sesión 1 la cadena de valor del gn y los hidrocarburos
TRANSCRIPT
DISEÑO DEL MERCADO DE GAS NATURALSESIÓN 1
LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL
PRESENTACIÓN DEL CURSO
PARTE 1
INTRODUCCIÓN A LAS ACTIVIDADES QUE
CONFORMAN LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL
PARTE 2
Producing Wells
Gathering LinesTransmission Line
ProcessingPlant
CompressorStations
UndergroundStorage
DISTRIBUTIONSYSTEM
Large VolumeCustomer
Regulator
Meter
CityGate
LNG Plant
Natural Gas PipelineSystem
Figure I-1
Esquema
Físico de la
Cadena
de
Valor del
Gas Natural
NEGOCIOS EN LA CADENA DE VALOR DE GAS NATURAL
Producción
Transporte
DistribuciónExplotación
ComercializaciónVenta
Consumidor LNG
Consumidor Regulado 1
Consumidor Independiente 1
Consumidor Independiente 2
Consumidor Regulado 2
Acceso Abierto
ComercializaciónVenta
LA CADENA DE VALOR: INFRAESTRUCTURA
• Producción• Cuencas gasíferas• Plantas de tratamiento• Almacenamiento
Transporte Plantas compresoras Gasoductos de transporte Derivaciones y
recompresión
Distribución Redes de Alta, media y baja
presión Nodos y Estaciones de
Regulación Consumos finales (Industriales,
residenciales, etc.)
CARACTERÍSTICAS ESPECÍFICAS DE LA CADENA DE VALOR DE GAS NATURAL
Intensiva en capital – Esquema de Transporte de Larga Distancia
Rígida y onerosa vinculación entre Upstream/Downstream
Mercados dedicados & Contratos de Suministro de Largo Plazo
Precios del gas vs Costo Alternativo de Combustibles en el Mercado
Amplio Rango de Resultados del Valor del Gas en Boca de Pozo
Proceso de Selección del Desarrollo de los Campos de Gas
Grandes Campos
Campos pequeños
Mercado de Exportación
Mercado Local Adecuada Política de Precios resulta Esencial
PRODUCCIÓN (UPSTREAM)
FASES DE LA PRODUCCIÓN: EXPLORACIÓN – DESARROLLO -
PRODUCCIÓNFase Exploración Desarrollo Producción
Objetivo Descubrir nuevos campos
Instalar Equipos para producción
comercial
ProducciónReservas
% del Costo TotalDuración (Años)
10 a 15%3 a 10
40 a 50%2 a 4
40 a 50%15 a 25
Estudios y Negoc.Geol & Geoph
worksWild Cat Wells
Appraisal Drilling
Otorgamiento de Licencia
Abandono de Licencia
Decisión de Desarrollar
Plataformas Fijas
Desarrollo de Pozos
Equip. Producción
Offtake Facilities
1 a 4 años
3 a 6 años 9 a 15 años
Crecimiento
Estabiliza Declina
En el Mar
En Tierra
EXPLORACIÓN : COSTOS DE ESTUDIOS SÍSMICOS
Fácil Acceso Difícil Acceso Amb. Moderado Ambiente Difícil
3.000 US$/km 9.000 US$/km 400 US$/km 400 US$/km180 km/mes 100 km/mes 1.800 km/mes 1.400 km/mes
Procesamiento
Costo Total Por Mes y por Equipo
0,6 Mio. US$ 1,0 Mio. US$ 0,7 Mio. US$ 0,9 Mio. US$
14.000 US$/km 45.000 US$/km 5.000 US$/km 5.000 US$/km60 km2/mes 30 km2/mes 360 km2/mes 180 km2/mes
Procesamiento
Costo Total Por Mes y por Equipo
1,0 Mio. US$ 1,7 Mio. US$ 1,3 Mio. US$ 2,7 Mio. US$
3D
Data
Más 25% Más 50%
ONSHORE
Data
OFFSHORETipo de Sísmica
Más 15% Más 20%2D
FACTORES QUE AFECTAN LOS COSTOS DE PERFORACIÓN
Región Geográfica
- En tierra: Facilidad de acceso- En mar: Prof. agua, Condiciones Clima- Disponib. data de zona de perforación
Tipo de Pozo
- Prof. Exploración o desarrollo- Características Técnicas- Pozos horizontal o de alta energía
Condiciones Técnicas & FísicasTipo de Plataformas & Estructura de Soporte
Tiempo de perforación requerido
Internacional & RegionalEntorno Económico
Costo Total del Pozo
TIPOS DE PLATAFORMAS : POZOS OFFSHORE
ESTRUCTURAS DE SOPORTE Y LIMITES DE PROFUNDIDAD DEL AGUA
DESAGREGADO DE LOS COSTOS DE PERFORACIÓN
DIFERENTES TIPOS DE CONTRATOS DE PERFORACIÓN
OIL COMPANY’S RISK 100%
