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SALTA
EL GAS NATURAL EN ARGENTINA
1990-2000 DOS DECADAS DE CAMBIOS
Nino BaronePluspetrol [email protected]@gmail.com
• 1990-2000 ¿PORQUE DOS DECADAS DE CAMBIO?• EL GAS NATURAL EL MUNDO – REFERENCIAS.• EL GAS NATURAL EN ARGENTINA Y LA REGION. • CONCLUSIONES.
EL GAS NATURAL EN ARGENTINA1990-2000 Dos Décadas de Cambios
El 18 de Mayo de 1960 ocurre un hecho trascendental para la Provincia de Salta, queda habilitado el tendido del Gasoducto Campo Duran - Buenos Aires, con ello el gas natural en el país comienza a acceder al consumo masivo tanto industrial como generación térmica.
SALTA Y EL GAS NATURAL
0
30
60
90
120
150
1970
1980
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
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2000
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2003
2004
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2007
2008
2009
Pro
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cc
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de
Ga
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600
900
1200
1500
P.B
.I -
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asPBI
GAS (MM m3/día)Reservas (MMM m3)
En las décadas 1990-2000 se enmarcan aspectos con cambios significativos en la evolucióndel gas natural en nuestro país, como lo son:
1.-1990 Auditoria General de Reservas. Reducción de 744 a 579 MMM m3.2.-1992 Desregulación de la actividad monopolizada por Gas del Estado. Ley N° 24.076. 3.-1996 Inicio del país como exportador. Desde 2004 progresivo retiro de tal condición.4.-1999 Suspensión de importación, 2004 Reinicio importación gas natural y 2008 LNG.5.-2000 Mayor volumen histórico de Reserva Probada 778 MMM m3.6.-2004 Cambios Regulatorios Decretos N° 180 y 181. Creación Mercado Electrónico del Gas.7.-2004 El mayor volumen diario producido. 8.-2008 Baja reposición de reservas respecto de su producción.
1990-2000 “Dos Decadas de Cambios”
¿Porqué Dos Décadas de Cambios ?
+5.7 %
Fuente: Secretaría de Energía - . Base PBI: año 1913 = 100
-1,4 %+6,0 %
8
6
43
21
7
5
?
GAS DEL ESTADO
• Precios regulados• Mercado altamente concentrado.• MEyOySP establece los precios del Gas.• Gas del Estado Empresa Estatal, único comprador y vendedor de gas. • Servicios Integrados.• MEyOySP establecía tarifas a usuarios.
Autoridad Regulatoría• Secretaría de Energía. • Gas del Estado.
PRIVATIZACION - DESREGULACION
• Precios libremente pactados• Mercado menos concentrado.• Autoridad Regulatoria (ENARGAS) autoriza el pase a tarifa de las variaciones en el precio del gas. • Dos Compañías de Transporte.• Mercado de acceso abierto, Tarifas reguladas, las Transportistas no pueden comprar ni vender gas.• Nueve Compañías de Distribución, • Tarifas reguladas.
Autoridad Regulatoría• Secretaría de Energía (Exploración + Producción)• ENARGAS (Transporte+Distribución)
PESIFICACION - REGULACION
• Precios controlados por el Estado• Mercado controlado por el Estado• Institución Regulatoria (ENARGAS) intervenida. • Tarifas Políticas y control de precios. • Fideicomisos en proyectos de expansión. • Recargos impositivos con destino a Fondos Fiduciarios. Retenciones a la exportación de gas.• Importación de gas natural y LNG.
Autoridad Regulatoría• Secretaria de Energía asume las funciones regulatorias.
1990 - 1992 1993 - 2001 2002 - 2010
ASPECTOS REGULATORIOS
EL GAS NATURAL EN EL MUNDO ARGENTINA EN ESE CONTEXTO
MUNDO-POBLACION-CONSUMO DE ENERGIA
6672
6454
5380
6071
5264
1,51,6
1,5
1,61,7
4 5 00
5 000
5 5 00
6 000
6 5 00
7 000
1990 1995 2000 2005 2008
1 ,00
1 ,2 5
1 ,5 0
1 ,7 5
2 ,00
Población Millones TEP Habitante/Año
Los índices de utilización de energía, sin ser factores contundentes, en ciertos casos muestran el grado de desarrollo del país.
