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Índice
Las infraestructuras de gas natural
§ Exploración y producción de gas natural
§ Transporte de gas natural por gasoducto
§ Transporte de gas natural licuado
§ Distribución de gas natural
§ Almacenamiento de gas
§ El sistema gasista español
2
Fuente: Eurogas Annual Report 2006-2007
Gas natural
24%
España
21%
UE27
24%
El mercado del gas en la Unión EuropeaConsumo de energía primaria
La primera fuente de energía primaria en la UE
es el petróleo (35 %),seguido del gas natural
(24 %), el carbón (19%) y la energía nuclear (14%)
El crecimiento del gas natural en España ha
permitido alcanzar una cuota del 21%, cercana a
la media europea
3
Reservas, producción y consumo de gas naturalEl gas natural en América
PORCENTAJE DE GAS NATURAL EN LA BALANZA ENERGÉTICA
% de gas natural en la balanza de energía primaria 2004
27,74% 29,11%33,17%
61,13%
10,07%
23,25%
1,25%7,26%
41,57%
18,95%
27,62%32,16%
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
70,00%
EEUU Canadá Méjico Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador Perú Venezuela Otros
Sud+Cent
Amér.
Total
Fuente: “BP statisticals review 2005”
4
PRODUCCIÓN TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN SUMINISTRO
Plantas de Licuación
Transporte Marítimo
Plantas de Regasificación
Almacenamientos
Subterráneos
Gasoductos de transporte y distribución:
• Transporte: Presión > 16 bar
• Distribución: Presión £ 16 bar
Instalación receptora
de Gas
Red de distribución
Introducción a la cadena del gas naturalCadena del gas natural
5
Ø La exploración y producción de hidrocarburos (gas y petróleo)
se caracteriza por:
§ Los nuevos yacimientos requieren una alta capacidad tecnológica(know-how), en particular sobre fondos marinos (off-shore)
§ La exploración requiere cada vez mayores inversiones y tiene un alto riesgo técnico y económico (muchos sondeos no tienen éxito)
§ La producción de gas se encuentra dominada por compañías públicas nacionales (NOC): GazProm (Rusia), Sonatrach (Argelia), Statoil- Norsk Hydro (Noruega)
§ Las compañías privadas (ExxonMobil, BP, Shell) soportan un importante riesgo político: Una mayoría de inversiones se desarrollan en países fuera de la OCDE
§ Acuerdos con compañías públicas nacionales
§ Altos impuestos o tasas locales (royalties)
Exploración y producción de gas (E&P)
6
ØLicencias de exploración y producción de gas
En la mayoría de los países el gobierno adjudica licencias para explorar, desarrollar y producir gas y petróleo (Ministerio del Petróleo). Hay varios tipos de licencia:
• Pagos por licencia: impuestos o royalty. Las compañías pagan un impuesto (royalty) por la cantidad de gas o petróleo producida, y/o un impuesto sobre beneficios
• Acuerdos de producción compartida - Production Sharing Agreement (PSA) Las compañías ceden una parte de la producción al país local. También se puede arbitrar a través de la participación de la Compañía Nacional de Petróleo
• Contrato de servicios. La compañía opera como un contratista para el Gobierno local, que corre con el riesgo de la inversión.
ØEtapas para el desarrollo de un campo de gas:
ØExploración y evaluación (5 – 8 años) Alta inversión y elevado riesgo
ØDesarrollo del campo (3 años) Alta inversión
ØProducción (10-30 años) Extracción del gas natural del yacimiento
ØProcesamiento del gas para que cumpla con las especificaciones finales de calidad.
Exploración y producción de gas (E&P)
7
Reservas son las cantidades de gas o petróleo consideradas comercialmente recuperables. Deben cumplir 4 condiciones:
• haber sido descubiertas a través de perforaciones de exploración• recuperables con la tecnología actual• viables comercialmente• permanecer sin extraer en el subsuelo
Las reservas estimadas tienen un grado de incertidumbre, dependiendo la mejor interpretación de los datos geológicos y técnicos disponibles. Considerando el grado de certeza, las reservas se clasifican en probadas y no probadas:
Reservas probadas son las reservas que tiene una probabilidad alta (al menos del 90%) de ser recuperadas con las condiciones económicas y políticas actuales, y utilizando la tecnología existente.
