con la aparición en junio del 2016 de la publicación anual de BP se completará la actualización de la data estadística y se preparará una revisión final del mismo. El Libro incluye la experiencia de los autores enseñando durante décadas a estudiantes de ingeniería química de la Universidad Nacional de Ingeniería en Lima Perú. COMERCIALIZACION DE GAS NATURAL (1, 2, 3, 4, 5) El mercado de gas natural es actualmente un mercado emergente, con mucho potencial aún por desarrollar. Aún no existe realmente un mercado global porque aún falta que el gas logre gradualmente el status de “commodity” (bien transable) comercializado globalmente, como lo es el petróleo. Cuando esto finalmente ocurra su comercialización (Trading) tendrá impactos significativos en la economía mundial, existirán mayores oportunidades pero también mayores riesgos, interdependencias y alineamientos geopolíticos. Para entender el mercado mundial del gas natural se debe analizar la situación hasta el año 201 y los cambios ocurridos entre 2010 – 2015. Demanda de gas natural En el año 2015 el mundo demandó 328 billones de pies cúbicos estándar por día (1 B es igual a 103 millones) de gas natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumos es el que se aprecia en la Tabla 1.

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Tabla 1.- Demanda de gas natural en el mundo (1) CONSUMO GAS NATURAL AÑO 2014 Billones pies cúbicos estándar por día Consumo BPCSD 1 2 3 4 5 6 7 8 9 8

Estados Unidos N.A Federación Rusa China Irán Japón Canadá Saudí Arabia México Alemania Reino Unido Argentina Brasil Venezuela Trinidad & Tobago Colombia Perú Chile Otros América Sur y Central

73.5 39.6 17.9 16.5 10.9 10.1 10.5 8.3 6.9 6.5 4.6 3.8 2.9 2.1 1.1 0.7 0.5 0.8

% participación 22.7% 12.0% 5.4% 5.0% 3.3% 3.1% 3.2% 2.5% 2.1% 2.0% 1.4% 1.2% 0.9% 0.7% 0.3% 0.2% 0.1% 0.2%

El mayor consumidor del mundo es Estados Unidos con un consumo de 73.5 billones de pies cúbicos estándar por día (BPCSD) que representa un 22.7 % del consumo global. En América Latina el mayor consumidor es México con 8.3 BCSD y un 2.3 % del consumo mundial. El Perú con un consumo de 0.7 BPCSD durante el año 2014 representó sólo el 0.2 % del consumo mundial. Los consumos mundiales mencionados anteriormente, son destinados principalmente al sector industrial y al sector eléctrico, con cerca de 44% y 31% respectivamente, de la demanda total. Precio del gas natural hasta el 2012-2014 (1) En la región y en el mundo, el gas natural continúa manteniendo el atractivo propio de un hidrocarburo eficiente y no contaminante, con una fuerte opción 2