FUENTE: BP Statistical Review of World Energy - June 2009
PARTICIPACION ENERGETICA
24,1
0%
15%
30%
45%
60%
POBLACION-CONSUMO/ HABITANTES
% Participación en países mas representativos
CONSUMO GAS-HABITANTE (TEP)
0,40
1
2
3
4Participación TEP en países mas
representativos
1,0 TEP
53,6%
EL GAS NATURAL EN PARTICULARLA ENERGIA EN GENERAL
Crecimiento AnualPoblación 1,3%
75,259,6
16,4 14,8 9,5 7,6 6,1 0,4
39,731,5
8,7 7,8 5,0 4,1 3,2 0,2
0
2 5
5 0
7 5
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
Reservas Participación
814,7 799,7
411,7 382,6306,9
201,6 149,044,1
26,6 26,1
13,4 12,5 104,9 1,46,50
3 00
6 00
9 00
0
1 0
2 0
3 0
4 0
Consumo Participación
Mundo las reservas de gas natural durante el año 2008 crecieron respecto del año 2007 un 5,1 %.Argentina las reservas de g as durante el año 2008 declinaron respecto del año 2007 un 2,0 %
Mundo el consumo de gas natural durante el año 2008 creció respecto del año 2007 un 4,1 %. Argentina durante el año 2008 incremento su consumo respecto del año 2007 un 1,2%.
RESERVAS CONSUMO
TOTAL MUNDO189,2 TMC
TOTAL MUNDO3065,5 BMC/a
MUNDO : RESERVAS-CONSUMO DE GAS NATURALMUNDO : RESERVAS-CONSUMO DE GAS NATURAL
FUENTE: CEDIGAZ 2009 Natural Gas in the World
EVOLUCION DE RESERVAS-PRODUCCION 1990-2008
159
176 178 180189
143
12765,0 62,7 61,6 61,2 61,7
64,5 67,3
1 00
1 2 5
1 5 0
1 7 5
2 00
1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008
2 5
5 0
7 5
1 00
Reservas TMC Años
Mundo crecimiento constante de reservas, por cada metro cúbico producido se han repuesto 2,4 m3 encalidad de reserva.Argentina caída de reservas del orden del 31,0%, Por cada metro cúbico producido se ha repuesto 0,76 dela misma unidad. En 1990 ocupaba la 22° posición en elranking mundial, en el 2008 ocupa la 42° posición.
FUENTES: CEDIGAZ 2009 Natural Gas in the World - Secretaría de Energía
0,58 0,62
0,78
0,43 0,45 0,440,40
25,2
17,8 17,3
8,3 8,7 7,9 7,90,0
0,2
0,3
0,5
0,6
0,8
1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
Reservas
Mundo la producción 1990-2008 muestra un crecimientodel orden del 55.5%. La duración de esas reservas seríadel orden de 60 años.Argentina la producción en ese periodo ha crecido un117,7%, la duración de las reservas es de 7,9 años.En el año 2008 ocupa la 18° posición en el orden mundialcon el 1,6 % del total producido.
MU
ND
OA
RG
EN
TIN
A
23,130,4
45,151,5 51,8 50,7 50,3
20,327
37,445,6 46,1 44,8 44,1
0
1 2
2 4
3 6
4 8
6 0
1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008
2479 26973052
3539 3623 3718 3854
2014 21602444
2806 2885 2940 3066
0
1 000
2 000
3 000
4 000
1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008
Producción BMC Comercializado BMC
MU
ND
OA
RG
EN
TIN
A
Producción
4,4
6,6 6,3
2,7
0,9
0,2
2,2 2,1 1,7 1,8
1,70,9
0
2
4
6
8
1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008
Exp. Gasoducto Imp. LNG Imp. Gasoducto
EXPORTACION-IMPORTACION-MATRIZ ENERGETICA
235299
493
671 694 704 744
72 93138
189 211 227 227
0
200
400
600
800
1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008
Gasoducto LNG
Durante el año 2000 Argentina no adquiría gas de Bolivia
Mundo el movimiento por gasoductos involucra a 31países exportadores y 51 países Importadores.Argentina como exportador ocupa el 31 ° lugar y como importador ocupa el 51°.En LNG 15 países son exportadores y 18 importadores.Argentina inicia la importación de LNG en el año 2008ocupando la 18° posición.
FUENTE: CEDIGAZ 2009 Natural Gas in the World.