CONTRACTOR’S RESPONSIBILITY100%
0%
0%
Turnkey Contract Incentive Contract or Profit SharingIntegrated Services Contract
Footage-Rate Contract
Oil Company <-> Drilling Contractor
COSTOS DE UN POZO OFFSHORE
Región Profundidad (m) Tipo de Plataforma Costo (Mio. US$)
Golfo de México 30-300 Jackup & Semisubmersible 1
Golfo de Texas " " Semisubmersible 2,5 to 3,5
Florida "" "" 3 to 4,5
Alaska 90-200 "" 7
Mar Beaufort "" Dynamically Positioned Ship 9 to 12
Angola deep "" 6
Indonesia 35 Ship & Jackup 2 to 6
Mar del Norte 90-200 Semisubmersible 6 to 20
Italia "" "" 10
RELACIÓN DE COSTOS ENTRE POZOS ONSHORE Y OFFSHORE
Precios Unitarios
(€) Total (€)
Precios Unitarios
(€)Total (€)
Profundidad (metros)
Días de operación
Puerto, aduanas, cargas, etc. PA 0 2 000 000 1 PA 2 000 000
Helicóptero, barcos, etc. PA 0 400 000 1 PA 400 000
"Cattering" PA 0 200 000 1 PA 200 000
Movilización equipos (o plataforma) 80 000 1 PA 80 000 2 000 000 1 PA 2 000 000
Gasóleo (combustible) 50 000 1 PA 50 000 1 000 000 1 PA 1 000 000
Costes diarios equipos (o plataforma) 10 000 80 Días 800 000 50 000 100 Días 5 000 000
Entubaciones
13 3/8" 100 400 40 000 100 1000 100 000
9 5/8" 85 2 000 170 000 85 3 000 255 000
7" 55 2 800 154 000 55 4 000 220 000
Triconos, coronas, herramientas 200 000 1 200 000 450 000 1 PA 450 000
Perforación direccional + MWD (o LWD) 0 1 000 000 1 PA 1 000 000
Diagrafiado del pozo 300 000 1 300 000 600 000 1 PA 600 000
Cementaciones 80 000 1 PA 80 000 250 000 1 PA 250 000
Lodos de perforación 180 000 1 180 000 250 000 1 PA 250 000
"Mudlogging" 96 000 1 96 000 200 000 1 PA 200 000
Supervisión 200 000 1 PA 200 000 500 000 1 PA 500 000
TOTALES 2 350 000 14 425 000
Fuente: Aurensa y ENAGAS
Descripción
Nota: PA: Partida Alzada. Algunos de los costes son orientativos y sirven de ejemplo. Algunos de los conceptos se facturan por metro perforado o día.
"Onshore" "Offshore"
Unidades
2 800
80
Unidades
4 000
100
Rubro Objetivos Métodos & Técnicas
. Descubrir nuevos campos . Sísmica 3-D
. Evaluar descubrimientos . Interpretación integrada
. Optimizar Producción & recuperación
. Reducción de costos . Perforación horizontal
. Reducción riesgos seguridad & Ambiental . Slim hole drilling
. Mejorar la calidad . Obtención de data. Control de pozos de "alta energía"
. Reducción costos sistemas de producción . Perforación horizontal. Optimización de tamaño. Transporte multifásico. Producción submarina. Nuevos materiales
. Reducción costos en cadena de LNG . Nuevas ténicas de licuefacción
. Procesamiento de gas altamente contaminado . Tanques metaneros de mayor capacidad. Nuevos procesos de tratamiento
Ingenería Geológica-Geofísica y Reservorios (Técnicas GGR)
Perforación
Producción
Tecnologías de gas natural
R&D EN LA ETAPA DE PRODUCCIÓN
ASPECTOS A TRATAR EN CONTRATOS DE PRODUCCIÓN (1)
Fase de Exploración Definition of Permit Duration/Periods Work Obligation Minimum of Expenditures Financing & Guarantees Decisions
Fase de Desarrollo Marketability Decisions Duration Financing
Fase de Explotación Decision Financing Obligations Production Levels Transportation of
Production
GENERAL PROVISIONS Fiscal Provisions
Income tax Special taxes Production sharing Amortization Bonuses
Juridical Provisions Rights protection Sanctions Force majeure Arbitrage
Commercial Provisions Access to production Price determination Customs
ASPECTOS A TRATAR EN CONTRATOS DE PRODUCCIÓN (2)
• Estado• Otorga al Concesionario derechos de explorar y explotar recursos de
hidrocarburos.• Adquiere el derecho en algunos contratos de participar en la fase de
desarrollo.
