OGE&EE Presentación Rev. 7 Diseño

8/17/2019 OGE&EE Presentación Rev. 7 Diseño

1/34

GENERANDO SOSTENIBILIDADEN EL ÁMBITO DE LA ENERGÍA

NO RENOVABLE


2/34

N

South America

ECUADOR

Región Amazonica, Ecuador

ESCENARIO QUE OBLIGA A CONTINUARCON EL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA


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PLAN NACIONAL PARAEL BUEN VIVIR

(SENPLADES)

PLAN DE SECTORESESTRATEGICOS (MICSE)

PLAN MAESTRO DEHIDROCARBUROS

(MRNNR)

PETROAMAZONAS/PROYECTOOGE&EE

· Objetivo 7, Politica 7.7 y 7.10· Objetivo 10, Politica 10.1· Objetivo 11, Politica 11.1

· Soberania Energetica· Cambio de Matriz Energetica· Cambio Matriz Productiva

· Optimización Gas Asociado· Incrementar volumen neto de Petroleo

· Eliminar el uso de Diesel para Generación Electrica· Incrementar producción de GLP

· Garantizar Energia Electrica conable de menor costo· Reducir la huella de carbono por barril de Petroleo producido· Innovación Tecnologica· Ser referente a nivel nacional e internacional dentro de la industria

EL PROYECTO DEOPTIMIZACIÓN GENERACIÓN ELÉCTRICA

Y EFICIENCIA ENERGÉTICA (OGE&EE)

ES PARTE DE LA POLÍTICA ENERGÉTICA DEL ESTADO


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MATRIZ ENERGÉTICA “SIN” OGE&EE

Generación eléctrica a DIÉSSEL (kW)

Generación eléctrica a GAS antes del proyecto OGE&EE (kW)

Generación eléctrica a CRUDO antes del proyecto OGE&EE (kW)

Notas:1. El escenario "SIN" Proyecto OGE&EE incluye facilidades de generación eléctrica a Gas y Crudo instaladas por Operadoras Petroleras Privadas y facilidades de generacióneléctrica instaladas anteriormente en el Bloque 18 (turbinas de vapor a Gas/Crudo y generador MAK a Crudo).2. La demanda eléctrica del SEIP-E se basa en el Escenario de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) 2014 con un volumen pico de petróleo de 570,000 BBL/d más la proyección dedemanda eléctrica necesaria para la operación de los consorcios dentro de los campos de PETROAMAZONAS EP, considerando un volumen incremental de petróleo de 130,000BBL/d.

3. La proyección de demanda eléctrica del Escenario de la SHE se diferencia del Escenario Inversión Baja del estudio Wood Mackenzie - MRNNR en: i) El Escenario SHE 2014 incluyeITT, Inversión Baja WM-MRNNR no incluye ITT, ii) El Escenario SHE no considera IOR (Improved Oil Recovery), el Escenario Inversión Baja WM-MRNNR incluye IOR.

MATRIZ ELÉCTRICA PARA CUBRIR LA DEMANDA DEL SISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO PETROLERO EXTENDIDO (SEIPE)

“SIN” EL PROYECTO OGE&EE

412,693

343,605

42,89826,189

438,118

371,415

42,89823,806

452,192

387,285

42,89822,010

474,874

411,496

42,89820,481

501,296

439,868

42,89820,481

524,149

464,316

42,89816,934

538,055

479,443

42,89815,713

542,119

484,618

42,89814,603

546,127

489,699

42,89813,5300

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


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MATRIZ ENERGÉTICA “CON” OGE&EE

