CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL

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CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE
GAS NATURAL
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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).

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1949 El gasoducto Comodoro Rivadavia-Buenos Aires
introduce el gas natural al mercado de
consumo. Fue en su momento, el más largo del
mundo 1.605 Km
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Matriz Energética

• 2002 MMTEP
• Petróleo 25,7
• Gas Natural 29,5
• Combustibles 1,9
• Nuclear 1,0
• Hidráulica 3,9
• Otros 1,6

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Reserves / Production1 ratio - equivalence in
years of production - base 1999 -
North America 8 Canada 9 United States 8 Latin
America 46 Argentina 14 Bolivia 166 Colombia 32
Mexico 17 Trinidad and Tobago 43 Venezuela 99
Europe 24 Denmark 17 Germany 12 Italy 12 Neth
rlands 24 Norway 72 United Kingdom 7
Central Europe 26 Poland 40 Romania 24 Former
Soviet Union 79 Azerbaijan 102 Kazakhstan 188 R
ussia 80 Turkmenistan 125 Ukraine 62 Uzbekistan
31 Africa 66 Algeria 43 Egypt 64 Libya 154 N
igeria 132
Middle East 239 Abu-Dhabi 182 Iran 370 Irak 750
Kuwait 154 Qatar 400 Saudi Arabia 119 Asia-Oc
eania 55 Australia 98 Bangladesh 98 Brunei 33
China 57 India 27 Indonesia 52 Malaysia 58 Pak
istan 29 Thailand 22 World 60
1 Gross Production - Reinjection
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Gas Natural

• Características físicas del Gas Natural

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GAS NATURAL

• Restos dejados por las plantas y animales que
  habitaban nuestro planeta hace millones de años.

• Bajo la influencia del calor y la presión
  durante un largo período de tiempo se convierten
  en una mezcla de hidrocarburos que forman el
  petróleo y el gas natural.

• No es cierto que el petróleo y el gas se
  encuentran bajo la tierra en grandes cavernas.
  En realidad se encuentran embebidos en cierto
  tipo de rocas, a las que se denominan reservorios.

• Un reservorio es una roca que tiene espacios
  vacíos dentro de sí, denominada poros, que son
  capaces de contener petróleo o gas.

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Reservorios

• Porosidad
• Permeabilidad
• Saturación
• de hidrocarburos

• Capacidad de almacenamiento
• Capacidad de producción (Caudal)
• Porcentaje ocupado por petróleo o gas (agua)

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Gas NaturalVolumen vs. Energía
El usuario del gas natural no percibe el
volumen de gas natural sino la energía contenida
en dicho volumen. Esta energía se mide por el
poder calorífico.
El Poder calorífico es la cantidad de calor que
los productos de la combustión ceden al medio que
los rodea.
Los m3 de gas natural de cualquier poder
calorífico se convierten a m3 equivalentes de
9300 Kcal.
1 MMm3 de 8850 Kcal/m3 0.95 MMm3 de 9300
Kcal/m3 1 MMm3 de 10200 Kcal/m3 1.10 MMm3 de
9300 Kcal/m3
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Unidades de energía comumente 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

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Composición del Gas Natural
8900 kcal
9469/9300 1.02 MMm3 8900/93000.96
MMM3 1.02 0.96 60,000 m3 (6)
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Contenido de metano y poder calorífico en el
Centro-Oeste al entar en funcionamiento el MEGA
Metano
Poder calorífico
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Costos de producción del gas natural
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Costo del gas en boca de pozo
Costo de exploración Costo de desarrollo y
producción - Ingresos por la producción de
líquidos
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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 MMus en aumentar las
  reservas en 2.7 BCM con probabilidades del 80 o
  del 20 de ser exitoso.

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Costos de desarrollo y producción 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.

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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.