para modificar la matriz energética en los países, reduciendo con ello, la dependencia de otros hidrocarburos que no presentan iguales ventajas. Latinoamérica, no escapa del interés y crecimiento de la oferta y demanda de este hidrocarburo, generando con ello, análisis e interés en lo que respecta al precio que éste debería tener. La continua alza mundial de los precios durante los primeros años del siglo XXI llevó a que el precio del gas natural estuviera sujeto a reajustes al alza. Durante los primeros años de este Siglo XXI existió una correlación entre los precios del gas y los precios del petróleo debido, entre otras cosas, a que estos dos energéticos se sustituyen entre sí, especialmente en el sector eléctrico. Asimismo, en general, los precios de gas, aún se pueden considerar regionales debido a que no existe un mercado mundial unificado de gas, sino en cambio, un mercado segmentado en el cual los precios se establecen considerando tanto las características de la oferta y la demanda, así como la oportunidad del mercado local y regional. Sin embargo, la tendencia a que sea considerado un commodity esta próxima por el desarrollo de la comercialización de gas natural licuefactado (LNG) en el mundo. En cuanto a la determinación de los precios, estos se determinan en función de micro factores. De manera particular la localización de un mercado específico, la estructura de los contratos de suministro hacia dicho mercado y el tiempo de entrega suelen ser factores más importantes que los balances de oferta y demanda. Se debe recordar que dichos balances más las diferencias de fletes entre regiones, es lo que permite las denominadas “ventanas de arbitraje” que es el fundamento del trading internacional de petróleo. Esto aún no sucede con la comercialización de gas natural. También hay que recordar que este trading global requiere de un mayor desarrollo del suministro y comercialización de gas natural licuefactado (LNG) a nivel global. En el año 2012 todavía era una realidad que los precios del gas variaban mucho, incluso dentro de un mismo mercado. Así mercados de importación con múltiples tipos de contratos de suministro, como pueden ser los mercados del Asia, pueden presentar diversas modalidades y niveles para preciar el gas y donde cada tipo de contrato puede tener una fórmula diferente de precios para el gas. En estos mercados el precio típico en un año variará según las diversas fuentes de suministro a dicho mercado.

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De acuerdo a la International Gas Union (2), los sistemas de fijación de precios para el gas natural se organizan dentro de las siguientes categorías. Precios del gas natural basados en Hubs.- Los Hubs son lugares físicos sobre los cuales se transan importantes volúmenes físicos de productos y volúmenes importantes de papeles a futuro en lo que se denomina Hedging. El más famoso de los Hubs es Cushing en Oklahoma (Estados Unidos) punto sobre el cual se comercializa el petróleo crudo llamado West Texas Intermediate (WTI). Esta comercialización nos e hace en Oklahoma sino en el New York Exchange Mercantile (NYMEX) en Nueva York, ahora propiedad del CBE (Chicago Board of Exchange) donde se tranzan (Trading) compras y ventas a futuro del petróleo crudo WTI y otros petróleos crudos, tanto volúmenes físicos como papeles a futuro (forwards, opciones, etc.) dando origen a un complejo sistema de transacciones de hidrocarburos (Trading de hidrocarburos), En este sistema de trading, los precios de otros petróleos crudo, diferentes al WTI, se relacionan con el precio del WTI (como un porcentaje, un diferencial o fórmulas más complejas). Por esta razón al petróleo WTI s ele denomina crudo marcador y su precio en el NYMEX (CBE), que se actualiza permanentemente durante las horas de trading se vuelve un punto de referencia para toda la comercialización de petróleos crudos en Estados unidos y en toda América. Para el caso del gas natural el mercado más importante en Estados Unidos es el Henry Hub que está ubicado en Luisiana. El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos. Muchos intermediarios de gas natural también emplean el Henry Hub como su punto de entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural. Este Hub interconecta nueve gasoductos interestatales y cuatro interestatales. En conjunto, estos gasoductos dan acceso a los mercados de las regiones del Medio Oeste, Noreste, Sureste y Costa del Golfo. El gasoducto Sabine está conectado a 13 gasoductos más de fuera del Henry Hub. Sabine tiene actualmente una capacidad de transporte de 51 millones de metros cúbicos/día a través del Henry Hub (capacidad máxima en condiciones óptimas). El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del pozo refleja las condiciones de suministro y demanda para dos facetas distintas del mercado del gas natural. Este precio spot se refiere a las transacciones para entregas a realizar al día siguiente que ocurren en la planta de tratamiento de gas de Henry y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos 4