Exportación-Importación (BMC)
MU
ND
OA
RG
EN
TIN
A
24.1%21.9%
34.8%38.9%
29.1%27.6%
5.5%5.6%
6.4%6.0%
0%
2 5 %
5 0%
7 5 %
1 00%
1990 2008
Gas Petróleo Carbón Nuclear Hidro
53.6%42.2%
42.3%32.4%
0.5%2.0% 3.8% 2.2%
9.5% 11.3%
0%
2 5 %
5 0%
7 5 %
1 00%
1990 2008
Mundo el petróleo y el gas, en conjunto superan el 60% de su matriz energética. El gas natural en el periodo muestra un crecimiento del 21.9 al 24.1 %. Argentina el petróleo y el gas, en conjunto, superan el 85% en su matriz energética. El gas natural sigue siendo su base principal de suministro pasando del 42.2 al 53.6 %.
MU
ND
OA
RG
EN
TIN
A
Matriz Energética
ARGENTINA EN DOS DECADAS (1990-2000)
ASPECTOS GENERALESDISPONIBILIDAD FUTURAINTEGRACION REGIONAL
RESERVAS GAS-AÑOS
579.1398.525.2
7.90
200
400
600
800
1990 2008
MM
M m
3
0
10
20
30
40
Añ
os
Reservas de Gas Años de Reservas
ARGENTINA : REFERENCIAS PUNTUALES 1990-2008
PRODUCCION DE GAS
63.0
137.8
0
30
60
90
120
150
1990 2008
Pro
du
cciö
n T
ota
l M
M
m3/
dïa
Producción
PRODUCCION POR PRESION
17.0%48.0%25.0%
30.0%
22.0%58.0%
2000 2008
Baja Presión Media Presión Alta Presión
FUENTE: Secretaría de Energía
IMPORTACION-EXPORTACION
6
2.8 2.6
0
3
6
9
1990 2008
MM
m3/
dïa
Importación GN+LNG Exportación
TRANSPORTE DE GAS
62.0
131.8
0
40
80
120
160
1990 2008
MM
m3/d
ï
Transporte de gasPRECIOS DE GAS
2.8
8.3
1.80.80
3
6
9
1990 2008
u$s/M
MB
tu
Precio Bolivia Argentina Precio Gas Argentina
-31.2
-53.3
+118.7
+196.4
+112.6
+182.3
+20.0
-62.1
+125.0
14.6
16.8
13.3
6.0
34.8
37.3
7.4
25.1
2.60.6
2.60
1 0
2 0
3 0
4 0
Generacion Industria GNC Residencial Exportacion Importación
Generación:: Es la actividad que evidencia el mayor crecimiento porcentual de consumo.Exportación: Durante el año 1990 no había exportación.
ARGENTINA : FLUJOS PRINCIPALES DE GAS NATURAL
Dow Stream 1990-2008
1990 2008
MM m3/día
FUENTE: Secretaría de Energía
+138,3% +122,0% +1133% +88,7% --- -56,6%
2 Transportadoras de gas natural9 Distribuidoras de gas natural
FUENTE: Varias y Secretaría de Energía
2.3%
4.4%3.0%
3.9% 4.2%
8.7%
5.1%3.8%
5.0% 5.6%
2.3%
0
10
20
30
40
50
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 20080%
5%
10%
15%
20%
25%
Pozos Exploración Porcentaje sobre pozos perforados
Las Cuencas sedimentarias del país, con mediano y alto riesgo, ponen de manifiesto la posibilidad potencial de su exploración, actividad que puede llevarse a cabo sobre bases económicas acordes al riesgo que ello implica.
La actividad exploratoria llevada a cabo en en el periodo en consideración denota altibajos, en parte Influenciada por la carencia de precios atractivos para el gas natural, lejanos de referencias tanto regionales como mundiales.
CUENCAS SEDIMENTARIAS ACTIVIDAD EXPLORATORIA
ARGENTINA : CUENCAS SEDIMENTARIAS-EXPLORACIÓN
-180
399
755
574
579
-300 0 300 600 900
Sin Reponer
Final 2008
Producido
Reposición
Inicial 1990
ARGENTINA : EVOLUCION RESERVAS Y REPOSICION
399442447428
542
612
664765778
729687684688
619535517541593579
23104 85
-55 -62
2 7
25,219,9 17,2
14,28,3 7,9
19,4
46,242,0
31,6
47,1
23
755
-2 00
0
2 00
4 00
6 00
8 00
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008
-2 0
0
2 0
4 0
6 0
8 0
Reserva (MMM m3) Reposición (MMM m3)
Años Produccion Prod. Por Pozo (MM m3/año)
Acumulado (MMM m3)
FUENTE: Secretaría de Energía
Periodo 1990-2008
Balance de Reservas
En el periodo, sobre una volumen acumulado de 755 MMM m3, no se han podido reponer
180 MMM m3, equivalentes a aproximadamente al 24 % del caudal producido, es decir por cada
1000 metros cúbicos producidos se han repuesto 760 m3 como reserva.