• Concesionario• Asume y financia la exploración a su propio riesgo.• Conduce todas las actividades de las etapas de desarrollo y
producción.• Posee todas las instalaciones.• Adquiere el título del total de los hidrocarburos producidos.• Paga regalías, impuestos corporativos y otras cargas especiales del
sector hidrocarburos al Estado. • Adquiere los beneficios netos de la etapa de producción, después de
depreciar las inversiones de exploración y desarrollo.
• Recursos Compartidos• Regalías (v.g. 20% del precio), Impuestos (v.g. 30% de beneficios).
Tiempo
Fin
anci
amie
nto
In
vers
ion
esR
ecu
rso
s C
om
par
tid
os
Inversión en Exploración Inversión en
Desarrollo
Eventual participación
Estatal
Costos de Producción
Regalías
Amortización de Costos de desarrollo
Amortización Costos Exploración
Impuestos
Beneficios del Concesionario
Eventual participación Estatal
ASPECTOS A TRATAR EN CONTRATOS DE PRODUCCIÓN (3)
PRINCIPALES PREOCUPACIONES EN LA PRODUCCIÓN (UPSTREAM)
Puntos Principales
Potencial Hidrocarburos Percepción del Riesgo Político
Recursos de Gas Natural Riesgo Político & Distancia a los Mercados
Actividades Producción Gas Políticas de Restricción de Precios del Gas
Otros Puntos Importantes
Costos de Producción
Régimen Impositivo de la Producción / Participación del Estado
LA REGULACIÓN DEL UPSTREAM EN PERÚ
Contrato de Licencia
Contrato de Servicio
Partes: Perupetro y Contratista
Explorar y/o Explotar Hidrocarburos
Transferencia del derecho de propiedad de los Hidrocarburos extraídos
Partes: Perupetro y Contratista
Explorar y/o Explotar Hidrocarburos
El contratista recibe una retribución en función a la Producción Fiscalizada de Hidrocarburos
Adicionalmente con la Ley de Promoción de Desarrollo de la Industria de Gas Natural se regula la...
Explotación de Reservas Probadas
Explotación de Hidrocarburos en Camisea
Ley General de Hidrocarburos:
LOS PRINCIPALES LOTES DE GAS NATURAL
Fuente: PERUPETRO. Año 2006
EL TEMA DE LAS RESERVAS DE CAMISEA (1)
Año Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles Total
1995 6,47 6,30 14,06 26,831996 6,47 6,30 14,06 26,831997 6,47 6,30 12,02 24,791998 8,11 3,00 2,10 13,211999 8,11 4,03 3,50 15,642000 8,11 5,16 3,73 17,002001 8,11 2,16 1,70 11,972002 8,11 2,16 1,70 11,972003 8,11 2,16 1,70 11,972004 8,11 1,66 2,36 12,132005 8,35 2,70 0,21 11,26
E voluc ión de las R es ervas del L ote 88 de 1995 al 2005 (TC F )
LOTE 88
LOTE 56
Año Reservas Probadas Reservas Probables Reservas Posibles Total
2004 2,75 1,31 0,49 4,552005 2,85 1,18 0,79 4,82
E voluc ión de las R es ervas del L ote 56 (T C F )
EL TEMA DE LAS RESERVAS DE CAMISEA (2)
RESERVAS DE CAMISEA: RESERVORIO SAN MARTÍN
Nivel de Reservas Probadas
Nivel de Reservas Probables
Nivel de Reservas Posibles
RESERVAS DE CAMISEA: RESERVORIO CASHIRIARI
Nivel de Reservas Probadas
Nivel de Reservas Probables
Nivel de Reservas Posibles
ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE CAMISEA (1)
Cortesía Pluspetrol
SM1 Cluster
SM3 Cluster
CR1 Cluster
CR3 Cluster
Yacimiento San Martín
Yacimiento Cashiriari
Planta de Compresión
Planta Criogénica
Separación Primaria
Las Malvinas
Lima
Gasoducto
Planta de Fraccionamiento
de Líquidos
Almacenaje
Al Camión
Al Barco
Ducto de GNL
C3 + C4 C6
Reinyección de Gas
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000 BBLD Capacidad de Topping: 25 000 BBLD
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP Presión de Reinyección: 4 000 psi Presión a Gasoducto: 2 130 psi
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD Recuperación Garantizada: 97% C3 Presión de entrada: 1 300 psi
ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE CAMISEA (2)
Cortesía Pluspetrol
SM1 Cluster
SM3 Cluster
CR1 Cluster
CR3 Cluster
Yacimiento San Martín
Yacimiento Cashiriari
Planta de Compresión
Planta Criogénica
Separación Primaria
Las Malvinas
Lima
Gasoducto
Planta de Fraccionamiento
de Líquidos
Almacenaje
Al Camión
Al Barco
Ducto de GNL
C3 + C4 C6
Reinyección de Gas
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000 BBLD Capacidad de Topping: 25 000 BBLD
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP Presión de Reinyección: 4 000 psi Presión a Gasoducto: 2 130 psi
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD Recuperación Garantizada: 97% C3 Presión de entrada: 1 300 psi
Se separan los condensados (gasolinas y GLP) porque crean problemas de transporte.
