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El documento describe las características físicas del sistema de gas natural en Argentina. Explica que el gas natural se formó a partir de restos de plantas y animales hace millones de años y se almacena en rocas porosas llamadas reservorios. También resume la evolución de las reservas probadas de gas en Argentina entre 1997 y 2002, que alcanzaron un máximo de 778 mil millones de metros cúbicos en 1997 y descendieron a 664 mil millones en 2002.
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- 1. CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL www.ceare.org
- 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: 1.605 Km
- 4. Matriz Energética Energía Otros Nuclear Hidráulica Primarios 2% 6% 3% Combustib Petroleo les 40% 2002 MMTEP 3% Petróleo 25,7 Gas Natural 29,5 Combustibles 1,9 Nuclear 1,0 Hidráulica 3,9 Gas Natural Otros 1,6 46%
- 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 98 1 Gross Production - Reinjection Brunei
- 6. Gas Natural Características físicas del Gas Natural www.ceare.org
- 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 Capacidad de almacenamiento Permeabilidad Capacidad de producción (Caudal) Saturación Porcentaje ocupado por de hidrocarburos 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/m3 0.95 MMm3 de 9300 Kcal/m3 1 MMm3 de 10200 Kcal/m3 1.10 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 = 0.252 kcal
- 11. Composición del Gas Natural PLANTA DE PROCESA- MIENTO FRACCION COMPONENTE MOLAR PODER CALORIFICO METANO CH4 91.460 9,005 8,236 ETANO C2H6 3.580 16,775 601 ETANO PROPANO C3H8 1.450 22,450 326 iso-BUTANO C4H10 0.230 29,009 67 LPG n-BUTANO C4H10 0.420 29,093 122 iso-PENTANO C5H12 0.090 35,673 32 n-PENTANO C5H12 0.100 35,753 36 Gaso- C6 C6H14 0.060 42,419 25 lina C7 C7H16 0.050 49,078 25 Nitrogeno 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. 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 www.ceare.org
- 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$s/MMBTU Ingresos por la producción de líquidos 0.60 u$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$s en aumentar las reservas en 2.7 BCM con probabilidades del 80% o del 20% de ser exitoso. 10 MMu$ 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. 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”. 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 demanda CIP = t =1 T Qt − Q0 = Demanda marginal ∑ ( Q − Q ) ( 1 + r ) t t t 0 r = Tasa de descuento
- 18. Costo incremental promedio T ∑ { I + ( R − R ) } ( 1 + r ) t t t 0 CIP = t =1 T 2000 ∑ t ( Qt − Q0 ) ( 1 + r ) t 1500 Producción 1000 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
- 20. Concepto de Reservas - reservas recuperables - Producción Acumulada Reservas Probadas Yacimientos Identificados Reservas probables y Reservas posibles Recursos Ultimas Remanentes Yacimientos Reservas potenciales 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 CUENCA NOROESTE c ia P cf i Año 2002 (BCM) Ocn ea Reservas (*) Producción Comprobadas Propia CUENCA AUSTRAL 148,60 8,83 CUYO Cordoba CUYANA 0,50 0,08 Mendoza Rosario NEUQUINA 344,60 25,61 Océano Buenos NOROESTE 129,50 7,89 Pacífico Aires La Plata SAN 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. Reservas Probadas (BCM) 1997 - 2002 RESERVAS 1997 (BCM) RESERVAS 2003 (BCM) 775 106 129 172 94 514? 329 345 160 149
- 24. Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas (al 31/12 de cada año) 900 800 700 600 500 BCM 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 PAIS 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) 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. Producción de Gas Natural www.ceare.org