Reservas no probadas que pueden ser:
• Reservas Probables, con una probabilidad del 50% de ser producidas• Reservas Posibles, que tienen al menos una probabilidad del 10% de ser producidas.
Recursos posibles cantidades de gas estimadas como potencialmente recuperables de yacimientos conocidos, pero en proyectos todavía no maduros para su desarrollo comercial.Recursos potenciales son cantidades de gas / petróleo estimadas como recuperables en yacimientos desconocidos en proyectos de desarrollo – exploración futuros
Exploración y producción de gas. Reservas
NORTE AMERICA
SUR AMERICA
EUROPA
AFRICA
ASIA -PACIFICO
Source: BP Statistical Review of World Energy. June 2009
Las reservas probadas de gas en el mundo son de 185.000 bcm in 2008
La producción anual es de 3.000 bcm
Reservas probadas de gas en 2008
EURASIA
ORIENTE MEDIO
75.910 bcm
75.910 bcm
15.390 bcm
14.650 bcm
8.630 bcm
7.310 bcm
8.870 bcm
Yacimientos de gas natural. Reservas
9
Reservas de gas probadas por países
10 países concentran el 76% de las reservas probadas de gas
Los principales tenedores de reservas son Rusia (23%), Irán (16%) y Qatar (14%).
Reservas probadas de gas por países en 2008
Source: BP Statistical Review of World Energy. June 2009
11
El mercado del gas en la Unión Europea (UE-27) Producción de gas natural
La producción de gas natural en los países de la UE-27 se sitúa en
unos 190 bcm (datos de 2008), con tendencia a la baja, en particular la
producción del Reino Unido.
§ Países exportadores de gasHolanda (producción 63 bcm)
§ Países con una importante producción de gas (> 50 % de su consumo) Reino Unido (70 bcm), Rumanía (12 bcm), Dinamarca (10 bcm)
§ Países con producción significativa Alemania (13 bcm), Italia (8 bcm), Polonia (4 bcm)
§ Países sin apenas producción de gas. Los 20 restantes
12
–La mayoría de los aprovisionamientos se basa en contratos a largo plazo, con fórmulas de precios indexadas al petróleo
–Cinco productores de gas cubren un 70 % de los aprovisionamientos a Europa:
- Sonatrach (Argelia)- Gazprom (Rusia)- StatoilHydro (Noruega)- ExxonMobil- Shell
UBICACIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS EN EL ENTORNO DE EUROPA
El mercado del gas en la Unión Europea Orígenes de los aprovisionamientos
13
El mercado del gas en la Unión Europea (UE-27) Orígenes de los aprovisionamientos
Noruega
80 bcm
Argelia 38 bcm (gasoducto)
Libia 6 bcm
Rusia
125 bcm
GNL
53 bcm
(20 de Argelia;
16 Nigeria)
• La producción propia de gas en la UE-27 cubre el 38% de las necesidades actuales de consumo
• El aprovisionamiento por gasoducto supone un 83 % de las importaciones de la UE-27. Los principales países suministradores externos son Rusia, Noruega y Argelia
• El aprovisionamiento con GNL supone el 17% del total de importaciones de la UE-27
• El agotamiento de las reservas en la UE, y la necesidad de diversificar impulsan el crecimiento del GNL y el tendido de nuevos gasoductos internacionales
14
POR BARCO (GNL) POR GASODUCTO
TRANSPORTE
• Permite el transporte a muy largas distancias Requiere:
• Planta de licuefacción
• Transporte de GNL en buques metaneros
• Planta de regasificación
• En fase gas
• Tipo de gasoductos
- Según presión
La cadena del gas natural: transporte
15
La cadena del gas naturalTransporte por gasoducto
Ø El transporte por gasoducto a alta presión (60 - 80 bar) se usa para largas distancias, generalmente hasta 3.000 km. También se emplea para el suministro a grandes clientes industriales (como las centrales eléctricas).
