1. LA CADENA DE VALOR DEL GAS
NATURAL
DISEÑO DEL MERCADO DE GAS
NATURAL
SESIÓN 1

2. PARTE 1
PRESENTACIÓN DEL CURSO

3. PARTE 2
INTRODUCCIÓN A LAS
ACTIVIDADES QUE CONFORMAN LA
CADENA DE VALOR DEL GAS
NATURAL

4. Figure I-1
Producing Wells
Natural Gas Pipeline
System
Gathering Lines
Processing
Plant
Esquema
Físico de la
Transmission Line
Compressor
Stations
LNG Plant
Cadena
de
City
Gate
Underground
Storage
Valor del
Gas Natural
Large Volume
Customer
DISTRIBUTION
SYSTEM
Meter
Regulator

5. NEGOCIOS EN LA CADENA DE VALOR DE GAS
NATURAL
Producción
T
r
a
n
s
p
o
r
t
e
Acceso Abierto
Distribución
Explotación
Comercialización
Venta
Comercialización
Venta
Consumidor
Regulado 1
Consumidor
Independiente 1
Consumidor
Regulado 2
Consumidor
Independiente 2
Consumidor
LNG

6. 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.)

7. 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

8. PRODUCCIÓN (UPSTREAM)

9. FASES DE LA PRODUCCIÓN: EXPLORACIÓN
– DESARROLLO - PRODUCCIÓN
Fase
Exploración
Desarrollo
Producción
Objetivo
Descubrir nuevos
campos
Instalar Equipos para
producción comercial
Producción
Reservas
% del Costo Total
Duración (Años)
10 a 15%
3 a 10
40 a 50%
2a4
40 a 50%
15 a 25
Estudios y Negoc.
Geol & Geoph works
Wild Cat Wells
Appraisal Drilling
Otorgamiento de Licencia
Abandono de Licencia
Decisión de Desarrollar
Plataformas Fijas
Desarrollo de Pozos
En Tierra
En el Mar
Equip. Producción
Offtake Facilities
1 a 4 años
3 a 6 años
9 a 15 años
Crecimiento
Estabiliza
Declina

10. EXPLORACIÓN : COSTOS DE ESTUDIOS
SÍSMICOS
Tipo de Sísmica
Data
2D
ONSHORE
Fácil Acceso
Difícil Acceso
3.000 US$/km
180 km/mes
Procesamiento
9.000 US$/km
100 km/mes
OFFSHORE
Amb. Moderado
Ambiente Difícil
400 US$/km
1.800 km/mes
Más 15%
400 US$/km
1.400 km/mes
Más 20%
Costo Total Por
Mes y por Equipo
1,0 Mio. US$
0,7 Mio. US$
0,9 Mio. US$
Data
3D
0,6 Mio. US$
14.000 US$/km
60 km2/mes
45.000 US$/km
30 km2/mes
5.000 US$/km
360 km2/mes
5.000 US$/km
180 km2/mes
Procesamiento
Costo Total Por
Mes y por Equipo
Más 25%
1,0 Mio. US$
Más 50%
1,7 Mio. US$
1,3 Mio. US$
2,7 Mio. US$

11. FACTORES QUE AFECTAN LOS COSTOS DE
PERFORACIÓN
Región Geográfica
Tipo de Pozo
- En tierra: Facilidad de acceso
- En mar: Prof. agua, Condiciones Clima
- Disponib. data de zona de perforación
- Prof. Exploración o desarrollo
- Características Técnicas
- Pozos horizontal o de alta energía
Condiciones Técnicas & Físicas
Tipo de Plataformas & Estructura de Soporte
Tiempo de perforación requerido
Costo Total del Pozo
Internacional & Regional
Entorno Económico

