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

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CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS

NATURAL

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).

1949El 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

Matriz Energética

2002 MMTEP

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

Nuclear2%

Combustibles3%

Energía Hidráulica

6%

Gas Natural

46%

Otros Primarios

3%

Petroleo40%

Reserves / Production1 ratio- equivalence in years of production - base 1999 -

North America8Canada9United States8

Latin America46Argentina14Bolivia166Colombia32Mexico17Trinidad and Tobago43Venezuela99

Europe24Denmark17Germany12Italy12Nethrlands24Norway72United Kingdom7

Central Europe26Poland40Romania24

Former Soviet Union79Azerbaijan102Kazakhstan188Russia80Turkmenistan125Ukraine62Uzbekistan31

Africa66Algeria43Egypt64Libya154Nigeria132

Middle East239Abu-Dhabi182Iran370Irak750Kuwait154Qatar400Saudi Arabia119

Asia-Oceania55Australia98Bangladesh98Brunei33China57India27Indonesia52Malaysia58Pakistan29Thailand22

World60

1 Gross Production - Reinjection

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Gas Natural

Características físicas del Gas Natural

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.

Reservorios Porosidad

Permeabilidad

Saturación de hidrocarburos

Capacidad de almacenamiento

Capacidad de producción (Caudal)

Porcentaje ocupado por petróleo o gas (agua)

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

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

Composición del Gas Natural

COMPONENTEFRACCION MOLAR PODER CALORIFICO

METANO CH4 91.460 9,005 8,236 ETANO C2H6 3.580 16,775 601 PROPANO C3H8 1.450 22,450 326 iso-BUTANO C4H10 0.230 29,009 67 n-BUTANO C4H10 0.420 29,093 122 iso-PENTANO C5H12 0.090 35,673 32 n-PENTANO C5H12 0.100 35,753 36 C6 C6H14 0.060 42,419 25 C7 C7H16 0.050 49,078 25

Nitrogeno N2 0.800 - - Anhidrido Carbonico CO2 1.760 - -

Total 100.00 9469

ETANO

LPG

Gaso-lina

PLANTA DE PROCESA-MIENTO

8900 kcal

9469/9300= 1.02 MMm3 8900/9300=0.96 MMM3

1.02 – 0.96 = 60,000 m3 (6%)

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

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

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.

12

10 $ $0.125

100 10 0.80

MMu s u sC

BTU MMBTU

12

10 $ $0.50

100 10 0.20

MMu s u sC

BTU MMBTU

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.

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”.

01

0

1

1

Tt

t tt

Tt

tt

I R R rCIP

Q Q r

0

0

Capital invertido en el año t

Costo de O&M en el año t debido a la nueva demanda

Demanda marginal

Tasa de descuento

t

t

t

I

R R

Q Q

r

Costo incremental promedio

-1000

-500

0

500

1000

1500

2000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

01

0

1

1

Tt

t tt

Tt

tt

I R R rCIP

Q Q r

Inversiones y costos operativos para desarrollar un yacimiento

Producción

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Reservas

Concepto de Reservas- reservas recuperables -

Reservas potenciales

Reservas probables y posibles

Reservas Probadas

Producción Acumulada

Reservas Ultimas

Remanentes

Recursos

Yacimientos Identificados

Yacimientos no

identificados

Reservas probadas por cuenca

149

345

129

RESERVAS PROBADAS 2003 (BCM)

22.5%

52%

19.5%

40

6%

NOROESTE

NEUQUEN

AUSTRAL

SAN JORGE

P a c i f i c

O c e a n

A t l a n t i c

O c O c e a ne a n

CUENCACUENCAAUSTRALAUSTRAL

CUENCACUENCA NEUQUINA NEUQUINA

CUENCACUENCACUYOCUYO

CUENCACUENCANOROESTENOROESTE

CUENCACUENCASAN JORGESAN JORGE

Buenos Aires

Rosario

Cordoba

Bahia Blanca

Mendoza

La Plata

OcéanoOcéanoPacíficoPacífico

OcéanoOcéanoAtlánticoAtlántico

Reservas (*) ProducciónComprobadas Propia

AUSTRAL 148,60 8,83CUYANA 0,50 0,08NEUQUINA 344,60 25,61NOROESTE 129,50 7,89SAN JORGE 40,30 3,47

TOTAL 663,50 45,87

(*) Inicio de 2003

Año 2002 (BCM)

Cuencas de Gas Natural en Argentina

160

329

172

106

Reservas Probadas (BCM) 1997 - 2002

149

345

775RESERVAS 1997 (BCM)

94

129

514?

