Transcript CARACTERISTICAS FISICAS DEL SISTEMA ARGENTINO DE GAS NATURAL www.ceare.org El gas natural    Se convirtió en un combustible de significación solo a partir de la decada.

CARACTERISTICAS FISICAS DEL
SISTEMA ARGENTINO DE GAS
NATURAL
www.ceare.org
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).
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
Matriz Energética
Nuclear
2%
2002
Petróleo
Gas Natural
Combustibles
Nuclear
Hidráulica
Otros
MMTEP
25,7
29,5
1,9
1,0
3,9
1,6
Combustib
les
3%
Gas
Natural
46%
Energía
Hidráulica
6%
Otros
Primarios
3%
Petroleo
40%
Reserves / Production1 ratio
- equivalence in years of production - base 1999 North America
Canada
United States
8
9
8
Central Europe
Poland
Romania
26
40
24
Latin America
46
Argentina
14
Bolivia
166
Colombia
32
Mexico
17
Trinidad and Tobago 43
Venezuela
99
Former Soviet Union
Azerbaijan
Kazakhstan
Russia
Turkmenistan
Ukraine
Uzbekistan
79
102
188
80
125
62
31
Europe
Denmark
Germany
Italy
Nethrlands
Norway
United Kingdom
Africa
Algeria
Egypt
Libya
Nigeria
66
43
64
154
132
24
17
12
12
24
72
7
1 Gross Production - Reinjection
Middle East
Abu-Dhabi
Iran
Irak
Kuwait
Qatar
Saudi Arabia
239
182
370
750
154
400
119
Asia-Oceania
Australia
Bangladesh
Brunei
China
India
Indonesia
Malaysia
Pakistan
Thailand
55
98
98
33
57
27
52
58
29
22
World
60
Gas Natural
Características
físicas del Gas
Natural
www.ceare.org
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

Capacidad de
almacenamiento

Permeabilidad

Capacidad de
producción
(Caudal)

Saturación
de
hidrocarburos

Porcentaje
ocupado por
petróleo o gas
(agua)
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
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
FRACCION
MOLAR
COMPONENTE
METANO
ETANO
PROPANO
iso-BUTANO
n-BUTANO
iso-PENTANO
n-PENTANO
C6
C7
CH4
C2H6
C3H8
C4H10
C4H10
C5H12
C5H12
C6H14
C7H16
Nitrogeno
Anhidrido Carbonico
N2
CO2
Total
PLANTA DE
PROCESAMIENTO
PODER CALORIFICO
91.460
3.580
1.450
0.230
0.420
0.090
0.100
0.060
0.050
9,005
16,775
22,450
29,009
29,093
35,673
35,753
42,419
49,078
8,236
601
326
67
122
32
36
25
25
0.800
1.760
-
-
100.00
9469/9300= 1.02 MMm3
9469
8900/9300=0.96 MMM3
1.02 – 0.96 = 60,000 m3 (6%)
ETANO
LPG
Gasolina
8900 kcal
Contenido de metano y poder
calorífico en el Centro-Oeste al
entar en funcionamiento el MEGA
Metano
Poder calorífico
Costos de producción del gas
natural
www.ceare.org
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$s en aumentar las reservas en 2.7 BCM con
probabilidades del 80% o del 20% de ser exitoso.
C
10MMu$s
u$s
 0.125
12
100 10 BTU 0.80
MMBTU
C
10MMu$ s
u$s
 0.50
12
100 10 BTU 0.20
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”.



T
CIP 
 I t   Rt  R0  1  r t 



t 1
T
  Q  Q  1  r  
t
t
t
0
I t  Capital invertido en el año t
Rt  R0  Costo de O&M en el año t debido a la nueva demanda
Qt  Q0  Demanda marginal
r  Tasa de descuento
Costo incremental
promedio
T
CIP 
2000
 I   R  R  1  r  
t
t
t 1
t
0
T
t