• Pérdidas de presión• Mayor energía de compresión
• Inconvenientes en las compresoras
ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE CAMISEA (3)
Cortesía Pluspetrol
SM1 Cluster
SM3 Cluster
CR1 Cluster
CR3 Cluster
Yacimiento San Martín
Yacimiento Cashiriari
Planta de Compresión
Planta Criogénica
Separación Primaria
Las Malvinas
Lima
Gasoducto
Planta de Fraccionamiento
de Líquidos
Almacenaje
Al Camión
Al Barco
Ducto de GNL
C3 + C4 C6
Reinyección de Gas
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000 BBLD Capacidad de Topping: 25 000 BBLD
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP Presión de Reinyección: 4 000 psi Presión a Gasoducto: 2 130 psi
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD Recuperación Garantizada: 97% C3 Presión de entrada: 1 300 psi
Permite ampliar la capacidad de transporte en el gasoducto; y/o reinyectar el gas excedente
ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE CAMISEA (4)
Cortesía Pluspetrol
SM1 Cluster
SM3 Cluster
CR1 Cluster
CR3 Cluster
Yacimiento San Martín
Yacimiento Cashiriari
Planta de Compresión
Planta Criogénica
Separación Primaria
Las Malvinas
Lima
Gasoducto
Planta de Fraccionamiento
de Líquidos
Almacenaje
Al Camión
Al Barco
Ducto de GNL
C3 + C4 C6
Reinyección de Gas
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000 BBLD Capacidad de Topping: 25 000 BBLD
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP Presión de Reinyección: 4 000 psi Presión a Gasoducto: 2 130 psi
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD Recuperación Garantizada: 97% C3 Presión de entrada: 1 300 psi
Se separan los líquidos que se condensan en el gasoducto.
Estas instalaciones pertenecientes al Upsteam están ubicadas en la costa (Pisco)
78%
Gas Natural Húmedo
Gas Natural Seco
Condensados del Gas Natural
22%
ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE CAMISEA (5)
Noticia Diario El Comercio, Sección b8, martes 26 de abril del 2011
COSTOS DE CAMISEA SEGÚN EL ESTUDIO DE SHELL
COSTOS DEL GAS NATURAL SEGÚN EL ESTUDIO DE SHELL
TRANSPORTE
El Gas Natural ocupa un volumen1.000 veces más grande que el Petróleo
para el mismo Contenido Energético
El Costo de Transportea Grandes Distancias
Para el Gas Natural es másalto que para el Petróleo Crudo
Por un Factor de 5 a 10
COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO (1)
38
COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO (2)
Buque TanqueGNL
130 000 m32.9 x 1012 BTU200 x 106 US$
70 US$/ 106 BTU
Buque TanquePetróleo
70 000 TM3.0 x 1012 BTU60 x 106 US$
20 US$/ 106 BTU
1 TM Petróleo = 43 x106 BTU1 m3 GNL = 22,36 x106 BTU
Ducto GN900 mm = 36”100 TWh/año
1,5 x 106 US$/km
Ducto Petróleo900 mm = 36”500 TWh/año
0,7 x 106 US$/km
3.5 veces
10 veces
COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL VS PETRÓLEO (3)
• Los altos costos involucrados en el transporte de Gas Natural implican que rara vez se incurra en sobredimensionamiento excesivo, debido a que, la infraestructura del Gas debe ser rápidamente usada a plena capacidad para asegurar la Rentabilidad de la Inversión.
COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS & PETRÓLEO
km50001000
1
3
US$
/MM
Btu
Gasoducto Alto costo
Gasoducto bajo costo
LNG
Buque petroleroOleoducto
EL CASO DEL GASODUCTO CAMISEA - LIMA
147 Bar255 MMPCD
114 Bar8.1 MMPCD
48 Bar98.5 MMPCD
27.7 Bar72.7 MMPCD
22.1 Bar75.7 MMPCD
DIMENSIONAMIENTO DEL GASODUCTO CAMISEA - LIMA
LIMA
COSTA DESCENSO1800 M
ALTIPLANO MONTAÑAS SELVA TROPICAL
CONFIGURACION FUTURA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE CONFIGURACION FUTURA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE CAMISEA CAMISEA -- LIMALIMA
32 ”24 ”18 ”
CS#1
Loop 34 ”
CS#2
Loop 20 ”
1 070 MMCFD
0100200300400500600730 km.
Km desde Camisea
Pu
nto
de
de
riva
ción
Hu
ma
yCAMISEA
Pla
ya L
obe
ría
Ch
ilca
40 bar
140 bar, 15.000 HP 147 bar,
110.000 HP
LIMA
COSTA DESCENSO1800 M
ALTIPLANO MONTAÑAS SELVA TROPICALCOSTA DESCENSO1800 M
ALTIPLANO MONTAÑAS SELVA TROPICAL
CONFIGURACION FUTURA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE CONFIGURACION FUTURA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE CAMISEA CAMISEA -- LIMALIMA
32 ”24 ”18 ”
CS#1CS#1
Loop 34 ”Loop 34 ”
CS#2CS#2
Loop 20 ”Loop 20 ”
1 070 MMCFD
0100200300400500600730 km.
Km desde Camisea
Pu
nto
de
de
riva
ción
Hu
ma
yCAMISEA
Pla
ya L
obe
ría
Ch
ilca
40 bar
140 bar, 15.000 HP 147 bar,
110.000 HP
Ampliación de la Capacidad del Gasoducto Camisea - Lima
2. Instalar plantas de compresión
adicionales
1. Instalar loops en paralelo
COSTOS DE TRANSPORTE A PARTIR DE CAMISEA SEGÚN EL ESTUDIO DE SHELL
OTROS IMPACTOS DEL TRANSPORTE (1)
D.S. 022-96-EMReglamento para
el cálculo de tarifas de
transporte de hidrocarburos
por ductos. (25/04/96)
D.S. 025-94-EMReglamento para
el cálculo de tarifas de
transporte de hidrocarburos líquidos por
ductos. (04/05/94)
D.S. 022-96-EMReglamento para
el cálculo de tarifas de
transporte de hidrocarburos
por ductos. (25/04/96)
D.S. 025-94-EMReglamento para
el cálculo de tarifas de
transporte de hidrocarburos líquidos por
ductos. (04/05/94)
OTROS IMPACTOS DEL TRANSPORTE (2)
47
DISTRIBUCIÓN
City GateRed Alta Presión
Estación de Regulación
Red Baja Presión Acometida
48
SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Red de Distribución.
Red de alta presión: City Gate
Gasoducto de transporteEl gas proviene delyacimiento de Camisea
Generación Eléctrica
Estaciones reguladorasde presión
ESQUEMA DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
MAPO 50 Bar(ACERO)
R
E
D
P
R
I
N
C
I
P
A
L
ERM Clientes Iniciales
Estación Principal de Distritos o
zonas
ERP - BP(19/10 bar)
BP - Red Industrial
MAPO 10 Bar
BP - Red Residencial y Comercial
MAPO 5 Bar
OTRAS
REDESMP (Media Presión)
MAPO 19 bar (acero)
BP (Baja Presión):
a) MAPO 10 Bar (acero)
b) MAPO 5 Bar (PE)
ERP - MP
ERP - BP(19/5 bar)
ERM Industriales
ERM Industriales
DESCRIPCIÓNMP = Media PresiónBP = Baja PresiónERP = Estación de Regulación de PresiónERM = Estación de Regulación de Presión y MedidaGNV = Gas Natural Vehicular
Estaciones de Servicio para
GNV
TIPOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
Block 1
Block 2
Block 3
Block 4
Block 5
Block 6 Block 3 Block 6
Block 5Block 2
Block 1 Block 4
Sistema de Distribución EnmalladoSistema de Distribución Radial
Red de PE Red de PE
LA ESTACIÓN CITY GATE (1)
• Punto donde entrega el transportista y recibe el distribuidor.
• Se filtra y se mide el gas natural.
• Se odoriza el gas natural.• Se adecua la presión del gas
natural a las redes de distribución.
• Se controla las principales salidas de la red de distribución mediante el sistema SCADA.