RESERVAS 2003 (BCM)

Evolución de las Reservas Comprobadas de Gas (al 31/12 de cada año)

593 540 517 536619 686 684 687 748 778 764

664

0100200300400500600700800900

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

BC

M

TOTAL PAIS

Las reservas se redujeron como consecuencia de la devaluación y de haber cambiado las 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 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.las reservas comprobadas y probables (P1+P2) es del orden de 970 BCM.

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

13 10 14 11 16 17 21 17 33 39 47 40145 123 124 113 122 174 172 153 165 154 162 129

90 86 64 116 136155 160 158 171 185 176

149

344321 314 295

344338 329 357

377 399 378345

0100200300400500600700800900

BC

M

CUYANA GOLFO SAN JORGE NOROESTEAUSTRAL NEUQUINA

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Producción de Gas Natural

PRODUCCION DE GAS NATURAL POR CUENCA AL SISTEMA ARGENTINO DE TRANSPORTE - 2003

16 %

59 %

17.8 %

7.1 %

Evolución de la Producción de Gas

23.825.326.727.830.534.637.138.642.445.1 46 45.9

05

101520253035404550

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

BC

M

TOTAL PAIS

Producción de Gas por Cuenca

1.7 1.9 1.9 1.9 1.7 2.5 2.7 2.7 2.5 2.8 3.2 3.52.5 2.4 2.5 2.8 3.1 3.5 4.8 5.5 6.3 7.2 7.8 7.95.8 6.1 6.9 6.6 7.2 7.9 8.2 8 8.4 9 9 8.813.6 14.8 15.3 16.4 18.420.6

21.3 22.425.1

26 25.9 25.6

05

101520253035404550

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

BC

M

CUYANA GOLFO SAN JORGE NOROESTEAUSTRAL NEUQUINA

Producción de Gas 2002Total País

POR PROPIETARIO

YPF S.A.40%

PAN AMERICAN10%

PETROBRAS ENERGIA

6%

TOTAL AUSTRAL S.A.6%

PLUSPETROL S.A.8%

ASTRA CAPSA2%

RESTO13%

WINTERSHALL ENERGIA S.A.

6%

TECPETROL S.A.4%

CHEVRON SAN JORGE S.A.

3%

PIONEER NAT.RESOURCES

ARG.S.A.2%

Producción de Gas 2002Cuenca Noroeste

POR PROPIETARIO CUENCA NOROESTE

PLUSPETROL S.A.27%

TECPETROL S.A.20%YPF S.A.

15%

PAN AMERICAN8%

ASTRA CAPSA7%

RESTO5%

AMPOLEX S.A.6%

BRASPETRO6%

SHELL CAPSA3%

MOBIL3%

Producción de Gas 2002Cuenca Neuquina

POR PROPIETARIO CUENCA NEUQUINA

YPF S.A.58%


PLUSPETROL S.A.7%


5%

PAN AMERICAN5%

PETROBRAS ENERGIA

4%

CAPSA CAPEX3% RESTO

13%

Producción de Gas 2002Cuenca Austral

POR PROPIETARIO CUENCA AUSTRAL

PAN AMERICAN16%



14%

YPF S.A.13%

PETROBRAS ENERGIA

19%

RESTO2%

PIONEER NAT.RESOURCES

ARG.S.A.7%

CHEVRON SAN JORGE S.A.

6%

C.G.C. S.A.5%

SIPETROL S.A.4%

Reservas vs Producción (al 31/12 de cada año)

593540 517 536

619686 684 687

748 778 764664

24 25 27 28 31 35 37 39 42 45 46 46

0100200300400500600700800900

BC

M

0

5

10

15

20

25

30

RESERVAS PRODUCCION AÑOS

Incorporación de reservas por año

RESERVAS PROBADAS ARGENTINAS

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

BC

M

PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL

0

10

20

30

40

50

60

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

BC

M/a

ño

INCORPORACION DE RESERVAS POR AÑO

-80

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

140

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

BC

M

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SISTEMA DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

GASODUCTOS TRONCALES

Canada

Operational (39)

Proposed (6)

GAS MARKET CENTERS

ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA

Depleted Fields

Aquifers

Salt Caverns

0

5

10

15

20

25US

CANADA

ARGENTINA

Estacionalidad de la demanda y la producción en USA (Trillion Cubic Feet Per Month)

Trillion Cubic Feet Per Month

0

1

2

3

1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992

Production Consumption

U.S. STORAGE INJECTIONS AND WITHDRAWALS (Billion Cubic Feet)

Billion Cubic Feet

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

Jan-89 JUL Jan-90 JUL Jan-91 JUL Jan-92 JUL

Argentina CONTRATOS SEMI-FIRMES Y SERVICIO INTERRUMPIBLE REEMPLAZAN A LOS ALMACENAMIENTOS

Demanda

cortes

Capacidad Firme Contratada

DISTRIB.