delgas natural han sido eliminados y el coste de transporte ha sido incurrido. (Los líquidos de gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural tal como se produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque habrá también algunos hidrocarburos pesados). En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el valor de los líquidos del gas natural y se refiere a todas las transacciones que ocurren en los Estados Unidos, incluyendo por consiguiente los compromisos de compra de cualquier duración. Al igual que el petróleo crudo WTI, el gas natural que fija su precio en el Henry Hub se comercializa (compra y venta a futuro llamado Trading) en un mercado a futuro de gas físico y papeles en el New York Exchange Mercantile (NYMEX), hoy CBE). El precio en este mercado de referencia debe reflejar el poder de los actores que especulan con precios a futuro y que pueden llegar a influir mucho más que los factores técnicos (balance oferta demanda y disponibilidad de transporte) en la formación de precios del gas. En Europa el Hub más importante es el National Balancing Point (NBP) en Gran Bretaña, que es el punto para la comercialización (Trading) virtual para el mercado del Intercontinental Exchange (ICE) ubicado en Londres. Allí existe también un mercado de gas físico y un mercado de papeles (forwards, opciones, etc.). A diferencia del petróleo crudo WTI, comercializado en el NYMEX (CBE) o del petróleo crudo Brent comercializado en el ICE cuyos preciso dependen tanto de factores técnicos, como no técnicos, los precios de gas a futuro en el ICE caen marcadamente para entrega a algunos meses en el futuro. También existen contratos de suministro de gas natural a largo plazo, especialmente el gas comercializado en Europa y Asia, en los antiguos contratos de gas natural licuefactado (LNG) cuto precio del gas está en función del precio del petróleo. Las fórmulas contractuales pueden ser muchas, entre ellas se encuentran coeficientes de indexación, promedios, porcentaje de valor de uno o más hidrocarburos derivados del petróleo etc. Precios del gas en situación de monopolios.- En el caso de los monopolios, muchas veces, el método utilizado para la fijación de precio es el valor netback de mercado, es decir, que los costos de transporte y de distribución son deducidos del precio medio de las energías concurrentes en el mercado final. Esto ocurre en países como en Francia, Bélgica, Holanda, España e Italia.

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Precios de gas contra inversiones a futuro.- En el mercado del gas natural, también es posible desarrollar contratos de compra venta de gas de mediano o largo plazo contra inversiones en desarrollo de campos de gas natural y plantas de procesamiento. En estos casos, los contratos se establecen antes de invertir en el desarrollo de los campos de explotación. En esta situación los contratos contienen obligaciones firmes de entrega y toma del gas, respaldadas por garantías de pago en el caso de incumplimiento de esas obligaciones (llamadas “deliver-or-pay”y “take-orpay”, respectivamente). Los precios del gas suelen fijarse en base a fórmulas o indexaciones de manera que perduren el término completo del contrato, los cuales comúnmente llegan a 20 años o más, especialmente en el caso de proyectos integrados con transporte y consumo (como por ejemplo el suministro dedicado a una termoeléctrica). En los años 50, cuando se empezaron los intercambios gasíferos a grandes distancias, particularmente Estados Unidos y Europa utilizaron ésta última técnica de contratos a largo plazo. Hoy en día, estos mercados funcionan en forma dual, utilizando precios a base de tarifas a largo plazo o empleando tarifas referidas a precios spot. Precios subsidiados.- En diversos países de Medio Oriente y del Norte de África (Nigeria, Angola) los precios del gas son tan reducidos que a veces no llegan a cubrir los costos de producción del mismo. En la Federación Rusa y en muchos lugares del África los precios locales se fijan sin tener ninguna relación con el precio del petróleo o con los costos de producción. En el caso latinoamericano los precios del gas natural, por lo general, se obtiene de la suma de los precios de gas en boca de pozo, más las tarifas de transporte (en función de las distancias y volúmenes) y las tarifas de distribución. En otros casos, los precios resultan de una negociación bilateral entre los países involucrados. Un dato interesante es el que se obtiene al momento de comparar los precios de los distintos combustibles. El mejor método es usar una comparación en base al precio en dólares requerido para obtener un MBTU (Ver tabla 2). De esta forma se está comparando en función de un mismo parámetro. Al analizar la Tabla, se nota que los precios se han alineado normalmente en orden descendente según: petróleo gas natural y carbón. También se observa que después de la caída de precios del año 2009, los precios del gas natural, con la excepción de los precios del Henry Hub en los Estados