Q

Q
1

r




t  t 0

1500
Producción
1000
500
0
1
-500
-1000
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
operativos para
desarrollar un yacimiento
Reservas
www.ceare.org
Concepto de Reservas
- reservas recuperables -
Producción Acumulada
Reservas Probadas
Yacimientos
Identificados
Reservas
Ultimas
Remanentes
Reservas probables y
posibles
Reservas potenciales
Recursos
Yacimientos
no
identificados
Reservas probadas por cuenca
RESERVAS PROBADAS
2003 (BCM)
NOROESTE
129
19.5%
NEUQUEN
345
52%
40
6%
149
AUSTRAL
22.5%
SAN JORGE
Cuencas de Gas Natural
en Argentina
CUENCA
NOROESTE
cPi a
cf i
Año 2002 (BCM)
Reservas (*) Producción
Comprobadas
Propia
AUSTRAL
148,60
8,83
CUYANA
0,50
0,08
NEUQUINA
344,60
25,61
NOROESTE
129,50
7,89
SAN JORGE
40,30
3,47
TOTAL
663,50
45,87
(*) Inicio de 2003
Oe ca n
CUENCA
CUYO
Cordoba
Mendoza
Océano
Pacífico
CUENCA
NEUQUINA
Rosario
Buenos
La Plata
Aires
Bahia Blanca
lA
at
in
ct
Océano
Atlántico
Oacn
e
CUENCA
SAN JORGE
CUENCA
AUSTRAL
Reservas Probadas (BCM)
1997 - 2002
RESERVAS 2003 (BCM)
RESERVAS 1997 (BCM)
775
106
172
329
129
94
514?
345
160
149
Evolución de las Reservas
Comprobadas de Gas (al 31/12 de
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
593 540 517 536
748 778 764
686
687
684
664
619
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
BCM
cada año)
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.
Reservas Comprobadas
de Gas por Cuenca (al
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
344
321
90
86
145
13
123
10
314
64
124
14
295
338
329
357
155
160
158
174
17
172
21
153
17
377
399
378
345
344
116
136
113
11
122
16
171
185
176
165
154
39
162
33
47
149
129
40
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
BCM
31/12 de cada año)
CUYANA
AUSTRAL
GOLFO SAN JORGE
NEUQUINA
NOROESTE
Producción de Gas Natural
www.ceare.org
PRODUCCION DE GAS NATURAL POR
CUENCA AL SISTEMA ARGENTINO DE
TRANSPORTE - 2003
16 %
59 %
7.1 %
17.8 %
TOTAL PAIS
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
50
45
40
35
30
25
42.4 45.1 46 45.9
20
38.6
34.6 37.1
30.5
15
25.3 26.7 27.8
23.8
10
5
0
1991
BCM
Evolución de la
Producción de Gas
6.3
2.5
7.2
2.8
7.8
3.2
7.9
2000
2001
2002
5.8
2.5
1.7
6.6
2.8
1.9
7.2
3.1
1.7
7.9
8.2
6.9
2.5
1.9
3.5
2.5
4.8
2.7
5.5
2.7
1998
8.8
1997
9
1999
25.6
9
6.1
2.4
1.9
CUYANA
AUSTRAL
25.9
8.4
8
1996
18.4
1995
16.4
26
22.4
1994
15.3
25.1
21.3
1993
13.6
14.8
20.6
1992
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
1991
BCM
Producción de Gas por
Cuenca
GOLFO SAN JORGE
NEUQUINA
NOROESTE
3.5
Producción de Gas 2002
Total País
POR PROPIETARIO
CHEVRON SAN
JORGE S.A.
3%
PIONEER
NAT.RESOURCES
ARG.S.A.
2%
ASTRA CAPSA
2%
RESTO
13%
YPF S.A.
40%
TECPETROL S.A.
4%
WINTERSHALL
ENERGIA S.A.
6%
TOTAL AUSTRAL S.A.
6%
PETROBRAS
ENERGIA