MM

m3/

dia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ENERO DICJUN/JUL

44.4

22.5

7.1

14.9

22.3

16.2

36

16.3

Capacidad de Transporte (2003) MMm3/d

15.7

5

3.5

10

5 +4

2.8

32

P A C I F I C O C E A

N

A T L A N T I CO C E A N

MONTEVIDEO

RIO DE JANEIRO

LA PAZ SANTA CRUZ

BAHIA BLANCA

ROSARIO

SANTIAGO

BELO HORIZONTE

PORTO ALEGRE

SAO PAULO

BUENOS AIRES

CONCEPCIONCERRI- Bs. As.

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Janu

ary

Febru

ary

Mar

ch

April

May

June July

Augus

tSep

tem

ber

Octob

erNov

embe

rDec

embe

r

SAN JERONIMO - BS. AS.

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Janu

ary

Febru

ary

Mar

ch

April

May

June July

Augus

tSep

tem

ber

Octob

erNov

embe

rDec

embe

r

CENTRO OESTE

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Janu

ary

Febru

ary

Mar

ch

April

May

June July

Augus

tSep

tem

ber

Octob

erNov

embe

rDec

embe

r

NORTE

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Janu

ary

Febru

ary

Mar

ch

April

May

June July

Augus

tSep

tem

ber

Octob

erNov

embe

rDec

embe

r

SAN MARTIN

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Janu

ary

Febru

ary

Mar

ch

April

May

June July

Augus

tSep

tem

ber

Octob

erNov

embe

rDec

embe

r

NEUBA

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

Janu

ary

Febru

ary

Mar

ch

April

May

June July

Augus

tSep

tem

ber

Octob

erNov

embe

rDec

embe

r

FACTOR DE CARGA DE LOS GASODUCTOS

Porto Alegre

Montevideo

Rio De

Janeiro

Rosario

Belo Horizonte

Sao Paulo

CAPACIDAD DE GASODUCTOS - 1993

(MMm3/d)

11,0

29,0

6,0

10,9

Oferta Total21,4 BCM

Buenos Aires

Bahia Blanca

Santa Cruz

La Paz

13,4

7,2

15,4

18.329.5

11,2

Montevideo

Rosario

Belo Horizonte

PORTO ALEGRE

CAPACIDAD DE GASODUCTOS - 2003

(MMm3/d)

16,2

39,431,9

7,1

15,7Santiago

Buenos Aires

Bahia Blanca

10

La Paz

5

22,5

18,7

41.2 36

16,3

Oferta Total Estimada2003

Demanda Interna 29 BCMExportación 7 BCM

4

5

14,9

Rio De

JaneiroSao Paulo

Santa Cruz

Concepcion

Santiago

Concepcion

8,4

2,8

1

3,5

2

Sistema Argentino de Trasnporte

Evolución de la capacidad de transporte

Evolución Capacidad de Transporte

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MM

m3/

día

51MMm3/d

Gasoducto Noreste

ParalizaciónExpansiones

Ventana de Oportunidad

CARGADORDIRECTO

1MM3/DIA

5 MM3/DIA5 MM3/DIA

5 MM3/DIA

1MM3/DIA

INTERCAMBIO YDESPLAZAMIENTO(ED)

INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO (ED)

TARIFA:0.05 $/MMBTUPOR CADA ZONAATRAVESADA

6

5

0 5

1

Operación Normal

5

4

1 5

1

Intercambio y desplazamiento

Tarifa de Transporte

0.75 = 0.681 + 0.066 $/MMBTU(5.2%)

0.591 =0.517 +0.074 $/MMBTU(4.9%)

0.933 = 0.805 +0.128 $/MMBTU(10.8%)

NeuquenNeuquen

BasinBasin

AustralAustral

BasinBasin

San JorgeSan Jorge

BasinBasin

Northwest Northwest

BasinBasin

Precio de Gas En Buenos Aires (2000)

