CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS         NATURAL          www.ceare.org
El gas natural    Se convirtió en un combustible de significación solo a     partir de la decada del 60, debido a las dif...
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Matriz Energética                                       Energía       Otros                          Nuclear     Hidráulic...
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Contenido de metano y podercalorífico en el Centro-Oeste alentar en funcionamiento el MEGA               Metano           ...
Costos de producción del gas                     natural        www.ceare.org
Costo del gas en boca de  pozo        Costo de exploración             0.30 u$s/MMBTU                  +                  ...
Costos de Exploración   Actividades destinadas a descubrir si existen yacimientos de petróleo y gas en un    area particu...
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Costo incremental    promedio                                                                                             ...
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Concepto de Reservas               - reservas recuperables -              Producción Acumulada               Reservas Prob...
Reservas probadas por cuenca                       RESERVAS PROBADAS                           2003 (BCM)            NOROE...
Cuencas de Gas Natural   en Argentina                                                 CUENCA                              ...
Reservas Probadas (BCM)                  1997 - 2002 RESERVAS 1997 (BCM)                RESERVAS 2003 (BCM)               ...
Evolución de las Reservas      Comprobadas de Gas (al 31/12 de      cada año)      900      800      700      600      500...
Reservas Comprobadasde Gas por Cuenca (al31/12 de cada año)       900       800       700       600                       ...
Producción de Gas Natural        www.ceare.org
PRODUCCION DE GAS NATURAL PORCUENCA AL SISTEMA ARGENTINO DETRANSPORTE - 2003                              16 %            ...
Evolución de laProducción de Gas      50      45      40      35      30BCM      25                                       ...
Producción de Gas porCuenca      50      45      40      35                                                               ...
Producción de Gas 2002Total País                              POR PROPIETARIO                         PIONEER             ...
Producción de Gas 2002Cuenca Noroeste             POR PROPIETARIO CUENCA NOROESTE                 SHELL CAPSA          MOB...
Producción de Gas 2002Cuenca Neuquina                 POR PROPIETARIO CUENCA NEUQUINA                           CAPSA CAPE...
Producción de Gas 2002Cuenca Austral            POR PROPIETARIO CUENCA AUSTRAL                   C.G.C. S.A.     SIPETROL ...
Reservas vs Producción(al 31/12 de cada año)       900                                                   30       800     ...
Incorporación de reservas por año                                    RESERVAS PROBADAS ARGENTINAS      900      800      7...
SISTEMA DE TRANSPORTE DE      GAS NATURAL         www.ceare.org
GASODUCTOS TRONCALES
GAS MARKET CENTERS           Canada          Operational (39)          Proposed (6)
ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA                                      US                         25                    ...
Estacionalidad de la demanda y laproducción en USA (Trillion Cubic Feet PerMonth)    Trillion Cubic Feet Per Month3       ...
U.S. STORAGE INJECTIONS ANDWITHDRAWALS (Billion Cubic Feet)        Billion Cubic Feet 600 400 200   0 -200 -400 -600 -800-...
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5+               22.5                     4Capacidad deTransporte (2003)MMm3/d                                     7.1    ...
NORTE                                                                                LA PAZ                  1.000        ...
Sistema Argentino de    Trasnporte                CAPACIDAD DE                                                            ...
Evolución de la capacidad   de transporte                                              Evolución Capacidad de Transporte  ...
INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO (ED)                                                 Operación Normal                     5 M...
Tarifa de Transporte         Northwest           Basin                                       0.75 = 0.681 + 0.066 $/MMBTU ...
Precio de Gas En Buenos Aires(2000)           Cuenca          Noroeste         1.06 $/MMBTU         1.21 $/MMBTU          ...
ESTACIONALIDAD DE LADEMANDA GAS NATURAL       www.ceare.org
Demanda de Gas Natural140000120000100000 80000                                                               RESID.       ...
ArgentinaTemperatura vs. Demanda Bs.As.                  Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand        25        20...
Demanda interna de gasnatural                                                   Demanda del año 2003           160        ...
Funcionamiento del Sistema Argentinode Gas Natural                               DISTRIB.              40                 ...
Situación en el 2003                                                         SITUACION EN 2003           180.00           ...