Ø Los gasoductos de alta presión se construyen en acero, en diámetros entre 20 y 48“
Ø El transporte requiere Estaciones de compresión, que emplean el gas como combustible, para impulsar el gas por el gasoducto Se sitúan cada 100 – 200 km de gasoducto
Ø Se emplean Estaciones de regulación y medida para reducir la presión a las redes de distribución
Ø La construcción de un gasoducto se caracteriza por:
- Procesos de autorización largos (4 años)
- Proceso de construcción menor de un año
- Alto coste de inversión (unos 740 €/m para un gasoducto de 40 “)
- Importantes economías de escala
Transporte por gasoductoConstrucción
Preparación Soldadura del gasoducto
Construcción de la zanja Colocación del gasoducto
Pruebas de puesta en servicio y restauración del terreno
Transporte por gasoductoComponentes de la red de transporte
Centro de control de red (Scada)
Estación de compresión Estación de regulación de presión y medida
Posición de válvulas
Gasoducto (hito de señalización)
18
Capacidad: 8 bcm/año Longitud: 210 km. Diámetro: 24 pulgadas. Profundidad Máxima: 2.160 metros.
Inversión: 900 millones de euros.
También se pueden construir gasoductos submarinos, pero el coste de const rucc ión e s mucho mayor. Ejemplo: Proyecto Medgaz de conexión entre Argelia y España
TransporteGasoductos submarinos
19
–La red de gasoductos de transporte en Europa, de unos 250.000 km, se encuentra fuertemente interconectada, en particular entre los países del centro de Europa: Holanda, Bélgica, Alemania, Francia y el Reino Unido.
–Las principales rutas de aprovisionamiento por gasoducto proceden del Mar del Norte, de Rusia, y del Norte de África
Las rutas de transporte de gas por gasoducto a Europa
TransporteRed de transporte de gas en Europa
20
El gas en Europa. Principales proyectos de nuevos gasoductos de suministro a Europa
Proyectos de nuevas rutas de aprovisionamiento
§ Nord-Stream (50 bcm)Rusia (Vyborg)- Mar Báltico- Alemania
§ Blue Stream (16 bcm) Rusia- Mar Negro-Turquía
§ South Stream (30 bcm)Rusia- Mar Negro-Bulgaria
§ Trans-adriatico Turquía-Grecia-Albania -Italia
§ Transcaspio- Nabucco (25 bcm) Azerbaiyan-Georgia-Turquía- Bulgaria-Rumanía-Hungría –Austria
§ Medgaz (8 bcm) Argelia -España
21
Vitória
GNL de Trinidad e Venezuela Reservas de Gás
da Potiguar e Recôncavo
Centros de Demanda de Gás
Gasoduto em Operação
Gasoduto em Construção ou Estudo
Bolívia
Venezuela
Colômbia
Equador
Peru Brasil
Paraguai
ArgentinaChile Uruguai
GNL da Nigéria
Fortaleza
RecifeCuiabá
Natal
Reservas de Campos e Santos
Belo Horizonte
Rio de JaneiroSão Paulo
Curitiba
Porto Alegre
Montevidéu
Buenos AiresSantiago
Salvador
Reservas de Gás da Terra do Fogo
Reservas de Gás de Neuquien
Reservas de Gás da Bolívia e Norte da Argentina
LimaSanta Cruz de La Sierra
Reservas de Gás de Camisea
Reservas de Gás de Solimões e Amazonas
Fuente: ANP
Transporte de gas naturalTransporte por gasoducto
RED DE TRANSPORTE DE GAS EN AMÉRICA DEL SUR
22
Ayacucho
VALLEDUPAR
VILLAVICENCIO
BOGOTÁ
MEDELLÍN
CALI
ECUADOR
PERÚ
BRASIL
VENEZUELA
PANAMÁ
MAR CARIBE
OC
ÉA
NO
PA
CÍF
ICO
Cusiana
MaicaoRIOHACHATermoGuajira
STA. MARTA
BARRANQUILLA
CARTAGENA
CUCUTA
Payoa
BUCARAMANGA
