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 n9 M 4 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 MMm3 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 1/ 1/ 96 6 /9 1 2/ 96 1/ 3/ 96 1/ 4/ 1/ 5/ 96 6 /9 1 6/ 6 /9 1 7/ 6 /9 1 8/ 1/ 9/ 96 6 /9 /1 0 1 6 /1 11 /9 /1 12 /9 6 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