EXPORTACIONES/IMPORTACIONES       DE GAS NATURAL          www.ceare.org
Importaciones/Exportaciones deGas Natural                              Importaciones/Exportaciones de Gas Natural         ...
Exportaciones de GasNatural                               AÑO 2004                               (MMm3/d)                 ...
En     e/        19           9                   0                                                  5000                 ...
FACTOR DE CARGA    www.ceare.org
Factor de carga:Definición en el MarcoRegulatorio         Consumo promedio diario de la categoría  FC =         Consumo pi...
Concepto de Factor de Carga                                      COSTO DE                                      TRANSPORTE ...
MMm3                                                                                                                      ...
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  1. 1. CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL www.ceare.org
  2. 2. El gas natural  Se convirtió en un combustible de significación solo a partir de la decada del 60, debido a las dificultades que existían para almacenarlo y transportarlo.  A diferencia del petróleo, que es el commodity de mayor comercio en los mercados del mundo, el gas no tiene un mercado único: sus precios se regulan en diferentes mercados regionales, siendo uno de ellos el incipiente mercado de Argentina, Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay.  Desde 1964 el gas natural licuado (-162 °C) empezó a ser transportado en embarcaciones especiales (el 4% de la producción mundial de gas natural se comercializa como LNG).
  3. 3. 1949El gasoducto ComodoroRivadavia-Buenos Airesintroduce el gas natural almercado de consumo.Fue en su momento, el máslargo del mundo: 1.605 Km
  4. 4. Matriz Energética Energía Otros Nuclear Hidráulica Primarios 2% 6% 3% Combustib Petroleo les 40%2002 MMTEP 3%Petróleo 25,7Gas Natural 29,5Combustibles 1,9Nuclear 1,0Hidráulica 3,9 Gas NaturalOtros 1,6 46%
  5. 5. Reserves / Production1 ratio - equivalence in years of production - base 1999 -North America Central Europe Middle East 8 26 239 Canada Poland Abu-Dhabi 9 40 182 United States Romania Iran 8 24 370 Irak Latin America Former Soviet Union 750 46 79 Kuwait Argentina Azerbaijan 154 14 102 Qatar Bolivia Kazakhstan 400 166 188 Saudi Arabia Colombia Russia 119 32 80 Mexico Turkmenistan Asia-Oceania 17 125 55 Trinidad and Tobago Ukraine Australia 43 62 98 Venezuela Uzbekistan Bangladesh 99 31 981 Gross Production - Reinjection Brunei
  6. 6. Gas Natural Características físicas del Gas Naturalwww.ceare.org
  7. 7. GAS NATURALRestos dejados por las plantas y animales que habitabannuestro planeta hace millones de años.Bajo la influencia del calor y la presión durante un largoperíodo de tiempo se convierten en una mezcla de hidrocarburosque forman el petróleo y el gas natural. No es cierto que el petróleo y el gas se encuentran bajo latierra en grandes “cavernas”. En realidad se encuentranembebidos en cierto tipo de rocas, a las que se denominanreservorios. Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro desí, denominada poros, que son capaces de contener petróleo ogas.