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Unidos (donde el precio del gas se ha desenganchado del precio del petróleo), han aumentado de manera sostenida. Tabla 2.- Precios combustible en USS MMBTU (1) Gas Natural

Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Petróleo

Carbón

Gran Bretaña

USA

OECD

USA

Heren NBP Index

Henry Hub

CIF

Precio Spot

1.87 1.96 1.86 1.58 2.71 3.17 2.37 3.33 4.46 7.38 7.87 6.01 10.79 4.85 6.56 9.03 9.46 10.63 8.22

US$/MMBTU 2.76 2.53 2.08 2.27 4.23 4.07 3.33 5.63 5.85 8.79 6.76 6.95 8.85 3.89 4.39 4.01 2.27 2.93 3.87

3.54 3.29 2.16 2.98 4.83 4.08 4.17 4.89 6.27 8.74 10.66 11.95 16.76 10.41 13.47 18.56 18.82 18.25 18.80

1,12 1.12 1.16 1.17 1.12 1.88 1.24 1.44 2.43 2.63 2.36 1.92 4.45 2.55 2.69 3.28 2.70 2.68 2.59

El gran terremoto y tsunami de marzo del 2011 en el Japón y sus consecuencias directas en el desastre mayor de la Planta Nuclear de Fukushima (cuyo propietario era la mayor empresa generadora eléctrica del Japón TEPCO: Tokio Electrical Power Company) y sus consecuencias posteriores y globales en la industria de la energía nuclear en el mundo fueron la fuerza motriz que ha impulsado los precios del gas natural hasta el año 2014. El caso específico del precio del gas natural en los Estados Unidos se revisa en el Capítulo 17, donde se analiza los efectos de la producción incremental y cada vez más importante del denominado gas de esquisto (Shale gas) en los precios del gas natural en dicho país. 7

La Tabla 3 muestra la evolución de precios del gas natural en diversos mercados: Tabla 3.- Precios gas natural en USS MMBTU (1) LNG US$/ MMBTU 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Japón CIF 3,66 3,91 3,05 3,14 4,72 4,64 4,27 4,77 5,18 6,05 7,14 7,73 12,55 9,06 10,91 14,73 16.75 16.17 16,33

GAS NATURAL Gran Estados Europa Bretaña Unidos UNION CIF NBP Index Henry Hub 2,46 1,87 2,76 2,64 1,96 2,53 2,32 1,86 2,08 1,88 1,58 2,27 2,89 2,71 4,23 3,66 3,17 4,07 3,23 2,37 3,33 4,06 3,33 5,63 4,32 4,46 5,85 5,88 7,38 8,79 7,85 7,87 6,76 8,03 6,01 6,95 11,56 10,79 8,85 8,52 4,85 3,89 8,01 6,56 4,39 10,49 9.04 4,01 10.93 0.46 2.76 10.73 10.63 3.71 9.11 8.22 4.35

La International Gas Union (IGU) presenta (2) la siguiente figura para los precios internacionales de Gs Natural Licuefactado según el mercado de consumo.

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Fig. 1.- Precios gas natural en USS MMBTU, según mercado de consumo (2)

Cambios para el año 2015 (2) El IGU considera que aun cuando se mantienen las diferentes dinámicas en la formación de precios del gas natural licuefactado (LNG), estos empezaron a converger en el año 2015 cuando diversos factores presionaron por una reducción de precios del LNG. En Estados Unidos el precio se determina en el Henry Hub mientras que en Europa los precios se regulan por los contratos a largo plazo. En el Asia los precios aún siguen referidos al petróleo y a algunas importaciones spot. Después de los eventos del desastre de Fukushima en Japón y el aumento de los precios de los marcadores para el crudo, los precios del LNG subieron y permitieron arbitrajes durante el período 2011- 2014. Son embargo la caída de precios del 2014 y parte del 2015, hicieron declinar los precios en Europa y Asia. Así el crudo cayó de 100 dólares por barril hasta menos de 50 en menos de un año. Durante el 2014 las importaciones de Japón se mantuvieron en un nivel de 15 US$/MMBTU para final del 2014. Sin embargo para finales del 2015 el precio del LHG en Japón había caído en casi 6 US$/MMBTU, debido a la menor demanda en China y Japón y por la aparición de mayores volúmenes spot de LNG. 9