6%
PAN AMERICAN
10%
PLUSPETROL S.A.
8%
Producción de Gas 2002
Cuenca Noroeste
POR PROPIETARIO CUENCA NOROESTE
SHELL CAPSA
3%
MOBIL
3%
BRASPETRO
6%
RESTO
5%
PLUSPETROL S.A.
27%
AMPOLEX S.A.
6%
ASTRA CAPSA
7%
PAN AMERICAN
8%
YPF S.A.
15%
TECPETROL S.A.
20%
Producción de Gas 2002
Cuenca Neuquina
POR PROPIETARIO CUENCA NEUQUINA
PETROBRAS
ENERGIA
4%
CAPSA CAPEX
3%
RESTO
13%
PAN AMERICAN
5%
WINTERSHALL
ENERGIA S.A.
5%
YPF S.A.
58%
TOTAL AUSTRAL S.A.
5%
PLUSPETROL S.A.
7%
Producción de Gas 2002
Cuenca Austral
POR PROPIETARIO CUENCA AUSTRAL
CHEVRON SAN
JORGE S.A.
6%
C.G.C. S.A.
5%
SIPETROL S.A.
4%
RESTO
2%
PETROBRAS
ENERGIA
19%
PIONEER
NAT.RESOURCES
ARG.S.A.
7%
YPF S.A.
13%
WINTERSHALL
ENERGIA S.A.
14%
PAN AMERICAN
16%
TOTAL AUSTRAL S.A.
14%
Reservas vs Producción
900
748 778 764
800
686 684 687
664
700
619
593
540 517 536
600
500
400
300
200
100
24 25 27 28 31 35 37 39 42 45 46 46
0
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
BCM
(al 31/12 de cada año)
RESERVAS
PRODUCCION
AÑOS
30
25
20
15
10
5
0
Incorporación de reservas por año
RESERVAS PROBADAS ARGENTINAS
900
800
700
INCORPORACION DE RESERVAS POR AÑO
500
400
140
300
120
200
100
80
100
60
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
BCM
0
40
20
0
PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL
-20
-40
60
-60
50
-80
40
BCM/año
BCM
600
30
20
10
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
SISTEMA DE TRANSPORTE DE
GAS NATURAL
www.ceare.org
GASODUCTOS TRONCALES
GAS MARKET CENTERS
Canada
Operational (39)
Proposed (6)
ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA
25
20
US
CANADA
ARGENTINA
15
10
5
0
Depleted Fields
Aquifers
Salt Caverns
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
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
Argentina
CONTRATOS SEMI-FIRMES Y SERVICIO INTERRUMPIBLE
REEMPLAZAN A LOS ALMACENAMIENTOS
DISTRIB.
40
Demanda
35
30
Capacidad Firme Contratada
MM m3/dia
25
20
15
cortes
10
5
0
ENERO
JUN/JUL
DIC
22.5
5+
4
Capacidad de
Transporte (2003)
MMm3/d
7.1
10
16.3
32
3.5
16.2
22.3
5
15.7
44.4
36
14.9
2.8
FACTOR DE
CARGA DE LOS
GASODUCTOS
Sistema Argentino de
Trasnporte
CAPACIDAD DE
GASODUCTOS - 2003
(MMm3/d)
CAPACIDAD DE
GASODUCTOS - 1993
(MMm3/d)
Belo
Horizonte
Belo
Horizonte
4
Sao
Paulo
13,4
Sao
Paulo
22,5
5
7,1
6,0
7,2
Santiago
Concepcion
29.5
Montevideo
29,0
16,3
Santiago
Concepcion
39,4
41.2
36
16,2
11,0
2
Montevideo
Buenos Aires
Bahia Blanca
Oferta Total Estimada
2003
Demanda Interna 29 BCM
Exportación 7 BCM
Oferta Total
21,4 BCM
18,7
15,4
15,7
31,9
3,5
Bahia Blanca
18.3
1
10
10,9
11,2
2,8
14,9
8,4
5
Evolución de la capacidad
de transporte
Operación Normal
6
1
5
0
5
Intercambio y
desplazamiento
5
1
4
1
5
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