70.5
8.7
25.1
6.2
17.325.5
0
1 0
2 0
3 0
4 0
5 0
6 0
7 0
8 0
9 0
1 00
17.0% 25.0%
56.0%
2.0%
0.0%
11.0%
29.0%
0.0%
16.0%
44.0%Noroeste Cuyana Neuquina San Jorge Austral
RESERVAS: 579,1 MMM m3
PRODUCCION AÑO: 22,7 MMM m3/d
AÑOS: 25,5
RESERVAS – PRODUCCION – AÑOS 1990 - 2008
Resulta notorio el cambio de participación de la Cuenca Neuquina, que ha revertido su relación de aporte porcentual Reservas – Producción del año 1990 respecto del 2008
FUENTE: Secretaría de Energía
9.0 9.86.0 8.7
12.9 7.9
0
5
1 0
1 5
2 0
2 5
3 0
3 5
4 0
4 5
5 0
5 5
6 0
6 5
7 0
7 5
8 0
29,2%
15,5%
44,4%
10,8%
0,1%
9.8%
18.1%
0.1%
13.6%
58.4%Noroeste Cuyana Neuquina San Jorge Austral
RESERVAS: 398,5 MMM m3
PRODUCCION AÑO: 50,3 MMM m3/d
AÑOS: 7.9
Situación Año 1 9 9 0 Situación Año 2 0 0 8
123
132
116
106
83
6662
0
30
60
90
120
150
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008
ProducciónTransporte
Declinación Producción desde 2005
EVOLUCION PRODUCCION-TRANSPORTE 1990-2008
Producción: Hasta el año 2004 la producción nacional muestra una tendenciacreciente, a partir del año 2005 se registra una progresiva declinación anual.Transporte: Con excepción de los gasoductos Atacama y Pacifico, con exportación directa, el resto combina la utilización interna del sistema con la exportación.
Ampliaciones progresivasdel sistema troncal nacionaly cruce Estrecho Magallanes
NUEVOS GASODUCTOS PERIODO 1990-2008
1.- 1990 Bermejo-Ramos (Bolivia-Argentina)2.- 1995 Metanex (Argentina Chile)3.- 1997 Gas Andes (Argentina-Chile)4.- 1998 Colón-Paysandú (Argentina-Uruguay)5.6- 1999 Gasatacama y Norandino (Argentina-Chile)7.8- 2000 Pacifico (Argentina-Chile); Paraná-Uruguayana (Argentina-Brasil)9.10-2001 Madrejones-C. Duran (Bolivia-Argentina); Cruz del Sur (Argentina Uruguay)
1
2
3
4
5
7
6
TGN
9
8
10
TGS
FUENTE: Secretaría de Energía-varias
7882
95
118125
143149 152 154
150
62 6470
85
94
109 109
131
141137
24.1%
36.0%
31.9%
9.4%
10.7%
8.8%
20
60
100
140
180
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008
Maxim
os y
Min
imo
s M
M m
3/d
ía
0%
20%
40%
60%
80%
Dif
ere
nc
ia E
sta
cio
na
l (%
)
Diferencia estacional Maximo Minimo
Promedio Diferencia estacional %
ARGENTINA : EVOLUCION DISPONIBILIDAD DE GAS
Variaciones Estacionales 1990-2008 MM m3/día
FUENTE: Secretaría de Energía
1999: Argentina deja de comprar Gas de Bolivia. 2004: Reinicia compras de Bolivia.2008: Argentina adquiere LNG.Durante los últimos años se ha reducido la Estacionalidad invierno verano.
48.0%
17.0%
30.0%
25.0%
22.0%
58.0%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Baja Presión Media Presión Alta Presión
Evolución de la Presión 2000-2008
La evolución de la presión de operacióndenota la madurez de los yacimientos en operación y la consecuente disminución del volumen producido.