12. TIPOS DE PLATAFORMAS : POZOS OFFSHORE

13. ESTRUCTURAS DE SOPORTE Y LIMITES DE
PROFUNDIDAD DEL AGUA

14. DESAGREGADO DE LOS COSTOS DE
PERFORACIÓN

15. DIFERENTES TIPOS DE CONTRATOS DE
PERFORACIÓN
Oil Company <-> Drilling Contractor
0%
OIL COMPANY’S RISK
100%
Turnkey Contract
100%
CONTRACTOR’S RESPONSIBILITY
Incentive Contract or Profit Sharing
Integrated Services Contract
0%
Footage-Rate Contract

16. 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

17. RELACIÓN DE COSTOS ENTRE POZOS
ONSHORE Y OFFSHORE
"Onshore"
Descripción
Profundidad (metros)
Días de operación
Puerto, aduanas, cargas, etc.
Helicóptero, barcos, etc.
"Cattering"
Movilización equipos (o plataforma)
Gasóleo (combustible)
Costes diarios equipos (o plataforma)
Entubaciones
13 3/8"
9 5/8"
7"
Triconos, coronas, herramientas
Perforación direccional + MWD (o LWD)
Diagrafiado del pozo
Cementaciones
Lodos de perforación
"Mudlogging"
Supervisión
TOTALES
Precios
Unitarios
(€)
"Offshore"
Total (€)
Unidades
Precios
Unitarios
(€)
2 800
80
4 000
100
PA
PA
PA
PA
PA
1
1
80 000
50 000
10 000
80
100
85
55
200 000
400
2 000
2 800
1
300 000
80 000
180 000
96 000
200 000
1
1
1
1
1
Total (€)
Unidades
Días
PA
PA
0
0
0
80 000
50 000
800 000
2 000 000
400 000
200 000
2 000 000
1 000 000
50 000
1
1
1
1
1
100
40 000
170 000
154 000
200 000
0
300 000
80 000
180 000
96 000
200 000
100
85
55
450 000
1 000 000
600 000
250 000
250 000
200 000
500 000
1000
3 000
4 000
1
1
1
1
1
1
1
2 350 000
PA
PA
PA
PA
PA
Días
PA
PA
PA
PA
PA
PA
PA
2 000 000
400 000
200 000
2 000 000
1 000 000
5 000 000
100 000
255 000
220 000
450 000
1 000 000
600 000
250 000
250 000
200 000
500 000
14 425 000
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.
Fuente: Aurensa y ENAGAS

18. R&D EN LA ETAPA DE PRODUCCIÓN
Rubro
Objetivos
Métodos & Técnicas
Perforación
. Descubrir nuevos campos
. Evaluar descubrimientos
. Optimizar Producción & recuperación
. Sísmica 3-D
. Interpretación integrada
. Reducción de costos
. Reducción riesgos seguridad & Ambiental
. Mejorar la calidad
. Perforación horizontal
. Slim hole drilling
. Obtención de data
. Control de pozos de "alta energía"
. Reducción costos sistemas de producción
Ingenería Geológica-Geofísica y
Reservorios (Técnicas GGR)
. Perforación horizontal
. Optimización de tamaño
. Transporte multifásico
. Producción submarina
. Nuevos materiales
. Reducción costos en cadena de LNG
. Procesamiento de gas altamente contaminado
. Nuevas ténicas de licuefacción
. Tanques metaneros de mayor capacidad
. Nuevos procesos de tratamiento
Producción
Tecnologías de gas natural

19. 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

20. 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).

21. Recursos Compartidos
ASPECTOS A TRATAR EN CONTRATOS DE
PRODUCCIÓN (3)
Eventual participación Estatal
Amortización
Costos Exploración
Beneficios del Concesionario
Amortización de
Costos de
desarrollo
Impuestos
Regalías
Financiamiento
Inversiones
Costos de Producción
Inversión en
Exploración
Tiempo
Inversión en
Desarrollo
Eventual
participación
Estatal

22. 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

23. LA REGULACIÓN DEL UPSTREAM EN PERÚ
Ley General de Hidrocarburos:
Partes: Perupetro y Contratista
Contrato de Licencia
Explorar y/o Explotar Hidrocarburos
Transferencia del derecho de propiedad de los
Hidrocarburos extraídos
Partes: Perupetro y Contratista
Contrato de Servicio
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