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
0.59 $/MMBTU
(4.9%)
Cuenca
Neuquina
1.24 $/MMBTU
1.45 $/MMBTU
1.83 $/MMBTU
2.04 $/MMBTU
1.87 $/MMBTU
1.96 $/MMBTU
0.93 $/MMBTU
(10.8%)
Cuenca
San Jorge
Cuenca
Austral
0.94 $/MMBTU
1.03 $/MMBTU
ESTACIONALIDAD DE LA
DEMANDA GAS NATURAL
www.ceare.org
Demanda de Gas Natural
140000
120000
100000
80000
RESID.
COM.
60000
USINAS
40000
EXPORT
INDUSTRIA
20000
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
Argentina
Temperatura vs. Demanda Bs.As.
Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand
25
Temp.
20
15
10
5
0
15
20
25
30
35
40
Demand (Million CM)
45
50
55
Demanda interna de gas
natural
Demanda del año 2003
160
140
USINAS
CAPACIDAD DE TRANSPORTE
120
EXPORTACION
MMm3/día
100
INDUSTRIAS
80
USINAS
GNC
60
EXPORTACION
INDUSTRIAS
40
GNC
RESIDENCIAL
20
RESIDENCIAL
0
Promedio Año
Pico invernal
Funcionamiento del Sistema Argentino
de Gas Natural
DISTRIB.
40
Demanda
35
30
Capacidad Firme Contratada
MM m3/dia
25
20
15
cortes
10
5
0
ENERO
JUN/JUL
DIC
Situación en el 2003
SITUACION EN 2003
180.00
Días de cortes de servicio
160.00
140.00
CAPACIDAD DE TRANSPORTE
MMm3/dia
120.00
100.00
80.00
USINAS
60.00
INDUSTRIA
40.00
GNC
EXPORT
RESIDENCIAL
20.00
0.00
Enero
Febrero
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre
Octubre
Noviemb
Diciemb
EXPORTACIONES/IMPORTACIONES
DE GAS NATURAL
www.ceare.org
Importaciones/Exportaciones de
Gas Natural
Importaciones/Exportaciones de Gas Natural
8.000
7.000
Chile (93%)
Brasil (7%)
6.000
5.000
BCM/año
4.000
3.000
IMPORTACIONES
EXPORTACIONES
2.000
1.000
0.000
-1.000
1993
1994
1995
-2.000
-3.000
Bolivia
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Exportaciones de Gas
Natural
AÑO 2004
(MMm3/d)
Belo
Horizonte
4
Sao
Paulo
22,5
5
7,1
2,8
1
10
16,3
Santiago
Concepcion
31,9
39,4
3,5
41.2
36
16,2
18,7
14,9
5
15,7
2
Montevideo
Buenos Aires
Bahia Blanca
3
ay
M
e/
19
9
ay
ay
ay
M
e/ p
20
02
Se
M
e/ p
20
01
En Sep
e/
20
04
M
ay
ay
S
En ep
e/
20
03
En
En
Se
M
ay
S
En ep
e/
20
00
M
ay
S
En ep
e/
19
99
M
ay
S
En ep
e/
19
98
M
En Sep
e/
19
97
M
ay
En Sep
e/
19
96
M
ay
En
e/ p
19
95
Se
M
En Sep
e/
19
94
En
Exportaciones de Gas
Natural
25000
20000
15000
EXPORTACIONES DIRECTAS
10000
5000
EXPORTACIONES POR LA RED
DE GASODUCTOS
0
FACTOR DE CARGA
www.ceare.org
Factor de carga:
Definición en el Marco
Regulatorio
Consumo promedio diario de la categoría
FC =
Consumo pico diario de la categoría
R
P
SDB
FT-FD-IT-ID-GNC
35 %
50 %
75 %
100 %
Concepto de Factor de Carga
COSTO DE
TRANSPORTE
CAPACIDAD FIRME
$ Distco =
CF x año
$ Cliente =
 Vdt
año
TD = G + T/FC + D
FC
Ja
n94
ar
-9
M 4
ay
-9
4
Ju
l-9
Se 4
p9
N 4
ov
-9
Ja 4
n9
M 5
ar
-9
M 5
ay
-9
5
Ju
l-9
Se 5
p9
N 5
ov
-9
Ja 5
n9
M 6
ar
-9
M 6
ay
-9
6
Ju
l-9
Se 6
p9
N 6
ov
-9
Ja 6
n9
M 7
ar
