Sesión 1 la cadena de valor del gn y los hidrocarburos

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


• 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


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



SM1 Cluster

SM3 Cluster

CR1 Cluster

CR3 Cluster




Planta Criogénica


Las Malvinas

Lima

Gasoducto


de Líquidos

Almacenaje

Al Camión

Al Barco

Ducto de GNL

C3 + C4 C6

Reinyección de Gas





Se separan los condensados (gasolinas y GLP) porque crean problemas de transporte.

• Pérdidas de presión• Mayor energía de compresión

• Inconvenientes en las compresoras



SM1 Cluster

SM3 Cluster

CR1 Cluster

CR3 Cluster




Planta Criogénica


Las Malvinas

Lima

Gasoducto


de Líquidos

Almacenaje

Al Camión

Al Barco

Ducto de GNL

C3 + C4 C6

Reinyección de Gas





Permite ampliar la capacidad de transporte en el gasoducto; y/o reinyectar el gas excedente



SM1 Cluster

SM3 Cluster

CR1 Cluster

CR3 Cluster




Planta Criogénica


Las Malvinas

Lima

Gasoducto


de Líquidos

Almacenaje

Al Camión

Al Barco

Ducto de GNL

C3 + C4 C6

Reinyección de Gas





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%


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


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


• 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)



transporte de hidrocarburos líquidos por

ductos. (04/05/94)



transporte de hidrocarburos

por ductos. (25/04/96)



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)


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



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


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


Distribuidor

Regulador


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


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


ReguladorDistribuidor


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

L

Tubería• Material• Característica• Diámetro


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


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:



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


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.


• 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.


• 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


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


OSINERGMIN

2- 4 años

Tarifa BaseTarifa Regulada


OSINERGMIN

2- 4 años

Tarifa BaseTarifa Regulada

Red Principal

Formación de Precios

Precio del Gas

Tarifa de Transporte

Tarifa de Distribución+ +=

Documents

Sesión 1 la cadena de valor del gn y los hidrocarburos