Post on 11-Jan-2016
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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).
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
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
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
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
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%
TOTAL AUSTRAL S.A.5%
PLUSPETROL S.A.7%
WINTERSHALL ENERGIA S.A.
5%
PAN AMERICAN5%
PETROBRAS ENERGIA
4%
CAPSA CAPEX3% RESTO
13%
Producción de Gas 2002Cuenca Austral
POR PROPIETARIO CUENCA AUSTRAL
PAN AMERICAN16%
TOTAL AUSTRAL S.A.14%
WINTERSHALL ENERGIA S.A.
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
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
1.24 $/MMBTU1.45 $/MMBTU
0.94 $/MMBTU1.03 $/MMBTU
1.81 $/MMBTU1.96 $/MMBTU
1.83 $/MMBTU2.04 $/MMBTU
1.87 $/MMBTU1.96 $/MMBTU
Cuenca Noroeste
CuencaNeuquina
CuencaAustral
CuencaSan Jorge
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
Capacidad Firme Contratada
DISTRIB.
MM
m3/
dia
0
5
10
15
20
25
30
35
40
ENERO DICJUN/JUL
Capacidad Firme Contratada
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
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
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)
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.
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.