- 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 50 45 40 35 30 BCM 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. Producción de Gas por Cuenca 50 45 40 35 25.9 25.6 26 30 25.1 BCM 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. Producción de Gas 2002 Total 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. Producción de Gas 2002 Cuenca 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. Producción de Gas 2002 Cuenca 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. Producción de Gas 2002 Cuenca 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. 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. Incorporación de reservas por año RESERVAS PROBADAS ARGENTINAS 900 800 700 600 500 INCORPORACION DE RESERVAS POR AÑO BCM 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. SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL www.ceare.org
- 38. GAS MARKET CENTERS Canada Operational (39) Proposed (6)
- 39. ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA US 25 CANADA 20 ARGENTINA 15 10 5 0 Depleted Fields Aquifers Salt Caverns
- 40. Estacionalidad de la demanda y la producción en USA (Trillion Cubic Feet Per Month) Trillion Cubic Feet Per Month 3 Production Consumption 2 1 0 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992
- 41. U.S. STORAGE INJECTIONS AND WITHDRAWALS (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. Argentina CONTRATOS SEMI-FIRMES Y SERVICIO INTERRUMPIBLE REEMPLAZAN 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. 5+ 22.5 4 Capacidad de Transporte (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. 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 NEUBA 1.000 0.300 0.200 0.100 ATLANTIC 0.900 0.800 0.000 OCEAN y ry ly ay ne ch st r r ril er r be be be ar Ju gu 0.700 ua Ap ob M ar Ju nu em em m Au br M ct ve Ja O Fe ec pt 0.600 No Se D 0.500 0.400 0.300 0.200 0.100 0.000 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 O Fe 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. 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 1 Concepcion 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. Evolución de la capacidad de transporte Evolución Capacidad de Transporte 180 Ventana de Oportunidad 160 Gasoducto Noreste 140 Paralización 120 Expansiones MMm3/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. INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO (ED) Operación Normal 5 MM3/DIA 5 MM3/DIA 6 1 INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO 1MM3/DIA 5 CARGADOR (ED) DIRECTO TARIFA: 0.05 $/MMBTU 1MM3/DIA 0 5 POR CADA ZONA 5 MM3/DIA ATRAVESADA Intercambio y desplazamiento 5 1 4 1 5
- 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. 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. ESTACIONALIDAD DE LA DEMANDA GAS NATURAL www.ceare.org
- 51. Demanda de Gas Natural 140000 120000 100000 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. Argentina Temperatura vs. Demanda Bs.As. Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand 25 20 15 Temp. 10 5 0 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Demand (Million CM)
- 53. Demanda interna de gas natural Demanda del año 2003 160 140 USINAS CAPACIDAD DE TRANSPORTE 120 EXPORTACION 100 INDUSTRIAS MMm3/día 80 USINAS GNC EXPORTACION 60 INDUSTRIAS 40 RESIDENCIAL GNC 20 RESIDENCIAL 0 Promedio Año Pico invernal
- 54. Funcionamiento del Sistema Argentino de 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. Situación en el 2003 SITUACION EN 2003 180.00 Días de cortes de servicio 160.00 140.00 CAPACIDAD DE TRANSPORTE 120.00 100.00 MMm3/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. EXPORTACIONES/IMPORTACIONES DE GAS NATURAL www.ceare.org
- 57. Importaciones/Exportaciones de Gas 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. Exportaciones de Gas Natural 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 Montevideo Concepcion 31,9 Buenos Aires 39,4 3,5 41.2 36 Bahia Blanca 16,2 18,7 14,9 5