  8. 8. Reservorios  Porosidad  Capacidad de almacenamiento  Permeabilidad  Capacidad de producción (Caudal)  Saturación  Porcentaje ocupado por de hidrocarburos petróleo o gas (agua)
  9. 9. Gas NaturalVolumen vs. EnergíaEl usuario del gas natural no “percibe” el volumen de gas naturalsino la energía contenida en dicho volumen. Esta energía se midepor el poder calorífico.El Poder calorífico es la cantidad de calor que los productos de lacombustión ceden al medio que los rodea.Los m3 de gas natural de cualquier poder calorífico se conviertena m3 equivalentes de 9300 Kcal.1 MMm3 de 8850 Kcal/m3 0.95 MMm3 de 9300 Kcal/m31 MMm3 de 10200 Kcal/m3 1.10 MMm3 de 9300 Kcal/m3
  10. 10. Unidades de energíacomumente utilizadas BTU “British Termal unit” = Cantidad de calor necesaria para incrementar la temperatura de una libra de agua en 1 grado Farenheit a una temperatura y presión dadas Caloría = Cantidad de calor necesaria para incrementar la temperatura de un gramo de agua en 1 grado Centígrado a una temperatura y presión dadas 1 BTU = 0.252 kcal
  11. 11. Composición del GasNatural PLANTA DE PROCESA- MIENTO FRACCIONCOMPONENTE MOLAR PODER CALORIFICOMETANO CH4 91.460 9,005 8,236ETANO C2H6 3.580 16,775 601 ETANOPROPANO C3H8 1.450 22,450 326iso-BUTANO C4H10 0.230 29,009 67 LPGn-BUTANO C4H10 0.420 29,093 122iso-PENTANO C5H12 0.090 35,673 32n-PENTANO C5H12 0.100 35,753 36 Gaso-C6 C6H14 0.060 42,419 25 linaC7 C7H16 0.050 49,078 25Nitrogeno N2 0.800 - -Anhidrido Carbonico CO2 1.760 - -Total 100.00 9469 8900 kcal 9469/9300= 1.02 MMm3 8900/9300=0.96 MMM3 1.02 – 0.96 = 60,000 m3 (6%)
  12. 12. Contenido de metano y podercalorífico en el Centro-Oeste alentar en funcionamiento el MEGA Metano Poder calorífico
  13. 13. Costos de producción del gas natural www.ceare.org
  14. 14. Costo del gas en boca de pozo Costo de exploración 0.30 u$s/MMBTU + + Costo de desarrollo y producción 0.70 u$s/MMBTU - - 0.40 u$s/MMBTUIngresos por la producción de líquidos 0.60 u$s/MMBTU
  15. 15. Costos de Exploración Actividades destinadas a descubrir si existen yacimientos de petróleo y gas en un area particular, y si están presentes si son lo suficientemente grandes y productivas para que valga la pena su desarrollo. Incluyen estudios geológicos, geofísicos, sísmica 2-D y 3-D, previos a la perforación de pozos. Además de los costos puramente técnicos se debe considerar la probabilidad de encontrar reservas. Una complicación en estimar los costos de exploración es que el gas es encontrado muchas veces por compañías en busca de petróleo, por lo cual la alocación de costos entre gas y petróleo es difícil. Debido a la influencia del riesgo de no encontrar reservas es apropiado estimar los costos en base a experiencia histórica con costos unitarios y probabilidad de éxito por área. Ejemplo: Invierto 10 MMu$s en aumentar las reservas en 2.7 BCM con probabilidades del 80% o del 20% de ser exitoso. 10 MMu$ s u$s 10 MMu$ s u$s C= = 0.125 C= = 0.50 100g BTU g 1012 0.80 MMBTU 100g BTU g 1012 0.20 MMBTU
  16. 16. Costos de desarrollo yproducción de gas natural  Actividades de perforación, preparación de pozos, redes de captación, compresión, separación y tratamento de los líquidos de gas natural necesarios para reunir los requerimientos contractuales de volúmen, calidad de gas y presión.
