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Www.ceare.org CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL.

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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 Petróleo25,7 Gas Natural29,5 Combustibles 1,9 Nuclear 1,0 Hidráulica 3,9 Otros 1,6

5 Reserves / Production 1 ratio - equivalence in years of production - base North America8 Canada9 United States8 Latin America46 Argentina14 Bolivia166 Colombia32 Mexico17 Trinidad and Tobago43 Venezuela99 Europe24 Denmark17 Germany12 Italy12 Nethrlands24 Norway72 United Kingdom7 Central Europe26 Poland40 Romania24 Former Soviet Union79 Azerbaijan102 Kazakhstan188 Russia80 Turkmenistan125 Ukraine62 Uzbekistan31 Africa66 Algeria43 Egypt64 Libya154 Nigeria132 Middle East239 Abu-Dhabi182 Iran370 Irak750 Kuwait154 Qatar400 Saudi Arabia119 Asia-Oceania55 Australia98 Bangladesh98 Brunei33 China57 India27 Indonesia52 Malaysia58 Pakistan29 Thailand22 World60 1 Gross Production - Reinjection

6 Gas Natural 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 m 3 de gas natural de cualquier poder calorífico se convierten a m 3 equivalentes de 9300 Kcal. 1 MMm 3 de 8850 Kcal/m MMm 3 de 9300 Kcal/m 3 1 MMm 3 de Kcal/m MMm 3 de 9300 Kcal/m 3

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 MMm3 8900/9300=0.96 MMM – 0.96 = 60,000 m3 (6%)

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

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$s/MMBTU u$s/MMBTU 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 Inversiones y costos operativos para desarrollar un yacimiento Producción

19 Reservas

20 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) 22.5% 52% 19.5% 40 6% NOROESTE NEUQUEN AUSTRAL SAN JORGE

22 Cuencas de Gas Natural en Argentina

23 Reservas Probadas (BCM) RESERVAS 1997 (BCM) ? RESERVAS 2003 (BCM)

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 % 59 % 17.8 % 7.1 %

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 Canada Operational (39) Proposed (6) GAS MARKET CENTERS

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 Demanda cortes Capacidad Firme Contratada DISTRIB. MM m3/dia ENERODICJUN/JUL

43 Capacidad de Transporte (2003) MMm3/d

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

45 Porto Alegre Montevideo Rio De Janeiro Rosario Belo Horizonte Sao Paulo CAPACIDAD DE GASODUCTOS (MMm3/d) 11,0 29,0 6,0 10,9 Oferta Total 21,4 BCM Buenos Aires Bahia Blanca Santa Cruz La Paz 13,4 7,2 15, ,2 Montevideo Rosario Belo Horizonte PORTO ALEGRE CAPACIDAD DE GASODUCTOS (MMm3/d) 16,2 39,4 31,9 7,1 15,7 Santiago Buenos Aires Bahia Blanca 10 La Paz 5 22,5 18, ,3 Oferta Total Estimada 2003 Demanda Interna 29 BCM Exportación 7 BCM ,9 Rio De Janeiro Sao Paulo Santa Cruz Concepcion Santiago Concepcion 8,4 2,8 1 3,5 2 Sistema Argentino de Trasnporte

46 Evolución de la capacidad de transporte

47 Operación Normal Intercambio y desplazamiento

48 Tarifa de Transporte 0.75 = $/MMBTU (5.2%) = $/MMBTU (4.9%) = $/MMBTU (10.8%) NeuquenBasin AustralBasin San Jorge Basin NorthwestBasin

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 1.96 $/MMBTU Cuenca Noroeste Cuenca Neuquina Cuenca Austral Cuenca San Jorge

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 Bolivia Chile (93%) Brasil (7%)

58 Exportaciones de Gas Natural

59

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 R35 % P50 % SDB 75 % FT-FD-IT-ID-GNC100 %

62 Concepto de Factor de Carga $ Cliente = CAPACIDAD FIRME $ Distco = CF x año COSTO DE TRANSPORTE FC TD = G + T/FC + D

63 CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS FIRMES

64 SEMIFIRME TIPICA DEMANDA DE UNA DISTCO ARGENTINA 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 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 Centros de Despacho TGN TGS En invierno, 50% de la demanda

69 Cortes a las Usinas en invierno para proteger la demanda residencial DEMAND CURTAILMENTS FIRM CONTRACTED DEMAND METROGAS MILLION CM PER DAY JANDECJUN/JUL

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

71 Argentina Temperatura vs. Demanda Bs.As

72 Despacho en Argentina: Efecto de los fines de semana Million CM/Day

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. Desbalance % = Entregas + Fuel&Loss - Inyección Capacidad Firme ProductorCargador Inyección Entregas F&L

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

78 Ciclo de Nominaciones - Autorizaciones DAY (-1) OPERATIVE DAY NOMINATION REPROGRAMMING 15h17h23h 1), 2), 3) 4) Assignation of Trans. Capacity 0h24h PRODUCER TRANSCO 1) Nomination V 2) Authorized V 2) Confirmation V 3) Nomination V 4) Authorized V SHIPPER

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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