Barranca
MANIZALES
Sebastopol
Vasconia
Morichal
Belén
YOPAL
Apiay
La belleza
Mariquita
ARMENIA
Gualanday
NEIVA
Montañuelo
PEREIRA
SISTEMA DE LA COSTA ATLANTICA
SINCELEJO
MONTERÍA
Montelíbano
SISTEMA DE GAS NATURAL
INTERCONEXION COSTA - INTERIOR
Fuente : Ecopetrol (Revisado en Feb./99 por Estudios Energéticos)
Chuchupa B
Codazzi
Villanueva
Curumaní
El DifícilCalamar
MaganguéGüepaje
Jobo
Pto. Salgar
Cartago
Yotoco
IBAGUE
Yaguará
Garzón
Pitalito
Girardot
TUNJA
Chuchupa A
Ballena
PLATAFORMA MARINATERMOELÉCTRICAS A GAS
CAMPOS DE GAS
MUNICIPIOSCAPITALES
ARAUCA
PTO. CARREÑO
PTO. INIRIDA
MITU
LETICIA
FLORENCIAPASTO
MOCOA
QUIBDO
Las Flores
Tebsa
TermoChinú
TermoMeriléctrica
TermoCentro
TermoDorada
TermoSierra
TermoemCaliTermoValle
SAN JOSÉDEL GUAVIARE
El Porvenir
TermoBarranca
TermCartagena
Proeléctrica
Ocoa
SISTEMA DEL INTERIOR
RED DE TRANSPORTE DE GAS EN AMÉRICA DEL
SUR
23
La cadena del GNL
Ø La cadena de transporte de gas licuado (GNL) permite transportar el gas natural por barco, desde los pozos de producción hasta los mercados de consumo, a miles de kilómetros de distancia. La cadena se compone de:
ØTrenes de licuefacción, almacenamiento de GNL y puerto de carga: la licuación del gas es el proceso técnico más complejo y caro de la cadena (la producción de 1 bcm anual requiere una inversión de unos 500 M€). Se compone de varios ciclos de enfriamiento en cascada (ciclos de compresión-condensación-evaporación) en cascada hasta que el gas alcanza – 160 º C. El gasto energético es elevado: se consume en torno al 9% del gas en el proceso.
ØBuques metaneros: Son un tipo de buques específico, normalmente con una capacidad 140.000 m3 de GNL (aprox. 900 GWh de energía) y 300 m de eslora. El coste de un barco está en torno a 250 M€ Se están construyendo varios buques aún mayores (de 210.000 m3 de GNL). Hay suficiente capacidad de transporte por barco.
ØTerminales de regasificación de GNL: Se compone de instalaciones portuarias y de descarga de barcos, tanques de almacenamiento de GNL y las instalaciones de regasificación del gas. Una planta estandar (2 tanques almacenamiento y 800.000 m3/h de capacidad de regasificación) puede costar unos 350M€.
24
TANQUES DE GNL TUBERÍAS VAPORIZADORES
TransportePlantas de regasificación
BUQUES METANEROS BRAZOS DE ATRAQUE
25
El mercado de GNL. Globalización
Oeste de.África
Australia
S.E.Asia
Oriente MedioArgelia
Trinidad y Tobago
Noruega
América del Sur
Egipto
GNL
Mercados de gas
Sakhalin
Alaska
Mercado global de GNL: 15 países productores de GNL
Principales importadores: Japón, Corea y España
15 plantas de regasificación solo en Europa
26
Plantas de licuación en el mundo
Capacidad licuación 2007 (Mt GNL / año) Previsión 2012
Cuenca Atlántica 74,1 90
Argelia 20,3 24,8Angola 0 5
Egipto 12 12
Guinea Ecuatorial 3,7 3,7Libia 0,7 3
Nigeria 17,8 21,9
Noruega 4,2 4,2
Trinidad y Tobago 15,4 15,4Oriente Medio 46,8 99,9
Abu Dhabi 5,8 5,8
Omán 10,6 10,6Qatar 30,4 76,8
Yemen 0 6,7
Cuenca Pacífica 71,5 98,5
Australia 14,7 23,9Brunei 7,2 7,2
EE.UU 1,5 1,5
Indonesia 25 28Malasia 23,1 23,9
Perú 0 4,4
Rusia 0 9,6
Total 192,4 288,4
Fuente: “Bulletin of Cedigaz Members. January 2008.