24. LOS PRINCIPALES LOTES DE GAS NATURAL
Fuente: PERUPETRO. Año 2006

25. EL TEMA DE LAS RESERVAS DE CAMISEA (1)
LOTE 88
E voluc ión de las R es ervas del L ote 88 de 1995 al 2005 (T C F )
Año
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
Total
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
6,47
6,47
6,47
8,11
8,11
8,11
8,11
8,11
8,11
8,11
8,35
6,30
6,30
6,30
3,00
4,03
5,16
2,16
2,16
2,16
1,66
2,70
14,06
14,06
12,02
2,10
3,50
3,73
1,70
1,70
1,70
2,36
0,21
26,83
26,83
24,79
13,21
15,64
17,00
11,97
11,97
11,97
12,13
11,26

26. EL TEMA DE LAS RESERVAS DE CAMISEA (2)
LOTE 56
E voluc ión de las R es ervas del L ote 56 (T C F )
Año
Reservas Probadas
Reservas Probables
Reservas Posibles
Total
2004
2005
2,75
2,85
1,31
1,18
0,49
0,79
4,55
4,82

27. RESERVAS DE CAMISEA: RESERVORIO SAN
MARTÍN
Nivel de Reservas Probadas
Nivel de Reservas Probables
Nivel de Reservas Posibles

28. RESERVAS DE CAMISEA: RESERVORIO
CASHIRIARI
Nivel de Reservas Probadas
Nivel de Reservas Probables
Nivel de Reservas Posibles

29. ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE
CAMISEA (1)
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD
Recuperación Garantizada: 97% C3
Presión de entrada: 1 300 psi
Yacimiento
San Martín
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP
Presión de Reinyección: 4 000 psi
Presión a Gasoducto: 2 130 psi
SM1
Cluster
Lima
Las Malvinas
SM3
Cluster
Reinyección de Gas
Al Camión
Gasoducto
Planta de
Compresión
Planta
Criogénica
C3 + C4
Almacenaje
Planta de
Fraccionamiento
de Líquidos
Separación
Primaria
C6
Ducto de GNL
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Al Barco
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000 BBLD
Capacidad de Topping: 25 000 BBLD
CR1
Cluster
CR3
Cluster
Yacimiento
Cashiriari
Cortesía Pluspetrol

30. ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE
CAMISEA (2)
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD
Recuperación Garantizada: 97% C3
Presión de entrada: 1 300 psi
Yacimiento
San Martín
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP
Presión de Reinyección: 4 000 psi
Presión a Gasoducto: 2 130 psi
SM1
Cluster
Lima
Las Malvinas
SM3
Cluster
Reinyección de Gas
Al Camión
Gasoducto
Planta de
Compresión
Planta
Criogénica
C3 + C4
Almacenaje
Planta de
Fraccionamiento
de Líquidos
Separación
Primaria
C6
Ducto de GNL
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Al Barco
Se separan los condensados (gasolinas y
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000
GLP) porque crean000 BBLD BBLD de transporte.
problemas
Capacidad de Topping: 25
• Pérdidas de presión
• Mayor energía de compresión
Cortesía Pluspetrol
• Inconvenientes en las compresoras
CR1
Cluster
CR3
Cluster
Yacimiento
Cashiriari

31. ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE
CAMISEA (3)
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD
Recuperación Garantizada: 97% C3
Presión de entrada: 1 300 psi
Yacimiento
San Martín
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP
Presión de Reinyección: 4 000 psi
Presión a Gasoducto: 2 130 psi
SM1
Cluster
Lima
Las Malvinas
SM3
Cluster
Reinyección de Gas
Al Camión
Gasoducto
Planta de
Compresión
Planta
Criogénica
C3 + C4
Almacenaje
Planta de
Fraccionamiento
de Líquidos
Separación
Primaria
C6
Ducto de GNL
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Al Barco
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000
Permite ampliar la25 000 BBLD BBLD transporte en
capacidad de
Capacidad de Topping:
el gasoducto; y/o reinyectar el gas excedente
Cortesía Pluspetrol
CR1
Cluster
CR3
Cluster
Yacimiento
Cashiriari

32. ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE
CAMISEA (4)
Capacidad: 2 Trenes x 220 MMPCD
Recuperación Garantizada: 97% C3
Presión de entrada: 1 300 psi
Yacimiento
San Martín
Capacidad: 2 Trenes x 38 000 HP
Presión de Reinyección: 4 000 psi
Presión a Gasoducto: 2 130 psi
SM1
Cluster
Lima
Las Malvinas
SM3
Cluster
Reinyección de Gas
Al Camión
Gasoducto
Planta de
Compresión
Planta
Criogénica
Separación
Primaria
C3 + C4
Almacenaje
Planta de
Fraccionamiento
de Líquidos
C6
Ducto de GNL
Presión de Cabeza de Pozo: 1 500 psi
Al Barco
Se separan los líquidos que se condensan en
Capacidad de Fraccionamiento: 50 000 BBLD
el gasoducto.
Capacidad de Topping: 25 000 BBLD
Estas instalaciones pertenecientes al Upsteam
Cortesía Pluspetrol
están ubicadas en la costa (Pisco)
CR1
Cluster
CR3
Cluster
Yacimiento
Cashiriari

33. ESQUEMA DE PRODUCCIÓN (UPSTREM) DE
CAMISEA (5)
Gas Natural
Seco
Noticia Diario El Comercio, Sección b8, martes 26 de abril del
2011
Gas Natural
Húmedo
Condensados del
Gas Natural

34. COSTOS DE CAMISEA SEGÚN EL ESTUDIO DE
SHELL

35. COSTOS DEL GAS NATURAL SEGÚN
EL ESTUDIO DE SHELL

36. TRANSPORTE

37. COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
VS PETRÓLEO (1)
El Gas Natural ocupa un volumen
1.000 veces más grande que el Petróleo
para el mismo Contenido Energético
El Costo de Transporte
a Grandes Distancias
Para el Gas Natural es más
alto que para el Petróleo Crudo
Por un Factor de 5 a 10

38. COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
VS PETRÓLEO (2)
Buque Tanque
GNL
3.5 veces
130 000 m3
2.9 x 1012 BTU
200 x 106 US$
70 US$/ 106 BTU
Buque Tanque
Petróleo
70 000 TM
3.0 x 1012 BTU
60 x 106 US$
20 US$/ 106 BTU
1 TM Petróleo = 43 x106 BTU
1 m3 GNL = 22,36 x106 BTU
Ducto GN
900 mm = 36”
100 TWh/año
1,5 x 106 US$/km
10 veces
Ducto Petróleo
900 mm = 36”
500 TWh/año
0,7 x 106 US$/km
38

39. 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.

40. US$/MMBtu
COSTOS DE TRANSPORTE DE GAS &
PETRÓLEO
Gasoducto
Alto costo
Gasoducto
bajo costo
3
LNG
1
Oleoducto
Buque petrolero
1000
5000
km

41. EL CASO DEL GASODUCTO CAMISEA - LIMA

42. DIMENSIONAMIENTO DEL GASODUCTO
CAMISEA - LIMA
147 Bar
255 MMPCD
114 Bar
8.1 MMPCD
48 Bar
98.5 MMPCD
27.7 Bar
72.7 MMPCD
22.1 Bar
75.7 MMPCD