-9
M 7
ay
-9
7
Ju
l-9
Se 7
p9
N 7
ov
-9
7
M
M M m3
CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS
FIRMES
(No se incluye la capacidad firme de Usinas)
Usuarios FD
2500000
2000000
1500000
Total
Firme Real
1000000
Cesiones
500000
0
EL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD FUE REEMPLAZADO
POR NUEVAS FORMAS CONTRACTUALES (CONTRATOS SEMIFIRMES)
ENTREGAS
DE UNA
METROGAS
(1996)
TIPICA
DEMANDA DE
DISTCO ARGENTINA
30,000,000
25,000,000
CAPACIDAD
1996
20,000,000
m3
CAPACIDAD
1993
15,000,000
10,000,000
SEMIFIRME
INTERRUMPIBLE
5,000,000
FIRME
0
6
1/
9
1/
6
9
1/
2/
96
1/
3/
6
9
1/
4/
6
9
1/
5/
6
9
1/
6/
6
9
1/
7/
9
1/
8/
6
9
1/
9/
6
6
/9
/1
0
1
96
/
/1
11
96
/
/1
12
DESPACHO DE GAS NATURAL
www.ceare.org
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
En invierno,
50% de la
demanda
TGS
Cortes a las Usinas en invierno para proteger
la demanda residencial
METROGAS
40
MILLION CM PER DAY
DEMAND
35
30
FIRM CONTRACTED DEMAND
25
20
15
CURTAILMENTS
10
5
0
JAN
JUN/JUL
DEC
Minimum Temperature °C
Problemas del Despacho - Sensibilidad de
la demanda a la temperatura
WINTER 1995
20
15
10
5
0
-5
1-Jun 8-Jun 15Jun
22Jun
29- 6-Jul 13Jun
Jul
Diaria
Promedio móvil 3 días
20Jul
27Jul
310- 17- 24- 31714- 21- 28Aug Aug Aug Aug Aug Sep Sep Sep Sep
Argentina
Temperatura vs. Demanda Bs.As.
Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand
25
Temp.
20
15
10
5
0
15
20
25
30
35
40
Demand (Million CM)
45
50
55
0
28-Sep
21-Sep
14-Sep
7-Sep
31-Aug
24-Aug
17-Aug
10-Aug
3-Aug
27-Jul
20-Jul
13-Jul
6-Jul
29-Jun
22-Jun
15-Jun
8-Jun
1-Jun
Million CM/Day
Despacho en Argentina:
Efecto de los fines de semana
Total Winter Deliveries
100
80
60
40
20
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.
Inyección
Productor
F&L
Entregas
Cargador
Entregas + Fuel&Loss - Inyección
Desbalance % =
Capacidad Firme
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
Desbalance acumulado en
una Transportista Invierno típico
- gas
Cumulative Unbalance
20%
10%
0%
-10%
-20%
1-Jul
29-Jul
26-Aug
23-Sep
+ gas
Problemas de Despacho
En la Argentina el desbalance se produce principalmente
porque las inyecciones no pueden seguir los rápidos
cambios en la demanda
moving average
Entregas
29-Sep
22-Sep
15-Sep
8-Sep
1-Sep
25-Aug
18-Aug
11-Aug
4-Aug
28-Jul
21-Jul
14-Jul
7-Jul
30-Jun
Line-Pack
23-Jun
16-Jun
9-Jun
2-Jun
25
20 Three-day
15
10
5
0
-5
-10
-15
- gas
+ gas
Ciclo de Nominaciones - Autorizaciones
PRODUCER
TRANSCO
SHIPPER
NOMINATION
REPROGRAMMING
1), 2), 3)
4)
DAY (-1)
0h
OPERATIVE DAY
15h 17h
24h
Assignation of
Trans. Capacity
23h
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
Sub-
15%
10%
5%
0%
-5%
30-Sep
23-Sep
16-Sep
9-Sep
2-Sep
26-Aug
19-Aug
12-Aug
5-Aug
29-Jul
22-Jul
15-Jul
1-Jul
-15%
8-Jul
-10%
Overestimated