0.75 $/MMBTU(5.2%)

0.59 $/MMBTU(4.9%)

0.93 $/MMBTU(10.8%)

1.06 $/MMBTU1.21 $/MMBTU






Cuenca Noroeste

CuencaNeuquina

CuencaAustral

CuencaSan Jorge

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ESTACIONALIDAD DE LA DEMANDA GAS NATURAL

Demanda de Gas Natural

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

Ene/1993 Ene/1994 Ene/1995 Ene/1996 Ene/1997 Ene/1998 Ene/1999 Ene/2000 Ene/2001 Ene/2002 Ene/2003 Ene/2004

GNC

INDUSTRIA

EXPORT

USINAS

RESID.COM.

ArgentinaTemperatura vs. Demanda Bs.As.

Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand

0

5

10

15

20

25

Demand (Million CM)

Te

mp

.

15 20 25 30 35 40 45 50 55

Demanda interna de gas natural

Demanda del año 2003

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Promedio Año Pico invernal

MM

m3

/día

RESIDENCIAL

GNC

INDUSTRIAS

USINAS

RESIDENCIAL

GNC

INDUSTRIAS

USINASCAPACIDAD DE TRANSPORTE

EXPORTACION

EXPORTACION

Funcionamiento del Sistema Argentino de Gas Natural

Demanda

cortes

Demanda

cortes


DISTRIB.

MM

m3/

dia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ENERO DICJUN/JUL


DISTRIB.

MM

m3/

dia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ENERO DICJUN/JUL

DISTRIB.

MM

m3/

dia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ENERO DICJUN/JUL

MM

m3/

dia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

MM

m3/

dia

0

5

10

15

20

25

30

35

40

ENERO DICJUN/JUL

Situación en el 2003SITUACION EN 2003

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviemb Diciemb

MM

m3/

dia

CAPACIDAD DE TRANSPORTE

INDUSTRIA

GNCEXPORT

RESIDENCIAL

Días de cortes de servicio

USINAS

www.ceare.org

EXPORTACIONES/IMPORTACIONES DE GAS NATURAL

Importaciones/Exportaciones de Gas Natural

Importaciones/Exportaciones de Gas Natural

-3.000

-2.000

-1.000

0.000

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

BC

M/a

ño

IMPORTACIONES

EXPORTACIONES

Bolivia

Chile (93%)Brasil (7%)

Exportaciones de Gas Natural

Montevideo

Rosario

Belo Horizonte

PORTO ALEGRE

AÑO 2004(MMm3/d)

16,2

39,431,9

7,1

15,7Santiago

Buenos Aires

Bahia Blanca

10

La Paz

5

22,5

18,7

41.2 36

16,3

4

5

14,9

Rio De

JaneiroSao Paulo

Santa Cruz

Concepcion

2,8

1

3,5

2

Exportaciones de Gas Natural

0

5000

10000

15000

20000

25000

Ene/1

993

May

Sep

Ene/1

994

May

Sep

Ene/1

995

May

Sep

Ene/1

996

May

Sep

Ene/1

997

May

Sep

Ene/1

998

May

Sep

Ene/1

999

May

Sep

Ene/2

000

May

Sep

Ene/2

001

May

Sep

Ene/2

002

May

Sep

Ene/2

003

May

Sep

Ene/2

004

EXPORTACIONES DIRECTAS

EXPORTACIONES POR LA REDDE GASODUCTOS

www.ceare.org

FACTOR DE CARGA

Factor de carga: Definición en el Marco Regulatorio

Consumo promedio diario de la categoríaFC =

Consumo pico diario de la categoría

R 35 %P 50 %SDB 75 %FT-FD-IT-ID-GNC 100 %

Concepto de Factor de Carga

$ Cliente =

año

Vdt

CAPACIDAD FIRME

$ Distco =CF x año

COSTO DE TRANSPORTE

FC

TD = G + T/FC + D

CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS FIRMES

Usuarios FD(No se incluye la capacidad firme de Usinas)

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

Jan-

94

Mar

-94

May

-94

Jul-9

4

Sep-9

4

Nov-9

4

Jan-

95

Mar

-95

May

-95

Jul-9

5

Sep-9

5

Nov-9

5

Jan-

96

Mar

-96

May

-96

Jul-9

6

Sep-9

6

Nov-9

6

Jan-

97

Mar

-97

May

-97

Jul-9

7

Sep-9

7

Nov-9

7

MM

m3 Total

Firme Real

Cesiones

ENTREGAS DE METROGAS (1996)