Notas:1. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE considera la importación de hasta 200 MW de energía hidroeléctrica proveniente delSistema Nacional Interconectado (Red Nacional) a partir del año 2017. De acuerdo al CONELEC, se ha considerado para elSEIP-E máximo 100 MW en demanda punta más un incremento en la transferencia de energía cuando las condicioneshidrológicas así lo permitan.2. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE incluye facilidades de generación eléctrica a Gas y Crudo instaladas por OperadorasPetroleras Privadas y facilidades de generación eléctrica instaladas anteriormente en el Bloque 18 (turbinas de vapor aGas/Crudo y generador MAK a Crudo).3. La demanda eléctrica del SEIP-E se basa en el Escenario de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) 2014 con un volumen picode petróleo de 570,000 BBL/d más la proyección de demanda eléctrica necesaria para la operación de los consorcios dentrode los campos de PETROAMAZONAS EP, considerando un volumen incremental de petróleo de 130,000 BBL/d.4. La proyección de demanda eléctrica del Escenario de la SHE 2014 se diferencia del Escenario Inversión Baja del estudioWood Mackenzie - MRNNR en: i) El Escenario SHE incluye ITT, Inversión Baja WM-MRNNR no incluye ITT, ii) El Escenario SHEno considera IOR (Improved Oil Recovery), el Escenario Inversión Baja WM-MRNNR incluye IOR.

MATRIZ ELÉCTRICA PARA CUBRIR LA DEMANDA DEL SISTEMA ELÉCTRICOINTERCONECTADO PETROLERO EXTENDIDO (SEIPE)

“CON” EL PROYECTO OGE&EE

Generación eléctrica a CRUDO del proyecto OGE&EE (kW)

Generación eléctrica a GAS del proyecto OGE&EE (kW)

Generación eléctrica a GAS antes del proyecto OGE&EE (kW)

Generación eléctrica a DIÉSSEL (kW)

Generación eléctrica a CRUDO antes del proyecto OGE&EE (kW)

Generación hidroeléctrica desde la Red Nacional (kW)

412,693

241,231

42,898

74,120

26,18936,584

438,118

214,317

42,898

82,658

23,806

74,441

457,192

120,699

42,89837,500

129,905

22,010

99,181

474,874

52,739

42,898

100,000

129,905

20,481

115,478

501,296

45,735

42,898

129,167

143,279

18,531

121,687

524,149

28,557

42,898

164,583

143,279

16,934

127,897

538,055

33,268

42,898

175,000

143,279

15,713

127,897

542,11913,442

42,898

200,000

143,279

14,603

127,897

546,12718,523

42,898

200,000

143,279

13,530

127,897

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000


6/34

EFICIENCIA ENERGÉTICA SE TRADUCE EN UN INCREMENVOLUMEN NETO DE BARRILES EQUIVALENTES DE PETRÓ

BARRILES EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (BEP) UTILIZADOS COMO COMBUSTIBLEPARA GENERACIÓN ELÉCTRICA VERSUS DEMANDA ELÉCTRICA

SECTOR PETROLERO ZONA SEIPE

Demanda eléctrica total sector petrolero ZONA SEIP-E(Escenario Inversión Baja Estudio Wood Mackenzie – MRNNR) (MW)

Volumen total de combustibles en BEP para cubrirdemanda eléctrica “SIN” Proyecto OGE&EE

Volumen total de combustibles en BEP para cubrirdemanda eléctrica “CON” Proyecto OGE&EE

Notas:1. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE considera la importación de hasta 200 MW de energía hidroeléctrica proveniente del Sistema Nacional Interconectado (Red Nac ional) apartir del año 2017. De acuerdo al CONELEC, se ha considerado para el SEIP-E máximo 100 MW en demanda punta más un incremento en la transferencia de energía cuando lascondiciones hidrológicas así lo permitan.2. El escenario "CON" Proyecto OGE&EE incluye facilidades de generación eléctrica a Gas y Crudo instaladas por Operadoras Petroleras Privadas y facilidades de generacióneléctrica instaladas anteriormente en el Bloque 18 (turbinas de vapor a Gas/Crudo y generador MAK a Crudo).3. La demanda eléctrica del SEIP-E se basa en el Escenario de la Secretaría de Hidrocarburos (SHE) 2014 con un volumen pico de petróleo de 570,000 BBL/d más la proyecciónde demanda eléctrica necesaria para la operación de los consorcios dentro de los campos de PETROAMAZONAS EP, considerando un volumen incremental de petróleo de130,000 BBL/d.4. La proyección de demanda eléctrica del Escenario de la SHE 2014 se diferencia del Escenario Inversión Baja del estudio Wood Mackenzie - MRNNR en: i) El Escenario SHEincluye ITT, Inversión Baja WM-MRNNR no incluye ITT, ii) El Escenario SHE no considera IOR (Improved Oil Recovery), el Escenario Inversión Baja WM-MRNNR incluye IOR.