GUARDIA
CENTRO OPERATIVOCITY GATE
GERENTEGENERAL
BOMBEROS /POLICIA
RECLAMISTA ERM
INGENIERO DEGUARDIA
RECLAMISTA DE DUCTOS
DEFENSA CIVIL /MUNICIPALIDADES
OSINERGMIN / MINEM
APOYO EXTERNO
LLAMADADEEMERGENCIA
CONTRATISTA EXCAVACIONES MAYORES
LA ESTACIÓN CITY GATE (2)
1) Válvula 7) Piloto2) Brida dieléctrica 8) Regulador Monitor
3) Válvula 9) Regulador Activo4) Venteos 10) Válvula de alivio5) Filtro 11) Sistema de puesta a tierra6) Medidor
DESCRIPCIÓNESQUEMA DE :
ESTACION DE REGULACIÓN
1
7
2
4
5 63
1098
Línea de Operación
Línea de Respaldo
11
LAS ESTACIONES REGULADORAS DE PRESIÓN (ERM) (1)
LAS ESTACIONES REGULADORAS DE PRESIÓN (ERM) (2)
Tipo de Suelo. Normal. Arenoso. Semi-rocoso. Rocoso
Tipo de Estructura. Superficial. Semi-subterránea. Subterránea
Capacidad m3/hm
Regulación. 59/19 bar. 50/10 bar. 50/4 bar. 19/10 bar. 19/4 bar. 10/4 bar
TUBERÍA DE ACERO
20 cm 20 cm
5 cm
25 cm
Base asfáltica(0.03 m3)
Cinta de señalización(1 m)
Tubería de Acero 8"(1 m)
20.3 cm
15 cm
Arena Fina(0.364 m3)
25 cm
20.3 cm
Relleno compactado(0.364 m3)
35 cm
1.25 m
ZANJA TUBERIA DE ACERO 8" - Pista Asfalto (Volumen = 0.72 m3)
CostoL = 113 US$/m CostoV = 157 US$/m3
TUBERÍA DE POLIETILENO
5 cm
15 cm
Base asfáltica(0.015 m3)
Cinta de señalización(1 m)
Tubería - PE 63mm(1 m)
30 cm
10 cm
Arena Fina(0.1 m3)
6.3 cm
Relleno compactado(0.11 m3)
0.70 m
ZANJA TUBERIA PE 63 mm Pista Asfalto (Volumen = 0.21 m3)CostoL = 17.4 US$/m CostoV = 83 US$/m3
15 cm
20 cm
Alambre de cobre(1 m)
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (1)
Tipo de Suelo. Normal. Arenoso. Semi-rocoso. Rocoso
Tubería• Material (PE, Acero)• Característica (Schedule, Densidad)• Diámetro
Tipo de Pavimento• Rígido• Flexible• Afirmado
DRIVERS QUE DETERMINAN PARTIDAS DEL RUBRO TENDIDO DE TUBERÍAS (2)
1. Movilización e Instalación2. Demolición3. Excavación4. Anclajes de Concreto5. Tendido de Tuberías
• Materiales directos• Alineación• Empalmes• Bajada• Pruebas
6. Relleno7. Pavimentado
PRINCIPALES ACTIVIDADES
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (3)
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (4)
US$ 100,00
US$ 200,00
US$ 300,00
US$ 400,00
US$ 500,00
US$ 600,00
US$ 700,00
US$ 800,00
2 1/
2" D
E SC
H. 4
0
3" D
E SC
H. 4
0
4" D
E SC
H. 4
0
3" D
E SC
H.
160
6" D
E SC
H. 4
0
4" D
E SC
H.
120
8" D
E SC
H. 4
0
6" D
E SC
H.
120
10" D
E SC
H.
40
10" D
E SC
H.
40-6
0
14" D
E SC
H.
40
20" D
E SC
H.
40
(US$
PO
R M
ETRO
)
BCUGN CALIDDA
TUBERIA DE ACERO EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO AFIRMADO
CALIDDA
BCUGN
Regulador Distribuidor
Distribuidor
Regulador
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (5)
US$ 100,00
US$ 200,00
US$ 300,00
US$ 400,00
US$ 500,00
US$ 600,00
US$ 700,00
US$ 800,00
2 1/
2" D
E SC
H. 4
0
3" D
E SC
H. 4
0
4" D
E SC
H. 4
0
3" D
E SC
H.
160
6" D
E SC
H. 4
0
4" D
E SC
H.
120
8" D
E SC
H. 4
0
6" D
E SC
H.
120
10" D
E SC
H.
40
8" D
E SC
H.
60-8
0
14" D
E SC
H.