  17. 17. Costos de desarrollo y producción  Estos costos son esencialmente una función del número de pozos necesarios para desarrollar un yacimiento, su ubicación, la condición del reservorio y la infraestructura de superficie requerida.  El costo promedio no es adecuado para una componente de costo que tiene significativas economías de escala debido a que los costos y beneficios ocurren significativamente desplazados en el tiempo.  El método más utilizado de calcular los costos marginales de largo plazo es el costo incremental promedio “CIP”. T I t = Capital invertido en el año t ∑ { It + ( Rt − R0 ) } ( 1+ r )  t   Rt − R0 = Costo de O&M en el año t debido a la nueva demandaCIP = t =1 T Qt − Q0 = Demanda marginal ∑ ( Q − Q ) ( 1 + r )  t t  t 0  r = Tasa de descuento
  18. 18. Costo incremental promedio T ∑ { I + ( R − R ) } ( 1 + r )  t  t t 0  CIP = t =1 T2000 ∑ t ( Qt − Q0 ) ( 1 + r ) t  1500 Producción1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Inversiones y costos -500 operativos para desarrollar un yacimiento-1000
  19. 19. Reservaswww.ceare.org
  20. 20. Concepto de Reservas - reservas recuperables - Producción Acumulada Reservas Probadas Yacimientos Identificados Reservas probables y Reservas posibles Recursos UltimasRemanentes Yacimientos Reservas potenciales no identificados
  21. 21. Reservas probadas por cuenca RESERVAS PROBADAS 2003 (BCM) NOROESTE 129 19.5% NEUQUEN 345 52% 40 SAN JORGE 6% 149 AUSTRAL 22.5%
  22. 22. Cuencas de Gas Natural en Argentina CUENCA NOROESTE c ia P cf i Año 2002 (BCM) Ocn ea Reservas (*) Producción Comprobadas Propia CUENCAAUSTRAL 148,60 8,83 CUYO CordobaCUYANA 0,50 0,08 Mendoza RosarioNEUQUINA 344,60 25,61 Océano BuenosNOROESTE 129,50 7,89 Pacífico Aires La PlataSAN JORGE 40,30 3,47 TOTAL 663,50 45,87 CUENCA Bahia Blanca NEUQUINA(*) Inicio de 2003 lA t a in t c Océano Atlántico Oa n ec Oa n ec CUENCA SAN JORGE CUENCA AUSTRAL
  23. 23. Reservas Probadas (BCM) 1997 - 2002 RESERVAS 1997 (BCM) RESERVAS 2003 (BCM) 775 106 129 172 94 514?329 345 160 149
  24. 24. Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas (al 31/12 de cada año) 900 800 700 600 500BCM 400 778 764 619 686 684 687 748 664 300 593 540 517 536 200 100 0 1 4 2 93 5 96 7 98 9 0 01 2 99 99 99 99 99 00 9 0 19 19 19 19 20 20 1 1 1 1 1 2 TOTAL PAISLas reservas se redujeron como consecuencia de la devaluación y de haber cambiado lascondiciones económicas necesarias para la obtención de reservas comprobadas (P1). La suma delas reservas comprobadas y probables (P1+P2) es del orden de 970 BCM.
  25. 25. Reservas Comprobadasde Gas por Cuenca (al31/12 de cada año) 900 800 700 600 377 399 378 500 338 329 357 BCM 345 344 344 400 321 314 295 300 155 160 158 171 185 176 149 200 90 86 64 116 136 165 154 162 100 145 123 124 113 122 174 172 153 129 33 39 47 40 0 13 10 14 11 16 17 21 17 3 4 7 8 1 2 1 2 5 6 9 0 9 9 9 0 0 9 9 9 9 9 9 0 9 0 9 9 9 9 9 9 9 9 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 CUYANA GOLFO SAN JORGE NOROESTE AUSTRAL NEUQUINA
  26. 26. Producción de Gas Natural www.ceare.org