2.0
6.0
2.6
17.3
20.1
15.9
12.0
6.0 5.8 5.9 5.64.4
1.7
3.7
5.0
2.6
1.0
0
3
6
9
12
15
18
21
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008
Exportación Importación Regasificación
ARGENTINA : IMPORTACION-EXPORTACION DE GAS
FUENTE: Secretaría de Energía
Actualmente la importación de Bolivia es significativamente inferior a lo contractualmente previsto. Similar situación ocurre con la exportación.
MM m3/día
1999: Argentina deja deComprar gas de Bolivia.2004: Reinicia compras
Periodo 1990-2008
Resolución S.E. N° 599/ 07 (2007/2011)
Resolución S.E N° 208/ 04
1.91.81.41.21.00.70.50.51.3
0.0
1.0
2.0
3.0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Distcos Residencial Distcos Industrial GNCUsinas Industrial Unbundling IndustriasPromedio Argentina
EVOLUCION PRECIO GAS NATURAL EN BOCA DE POZO
U$S/MMBtu
Precio Promedio
FUENTE: Secretaría de Energía
Documentos Regulatorios con impacto sobre precios
Periodo 1990-2009
1.1
2
1.1
5
1.2
2
1.2
9
1.1
2
1.1
0
1.1
0
0.9
7
0.9
7
0.9
7
0.9
7
0.8
0
0.0
0.5
1.0
1.5
Promedio Argentina 1990-2001
DOCUMENTOS AÑO CARACTERISTICAS
Ley N° 25.561 2002 Ley de Emergencia Pública y Reforma del Régimen Cambiario. (Pesificación).Decretos N° 180, 181 2004 Régimen de Inversiones en Infraestructura Básica-Creación del Mercado Electrónico de Gas (MEG).Resolución S.E.N°208 2004 Acuerdo de Implementación del Sistema de Precios de Gas - PIST.Resolución S.E.N°752 2005 Nuevos Usuarios Directos Mecanismo de Compra de Gas en PIST Exclusivo para GNC.Resolución S.E.N°2020 2005 Subdivisión en Grupos de la Categoría de Usuarios SGP.Resolución S.E.N°599 2007 Acuerdo con los Productores de Gas 2007-2011.Resolución S.E. N° 24 2008 Programa de Incentivo a la Producción de Gas denominado "Gas Plus".Modificado con Resolución S.E N° 1031/2008 y 695/2010.Resolución S.E.N°1070 2008 Régimen Regulatorio Comercialización de GLP.Resolución S.E.N°1417 2008 Acuerdo Complementario Resolución S.E.N° 599/07. Incremento de Precios RDecreto N° 2067 2008 Cargos Específicos para Cubrir las Importaciones de Gas (LNG - Bolivia).Acuerdo Intersectorial 2009 Readecuación Precios de Gas a Usinas y Residencial con efecto Pecio PIST.
2,6
5,9
4,75,2 5,3
5,8
2,8
1,2 1,2
3,2
8,37,8
4,64,9
6,2
7,0
1,0 1,1
0,51,0
1,82,1
1,81,5
1,9 2,0
6,7
1,61,1
0,80,8
1,2
0
3
6
91990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
1° T
ri.
2° T
ri.
3° T
ri.
4° T
ri.
1° T
ri.
0
3
6
9
EE.UU Henry Hub Bolivia Brasil Bolivia Argentina Argentina
Periodo Anual 1990 – 2008 ( u$s/MMBtu) Año 2009/10 Trimestral
3,71,6
10,813,3
19,0
24,4
3,2 4,1
26,8
41,5
27,6
41,2
49,3
24,4
13,0
0
10
20
30
40
50
Arg
enti
na
Bo
livi
a
Uru
gu
ay
Bra
sil.