43. Ampliación de FUTURA DEL SISTEMA DEGasoducto
CONFIGURACION la Capacidad del TRANSPORTE
Camisea - -Lima
CAMISEA LIMA
40 bar
1. Instalar loops en
paralelo
Loop 34 ”
L
I
M
A
Loop 20 ”
24 ”
18 ”
32 ”
1 070 MMCFD
CS
#2
730 km.
600
Punto de derivación Humay
Playa Lobería
Chilca
140 bar,
15.000 HP
C
A
M
CS I
#1 S
E
147 bar,
A
110.000 HP
2. Instalar plantas
de compresión
adicionales
400
500
300
200
100
Km desde Camisea
COSTA
DESCENSO
1800 M
ALTIPLANO
MONTAÑAS
SELVA TROPICAL
0

44. COSTOS DE TRANSPORTE A PARTIR DE
CAMISEA SEGÚN EL ESTUDIO DE SHELL

45. OTROS IMPACTOS DEL TRANSPORTE (1)
D.S. 022-96-EM
Reglamento para
el cálculo de
tarifas de
transporte de
hidrocarburos
por ductos.
(25/04/96)
D.S. 025-94-EM
Reglamento para
el cálculo de
tarifas de
transporte de
hidrocarburos
líquidos por
ductos.
(04/05/94)

46. OTROS IMPACTOS DEL TRANSPORTE (2)
D.S. 022-96-EM
Reglamento para
el cálculo de
tarifas de
transporte de
hidrocarburos
por ductos.
(25/04/96)
D.S. 025-94-EM
Reglamento para
el cálculo de
tarifas de
transporte de
hidrocarburos
líquidos por
ductos.
(04/05/94)

47. DISTRIBUCIÓN
City Gate
Estación de
Regulación
Red Alta Presión
Red Baja Presión
Acometida
47

48. SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Generación
Eléctrica
Gasoducto de transporte
El gas proviene del
yacimiento deCamisea
City Gate
Red de alta presión:
Estaciones reguladoras
de presión
Red de Distribución.
48

49. ESQUEMA DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
R
OTRAS
E
REDES
BP (Baja Presión):
MP (Media Presión)
a) MAPO 10 Bar (acero)
MAPO 19 bar (acero)
D
P
BP - Red Industrial
ERP - MP
b) MAPO 5 Bar (PE)
MAPO 10 Bar
ERP - BP
(19/10 bar)
ERM Industriales
R
I
N
C
Estación
Principal de
Distritos o
zonas
ERP - BP
(19/5 bar)
BP - Red Residencial y
Comercial
MAPO 5 Bar
I
P
A
ERM
Industriales
L
Estaciones de
Servicio para
GNV
MAPO 50 Bar
(ACERO)
ERM Clientes
Iniciales
DESCRIPCIÓN
MP = Media Presión
BP = Baja Presión
ERP = Estación de Regulación de Presión
ERM = Estación de Regulación de Presión y Medida
GNV = Gas Natural Vehicular

50. TIPOS DE REDES DE DISTRIBUCIÓN
Sistema de Distribución Radial
Sistema de Distribución Enmallado
Block 1
Block 4
Block 1
Block 4
Block 2
Block 5
Block 2
Block 5
Block 3
Block 6
Block 3
Block 6
Red de PE
Red de PE

51. 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.

52. LA ESTACIÓN CITY GATE (2)
GERENTE
GENERAL
APOYO EXTERNO
BOMBEROS /
POLICIA
INGENIERO
DE
GUARDIA
CENTRO OPERATIVO
CITY GATE
GUARDIA
DEFENSA CIVIL /
MUNICIPALIDADES
LLAMADA
DE
EMERGENCIA
RECLAMISTA DE DUCTOS
RECLAMISTA ERM
OSINERGMIN / MINEM
CONTRATISTA EXCAVACIONES MAYORES

53. LAS ESTACIONES REGULADORAS DE PRESIÓN
(ERM) (1)
7
8
9
10
4
2
1
3
5
6
11
Línea de Operación
Línea de Respaldo
1)
2)
3)
4)
5)
6)
Válvula
Brida dieléctrica
Válvula
Venteos
Filtro
Medidor
DESCRIPCIÓN
7) Piloto
8) Regulador Monitor
9) Regulador Activo
10) Válvula de alivio
11) Sistema de puesta a tierra
ESQUEMA DE :
ESTACION DE REGULACIÓN