- 59. En e/ 19 9 0 5000 10000 15000 20000 25000 3 M ay En Se e/ p 19 94 M ay En Se e/ p Natural 19 95 M ay En Sep e/ 19 96 M ay En Sep e/ 19 97 M ay Se En e/ p 19 98 M ay En Se e/ p 19 99 M ay En Se e/ p 20 00 Exportaciones de Gas M ay Se En e/ p 20 01 M ay En Sep e/ 20 02 DE GASODUCTOS M ay En Sep e/ 20 EXPORTACIONES POR LA RED 03 EXPORTACIONES DIRECTAS M ay En Se e/ p 20 04
- 60. FACTOR DE CARGA www.ceare.org
- 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 75 % FT-FD-IT-ID-GNC 100 %
- 62. Concepto de Factor de Carga COSTO DE TRANSPORTE CAPACIDAD FIRME $ Distco = CF x año FC $ Cliente = ∫Vdt año TD = G + T/FC + D
- 63. MMm3 FIRMES Ja n- 0 500000 1000000 1500000 2000000 2500000 94 M ar -9 M 4 ay -9 4 Ju l-9 Se 4 p- 9 N 4 ov -9 Ja 4 n- 9 M 5 ar -9 M 5 ay -9 5 Ju l-9 Se 5 p- 9 N 5 ov -9 Ja 5 n- 9 M 6 ar -9 M 6 ay -9 6 Ju l-9 Usuarios FD Se 6 p- 9 N 6 ov -9 Ja 6 n- 9 M 7 ar -9 M 7 (No se incluye la capacidad firme de Usinas) ay -9 7 Ju l-9 Se 7 p- 9 N 7 ov -9 7 Total CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS Cesiones Firme Real
- 64. EL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD FUE REEMPLAZADO POR NUEVAS FORMAS CONTRACTUALES (CONTRATOS SEMI- FIRMES) TIPICA DEMANDA DE UNA DISTCO ARGENTINA ENTREGAS DE METROGAS (1996) 30,000,000 25,000,000 CAPACIDAD 1996 20,000,000 CAPACIDAD 1993 m3 15,000,000 10,000,000 SEMIFIRME INTERRUMPIBLE 5,000,000 FIRME 0 96 96 96 96 96 96 96 96 96 6 6 6 /9 /9 /9 1/ 1/ 1/ 1/ 1/ 1/ 1/ 1/ 1/ /1 /1 /1 2/ 4/ 5/ 8/ 1/ 3/ 6/ 7/ 9/ 10 11 12
- 65. DESPACHO DE GAS NATURAL www.ceare.org
- 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 TGN de Despacho En invierno, 50% de la demanda TGS
- 69. Cortes a las Usinas en invierno para proteger la demanda residencial METROGA S 40 DEMAND 35 MILLION CM PER DAY 30 FIRM CONTRACTED DEMAND 25 20 15 CURTAILMENTS 10 5 0 JAN JUN/JUL DEC
- 70. Problemas del Despacho - Sensibilidad de la demanda a la temperatura WINTER 1995 Minimum Temperature °C 20 15 10 5 0 -5 1-Jun 8-Jun 15- 22- 29- 6-Jul 13- 20- 27- 3- 10- 17- 24- 31- 7- 14- 21- 28- Jun Jun Jun Jul Jul Jul Aug Aug Aug Aug Aug Sep Sep Sep Sep Diaria Promedio móvil 3 días
- 71. Argentina Temperatura vs. Demanda Bs.As. Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand 25 20 15 Temp. 10 5 0 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Demand (Million CM)
- 72. Million CM/Day 20 40 60 80 0 100 1-Jun 8-Jun 15-Jun 22-Jun 29-Jun 6-Jul 13-Jul 20-Jul 27-Jul 3-Aug 10-Aug Despacho en Argentina: 17-Aug Total Winter Deliveries 24-Aug 31-Aug 7-Sep Efecto de los fines de semana 14-Sep 21-Sep 28-Sep
- 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. F&L Entregas Inyección Productor Cargador Entregas + Fuel&Loss - Inyección Desbalance % = Capacidad Firme
- 75. Soluciones en las Reglas de Despacho: Bandas de Tolerancia Invierno típico - gas Transporter Bands 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% -20% 1-Jul 29-Jul 26-Aug 23-Sep + gas
- 76. Desbalance acumulado en una Transportista Invierno típico - gas Cumulative Unbalance 20% 10% 0% -10% -20% 1-Jul 29-Jul 26-Aug 23-Sep + 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 25 - gas 20 Three-day moving average Entregas 15 Line-Pack 10 5 0 -5 -10 -15 7-Jul 14-Jul 21-Jul 28-Jul 2-Jun 9-Jun 4-Aug 1-Sep 8-Sep 16-Jun 30-Jun 18-Aug 23-Jun 11-Aug 25-Aug 15-Sep 22-Sep 29-Sep + gas
- 78. Ciclo de Nominaciones - Autorizaciones PRODUCER 2) V V Co n ≤ nf a tio d irm in e at o m oriz io h n 1)N ut ≤ 2 ) A 3) Nomination V ≤V SHIPPER TRANSCO 4) Authorized ≤ V NOMINATION REPROGRAMMING 1), 2), 3) 4) DAY (-1) OPERATIVE DAY 0h 15h 17h 24h 23h Assignation of Trans. Capacity
- 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 15% Sub- 10% 5% 0% -5% -10% -15% 1-Jul 8-Jul 15-Jul 22-Jul 29-Jul 26-Aug 9-Sep 5-Aug 12-Aug 19-Aug 2-Sep 16-Sep 23-Sep 30-Sep Over- estimated