23.521

28.361

412,693

21,538

30,519

438,118

16,178

31,751

452,192

11,431

33,630

474,874

10,887

35,833

501,296

9,554

37,730

501,296

9,919

38,904

538,055

8,380

39,306

542,119

8,775

39,701

546,127

00

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000BEP/d kw

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000


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EFICIENCIA ENERGÉTICA SE TRADUCE EN UN INCREMDEL VOLUMEN NETO DE BARRILES

EQUIVALENTES DE PETRÓLEO (BEP)

El Proyecto OGE&EE incrementa hasta~ 25,000 BBLs por día.

(SIN FACTOR DE DECLINACIÓN) lo cual es equivalente a:

Un campo que produce100,000 BBLs por día conun factor de declinación

anual de 20%.

PA N A M A X

Un tanquero tipoPANAMAX cada 20 días.


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ALCANCEPROYECTO OGE&EE


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N

ENFOQUE PROYECTO INTEGRALSISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO PETROLERO EXTENDIDO (SEIP-E) 2012 - 2

G Generación (Facilidades en Construcción)G Generación (Facilidades a Licitar)G Generación (Facilidades Adicionales)

S/E Eléctrica en Bloques/Campos (138kV)

S/E Eléctrica en Bloques/Campos (69kV)

S/E Eléctrica en Bloques/Campos (34.5kV)

S/E Eléctrica en Bloques/Campos (13.8kV)

Línea 230kV Aérea Nueva (Transelectric)

Línea 138kV Aérea Nueva (Transelectric)

Línea 138kV Enterrada Nueva (En Evaluación)

Línea 138kV Enterrada Nueva (En Aprobación)

Línea 69kV Aérea Existente

Línea 69kV Aérea Nueva

Línea 69kV Enterrada Nueva

Línea 34.5kV Aérea Existente

Línea 34.5kV Enterrada Existente

Línea 34.5kV Enterrada Nueva

Línea 13.8kV Enterrada Existente

Línea 13.8kV Enterrada Nueva

G Generación (Facilidades Entregadas)

SIMBOLOGÍA

BLOQUES

17

CAMPOS

56

ESTACIONES

66

COMUNIDADES

192

~ 25,000 km2

EXTENSIÓN GEOGRÁFICA

~10% DEL TERRITORIO DE ECUADOREQUIVALENTE A:

40 SHUSHUFINDI NORTE 4,00 GAS GMPU Emergentes

41 SHUSHUFINFI SUROESTE 3,60 GAS GMPU Emergentes

4 2 S AC HA N OR TE 1 3,60 GAS GMPU Emergentes

TOTAL 348,66 ** Con capacidaddeGeneración a Gasy Condensados

30 SHUSHUFINDI CENTRAL 15,00 GAS

3 1 C UYAB EN O 5,00 GAS3 2 S AC HA SU R 15,00 GAS GMPU

33 SHUSHUFINDI CENTRAL 17,10 G AS W art si la 18 V3 4S G

34 BLOQUE 12 - EPF 14,00 G A S / CR UD O F as e 2 NC G Ga s / Cr u do

35 SHUSHUFINDI CENTRAL 6,80 CRUDO MPU Emergentes

3 6 C UY AB ENO 6,80 CRUDO MPU Emergentes

37 SACHA 6,80 CRUDO MPU Emergentes

38 EPF BLOQUE 12 7,20 GAS GMPU Emergentes

3 9 A GU AR IC O 7,20 GAS GMPU Emergentes

14 BLOQUE 18 - ZPF 14,00 C RU DO* * F as e2 NC G

15 BLOQUE 15 - CPF 14,00 C RU DO ** F as e 1 NC G Cr ud o

16 BLOQUE 15 - CPF 3,12 G AS F as e2 NC G G as GE -3 20

17 BLOQUE 15 - PAKASUR 2,08 G AS F as e2 NC G G as GE -3 20

18 SHUSHUFINDI CENTRAL 7,00 GAS Waukesha

1 9 L AG O A GR IO 6,80 CRUDO MPU

20 AUCA SUR 6,80 CRUDO MPU

21 SECOYA 7,00 GAS/ CRUDO Fase2 Cent ral Generac ión

22 BLOQUE 7 - OSO B 13,60 CRUDO MPU

23 DRAGO 7,40 GAS Waukesha

24 PUCUNA 2,00 GAS GMPU

2 5 C UL EBR A 5,00 GAS GMPU

26 AUCA SUR 10,00 GAS GMPU

27 G UA NT A 5,00 GAS GMPU

28 VHR 5,00 GAS GMPU

2 9 S AC HA C EN TR AL 15,00 GAS NCG Gas

GMPU

NCG Gas

FACILIDADESDE GENERACIÓN ENTREGADASY EN CONSTRUCCIÓN / FABRICACIÓNOGE & EE

ITEM ESTACIÓN CAPACIDAD

(MW) COMBUSTIBLE DETALLE

1 BLOQUE 12 - EPF 24,00 G A S / CR UD O F as e 1 NC G Ga s / Cr u do

2 BLOQUE 12 - EPF 15,40 C RU DO ** F as e 1 NC G Cr ud o


4 BLOQUE 15 - CPF 6,25 G AS F as e1 NC G G as GE -3 20

5 B LO QU E 1 5 - C PF 4,00 GAS Waukesha

6 BLOQUE 15 - LIMONCOCHA 3,75 GAS Waukesha



9 BLOQUE 15 - YAMANUNKA 2,08 GAS Gas GE-320

10 BLOQUE 15 - PAKASUR 2,08 G AS F as e1 NC G G as GE -3 20

11 SECOYA 11,00 GAS/ CRUDO Fase1 Cent ral Generac ión

12 BLOQUE 18 - ZPF 7,00 C RU DO* * F as e1 NC G



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RESULTADOS RELEVANTES

PROYECTO OGE&EE


11/34

~USD 1,200,000,000

INVERSIÓN TOTAL

~USD 500,000,000

INVERTIDO HASTASEPTIEMBRE 2014

LOS INDICADORES DEL PROYECTO SUSTENTAN ESTRUC

UN FINANCIAMIENTO DE 400 MILLONES(DE LOS 700 MILLONES POR EJECUTAR)


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BASES Y CRITERIOS ECONÓMICOS

Bases y Criterios Económicos Plan de Desarrollo OGE&EE 2013 - 2017

RELACIÓN AHORRO ACUMULADO VS. INVERSIÓN ACUMULADAESCENARIO PESIMISTA SECRETARÍA DE HIDROCARBUROS

SIN FINANCIAMIENTO SISTEMA 138 kV$9,000,000,000.00

$8,000,000,000.00

$7,000,000,000.00

$6,000,000,000.00

$5,000,000,000.00

$4,000,000,000.00

$3,000,000,000.00

$2,000,000,000.00

$1,000,000,000.00

$0.00

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

2 0 2 1

2 0 2 2

2 0 2 3

2 0 2 4

2 0 2 5

2 0 2 6

2 0 2 7

AHORRROS INVERSIONES

Punto deEquilibrio

Índice de rentabilidad:3.70 (por cadausd invertido el proyecto retorna envalor presente USD 3.7).Tasa Interna de Retorno (TIR): 49%.Toda la inversión del proyectoOGE&EE se recupera durante el

tiempo de desarrollo y puesta enmarcha del Proyecto, ya que losahorros son escalables desde uninicio.