En el Asia los precios del LNG siguen ligado al petróleo con un retraso de varios meses; sin embargo están tratando de salir de dicho tipo de contratos y el año 2015 vio a compradores de la India, Japón y Corea del Sur comprar cargamentos de LNG con precios ligados al Henry Hub de Estados Unidos. Desde el año 2009 los compradores de gas de Europa están buscando cambiar sus fórmulas de precio, lo que ha traído una reducción en los mismos y el año 2015 los precios de compra en Alemania se redujeron hasta 6.8 US$/MMBTU. En conclusión el mercado de LNG se está volviendo cada vez más un mercado de commodities en el que los precios del Henry Hub empiezan a inlfuir en todos los otros mercados Trading de gas natural Por sus características en términos de recursos, conexión física y evolución de sus precios se puede hablar en la actualidad de tres mercados regionales para el gas natural y la comercialización, o Trading de gas natural se da en la actualidad por dos medios: por gasoducto y por vía marítima cuando se comercializa como gas natural licuefactado (LNG). Los mercados regionales son los Estados Unidos de Norteamérica, la Cuenca Asia Pacífico y la Región Europea. Cada mercado regional tiene su propio esquema de formación de precios (con los cambios ya mencionados). Así en los Estados Unidos se forma el precio del gas natural relacionado con el Henry Hub (como se explicó). En la Región europea la formación de precios se relaciona a dos puntos diferentes; el precio de importación CIF de Alemania y los precios en Gran Bretaña en NBP (National Balancing Point). En Japón los precios se forman en relación al precio de importación promedio CIF Japón. Aún persisten diferencias de precios y se habla del Spread en la Cuenca del Pacífico (Pacific Shale Spread) constituido por la diferencia entre los bajos precios del gas en los Estados Unidos frente a los pecios del gas en la Cuenca del pacífico históricamente relacionado con el precio del petróleo. También existe el denominado Spread de la Cuenca del Atlántico (Atlantic Shale Spread) que es la diferencia entre los precios en los Estados Unidos y los precios “híbridos” de Europa que oscilan entre los precios de los crudos marcadores y los precios de los Hub para el gas natural. El rápido desarrollo del LNG ha traído un fuerte cambio en el Trading (comercialización) del gas natural. Tan sólo el año 2006 el mercado de 10

importación de los Estados Unidos era abastecido mediante gasoductos desde el Canadá y mediante LNG proveniente de Trinidad y Tobago, África del Oeste (Nigeria), Medio oriente (Qatar, Arabia Saudita), el mercado Asia Pacífico era abastecido por gasoductos desde Rusia y mediante LNG proveniente del África del Oeste, África del Norte (Argelia), Medio Oriente, Rusia, Sud Este Asia (Malasia, Indonesia, Australia), el mercado de Europa era abastecido por medio de gasoductos desde el Mar de Norte, Rusia y del Norte de África y mediante LNG desde Trinidad y Tobago, África del Oeste , Norte de África y desde el Medio Oriente. La revolución del shale gas en Norteamérica ha hecho que los flujos con destino a Norteamérica provenientes de África del Oeste (Nigeria) y del Medio Oriente (Qatar) han sido re direccionados hacia destinos de mayor desarrollo y crecimiento como Brasil, Japón etc. También han aparecido nuevos actores en el suministro de LNG como es el caso del Perú. Se analiza la información del Trading de gas natural dividiéndolo en el Trading que se efectúa por medio de gasoductos y el Trading de LNG. Trading por gasoductos.- Este tipo de comercialización está restringido a zonas geográficas en las que es posible unirlas por medio de gasoductos, como son Canadá y Estados Unidos, Estados Unidos y México, en Europa en gran gasoducto desde Rusia hasta la Unión Europea. También los gasoductos bajo el mar que unen el Norte de África con unos pocos países mediterráneos. En América Latina está el Trading entre Bolivia y Brasil por medio de un gasoducto. También Colombia exporta volúmenes menores a Venezuela, y Argentina que alguna vez exportó gas natural a Chile y Uruguay, prácticamente dejo de ser exportador, convirtiéndose más bien en importado de gas natural licuefactado. La Tabla 4 muestra los volúmenes comercializados de gas natural por gasoducto durante el año 2014. Dicha Tabla está expresada en billones de pies cúbicos estándar por día de gas natural (BPCSD).