Cuenca
Atlántica
39%
Oriente
Medio
24%
Cuenca
Pacífica
37%
2007
Se pueden diferenciar tres áreas de mercado de GNL: la cuenca
atlántica, la cuenca pacífica y oriente medio, que puede suministrar a
ambas cuencas.
El mayor productor mundial de GNL es Qatar, con grandes proyectos de
expansión
27
Comparación de costes entre transporte por gasoducto y como GNL
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
4
3,5
3
2,5
2
1’5
1
0,5
0
Coste ( US$/MMBTU )
Distance (km)
Transport Pipeline
LNG Chain
Off shore Pipeline
Comparación de coste de transporte GN / GNL
29
La distribución es el paso final de la cadena de suministro de gas a los usuarios finales.
§ Las compañías de distribución de gas suministran gas natural a los consumidores situados en el área geográfica de su autorización.
§ La distribución se realiza a través de redes mayadas de tuberías de media y baja presión
§ Algunos grandes consumidores (industrias, instalaciones de generación eléctrica) se conectan directamente a la red de transporte de gas en alta presión.
§ La distribución se caracteriza por:
- Se considera un servicio de interés general, y es un monopolio natural
- Requiere grandes inversiones de capital
- La distribución de gas no es un servicio universal
- Generalmente el coste de la distribución es el mayor en la cadena de gas
La función de los distribuidores es extender y ampliar las instalaciones de distribución en su ámbito geográfico de autorización (generalmente un término municipal). El gas natural llega a 6,9 Millones de viviendas (frente a unos 24 Millones de clientes eléctricos), y a 1400 municipios sobre un total de 5.000
Distribución de gas natural
30
CONSIDERACIONES GENERALES SOBRE CALIDAD
CALIDAD DE PRODUCTO CALIDAD DE SUMINISTRO CALIDAD DE SERVICIO
Las empresas suministradoras deben mantener dentro de los límites reglamentarios las siguientes propiedades del GN:
–Composición
– Poder calorífico
– Olor
Calidad de la atención al cliente:
–Contratación de suministro
–Lectura, facturación y cobro
–Atención y resolución de reclamaciones
–Atención de avisos de urgencias
–Inspección de alta e inspección periódica
Se refiere a:
–Continuidad del suministro:
Las interrupciones del suministro conllevan reducción en facturación a usuarios afectados
–Presión de suministro en el punto de entrega
Distribución de gas natural
31
Perfil de la demanda de gas en España
EVOLUCIÓN DE DEMANDA ANUAL DE GAS
Demanda de gas natural
§ Presenta un componente estacional (invierno – verano) muy acusado
32
Almacenamiento de gas natural
Almacenamientos de gasEl almacenamiento de gas permite ajustar la oferta y la demanda de gas y como herramienta de seguridad de suministro ante fallos en instalaciones
ØAlmacenamientos subterráneos: Permiten almacenar grandes cantidades de gasLa disponibilidad del gas depende de la capacidad de inyección y extracción, que suelen ser bajas (en España permiten cubrir el 10 % de la demanda diaria durante 3 meses)Se emplean yacimientos de gas agotados y acuíferos
ØTanques GNL: Almacenan entre 5 y 10 días la producción de la planta de regasificación.El GNL se puede regasificar con rapidez, si la planta cuenta con capacidad de regasificación suficiente.
ØGas almacenado en gasoducto (line- pack): supone unos 0,5 días de la demanda diaria. Puede amortiguar las diferencias horarias de consumo.