Nota: Sujeto a cambios en función dei) Recortes Presupuestarios,ii) Actualización de proyecciones deuido y gas, yiii) Restricciones Operativas.


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RESULTADOS ECONÓMICOSAHORROS OBTENIDOS 2009 – SEPTIEMBRE 2014 VS. AHORROS OBJETIVO 2009 - 20

Ahorro Económico Neto(Millones US $)

$30 $57 $66$84 $89

$86

$126$148

$265

$461

$0

$50

$100

$150

$200

$250

$300

$350

$400

$450

$500

2009 2010 2011 2012 2013 Ene-Sep 2014 2015 2016 2017

Millones

Ahorro Económico Bruto(Millones US $)

$45$86 $101 $117 $123

$124

$188

$239

$361

$624

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

$0

2009 2010 2011 2012 2013 Ene-Sep 2014 2015 2016 2017

RESULTADO 2009 – 2014.AHORRO NETO:

US $412.039.797,46

RESULTADO 2009 – 2014.AHORRO BRUTO:

US $596.384.660,43


14/34

145.96 MW

Potencia Nominal Puesta en

Servicio hastaSeptiembre 2014:

117.30 MW

Potencia Nominal bajoFabricación / Construcción

324.06 MW

Potencia Nominal adicionala ser Instalada:

(generación distribuida con más de20 facilidades de generación).

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA


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149.70 km

Longitud de líneas eléctricasde 13.8 / 35 / 69 kV

instaladas / en construcciónhasta Septiembre 2014

470 km

Longitud de líneas

eléctricas de 138 kV a serinstaladas

519.7 km

Longitud de líneas

eléctricas de 13.8 / 35 / 69kV a ser instaladas

SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN


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CAPTACIÓN,TRANSPORTE YMANEJO DE GASLongitud de gasoductos a

ser instalados

+100 km


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UNA NUEVA POLÍTICA Y ESTRATEGIA GANAR-GANAR EL ESTADO, LAS COMPAÑIAS Y LAS COMUNIDADES

EcuadorAhorrar hasta US$ 730,000,000 poraño.Reducir inversión total y los costosoperativos.

Compañías PetrolerasReducir costos operativos.

Mejorar disponibilidad/conabilidad.

Incrementar el factor de utilizaciónde las Facilidades para Generaciónde Energía de ~ 30-35% a ~ 70- 75%.

Reducir hasta 800,000 tonsof CO2/año 1.Mitigar impactosambientales locales:reducción del ruido.1. Incluye la reducción de emisiones de CO 2 debido aldesplazamiento de combustibles fósiles en el SEIP-E porenergía hidroeléctrica importada de la Red Nacional.

Económico

S o c i

a l

A m b i e n t a l

Energía sostenible para todos.

Benecios compartidos para:Comunidades / Actores Locales.Estado Ecuatoriano.Compañías Petroleras.


18/34

@petroamazonasEP

Petroamazonas EP

Petroamazonas EP


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ALCANCEPROYECTO OGE&EE

EN BLOQUE 15


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FACILIDADES DE GENERACIÓN YSISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA


21/34



22/34



23/34



24/34



25/34



26/34



27/34



28/34

CONSUMO DE DIESEL “CON” Y “SIN” EL PROYECTO OG

OPERACIÓN CENTRAL DEGENERACIÓN A CRUDO

INTERCONEXIÓN ILYP

INTERCONEXIÓN ILYP

INTERCONEXIÓN SEIP-E

26.40628.856 29.113

27.440 26.753 26.15524.027

21.556

15,151

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9

2014

50%

61.540 62.81264.166

24.219 13.025

4.9020

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2015 2016 2017Consumo de Diesel SIN OGE&EE (gal/d)

Consumo de Diesel CON OGE&EE (gal/d)

61% 79% 92%

CONSUMO DE DIESEL PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA BLOQUE 15 (gal/día)CONSUMO DE DIÉSEL PARA GENERACIÓN

ELÉCTRICA "SIN" Y "CON" EL PROYECTO OGE&EE

SITUACIÓN 2014Una vez puesta en servicio la central de generación acrudo en el CPF Bloque 15 (mediados de mayo 2014), elconsumo de diésel para generación eléctrica se hareducido hasta en un 50% respecto al mes pico deconsumo del mismo año.