  27. 27. PRODUCCION DE GAS NATURAL PORCUENCA AL SISTEMA ARGENTINO DETRANSPORTE - 2003 16 % 59 % 7.1 % 17.8 %
  28. 28. Evolución de laProducción de Gas 50 45 40 35 30BCM 25 45.1 46 45.9 20 34.6 37.1 38.6 42.4 15 30.5 23.8 25.3 26.7 27.8 10 5 0 1991 1992 1993 1994 1998 1999 2000 2001 2002 1995 1996 1997 TOTAL PAIS
  29. 29. Producción de Gas porCuenca 50 45 40 35 25.9 25.6 26 30 25.1BCM 21.3 22.4 25 20.6 18.4 20 14.8 15.3 16.4 13.6 8.8 15 8 8.4 9 9 8.2 10 5.8 6.1 6.9 6.6 7.2 7.9 7.9 6.3 7.2 7.8 5 2.5 2.4 2.5 2.8 3.1 3.5 4.8 5.5 1.7 1.9 1.9 1.9 1.7 2.5 2.7 2.7 2.5 2.8 3.2 3.5 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 CUYANA GOLFO SAN JORGE NOROESTE AUSTRAL NEUQUINA
  30. 30. Producción de Gas 2002Total País POR PROPIETARIO PIONEER NAT.RESOURCES ASTRA CAPSA CHEVRON SAN ARG.S.A. 2% JORGE S.A. 2% RESTO 3% 13% YPF S.A. TECPETROL S.A. 40% 4% WINTERSHALL ENERGIA S.A. 6% PAN AMERICAN TOTAL AUSTRAL S.A. 10% 6% PETROBRAS ENERGIA PLUSPETROL S.A. 6% 8%
  31. 31. Producción de Gas 2002Cuenca Noroeste POR PROPIETARIO CUENCA NOROESTE SHELL CAPSA MOBIL 3% 3% RESTO BRASPETRO 5% 6% PLUSPETROL S.A. 27% AMPOLEX S.A. 6% ASTRA CAPSA 7% PAN AMERICAN TECPETROL S.A. 8% YPF S.A. 20% 15%
  32. 32. Producción de Gas 2002Cuenca Neuquina POR PROPIETARIO CUENCA NEUQUINA CAPSA CAPEX 3% RESTO PETROBRAS 13% ENERGIA 4% PAN AMERICAN 5% WINTERSHALL ENERGIA S.A. 5% YPF S.A. 58% TOTAL AUSTRAL S.A. 5% PLUSPETROL S.A. 7%
  33. 33. Producción de Gas 2002Cuenca Austral POR PROPIETARIO CUENCA AUSTRAL C.G.C. S.A. SIPETROL S.A. 5% 4% RESTO CHEVRON SAN JORGE S.A. 2% 6% PETROBRAS PIONEER ENERGIA NAT.RESOURCES 19% ARG.S.A. 7% YPF S.A. PAN AMERICAN 13% 16% WINTERSHALL TOTAL AUSTRAL S.A. ENERGIA S.A. 14% 14%
  34. 34. Reservas vs Producción(al 31/12 de cada año) 900 30 800 748 778 764 686 684 687 664 25 700 619 593 600 540 517 536 20 500 BCM 15 400 300 10 200 5 100 24 25 27 28 31 35 37 39 42 45 46 46 0 0 1 2 3 6 7 9 1 2 4 5 8 0 9 9 9 9 0 0 9 9 9 9 9 0 9 0 9 9 9 9 9 9 9 9 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 RESERVAS PRODUCCION AÑOS
  35. 35. Incorporación de reservas por año RESERVAS PROBADAS ARGENTINAS 900 800 700 600 500 INCORPORACION DE RESERVAS POR AÑOBCM 400 140 300 120 100 200 80 100 60 0 40 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 BCM 20 0 PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL -20 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 60 -40 -60 50 -80 40 BCM/año 30 20 10 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
  36. 36. SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL www.ceare.org
  37. 37. GASODUCTOS TRONCALES
  38. 38. GAS MARKET CENTERS Canada Operational (39) Proposed (6)
  39. 39. ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA US 25 CANADA 20 ARGENTINA 15 10 5 0 Depleted Fields Aquifers Salt Caverns
  40. 40. Estacionalidad de la demanda y laproducción en USA (Trillion Cubic Feet PerMonth) Trillion Cubic Feet Per Month3 Production Consumption2101982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992
  41. 41. U.S. STORAGE INJECTIONS ANDWITHDRAWALS (Billion Cubic Feet) Billion Cubic Feet 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800-1000 Jan-89 JUL Jan-90 JUL Jan-91 JUL Jan-92 JUL