34
Capacidad de entrada
§ 49 bcm de capacidad de regasificación (6 plantas de GNL)
§ 12 bcm en la interconexión Argelia-Marruecos-España-Portugal
§ 2,5 bcm en la interconexión con Francia
§ 8 bcm más en construcción – Argelia-España (proyecto Medgaz)
Instalaciones en proyecto o en construcción
El sistema gasista españolRed de transporte en España
LARRAU
SERRABLO
CARTAGENA
ALMERÍ A
CREVILLENTE
ALCÁZAR
PUERTOLLANO
ZAMORA
ALMENDRALEJO
F14SEVILLA
ALGETE
DENIAMONTESA
HARO
ZARAGOZAARBÓS
TIVISSA
VILLAR DEARNEDO
PATERNA
Segovia
Valladolid
Palencia
Llanera
PonferradaOrense
LermaAranda Soria
Talavera
Linares
Jaén
Algeciras
Málaga Granada
Lorca
Cuenca
Pamplona
Huesca
Alfarrás
León
Villapresente Treto
BurgosFalces Figueras
CHINCHILLA
PLASENCIA
HUELVA
REGANOSA
BARCELONA
SAGUNTO
BILBAOGIJON
35
Diversificación del suministro: España importa gas de más de 10 países distintos
Abastecimiento de gas al mercado español por países. Datos de 2008
Orígenes de los aprovisionamientos en España
Argelia
31,7%
Trinidad
Tobago
12,3%Qatar
12,9%Portugal
1,2%
Noruega
7,1%
Oman
0,4%
Nigeria
21,0%Italia
1,3%
España
0,3%
Egipto
10,9%
Guinea
Equatorial
0,2%
– La escasez de las conexiones por gasoducto con el resto de Europa, implica que España importa el 69 % de gas natural en forma de GNL y el 31 % restante por gasoducto.
– Las fuertes inversiones en terminales de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL han permitido la diversificación de la cesta de abastecimientos al mercado español, aumentando la seguridad de suministro.
– España es el principal país europeo importador de GNL, y el tercero a nivel mundial
36
El Sistema Gasista EspañolEvolución del consumo de gas en España
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
1985
1990
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
TW
h
Materia prima
Gen eléctrica
Industrial
Residencial
Estructura del mercado en 2008:
Consumo en España en 2008: 451.000 GWh (+10% en 2008)
Incremento en los últimos 5 años: 64 %
Residencial
14%
Industrial
43%
Gen
Eléctrica
42%
Materia
prima
1%
37
El sistema gasista españolDemanda de gas para generación eléctrica
CTCC en operación
CTCC en pruebas
C. Térmica
Demanda de gas para generación eléctrica
§ La demanda de gas para generación eléctrica representó el 42% de la demanda total de gas en España en 2008.
§ A fecha de hoy hay 54 grupos con una potencia instalada total de más de 23.800 MW (31-12-2008).
§ Algunos ciclos más se encuentran en construcción.
38
El mercado de gas en EspañaAgentes del sistema
§ Plantas de GNL: 6 terminales, titularidad de ENAGAS (3- Barcelona,
Cartagena, Huelva), BBG (1-Bilbao), SAGGAS (1- Sagunto) y REGANOSA (1-
Mugardos).
§ Almacenamientos subterráneos: 2 almacenamientos operados por ENAGAS.
§ Transporte: ENAGAS (titular del 89% de la red de transporte). Otras
empresas: Gas Natural Transporte, Endesa Gas Transportista y Naturgas
Energía Transporte.
§ Distribución: 5 grupos empresariales: Gas Natural (85 %), Naturgas
Energía, Endesa, Unión Fenosa e Iberdrola.
§ Comercialización: 32 compañías comercializadoras registradas, 17 de
ellas activas, vendiendo gas a consumidores finales. Los principales
comercializadores son: Gas Natural, Endesa, Unión Fenosa, Iberdrola, BP,
Shell, Cepsa, Gaz de France, Naturgas (EDP), BBE.
39
El mercado de gas en EspañaSituación actualMercado total: 451 TWh en 2008
(cuotas por volumen de gas)Mercado residencial: 6,9 millones de
clientes en 2008(cuotas por número de clientes)
5 comercializadores activos en el mercado doméstico.
20 comercializadores activos (32 registrados) en el mercado español.
Fuerte competencia.
Gas Natural
74,09%
Endesa
12,38% Unión Fenosa
1,57%
Iberdrola
2,78%
Naturgas Energía
9,18%
Otros
1,5%
BP
1,1%
BBE
2,1%GdF Suez
2,3%
Shell
3,2%
Cepsa
4,3%
Naturgas Energía
5,4%
Endesa Energía
9,3%
Unión Fenosa
12,4%
Iberdrola
12,8%
Gas Natural
45,6%
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