Ch
ile
EE
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Mex
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Su
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Gre
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Jap
ón
Grandes Consumos Residencial Promedio G. Consumos Promedio Residencial
Precios Internacionales Grandes Consumos y Residencial (u$s/MMBtu)
EVOLUCION PRECIOS DEL GAS NATURAL
FUENTES:Statistical Revview of World Energy June 2009 ; Bolivia - Argentina / Brasil Contratos vigentesArgentina; Precios Promedio Cuencas S.E.; Industrial y Residencial Junio 2009-Gentileza Adigas
1999: Argentina finaliza compra de Bolivia2004: Reinicia compra de Bolivia
1999: Brasil inicia Compra de Bolivia
MERCOSUR
24,826,3
28,2
25,4 25
27,2
20
23
26
29
32
35
2001-2004 2005 2006 2007 2008 2009
CUENCA AUSTRAL
9,711,8 12,6 13,5 13,6 14,2
0
4
8
12
16
20
2001-2004 2005 2006 2007 2008 2009
CUENCA GOLFO SAN JORGE
21,419,5 19,3 18,7 18,8
17,2
0
5
10
15
20
25
2001-2004 2005 2006 2007 2008 2009
CUENCA NOROESTE
77,4
83,681,6 81,9 80,8
73,9
63
68
73
78
83
88
2001-2004 2005 2006 2007 2008 2009
CUENCA NEUQUINA
OBJETIVO
Alentar inversiones para incrementar las reservas y producción. Se tomo la producción promedio y participación de cada productor por Cuenca durante los años 2001/04, esaparticipación se aplico a la demanda del año 2006, segmentado en categorías Residencial, GNC, Generación
eIndustria, con precios iniciales en cada categoría (diciembre 2006), del orden de 0,50; 1,00; 1,60 y libre de 2,00U$S/MMBtu. La provisión del consumo residencial y su crecimiento vegetativo son obligatorios.
EFECTO DE SU APLICACION
133,5
141,3141,9
139,7138,4
132,6
130
133
136
139
142
145
2001-2004 2005 2006 2007 2008 2009
EFECTO TOTAL PAIS
Agosto 2007 inicio vigenciaResolución S.E. N° 599/2007
RESOLUCION S.E. N° 599/07- 2007-2011 (MM m3/día)
SINTESIS DE EFECTO (MM m3/día)
2001/2004 Vs. 2009• Diferencia - 0.82006, máximo producido, Vs. 2009 • Diferencia - 9.3
FUENTE: Secretaría de Energía
III
I
II
Variación -4.2 MM m3/día
Variación +2.4 MM m3/díaVariación + 4.5 MM m3/día
Variación -3.5 MM m3/día
SINTESISResoluciones Secretaría de Energía Ns° 24/2008 - 1031/2008 y 695/10
El programa denominado GAS PLUS tiene como objetivo el incentivo a la producción de gas natural.
La condición distintiva con el resto del gas libre, es que su precio de comercialización no estará sujeto a las condiciones previstas en el ACUERDO CON LOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL 2007 – 2011.
El productor podrá ser o no firmante del ACUERDO CON LOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL 2007– 2011 si acredita en el trámite de la petición que ha tenido, durante 12 meses anteriores a la presentación de la solicitud, niveles de entrega superiores al 95% de su producción neta, que no sea proveniente de proyectos calificados como GAS PLUS.
Adicionalmente, cuando un productor no cumpla con la totalidad de los compromisos de entrega asumidos en el ACUERDO CON LOS PRODUCTORES DE GAS NATURAL 2007 – 2011 estará habilitado para ser considerado GAS PLUS. En tales casos solo el 85% del gas producido será considerado como GAS PLUS.
En caso de tratarse de gas caracterizado como de "Tight Gas", deberá suministrarse un detalle del programa de los trabajos y el proyecto de inversión previsto para el desarrollo de los reservorios abarcando un período de tres años.
Al presentarse la solicitud de caracterización del gas deberá presentarse una Estimación de reservas de gas natural para el reservorio que se estará afectando al programa GAS PLUS.
El gas natural que sea comercializado bajo la modalidad GAS PLUS sólo podrá tener como destino el Mercado Interno.
La SECRETARIA DE ENERGIA aprobará aquellos proyectos de desarrollo de GAS PLUS haciéndolo ad referéndum del Señor Ministro de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.
Precio estimado de comercialización Boca de Pozo: > 5,0 u$s/MMBtu
GAS PLUS-SECRETARIA DE ENERGIA
FUENTE: Secretaría de Energía
ESTADO PROYECTOS GAS PLUS EN CONSIDERACION
FUENTE: Secretaría de Energía – Situación Feb. 2010
CUENCA NOROESTE / Empresa SINTESISGran Tierra S.A. 1
Tecpetrol S.A. 2 ProyectosPluspetrol Energy S.A. 1 Presentados 46Pan American Energy LLC 1 Aprobados 31Sub. Total 5 Pendientes Aprobación 15
CUENCA NEUQUINA / Empresa CaracteristicasApache Energía Argentina S.A. 7 Exploración 19Capex S.A 2 Tight Gas 17C.G.C 1 En Estudio 2Pan American Energy LLC 1 Varios 8Petróleos Sudamericanos S.A - Necon S.A1
Petrolera Piedra del Águila 1 InversiónPluspetrol S.A 1 Monto Estimado (Mmu$s) 2243Tecpetrol S.A 12
Total Austral S.A. 3 Precios de comercialización del gas EntreYPF S.A. 4 Algunos proyectos u$s/MMBtu 4,0 / 5,0Sub. Total 33
CUENCA GOLFO SAN JORGE / Empresa ProducciónPan American Energy LLC 2 La puesta en servicio de los proyectosSub. Total 2 abarca los años 2009 a 2015.