40
16" D
E SC
H.
40
20" D
E SC
H.
40
(US$
PO
R M
ETRO
)
BCUGN CALIDDA
TUBERIA DE ACERO EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO FLEXIBLE
CALIDDA
BCUGN
Regulador Distribuidor
Distribuidor
Regulador
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (6)
US$ 100,00
US$ 150,00
US$ 200,00
US$ 250,00
US$ 300,00
US$ 350,00
US$ 400,00
US$ 450,00
US$ 500,00
US$ 550,00
2 1/
2" D
E SC
H. 4
0
3" D
E SC
H. 4
0
4" D
E SC
H. 4
0
3" D
E SC
H.
160
6" D
E SC
H. 4
0
4" D
E SC
H.
120
8" D
E SC
H. 4
0
6" D
E SC
H.
120
8" D
E SC
H.
60-8
0
10" D
E SC
H.
40-6
0
12" D
E SC
H.
40
(US$
PO
R M
ETRO
)
BCUGN CALIDDA
TUBERIA DE ACERO EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO RIGIDO
CALIDDA
BCUGN
Regulador Distribuidor
Regulador
Distribuidor
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (7)
US$ 15,00
US$ 30,00
US$ 45,00
US$ 60,00
US$ 75,00
US$ 90,00
Ø 32MM Ø 63MM Ø 90MM Ø 110MM Ø 160MM Ø 200MM
(US$
PO
R M
ETRO
)
BCUGN Calidda
TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO FLEXIBLE
CALIDDA BCUGN
Regulador Distribuidor
ReguladorDistribuidor
COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (8)
US$ 15,00
US$ 30,00
US$ 45,00
US$ 60,00
US$ 75,00
US$ 90,00
Ø 20MM Ø 32MM Ø 63MM Ø 90MM Ø 160MM
(US$
PO
R M
ETRO
)
BCUGN Calidda
TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO RIGIDO
CALIDDA
BCUGN
Regulador Distribuidor
Regulador
Distribuidor
L
Tubería• Material• Característica• Diámetro
Tipo de Suelo. Normal. Arenoso. Semi-rocoso. Rocoso
DRIVERS QUE DETERMINAN PARTIDAS DEL RUBRO OBRAS ESPECIALES (2)
Red Interior
Empalme
Red de PE
Tapinng tee
Copla de reducción
Tubería de PE
Copla de reducción
Griper
Cajilla
CONEXIÓN DEL CLIENTE
Tubo de cobreCinta de seguridad
Medición y regulación
Medidor
Valvula de servicio
Regulador de presión
ACOMETIDAS DE GAS NATURAL
ítem %
Redes de Acero 14%Redes de Polietileno 74%Estaciones de Regulación y SCADA 2%Capital de Trabajo 4%Activos Fijos No Productivos 5%Contingencias* 1%
Total 100%
RESUMEN DE COSTOS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
66
SEGMENTACIÓN EN CATEGORÍAS (1)
• Costo de Distribución se asigna de acuerdo a categorías de consumidores, porque requieren diferentes costos para su atención
Categoría Tarifaria Rango de Consumo
Sm3/Cliente-mesA 0 - 300B 301 - 17 500C 17 501 - 300 000D 300 000 - 900 000
GNV Estaciones GNV
EL CASO DE LAS REDES DE LIMA (2)
12
3
45
67
Redes de PE
Red Principal
EL CASO DE LAS REDES DE LIMA (3)
Frente de casa
Densidad de redes
Area del Sector Tipo
Hogares por Sector Tipo
metros/cliente metros/km2 km2 clientes MioUS$/km2 US$/cliente US$/m - cliente ctv.US$/m3 GN % %
Bellavista 9,33 38 641 0,103 426 0,89 215 23,01 12,16 -43% 60%
Breña 4,56 38 641 0,103 873 0,89 105 23,01 6,59 -69% -13%
Cercado de Lima 6,80 38 641 0,103 585 0,89 156 23,01 8,47 -60% 12%
Jesus María 6,36 38 641 0,103 626 0,89 146 23,01 8,05 -62% 6%
Los Olivos 11,13 45 544 0,233 955 0,99 243 21,79 14,91 -30% 96%
Magdalena del Mar 7,44 38 641 0,103 535 0,89 171 23,01 9,85 -54% 30%
Pueblo Libre 8,94 38 641 0,103 445 0,89 206 23,01 11,21 -47% 48%
San Borja 18,02 34 410 0,490 935 0,78 407 22,58 22,51 6% 196%
San Juan de Lurigancho 15,58 36 994 0,158 376 0,81 343 22,00 11,28 -47% 49%
San Martin de Porres 8,66 42 511 0,348 1 708 0,92 187 21,62 10,18 -52% 34%
San Miguel 14,17 38 641 0,103 281 0,89 326 23,01 13,22 -38% 74%
Villa El Salvador 9,16 40 185 0,151 665 0,58 133 14,49 12,83 -40% 69%
Distrito