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

30,000,000

1/1/

96

2/1/

96

3/1/

96

4/1/

96

5/1/

96

6/1/

96

7/1/

96

8/1/

96

9/1/

96

10/1

/96

11/1

/96

12/1

/96

m3

CAPACIDAD1996

CAPACIDAD1993

INTERRUMPIBLE

FIRME

SEMIFIRME

TIPICA DEMANDA DE UNA DISTCO ARGENTINA

EL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD FUE REEMPLAZADO POR NUEVAS FORMAS CONTRACTUALES (CONTRATOS SEMI-FIRMES)

www.ceare.org

DESPACHO DE GAS NATURAL

Orden de prioridades de la oparación

1) SEGURIDAD

2) CONFIABILIDAD

3) OPTIMIZACIÓN ECONOMICA

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.

Centros de Despacho

TGN

TGS

En invierno, 50% de la demanda

Cortes a las Usinas en invierno para proteger la demanda residencial

DEMAND

CURTAILMENTS

FIRM CONTRACTED DEMAND

METROGAS

MIL

LIO

N C

M P

ER

DA

Y

0

5

10

15

20

25

30

35

40

JAN DECJUN/JUL

Problemas del Despacho - Sensibilidad de la demanda a la temperatura

DiariaPromedio móvil 3 días

WINTER 1995

-505

101520

1-Jun 8-Jun 15-Jun

22-Jun

29-Jun

6-Jul 13-Jul

20-Jul

27-Jul

3-Aug

10-Aug

17-Aug

24-Aug

31-Aug

7-Sep

14-Sep

21-Sep

28-Sep

Min

imu

m T

emp

erat

ure

°C

ArgentinaTemperatura vs. Demanda Bs.As.

Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand

0

5

10

15

20

25

Demand (Million CM)

Te

mp

.

15 20 25 30 35 40 45 50 55

Despacho en Argentina:Efecto de los fines de semana

Total Winter Deliveries

1-Ju

n

8-Ju

n

15-J

un

22-J

un

29-J

un

6-Ju

l

13-J

ul

20-J

ul

27-J

ul

3-A

ug

10-A

ug

17-A

ug

24-A

ug

31-A

ug

7-S

ep

14-S

ep

21-S

ep

28-S

ep

Mil

lio

n C

M/D

ay

100

80

60

40

20

0

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.

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

Productor Cargador

InyecciónEntregasF&L

Soluciones en las Reglas de Despacho: Bandas de Tolerancia Invierno típico

Transporter Bands

-20%-15%-10%-5%0%5%

10%15%20%

1-Jul 29-Jul 26-Aug 23-Sep

- gas

+ gas

Desbalance acumulado en una Transportista Invierno típico

Cumulative Unbalance

-20%

-10%

0%

10%

20%

1-Jul 29-Jul 26-Aug 23-Sep

- gas

+ gas

Problemas de Despacho

-15

-10-5

05

10

1520

25

2-Ju

n

9-Ju

n

16-J

un

23-J

un

30-J

un

7-Ju

l

14-J

ul

21-J

ul

28-J

ul

4-A

ug

11-A

ug

18-A

ug

25-A

ug

1-S

ep

8-S

ep

15-S

ep

22-S

ep

29-S

ep

Entregas

Line-Pack

Three-day moving average

- gas

+ gas

En la Argentina el desbalance se produce principalmente En la Argentina el desbalance se produce principalmente porque las inyecciones no pueden seguir los rápidos porque las inyecciones no pueden seguir los rápidos cambios en la demandacambios en la demanda

Ciclo de Nominaciones - Autorizaciones

DAY (-1) OPERATIVE DAY

NOMINATION REPROGRAMMING

15h 17h 23h

1), 2), 3) 4)

Assignation of Trans. Capacity

0h 24h

PRODUCER

TRANSCO

1) Nominatio

n V

2) Authoriz

ed V

2) Confirmation V3) Nomination V

4) Authorized VSHIPPER

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.

Sobrestimación del pronóstico de la demanda Transportista típico Entregas – Solicitudes autorizadas

1-J

ul

8-J

ul

15

-Ju

l

22

-Ju

l

29

-Ju

l

5-A

ug

12

-Au

g

19

-Au

g

26

-Au

g

2-S

ep

9-S

ep

16

-Se

p

23

-Se

p

30

-Se

p

Sub-

Over-estimated

15%

10%

5%

0%

-5%

-10%

-15%

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