54. LAS ESTACIONES REGULADORAS DE PRESIÓN
(ERM) (2)
Regulación
. 59/19 bar
. 50/10 bar
. 50/4 bar
. 19/10 bar
. 19/4 bar
. 10/4 bar
Tipo de Estructura
Capacidad m3/hm
. Superficial
. Semi-subterránea
. Subterránea
Tipo de Suelo
. Normal
. Arenoso
. Semi-rocoso
. Rocoso

55. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN (1)
TUBERÍA DE ACERO
Base asfáltica
(0.03 m3)
TUBERÍA DE POLIETILENO
Base asfáltica
(0.015 m3)
5 cm
Cinta de señalización
(1 m)
25 cm
Cinta de señalización
(1 m)
5 cm
Relleno compactado
(0.364 m3)
15 cm
Relleno compactado
(0.11 m3)
35 cm
Arena Fina
(0.364 m3)
1.25 m
Tubería de Acero 8"
(1 m)
25 cm
Arena Fina
(0.1 m3)
20 cm
0.70 m
Alambre de cobre
(1 m)
15 cm
6.3 cm
Tubería - PE 63mm
(1 m)
10 cm
20.3 cm
30 cm
15 cm
20 cm
20.3 cm
20 cm
ZANJA TUBERIA DE ACERO 8" - Pista Asfalto (Volumen = 0.72 m 3)
CostoL = 113 US$/m
CostoV = 157 US$/m3
ZANJA TUBERIA PE 63 mm Pista Asfalto (Volumen = 0.21 m 3)
CostoL = 17.4 US$/m
CostoV = 83 US$/m3

56. DRIVERS QUE DETERMINAN PARTIDAS DEL
RUBRO TENDIDO DE TUBERÍAS (2)
Tipo de Pavimento
•Rígido
•Flexible
•Afirmado
Tipo de Suelo
. Normal
. Arenoso
. Semi-rocoso
. Rocoso
Tubería
•Material (PE, Acero)
•Característica (Schedule, Densidad)
•Diámetro

57. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
PRINCIPALES ACTIVIDADES
1.
2.
3.
4.
5.
Movilización e Instalación
Demolición
Excavación
Anclajes de Concreto
Tendido de Tuberías
• Materiales directos
• Alineación
• Empalmes
• Bajada
• Pruebas
6. Relleno
7. Pavimentado
(3)

58. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
TUBERIA DE ACERO EN SUELO
SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO AFIRMADO
Regulador
BCUGN
Distribuidor
CALIDDA
US$ 800,00
US$ 700,00
US$ 500,00
Regulador
BCUGN
US$ 400,00
US$ 300,00
Distribuidor
CALIDDA
US$ 200,00
20" DE SCH.
40
14" DE SCH.
40
10" DE SCH.
40-60
10" DE SCH.
40
6" DE SCH.
120
8" DE SCH. 40
4" DE SCH.
120
6" DE SCH. 40
3" DE SCH.
160
4" DE SCH. 40
3" DE SCH. 40
US$ 100,00
2 1/2" DE
SCH. 40
(US$ POR METRO)
US$ 600,00
(4)

59. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
TUBERIA DE ACERO EN SUELO
SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO FLEXIBLE
Regulador
BCUGN
Distribuidor
CALIDDA
US$ 800,00
US$ 700,00
US$ 500,00
Regulador
BCUGN
US$ 400,00
CALIDDA
Distribuidor
US$ 300,00
US$ 200,00
20" DE SCH.
40
16" DE SCH.
40
14" DE SCH.
40
8" DE SCH.
60-80
10" DE SCH.
40
6" DE SCH.
120
8" DE SCH. 40
4" DE SCH.
120
6" DE SCH. 40
3" DE SCH.
160
4" DE SCH. 40
3" DE SCH. 40
US$ 100,00
2 1/2" DE
SCH. 40
(US$ POR METRO)
US$ 600,00
(5)

60. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
TUBERIA DE ACERO EN SUELO
SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO RIGIDO
Regulador
BCUGN
Distribuidor
CALIDDA
US$ 550,00
US$ 500,00
US$ 450,00
Regulador
BCUGN
US$ 350,00
US$ 300,00
Distribuidor
CALIDDA
US$ 250,00
US$ 200,00
US$ 150,00
12" DE SCH.
40
10" DE SCH.
40-60
8" DE SCH.
60-80
6" DE SCH.
120
8" DE SCH. 40
4" DE SCH.
120
6" DE SCH. 40
3" DE SCH.
160
4" DE SCH. 40
3" DE SCH. 40
US$ 100,00
2 1/2" DE
SCH. 40
(US$ POR METRO)
US$ 400,00
(6)

61. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO
SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO FLEXIBLE
BCUGN
Regulador
Calidda
Distribuidor
US$ 90,00
(US$ POR METRO)
US$ 75,00
US$ 60,00
Regulador
BCUGN
CALIDDA
Distribuidor
US$ 45,00
US$ 30,00
US$ 15,00
Ø 32MM
Ø 63MM
Ø 90MM
Ø 110MM
Ø 160MM
Ø 200MM
(7)

62. COSTOS DE LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN
TUBERIA DE POLIETILENO DE ALTA DENSIDAD EN SUELO
SEMIROCOSO SOBRE PAVIMENTO RIGIDO
Regulador
BCUGN
Calidda
Distribuidor
US$ 90,00
(US$ POR METRO)
US$ 75,00
Regulador
BCUGN
US$ 60,00
US$ 45,00
Distribuidor
CALIDDA
US$ 30,00
US$ 15,00
Ø 20MM
Ø 32MM
Ø 63MM
Ø 90MM
Ø 160MM
(8)

63. DRIVERS QUE DETERMINAN PARTIDAS DEL
RUBRO OBRAS ESPECIALES (2)
Tubería
•Material
•Característica
•Diámetro
Tipo de Suelo
. Normal
. Arenoso
. Semi-rocoso
. Rocoso
L

64. ACOMETIDAS DE GAS NATURAL
ESQUEMA DE ACOMETIDA RESIDENCIAL
Medición y regulación
Regulador de
presión
Red
Interior
Empalme
Valvula de
servicio
Medidor
Cajilla
Tubo de cobre
Cinta de
seguridad
Tapinng tee
Red de PE
Copla de
reducción
Tubería de
PE
Copla de
reducción
CONEXIÓN DEL CLIENTE
Griper

65. RESUMEN DE COSTOS DEL SISTEMA DE
DISTRIBUCIÓN
ítem
Redes de Acero
Redes de Polietileno
Estaciones de Regulación y SCADA
Capital de Trabajo
Activos Fijos No Productivos
Contingencias*
Total
%
14%
74%
2%
4%
5%
1%
100%

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
A
B
C
D
GNV
Rango de Consumo
Sm3/Cliente-mes
0 - 300
301 - 17 500
17 501 - 300 000
300 000 - 900 000
Estaciones GNV
66

67. EL CASO DE LAS REDES DE LIMA (2)
7
6
5
2
1
3
Redes de PE
Red Principal
4

68. EL CASO DE LAS REDES DE LIMA (3)
Características del Distrito
Distrito
Frente de
casa
Ratios Inversione
Densidad de
Area del
redes
Sector Tipo
Hogares por Inversión en Inversión en
Sector Tipo PE por Area PE por cliente
metros/cliente metros/km2
km2
clientes
MioUS$/km2
US$/cliente
Bellavista
9,33
38 641
0,103
426
0,89
215
Breña
4,56
38 641
0,103
873
0,89
105
Cercado de Lima
6,80
38 641
0,103
585
0,89
156
Jesus María
6,36
38 641
0,103
626
0,89
146
Los Olivos
11,13
45 544
0,233
955
0,99
243
Magdalena del Mar
7,44
38 641
0,103
535
0,89
171
Pueblo Libre
8,94
38 641
0,103
445
0,89
206
San Borja
18,02
34 410
0,490
935
0,78
407
San Juan de Lurigancho
15,58
36 994
0,158
376
0,81
343
San Martin de Porres
8,66
42 511
0,348
1 708
0,92
187
San Miguel
14,17
38 641
0,103
281
0,89
326
Villa El Salvador
9,16
40 185
0,151
665
0,58
133