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Tabla 4.- Trading Gas Natural por Gasoducto (año 2014) (1)

Norte América

Sud América

Europa

1.70

34.70

África

Medio Oriente

Asia

Global

3.29

2.84

2.83

63.70

11.21

Federación Rusa 24.60

Nota.- Los volúmenes están expresados en billones de pies cúbicos estándar por día de gas natural (BPCSD).

El año 2014 se comercializaron internacionalmente 63.7 billones de pies cúbico por día de gas natural empleando gasoductos. Esto correspondió a un valor aproximado de 490 millones de toneladas equivalentes de LNG. El mayor exportador fue la Federación Rusa que exportó 24.6 billones de pies cúbicos de gas natural por día (equivalentes a 189 millones de toneladas equivalentes de LNG), le siguió los países europeos del Mar del Norte (Dinamarca, Noruega, Holanda, Reino Unido) con 15.0 billones de pies cúbicos de gas natural por día (115 millones de toneladas equivalentes de LNG). En América Latina el mayor exportador fue Bolivia con 1.3 billones de pies cúbicos de gas natural por día. Trading de LNG (2).- El Trading Global de LNG llegó el año 2015 hasta un volumen total de 244.8 millones de toneladas lo que constituye el record histórico de trading de LNG y correspondió a un incremento de 4.7 millones de toneladas con respecto al trading del año 2014. El año 2015 sólo hubo 17 países exportadores de LNG que se comparan con los 19 países que exportaron LNG el año 2014. Angola y Egipto dejaron de exportar. Durante el 2015 aumentaron los países que re exportaron LNG, fueron10 incluyendo a los nuevos re exportadores: la India, Singapore y Gran Bretaña. El medio Oriente siguió siendo la región que más exportó LNG seguido de Australia.

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El Perú exportó el año 2015 3.7 millones de toneladas equivalente al 1.5 % del total mundial. Los principales importadores de LNG en el mundo durante el 2015 fueron el Japón que importó 88.6 millones de toneladas, seguido por Corea del Sur con importación de 37.6 millones de toneladas. De lejos sigue la China que importó 20 millones de toneladas en dicho año. En el ámbito latinoamericano la región importo 14.8 millones de toneladas incluyendo 7.5 millones provenientes de la misma región. Los principales importadores fueron Brasil con 5.2 millones de toneladas (2.1% del total mundial), Argentina con 4.2 millones de toneladas (1.7%) y Chile con 3 millones de toneladas (1.2%). El Trading de LNG requiere, por el lado de la demanda que los consumidores adquieran facilidades para la recepción almacenamiento y despacho del gas natural que adquieran como LNG. Esto demanda el desarrollar los denominados Terminales Marítimo de Regasificación (Regasificatión Terminals), los que se revisan en el capítulo 18. Durante el año 2015 se instalaron 7 nuevos terminales de regasificación, tres de los en Japón, uno en Indonesia. Los otros cuatro fueron Plantas de Regasificación Flotantes (FSRU: Floating Storage Regasificacion Units) en nuevos mercados: dos en Egipto, una en Jordania y la última en Paquistán. También es importante mencionar que en Chile se completó la expansión en 1.3 millones de toneladas en el Terminal Quintero en Chile. Finalmente el trading también requiere de una flota de buques gaseros dedicados al transporte de LNG. A inicios del año 2015 la flota mundial de buques gaseros, denominados buques metaneros sobrepasó los 400 buques de diversos tamaños, siendo los más grandes de cerca de 150,000 metros cúbicos de capacidad. Con relación a la oferta, en la actualidad (enero 2016) existe una capacidad de producción de 301.5 millones de toneladas de LNG. Durante el año 2015 se terminó un proyecto d LNG de 8.5 millones de toneladas en Australia y otro de menor capacidad en Indonesia. La oferta exportable de LNG se distribuye en 19 países entre los que se incluyen a Qatar, Malasia, Indonesia, Australia, Nigeria, Trinidad & Tobago, Argelia, Federación Rusa (Rusia), Perú. etc.

