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CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL

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Presentación del tema: "CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL"— Transcripción de la presentación:

1 CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL

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

4 Matriz Energética 2002 MMTEP Petróleo 25,7 Gas Natural 29,5
Combustibles 1,9 Nuclear 1,0 Hidráulica ,9 Otros 1,6

5 Reserves / Production1 ratio
- equivalence in years of production - base 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 Nethrlands 24 Norway 72 United Kingdom 7 Central Europe 26 Poland 40 Romania 24 Former Soviet Union 79 Azerbaijan 102 Kazakhstan 188 Russia 80 Turkmenistan 125 Ukraine 62 Uzbekistan 31 Africa 66 Algeria 43 Egypt 64 Libya 154 Nigeria 132 Middle East 239 Abu-Dhabi 182 Iran 370 Irak 750 Kuwait 154 Qatar 400 Saudi Arabia 119 Asia-Oceania 55 Australia 98 Bangladesh 98 Brunei 33 China 57 India 27 Indonesia 52 Malaysia 58 Pakistan 29 Thailand 22 World 60 1 Gross Production - Reinjection

6 Características físicas del Gas Natural

7 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.

8 Reservorios Porosidad Permeabilidad Saturación de hidrocarburos
Capacidad de almacenamiento Capacidad de producción (Caudal) Porcentaje ocupado por petróleo o gas (agua)

9 Gas Natural Volumen 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/m MMm3 de 9300 Kcal/m3 1 MMm3 de Kcal/m MMm3 de 9300 Kcal/m3

10 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 = kcal

11 Composición del Gas Natural
ETANO LPG Gaso- lina PLANTA DE PROCESA-MIENTO 8900 kcal 9469/9300= 1.02 MMm /9300=0.96 MMM3 1.02 – = 60,000 m3 (6%)

12 Contenido de metano y poder calorífico en el Centro-Oeste al entar en funcionamiento el MEGA

13 Costos de producción del gas natural

14 Costo del gas en boca de pozo
Costo de exploración + Costo de desarrollo y producción - Ingresos por la producción de líquidos 0.30 u$s/MMBTU + 0.70 u$s/MMBTU - 0.40 u$s/MMBTU 0.60 u$s/MMBTU

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.

16 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.

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”.

18 Costo incremental promedio
Producción Inversiones y costos operativos para desarrollar un yacimiento

19 Reservas

20 - reservas recuperables -
Concepto de Reservas - reservas recuperables - Reservas potenciales Reservas probables y posibles Reservas Probadas Producción Acumulada Reservas Ultimas Remanentes Recursos Yacimientos Identificados Yacimientos no identificados

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 Cuencas de Gas Natural en Argentina
P a c i f i c O c e a n A t l a n t i c CUENCA AUSTRAL NEUQUINA CUENCA CUYO CUENCA NOROESTE SAN JORGE Buenos Aires Rosario Cordoba Bahia Blanca Mendoza La Plata Océano Pacífico Atlántico

23 Reservas Probadas (BCM) 1997 - 2002
775 RESERVAS 2003 (BCM) RESERVAS 1997 (BCM) 160 329 172 106 129 94 514? 345 149

24 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 (P1+P2) es del orden de 970 BCM.

25 Reservas Comprobadas de Gas por Cuenca (al 31/12 de cada año)

26 Producción de Gas Natural

27 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 2002 Total País

31 Producción de Gas 2002 Cuenca Noroeste

32 Producción de Gas 2002 Cuenca Neuquina

33 Producción de Gas 2002 Cuenca 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
Capacidad Firme Contratada DISTRIB. MM m3/dia 5 10 15 20 25 30 35 40 ENERO DIC JUN/JUL Demanda cortes

43 Capacidad de Transporte (2003) MMm3/d
22.5 5 + 4 Capacidad de Transporte (2003) MMm3/d 7.1 2.8 15.7 10 16.3 32 44.4 3.5 36 16.2 22.3 14.9 5

44 FACTOR DE CARGA DE LOS GASODUCTOS
LA PAZ SANTA CRUZ P A C I F I C O C E A N BELO HORIZONTE FACTOR DE CARGA DE LOS GASODUCTOS RIO DE JANEIRO SAO PAULO PORTO ALEGRE ROSARIO SANTIAGO BUENOS AIRES MONTEVIDEO CONCEPCION BAHIA BLANCA A T L A N T I C O C E A N