69. SEGMENTACIÓN EN CATEGORÍAS (4)
Ambos clientes consumen 1 GWh por año:
Cliente 2
Cliente 1
E
n
e
F
e
b
M
a
r
A
b
r
M
a
y
J
u
n
J
u
l
A
g
o
S
e
t
O
c
t
N
o
v
D
i
c
E
n
e
F
e
b
M
a
r
A
b
r
M
a
y
J
u
n
J
u
l
A
g
o
S
e
t
El Cliente 2 necesita una capacidad de
suministro mucho mayor que el cliente 1
O
c
t
N
o
v
D
i
c

70. EL CASO DE LAS REDES DE LIMA (5)
Evolución del Consumo de Gas Natural en Lima y Callao
250
200
MMm3
150
100
50
Clientes Regulados
Clientes Iniciales e Inpendientes
Generadores Eléctricos
nov-09
ago-09
may-09
feb-09
nov-08
ago-08
may-08
feb-08
nov-07
ago-07
may-07
feb-07
nov-06
ago-06
may-06
feb-06
nov-05
ago-05
may-05
feb-05
nov-04
ago-04
0

71. SEGMENTACIÓN EN CATEGORÍAS (6)
Los puntos de tangencia (Pendiente)
corresponderían al Cargo Variable
(Ingreso Marginal) para cada Categoría
Curva de Costos
IT = a x Qb
CFD
CFC
CFB
CFA
A
B
C
D
Q

72. 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.

73. 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.

74. 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

75. RESUMEN SOBRE LA CADENA DE VALOR DEL
GAS NATURAL : (1)
Cadena con un producto que siempre tiene competencia
Electricidad
Derivados del Petróleo
Carbón
Derivados del
Petróleo
Gas
Natural
Química
Hidroelectricidad
Generación
Eléctrica
Residencial y Comercial
Industria
Electricidad
Carbón
Derivados del Petróleo
Nafta

76. REGULACIÓN DE LA CADENA DE VALOR EN
PERÚ
Exploración y/o
Explotación
Ley
Reglamento
LOH
Transporte
Distribución Comercialización
LOH
LOH
DS N 041-99-EM DS N 042-99-EM
LOH
DS N 042-99-EM
Precios
Tarifa
Precios
Máximos
Precios
Máximos
Precios
Máximos
Regulador
OSINERG
OSINERG
OSINERG
Tarifa Inicial:
Será determinado Máx. 8 años
en cada caso Tarifa Revisada:
4 años
Período de
Regulación
Formación
de Precios
Precio del
Gas
Tarifa de
Transporte
Tarifa de
Distribución
Margen Distribución
Margen Comercial
Tarifa Inicial:
Máx. 8 años
Tarifa Revisada:
4 años
Costo Acometidas
76

77. CASOS ESPECIALES DE REGULACIÓN EN PERÚ
Red Principal
Explotación
de Reservas
Probadas de Gas
Transporte
Distribución
Alta Presión
Ley
Reglamento
LOH
Ley 27133 y
Reglamento
LOH
Ley 27133 y
Reglamento
LOH
Ley 27133 y
Reglamento
Precios
Tarifa
Precio Máximo
Tarifa Base
Tarifa Regulada
Tarifa Base
Tarifa Regulada
Regulador
OSINERGMIN
OSINERGMIN
Período de
Regulación
2- 4 años
2- 4 años
Formación
de Precios
=
Precio del
Gas
+
Tarifa de
Transporte
+
Tarifa de
Distribución