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Costo incremental promedio
Producción
Inversiones y costos operativos para desarrollar
un yacimiento
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Reservas
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Concepto de Reservas - reservas recuperables -
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Reservas probadas por cuenca
RESERVAS PROBADAS 2003 (BCM)
NOROESTE
129
19.5
NEUQUEN
345
52
40
SAN JORGE
6
149
AUSTRAL
22.5
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Cuencas de Gas Natural en Argentina
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Reservas Probadas (BCM) 1997 - 2002
RESERVAS 2003 (BCM)
RESERVAS 1997 (BCM)
129
94
514?
345
149
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Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas (al
31/12 de cada año)
Las reservas se redujeron como consecuencia de la
devaluación y de haber cambiado las condiciones
económicas necesarias para la obtención de
reservas comprobadas (P1). La suma de las
reservas comprobadas y probables (P1P2) es del
orden de 970 BCM.
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Reservas Comprobadas de Gas por Cuenca (al 31/12
de cada año)
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Producción de Gas Natural
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PRODUCCION DE GAS NATURAL POR CUENCA AL SISTEMA
ARGENTINO DE TRANSPORTE - 2003
16
59
7.1
17.8
28
Evolución de la Producción de Gas
29
Producción de Gas por Cuenca
30
Producción de Gas 2002Total País
31
Producción de Gas 2002Cuenca Noroeste
32
Producción de Gas 2002Cuenca Neuquina
33
Producción de Gas 2002Cuenca Austral
34
Reservas vs Producción (al 31/12 de cada año)
35
Incorporación de reservas por año
36
SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
37
GASODUCTOS TRONCALES
38
GAS MARKET CENTERS
Canada
Operational (39) Proposed (6)
39
ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA
Depleted Fields Aquifers Salt Caverns
40
Estacionalidad de la demanda y la producción en
USA (Trillion Cubic Feet Per Month)
41
U.S. STORAGE INJECTIONS AND WITHDRAWALS (Billion
Cubic Feet)
42
Argentina CONTRATOS SEMI-FIRMES Y SERVICIO
INTERRUMPIBLE REEMPLAZAN A LOS ALMACENAMIENTOS
43
Capacidad de Transporte (2003) MMm3/d
22.5
5 4
7.1
2.8
15.7
16.3
10
32
44.4
3.5
36
16.2
22.3
14.9
5
44
SANTA CRUZ
LA PAZ
P A C I F I C O C E A N
FACTOR DE CARGA DE LOS GASODUCTOS
BELO HORIZONTE
RIO DE JANEIRO
SAO PAULO
PORTO ALEGRE
ROSARIO
SANTIAGO
MONTEVIDEO
BUENOS AIRES
CONCEPCION
BAHIA BLANCA
A T L A N T I C O C E A N
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Sistema Argentino de Trasnporte
CAPACIDAD DE GASODUCTOS - 1993 (MMm3/d)
CAPACIDAD DE GASODUCTOS - 2003 (MMm3/d)
La Paz
La Paz
Santa Cruz
Santa Cruz
Belo Horizonte
Belo Horizonte
Rio De Janeiro
4
Sao Paulo
Sao Paulo
Rio De Janeiro
13,4
22,5
5
7,1
PORTO ALEGRE
6,0
2,8
Porto Alegre
7,2
Rosario
Rosario
Santiago
1
10
Santiago
16,3
2
Montevideo
Montevideo
Concepcion
10,9
15,7
Concepcion
Buenos Aires
Buenos Aires
31,9
11,2
39,4
29,0
3,5
Bahia Blanca
41.2
36
29.5
18.3
Bahia Blanca
16,2
11,0
Oferta Total Estimada 2003 Demanda Interna 29
BCM Exportación 7 BCM
Oferta Total 21,4 BCM
18,7
15,4
14,9
8,4
5
46
Evolución de la capacidad de transporte
47
(No Transcript)
48
Tarifa de Transporte
49
Precio de Gas En Buenos Aires (2000)
Cuenca Noroeste
Cuenca Neuquina
Cuenca San Jorge
Cuenca Austral
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ESTACIONALIDAD DE LA DEMANDA GAS NATURAL
51
Demanda de Gas Natural
52
ArgentinaTemperatura vs. Demanda Bs.As.
53
Demanda interna de gas natural
54
Funcionamiento del Sistema Argentino de Gas
Natural
55
Situación en el 2003
56
EXPORTACIONES/IMPORTACIONES DE GAS NATURAL
57
Importaciones/Exportaciones de Gas Natural
Chile (93) Brasil (7)
Bolivia
58
Exportaciones de Gas Natural
59
Exportaciones de Gas Natural
60
FACTOR DE CARGA
61
Factor de carga Definición en el Marco
Regulatorio
R 35 P 50 SDB 75 FT-FD-IT-ID-GNC 100

62
Concepto de Factor de Carga
COSTO DE TRANSPORTE
CAPACIDAD FIRME
Distco CF x año
FC
Cliente
TD G T/FC D
63
CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS FIRMES
64
EL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD FUE
REEMPLAZADO POR NUEVAS FORMAS CONTRACTUALES
(CONTRATOS SEMI-FIRMES)
65
DESPACHO DE GAS NATURAL
66
Orden de prioridades de la oparación
67
Características del sistema de despacho en
Agentina

• Argentina debe tener uno de los más efectivos
  sistemas de despacho en el mundo debido a la
  falta de almacenamiento de gas y la escasez de
  peak-shaving.
• Argentina tiene grandes mercados estacionales que
  están alejados de la producción de gas con
  rápidas variaciones de acuerdo con los cambios
  climáticos.
• Solamente la respuesta rápida y diligente del
  despacho cortando a los clientes interrumpibles
  puede asegurar el suministro de gas de los
  usarios ininterrumpibles.

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Centros de Despacho
69
Cortes a las Usinas en invierno para proteger la
demanda residencial
70
Problemas del Despacho - Sensibilidad de la
demanda a la temperatura
71
ArgentinaTemperatura vs. Demanda Bs.As.
72
Despacho en ArgentinaEfecto de los fines de
semana
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Problemas de Despacho Uso del line-pack

• En el sistema Argentino el único almacenamiento
  es el line-pack de los gasoductos.
• Si algunos cargadores toman demasiado gas a lo
  largo del gasoducto, los usuarios residenciales
  al final del sistema no tendrán presión de gas
  suficiente.
• Si los productores ponen el gas en los gasoductos
  pero los cargadores no toman el gas, la
  transportista no podrá mover el gas a lo largo
  del gasoducto.

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Problemas de Despacho Uso del Line-pack
Es necesario controlar el balance entre el gas
suministrado por los productores y el gas tomado
por los cargadores.
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Soluciones en las Reglas de Despacho Bandas de
Tolerancia Invierno típico
76
Desbalance acumulado en una Transportista
Invierno típico
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Problemas de Despacho
En la Argentina el desbalance se produce
principalmente porque las inyecciones no pueden
seguir los rápidos cambios en la demanda
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Ciclo de Nominaciones - Autorizaciones
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Problemas de Despacho Pronóstico de la demanda

• El gas fluye a aprox. 40 km/hr
• Por lo tanto tarda entre uno y dos días para
  alcanzar Bs. As. Desde las cuencas

Los cargadores tienden a sobreestimar su
pronóstico de demanda.
80
Sobrestimación del pronóstico de la demanda
Transportista típico Entregas
Solicitudes autorizadas