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El 60% de la capacidad de Licuefacción se encuentra en sólo 5 países: Qatar, Indonesia, Australia, malasia y Nigeria. Qatar dispone de cerca del 25% de la capacidad total de licuefacción. Se espera que para principios de la década del 2020 Australia sobrepase a Qatar en su capacidad de producción de LNG. Esto se debe al hecho que en la actualidad existe una moratoria en Qatar que no permite que se construyan nuevas plantas de LNG mientras que Australia está en pleno desarrollo de sus enormes yacimientos de gas natural no convencional, los que se exportarán en los próximos años como LNG. En muchos de los nuevos mercados el gas natural (LNG) compite eficientemente con otros combustibles para generación de energía eléctrica y en aplicaciones de calentamiento y de enfriamiento. Por estas razones, además de las ambientales donde el LNG compite con ventaja sobre el petróleo industrial y el carbón, numerosos países han empezado a importar LNG. La Tabla 5 muestra los países ofertantes con su manufactura Del año 2015 de LNG.

Tabla 3.3.5.- Países ofertantes (año 2015) (2)

Precios internacionales del LNG y precios exportación de Perú (6, 7) Se presenta, con carácter informativo los precios mensuales de exportación reportados por Ministerio de Energía y minas del Perú para el año 2015 (son 14

cálculos aproximados no exactos) y los precios del gas natural reportado por el Banco Mundial. Tabla 3.3.6.- Precios LNG del Perú (Precio FOB Melchorita- Cañete Perú)

Se observa claramente los extremadamente bajos que el mercado paga por el LNG peruano. Bibliografía 1. BP en BP Statistical Review of World Energy, junio 2015, bp.com/statistical review. Tomado de internet http://www.bp.com/en/global/corporate/energyeconomics/statistical-review-of-world-energy.html 2. International Gas Union en “IGU World LNG Report 2015” publicado en internet en 2015 http://www.igu.org/sites/default/files/node-pagefield_file/IGU-World%20LNG%20Report-2015%20Edition.pdf 3. International Energy Agency (iea) en “¿Are we entering a golden age of gas? Special Report”. World Energy Outlook 2011 4. Eia DOE “Annual Energy Outllook 2015 with Projections to 2040, tomado de internet http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383(2015).pdf 5. Jones, E Nicholas, Todd W. Onderdonk y Lynne D. Taschner en “Special Section: Natural Gas - The Energy Outlook”, CEP agosto 2015, publicado en http://www.aiche.org/resources/publications/cep/2015/august/specialsection-natural-gas-energy-outlook?ct

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6.

World Bank Commodity Price Data (The Pink Sheet). Tomado de Internet http://www.worldbank.org/en/research/commodity-markets 7. MEM DGH. Informe Estadístico Mensual Enero - Diciembre 2015; tomado de Internet http://www.minem.gob.pe/_estadistica.php?idSector=5&idEstadistica=9520

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