45 Sistema Argentino de Trasnporte
CAPACIDAD DE GASODUCTOS (MMm3/d) CAPACIDAD DE GASODUCTOS (MMm3/d) La Paz La Paz Santa Cruz Santa Cruz Belo Horizonte Belo Horizonte 4 Rio De Janeiro Sao Paulo Sao Paulo 13,4 Rio De Janeiro 22,5 5 6,0 Porto Alegre 7,1 2,8 PORTO ALEGRE Santiago 7,2 Rosario Rosario 10 1 Concepcion Montevideo Santiago 16,3 10,9 15,7 2 Montevideo Buenos Aires Concepcion 11,2 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 2003 Demanda Interna 29 BCM Exportación 7 BCM Oferta Total 21,4 BCM 15,4 18,7 8,4 14,9 5

46 Evolución de la capacidad de transporte

47 6 5 1 Operación Normal 5 4 1 Intercambio y desplazamiento

48 Tarifa de Transporte 0.75 = 0.681 + 0.066 $/MMBTU (5.2%)
(4.9%) 0.933 = $/MMBTU (10.8%) Neuquen Basin Austral San Jorge Northwest

49 Precio de Gas En Buenos Aires (2000)
0.75 $/MMBTU (5.2%) 0.59 $/MMBTU (4.9%) 0.93 $/MMBTU (10.8%) 1.06 $/MMBTU 1.21 $/MMBTU 1.24 $/MMBTU 1.45 $/MMBTU 0.94 $/MMBTU 1.03 $/MMBTU 1.81 $/MMBTU 1.96 $/MMBTU 1.83 $/MMBTU 2.04 $/MMBTU 1.87 $/MMBTU Cuenca Noroeste Cuenca Neuquina Cuenca San Jorge Cuenca Austral

50 ESTACIONALIDAD DE LA DEMANDA GAS NATURAL

51 Demanda de Gas Natural

52 Argentina Temperatura 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
Montevideo Rosario Belo Horizonte PORTO ALEGRE AÑO 2004 (MMm3/d) 16,2 39,4 31,9 7,1 15,7 Santiago Buenos Aires Bahia Blanca 10 La Paz 5 22,5 18,7 41.2 36 16,3 4 14,9 Rio De Janeiro Sao Paulo Santa Cruz Concepcion 2,8 1 3,5 2

59 Exportaciones de Gas Natural

60 FACTOR DE CARGA

61 Factor de carga: Definición en el Marco Regulatorio
Consumo promedio diario de la categoría FC = Consumo pico diario de la categoría R 35 % P 50 % SDB % 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 TIPICA DEMANDA DE UNA DISTCO ARGENTINA
EL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD FUE REEMPLAZADO POR NUEVAS FORMAS CONTRACTUALES (CONTRATOS SEMI-FIRMES) SEMIFIRME TIPICA DEMANDA DE UNA DISTCO ARGENTINA

65 DESPACHO DE GAS NATURAL

66 Orden de prioridades de la oparación
1) SEGURIDAD 2) CONFIABILIDAD 3) OPTIMIZACIÓN ECONOMICA

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.

68 TGN TGS Centros de Despacho En invierno, 50% de la demanda

69 Cortes a las Usinas en invierno para proteger la demanda residencial
FIRM CONTRACTED DEMAND METROGAS MILLION CM PER DAY 5 10 15 20 25 30 35 40 JAN DEC JUN/JUL DEMAND CURTAILMENTS

70 Problemas del Despacho - Sensibilidad de la demanda a la temperatura
Minimum Temperature °C Diaria Promedio móvil 3 días

71 Argentina Temperatura vs. Demanda Bs.As.

72 Despacho en Argentina: Efecto de los fines de semana
Million CM/Day 100 80 60 40 20

73 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. Es necesario controlar el balance entre el gas suministrado por los productores y el gas tomado por los cargadores.

74 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. Productor Cargador Inyección Entregas F&L Desbalance % = Entregas + Fuel&Loss - Inyección Capacidad Firme

75 Soluciones en las Reglas de Despacho: Bandas de Tolerancia Invierno típico
- gas + gas

76 Desbalance acumulado en una Transportista Invierno típico
- gas + gas

77 Problemas de Despacho En la Argentina el desbalance se produce principalmente porque las inyecciones no pueden seguir los rápidos cambios en la demanda Entregas Line-Pack Three-day moving average - gas + gas

78 Ciclo de Nominaciones - Autorizaciones
PRODUCER TRANSCO 1) Nomination V 2) Authorized  V 2) Confirmation  V 3) Nomination  V 4) Authorized  V SHIPPER DAY (-1) OPERATIVE DAY NOMINATION REPROGRAMMING 15h 17h 23h 1), 2), 3) 4) Assignation of Trans. Capacity 0h 24h

79 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 Para que las inyecciones puedan seguir a la demanda es necesario tener un buen pronóstico de la demanda con dos días de anticipación. Los cargadores tienden a sobreestimar su pronóstico de demanda.

80 Sobrestimación del pronóstico de la demanda Transportista típico Entregas – Solicitudes autorizadas
Sub- Over-estimated 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15%


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