  42. 42. ArgentinaCONTRATOS SEMI-FIRMES Y SERVICIO INTERRUMPIBLEREEMPLAZAN A LOS ALMACENAMIENTOS DISTRIB. 40 Demanda 35 30 Capacidad Firme Contratada 25 MM m3/dia 20 15 cortes 10 5 0 ENERO JUN/JUL DIC
  43. 43. 5+ 22.5 4Capacidad deTransporte (2003)MMm3/d 7.1 2.8 15.7 10 16.3 32 3.5 44.4 36 16.2 22.3 14.9 5
  44. 44. NORTE LA PAZ 1.000 SANTA 0.900 CRUZ PACIFI 0.800 0.700 0.600 COCEA BELO HORIZONTE FACTOR DE 0.500 0.400 N 0.300 0.200 CARGA DE LOS 0.100 0.000 RIO DE JANEIRO y er y ay ry il ch st e r r r be be be ar r l n Ju Ap gu ua ob M ar Ju nu em em em Au br M ct SAO PAULO GASODUCTOS Ja O Fe ec pt v CENTRO OESTE No Se D 1.000 0.900 0.800 0.700 0.600 0.500 0.400 SAN JERONIMO - BS. AS. 0.300 0.200 1.000 0.100 0.900 0.000 0.800 0.700 ry y ne ch ril st r r ly r ay er be be be ar 0.600 Ju Ap gu ua ob ar M Ju ru em em em Au n M ct b Ja 0.500 O ov ec Fe pt PORTO Se N D 0.400 0.300 ROSARIO 0.200 ALEGRE 0.100 0.000 ry y er ly ay ne st r ch ril r r be be be ar Ju gu ua Ap ob SANTIAGO M ar Ju nu em m em br Au M ct te Ja O Fe ov c p De MONTEVIDEO Se BUENOS AIRES N CONCEPCION CERRI- Bs. As. 1.000 0.900 BAHIA BLANCA 0.800 0.700 0.600 0.500 0.400 NEUBA1.000 0.300 0.200 0.100 ATLANTIC0.9000.800 0.000 OCEAN y ry ly ay ne ch st r r ril er r be be be ar Ju gu0.700 ua Ap ob M ar Ju nu em em m Au br M ct ve Ja O Fe ec pt0.600 No Se D0.5000.4000.3000.2000.1000.000 SAN MARTIN y ry ly er ay r r ch ne r st ril be be be ar Ju gu ua Ap ob M ar Ju nu em em em br Au M ct Ja OFe pt ov ec 1.000 Se N D 0.900 0.800 0.700 0.600 0.500 0.400 0.300 0.200 0.100 0.000 ry y y st ay ch ne er r r r ri l be be be ar l Ju gu Ap a ob M ar Ju nu u em em m Au br M ct e Ja O Fe ov ec pt Se N D
  45. 45. Sistema Argentino de Trasnporte CAPACIDAD DE CAPACIDAD DE GASODUCTOS - 1993 GASODUCTOS - 2003 (MMm3/d) (MMm3/d) La La Santa Santa Belo Paz Belo Paz Cruz Cruz Horizonte Horizonte 4 Rio Sao Sao De 13,4 Paulo Rio De 22,5 Janeiro Paulo 5 Janeiro 6,0 7,1 2,8 PORTO ALEGRE Porto Santiago 7,2 Rosario Alegre 10 Rosario 1Concepcion 10,9 Montevideo Santiago 16,3 15,7 2 Montevideo 11,2 Buenos Aires Concepcion 31,9 Buenos Aires 29,0 39,4 3,5 29.5 18.3 Bahia Blanca 41.2 36 Bahia Blanca 11,0 16,2 Oferta Total Estimada Oferta Total 2003 21,4 BCM Demanda Interna 29 BCM Exportación 7 BCM 15,4 18,7 8,4 14,9 5
  46. 46. Evolución de la capacidad de transporte Evolución Capacidad de Transporte 180 Ventana de Oportunidad 160 Gasoducto Noreste 140 Paralización 120 ExpansionesMMm3/día 100 51MMm3/d 80 60 40 20 - 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
  47. 47. INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO (ED) Operación Normal 5 MM3/DIA 5 MM3/DIA 6 1INTERCAMBIO YDESPLAZAMIENTO 1MM3/DIA 5 CARGADOR(ED) DIRECTOTARIFA:0.05 $/MMBTU 1MM3/DIA 0 5POR CADA ZONA 5 MM3/DIAATRAVESADA Intercambio y desplazamiento 5 1 4 1 5
  48. 48. Tarifa de Transporte Northwest Basin 0.75 = 0.681 + 0.066 $/MMBTU (5.2%) 0.591 =0.517 +0.074 $/MMBTU (4.9%) Neuquen Basin 0.933 = 0.805 +0.128 $/MMBTU (10.8%) San Jorge Basin Austral Basin