CUENCA AUSTRAL / Empresa Volumen anual variable según ingresoRoch S.A. 2 de los proyectos. Occidental Argentina 2 Estimado año 2012 20 MM m3/díaAerpetrol 1Total Austral S.A. 1Sub. Total 6
TOTAL Proyectos 46
69
123128
144
160
96
115
128
89
0
40
80
120
160
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
MM
m3
/dïa
0
40
80
120
160
MM
m3/d
ía
Disponibilidad con declinación Gas Plus y Nuevos aportes Importación de BoliviaRegasificación LNG Exportación TotalDemanda Posible de Abastecer
PROYECCION DISPONIBILIDAD DE GAS
Realizado Proyectado
1999: Argentina Interrumpe compras de Gas de Bolivia.
2004: Reinicia compras.
FUENTE: Secretaría de Energía y Estimación Propia
2008: Argentina Inicia compras de LNG para su Regasificación.
Pronostico Evolución Disponibilidad Total de Gas
EL GAS NATURAL EN LA REGIONAL
4962
710500 485 399
124 468
365
46.7
23.3
7.911.9
45.8
21.6
6.7
23.3
69.6
32
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
V enez uel a B ol i v i a T &T P er ú A r genti na B r as i l C ol ombi a C hi l e E c uador
Reserv
as M
MM
m3
0
3 0
6 0
9 0
1 2 0
1 5 0
Años / Promedio
Reservas Años de Reservas Región Años Promedio
INTEGRACION REGIONAL-SUDAMERICA- CONO SUR Reservas - Producción – Años: al 31-12-08
FUENTE: CEDIGAZ 2009 Natural Gas in the World
Producción MMM m3/año - % Participación
Reservas: Total Región 7.599 MMM m3 ; Cono Sur (Argentina-Bolivia-Brasil-Chile-Perú): 2005 MMM m3
Producción Total Región 230,5 MMM m3 ; Cono Sur (Argentina-Bolivia-Brasil-Chile-Perú): 98,3 MMM m3
Chile, 2, 1%
Ecuador, 1.2, 1%Argentina, 50.3, 22%
Peru, 8.9, 4%
Colombia, 17.6, 8%
Brasil, 21.6, 9%Bolivia, 15.5, 7%Venezuela, 71.3,
30%
Trinidad y Tobago, 42.1,
18%
TRINIDAD Y TOBAGOTRINIDAD Y TOBAGO
PARAGUAY
PERU
BOLIVIA
CHILE
ECUADOR
COLOMBIA
VENEZUELA
BRASIL
Santa CruzSanta Cruz
San Pablo
Punta Arenas
Santiago
Concepción
LimaLimaPisco Brasilia
Fortaleza
URUGUAY
Buenos Aires
ARGENTINA
Montevideo
Pecem
Puerto Ordaz
TRI NIDAD Y TOBAGOTRI NIDAD Y TOBAGO
PARAGUAY
PERU
BOLI VIA
CHI LE
ECUADOR
COLOMBIA
VENEZUELA
BRASIL
Santa CruzSanta Cruz
San Pablo
Punta Arenas
Santiago
Concepción
LimaLima
Bahía BlancaEn estudio
Pisco Brasilia
Fortaleza
MontevideoEn estudio
8 MM m3/ d(2008) E.S
14 MM m3/ d(2009)
7 MM m3/ d( ? )
10 MM m3/ dBuque
8 MM m3/ d(2008) E.S
10 MM m3/ d(2009) E.S
5,5 MM m3/ d(2010)
18 MM m3/ d(2010-11)
URUGUAY
Buenos Aires
ARGENTINA
Montevideo
Bahia de Guanabara
Pecem
Quinteros
Mejillones
60 MM m3/ d(En Servicio)
Proyecto Sucre(En Estudio)
Puerto Ordaz
GASODUCTOS Y PLANTAS DE LNG REGIONALES
Gasoductos Regionales Cono Sur Plantas de LNG y Regasificación
REFERENCIASLNG
LNG - LICUEFACCION
LNG - REGASIFICACION
SUDAMERICANO (Suspendido)
GASNEA (En reformulación)
Gasoductos
TocoplillaMelillones
FUENTE: Recopilación referencias varias
CONCLUSIONES ABASTECIMIENTO GASIFERO DEL PAIS
Argentina es altamente dependiente del gas natural. Es necesaria una Planificación energética de largo plazo
en base a una participación mas equilibrada con los distintos componentes de su matriz
Es recomendable alentar la exploración desgravando la actividad, ello mientras los recursos provenientes de
su efectiva producción no permitan una razonable recuperación de las inversiones.