SITUACIÓN FUTURACon la interconexión eléctrica ILYP y la interconexión delBloque 15 al SEIP-E se podrá reducir para el año 2017hasta 92% del consumo de diésel comparado con elescenario “SIN” Proyecto OGE&EE.



29/34


24-Sep-14 21:36:00 24-Sep-14 21:36:00 24-Sep-14 21:36:00 24-Sep-14 21:36:00

0

2

4

6

8

10

12

14

16

MAYORINVERSIÓN

MAYORRENDIMIENTO

Nota: El costo de inversión del caso actual, corresponden a la inversión realizada por OGE&EE y por la operadora Anterior

OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO FASE I


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OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO – FASE I“CON” SISTEMA DE COMPRESIÓN Y “SIN” PULMÓN

POZOS DEPRODUCCIÓN

GENERACIÓN COMPRESIÓN

SISTEMA DESEPARACION

TEA

Crudo

Gas

Asociado

Fluido Multifásico

Agua

Gas

Petróleo

Agua

0

5

10

15

0:00:00 0:14:24 0:28:48 0:43:12 0:57:36 1:12:00 1:26:24 1:40:48 C a u d a l d e g a s

( M M S C F D

)

Tiempo (minutos)

Comportamiento de Caudal de Gas sin Pulmón

Caudal de gas de separa dores Ca udal de Gas a Generadores

Capacidad Operat iva del Compresor Caudal de gas hacia Tea

OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO FASE II


31/34

OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO – FASE II“CON” SISTEMA DE COMPRESIÓN Y “CON” PULMÓN

POZOS DEPRODUCCIÓN

GENERACIÓN PULMÓN COMPRESIÓN

SISTEMA DESEPARACION

TEA

Crudo

Gas

Asociado

Fluido Multifásico

Agua

Gas

Petróleo

Agua

0

5

10

15

0:00:00 0:14:24 0:28:48 0:43:12 0:57:36 1:12:00 1:26:24 1:40:48 C a u d a l d e g a s

( M M S C F D

)

Tiempo (minutos)

Comportamiento de Caudal de Gas sin Pulmón

Caudal de gas de separadores Ca udal de Gas a Gener adores

Capac idad Operat iva del Compresor Caudal de gas hacia Tea

OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO FASE III


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OPTIMIZACIÓN GAS ASOCIADO – FASE III“CON” SISTEMA DE COMPRESIÓN, PULMÓN / GASODUCTO

POZOS DEPRODUCCIÓN

GENERACIÓN(Central existente) TRANSPORTE COMPRESIÓN

SISTEMA DESEPARACION(Baja Presión)

(Producción contra tanque)

TEAGasAsociado

Fluido Multifásico

CrudoAgua

Gas

Petróleo

Agua

Gas Asociado(Bajos caudales:inferiores a 300MSCFD)

BLOQUE 15 – INDILLANA


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Área de Generación(antes de OGE&EE)

Área de Generación(después de OGE&EE)

BLOQUE 15 INDILLANAEstación CPF

Área de Generación Inyección de Agua 4 X VHP 7100 (4 MW a Gas)

MODELO ANTERIOR vs. MODELO OGE&EE


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Bloque 61 – AUCACentral de Generación a Diésel

Unidades de generaciónJenbacher GE 320

MODELO ANTERIOR vs. MODELO OGE&EE

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OGE&EE Presentación Rev. 7 Diseño