Características del Distrito Ratios Inversiones en PE
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Dic
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Set
Oct
Nov
Dic
Cliente 1 Cliente 2
El Cliente 2 necesita una capacidad de suministro mucho mayor que el cliente 1
Ambos clientes consumen 1 GWh por año:
SEGMENTACIÓN EN CATEGORÍAS (4)
EL CASO DE LAS REDES DE LIMA (5)
0
50
100
150
200
250
ago-
04
nov-
04
feb-
05
may
-05
ago-
05
nov-
05
feb-
06
may
-06
ago-
06
nov-
06
feb-
07
may
-07
ago-
07
nov-
07
feb-
08
may
-08
ago-
08
nov-
08
feb-
09
may
-09
ago-
09
nov-
09
MM
m3
Evolución del Consumo de Gas Natural en Lima y Callao
Clientes Regulados Clientes Iniciales e Inpendientes Generadores Eléctricos
Q
CFA
CFB
CFC
CFD
Curva de CostosIT = a x Qb
A B C D
Los puntos de tangencia (Pendiente) corresponderían al Cargo Variable
(Ingreso Marginal) para cada Categoría
SEGMENTACIÓN EN CATEGORÍAS (6)
RESUMEN SOBRE LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL : (1)
• Comparación con la Cadena del Petróleo• Cadena Corta con débiles interrelaciones• Se aplican Mecanismos de Mercado debido a que el
Petróleo es fácilmente Negociable• Patrón de Riesgo:
• El productor de Petróleo tiene muchas opciones dependiendo del precio.
• Existe riesgo en la Reserva y en el Precio, pero no en la Comercialización.
RESUMEN SOBRE LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL : (2)
• Cadena del Gas Natural• Cadena Larga con Fuertes interrelaciones• Negocio de Red : Existen lazos físicos desde el Pozo o la
planta de regasificación hasta el aparato que utiliza el gas natural.
• Grandes Inversiones en la Cadena• No es fácil aplicar Mecanismos de Mercado, debido a la
Existencia de Inversiones Fijas y fuertes externalidades.
RESUMEN SOBRE LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL : (3)
• Cadena del Gas Natural• Patrón de Riesgo:
• El Productor de gas y los Consumidores requieren estar vinculados.
• En Consecuencia:• Los procesos de Comercialización del Gas Natural son
fundamentalmente diferentes de los del Petróleo
GasNatural
Residencial y Comercial
Industria
Ge
ne
rac
ión
Elé
ctr
ica Q
uím
ica
Electricidad Carbón Derivados del Petróleo
Electricidad Derivados del Petróleo
Hidroelectricidad
Carbón
Derivados delPetróleo
Nafta
RESUMEN SOBRE LA CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL : (1)
Cadena con un producto que siempre tiene competencia
76
REGULACIÓN DE LA CADENA DE VALOR EN PERÚ
Ley Reglamento
Formación de Precios
Regulador
Período deRegulación
PreciosTarifa
Exploración y/oExplotación
Transporte Distribución Comercialización
LOH
Precio del Gas
LOHDS N 041-99-EM
Tarifa de Transporte
OSINERG
Será determinadoen cada caso
PreciosMáximos
LOHDS N 042-99-EM
Tarifa de Distribución
OSINERG
Tarifa Inicial:Máx. 8 años
Tarifa Revisada:4 años
PreciosMáximos
LOHDS N 042-99-EM
Costo Acometidas
OSINERG
Tarifa Inicial:Máx. 8 años
Tarifa Revisada:4 años
PreciosMáximos
Margen Distribución Margen Comercial
CASOS ESPECIALES DE REGULACIÓN EN PERÚ
Ley Reglamento
Regulador
Período deRegulación
PreciosTarifa
Explotaciónde Reservas
Probadas de GasTransporte
DistribuciónAlta Presión
LOHLey 27133 yReglamento
Precio Máximo
LOHLey 27133 yReglamento
OSINERGMIN
2- 4 años
Tarifa BaseTarifa Regulada
LOHLey 27133 yReglamento
OSINERGMIN
2- 4 años
Tarifa BaseTarifa Regulada
Red Principal
Formación de Precios
Precio del Gas
Tarifa de Transporte
Tarifa de Distribución+ +=