La producción actual de gas proviene fundamentalmente de yacimientos maduros, con notoria caída de la
misma. El programa Gas Plus atenúa el efecto declinatorio sin una cobertura plena de esa declinación.
Se requiere incrementar los sistemas de transporte Sur y Norte, para dar cabida a volúmenes proveniente de
Bolivia y Cuenca Austral. Un paso importante es la reciente ampliación del cruce Estrecho de Magallanes.
Es necesario situar los precios del gas en alineación con valores a los cuales Argentina adquiere el producto
del exterior, en tal sentido existen referencias claras sobre el particular.
Debe lograrse un compromiso sostenible con el suministro proveniente de Bolivia.
La importación de LNG se ha convertido en una alternativa de necesidad presente, la complementación
con Uruguay en esta materia es una alternativa interesante.
INTEGRACION REGIONAL
Las Reservas Probadas de Gas Natural de los países que conforman el “Cono Sur” (Argentina, Bolivia,
Brasil, Chile y Perú), no viabilizan una sólida interconexión y suministro con gasoductos.
Las Reservas de Gas Natural que manifiesta Venezuela, pueden dar lugar a una complementación energética
regional, sobre la base de la construcción de un gran proyecto de Licuefacción en su territorio y sistemas de
regasíficación en los países demandantes del área.
No obstante lo antes referido, en la actualidad subyacen problemas geopolíticos que, cuanto menos, dilatan
el proceso de integración plena deseado.
ALGUNAS OPINIONES
“Ha llegado el momento de diversificar la matriz energética y al mismo tiempo dar señales para que la industria gasifera pueda seguir invirtiendo en exploración y producción”
Alfredo Poli-Country Manager Pluspetrol (*) Es dificil abastecer la demanda hasta que no haya condiciones fiscales que estimulen la exploración”
Salvador Harambour-Gerente General de EnapSipetrol.(*)
“Pese a que la argentina paso a ser de exportador a importador gasifero el fluido mantendrá su preponderancia dentro de la matriz energética y el gas de arenas compactas jugara un rol clave”
Decio Oddone-CEO de Petrobras (*)
“La producción masiva de gas no convencional revolucionara la matriz global en el mediano y largo plazo en virtud de sus elevados niveles de disponibilidad y viabilidad comercial”
Tony Hayward, CEO de BP (*)
“ La cotización gasífera a escala doméstica constituye un elemento esencial para garantizar el normal desenvolvimiento de las inversiones en pos de incrementar las reservas”
Christophe de Margerie – Presidente y CEO de Total (*)
“En Noruega se les devuelve el 78% de lo invertido a aquellos que exploran y no encuentran nada. En los Países Bajos apoyan con precios razonables a los que se ocupan de campos pequeños.”
Ties Tiessen – Director de Wintershall (#)
“El mayor desafio de la argentina gasifera es encontrar las señales necesarias para acometer un proyecto masivo de exploración”
Alejandro Bulgheroni-Presidente de Pan american (*)
“Recrear condiciones que permitan apuntar al largo plazo de modo que las empresas pudieran apostar al riesgo”el primer paso en ese sentido es”situar a los precios internos en párametros similare a los regionales”
Rubén Sabatini – Presidente de la CEPH
FUENTE: Recopilación referencias varias. (*) Revista Petroquimica Petróleo,Gas & Quimica, (#) entrevista Diario La Nación.
SALTA
EL GAS NATURAL EN ARGENTINA
1990-2000 DOS DECADAS DE CAMBIOS
Situación Presente y Mediano Plazo
MUCHAS GRACIAS
Nino BaronePluspetrol [email protected]@gmail.com