  49. 49. Precio de Gas En Buenos Aires(2000) Cuenca Noroeste 1.06 $/MMBTU 1.21 $/MMBTU 0.75 $/MMBTU (5.2%) 1.81 $/MMBTU 1.96 $/MMBTU 1.83 $/MMBTU 0.59 $/MMBTU 2.04 $/MMBTU (4.9%) Cuenca Neuquina 1.24 $/MMBTU 1.87 $/MMBTU 1.45 $/MMBTU 1.96 $/MMBTU 0.93 $/MMBTU (10.8%) Cuenca San Jorge Cuenca Austral 0.94 $/MMBTU 1.03 $/MMBTU
  50. 50. ESTACIONALIDAD DE LADEMANDA GAS NATURAL www.ceare.org
  51. 51. Demanda de Gas Natural140000120000100000 80000 RESID. COM. 60000 USINAS 40000 EXPORT 20000 INDUSTRIA GNC 0 Ene/1993 Ene/1994 Ene/1995 Ene/1996 Ene/1997 Ene/1998 Ene/1999 Ene/2000 Ene/2001 Ene/2002 Ene/2003 Ene/2004
  52. 52. ArgentinaTemperatura vs. Demanda Bs.As. Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand 25 20 15Temp. 10 5 0 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Demand (Million CM)
  53. 53. Demanda interna de gasnatural Demanda del año 2003 160 140 USINAS CAPACIDAD DE TRANSPORTE 120 EXPORTACION 100 INDUSTRIASMMm3/día 80 USINAS GNC EXPORTACION 60 INDUSTRIAS 40 RESIDENCIAL GNC 20 RESIDENCIAL 0 Promedio Año Pico invernal
  54. 54. Funcionamiento del Sistema Argentinode Gas Natural DISTRIB. 40 Demanda 35 30 Capacidad Firme Contratada 25 MM m3/dia 20 15 cortes 10 5 0 ENERO JUN/JUL DIC
  55. 55. Situación en el 2003 SITUACION EN 2003 180.00 Días de cortes de servicio 160.00 140.00 CAPACIDAD DE TRANSPORTE 120.00 100.00MMm3/dia 80.00 USINAS 60.00 INDUSTRIA 40.00 EXPORT GNC RESIDENCIAL 20.00 0.00 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviemb Diciemb
  56. 56. EXPORTACIONES/IMPORTACIONES DE GAS NATURAL www.ceare.org
  57. 57. Importaciones/Exportaciones deGas Natural Importaciones/Exportaciones de Gas Natural 8.000 7.000 6.000 Chile (93%) Brasil (7%) 5.000 4.000 BCM/año 3.000 IMPORTACIONES EXPORTACIONES 2.000 1.000 0.000 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 -1.000 -2.000 -3.000 Bolivia
  58. 58. Exportaciones de GasNatural AÑO 2004 (MMm3/d) La Santa Paz Cruz Belo Horizonte 4 Rio Sao De 22,5 Janeiro Paulo 5 7,1 2,8 PORTO ALEGRE 10 Rosario 1 Santiago 16,3 15,7 2 MontevideoConcepcion 31,9 Buenos Aires 39,4 3,5 41.2 36 Bahia Blanca 16,2 18,7 14,9 5
  59. 59. En e/ 19 9 0 5000 10000 15000 20000 25000 3 M ayEn Se e/ p 19 94 M ayEn Se e/ p Natural 19 95 M ayEn Sep e/ 19 96 M ayEn Sep e/ 19 97 M ay SeEn e/ p 19 98 M ayEn Se e/ p 19 99 M ayEn Se e/ p 20 00 Exportaciones de Gas M ay SeEn e/ p 20 01 M ayEn Sep e/ 20 02 DE GASODUCTOS M ayEn Sep e/ 20 EXPORTACIONES POR LA RED 03 EXPORTACIONES DIRECTAS M ayEn Se e/ p 20 04
  60. 60. FACTOR DE CARGA www.ceare.org
  61. 61. Factor de carga:Definición en el MarcoRegulatorio Consumo promedio diario de la categoría FC = Consumo pico diario de la categoría R 35 % P 50 % SDB 75 % FT-FD-IT-ID-GNC 100 %
  62. 62. Concepto de Factor de Carga COSTO DE TRANSPORTE CAPACIDAD FIRME $ Distco = CF x año FC $ Cliente = ∫Vdt añoTD = G + T/FC + D
  63. 63. MMm3 FIRMESJa n- 0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 94M ar -9M 4 ay -9 4 Ju l-9Se 4 p- 9N 4 ov -9Ja 4 n- 9M 5 ar -9M 5 ay -9 5 Ju l-9Se 5 p- 9N 5 ov -9Ja 5 n- 9M 6 ar -9M 6 ay -9 6 Ju l-9 Usuarios FDSe 6 p- 9N 6 ov -9Ja 6 n- 9M 7 ar -9M 7 (No se incluye la capacidad firme de Usinas) ay -9 7 Ju l-9Se 7 p- 9N 7 ov -9 7 Total CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS Cesiones Firme Real

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