gas no convencional: influencia sobre el futuro … · que el gas natural es más del 50% de la...
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Gas no convencional: influencia Gas no convencional: influencia sobre el futuro energético argentino sobre el futuro energético argentino
de mediano y largo plazo.de mediano y largo plazo.
LIC. EDUARDO M BARREIRO
1
1. La matriz energética argentina. Situación del gas y petróleo: Un poco de historia. PBI y necesidades de gas. El balance comercial energético y su tendencia. ¿Se puede revertir?
2. Generación eléctrica y los combustibles necesarios. Costo de combustibles líquidos importados.
3. El mercado del gas de mediano plazo. Posibles fuentes de suministro del exterior: G,L y Bolivia. Tarifas de suministro del exterior: G,L y Bolivia. Tarifas comparativas del gas.
4. ,ecesidades futuras de combustibles y sus fuentes de abastecimiento. Modelo matemático de suministro de energía: “Todo queda como está” y Modelo con gas ,C aportando al mercado.
5. Las condiciones para que el gas no convencional lleve a la recuperación del autoabastecimiento
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1. La matriz energética argentina. Situación del gas: Un poco de historia. PBI y necesidades de gas. Reservas y recursos. Definiciones.
2. Generación eléctrica y los combustibles necesarios. Costo de combustibles líquidos necesarios. Costo de combustibles líquidos importados.
3. El mercado del gas de mediano plazo. Posibles fuentes de suministro del exterior: G,L y Bolivia. Tarifas comparativas del gas.
3
Consumo de Energía Primaria en 1979
Gas Natural29%
Leña1%
Bagazo1%
Otros Primarios1%
Energía Hidráulica
3% Nuclear2%Carbón Mineral
2%
El descubrimiento de Loma La Lata, junto con el Neuba I, el cruce del Estrecho de Magallanes y la planta de Cerri
Situación del gas en Argentina: Un poco de historia
Petroleo61%
Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo
Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios
Total 43.816 TEP
planta de Cerri comenzaron a producir un cambio cualitativo profundo en la matriz energética argentina. Así
era antes de antes de Loma La Loma La LataLata 4
El incremento de consumo energético debido al crecimiento económico de los últimos años se basó en energía barata proveniente del crudo y del gas natural. Véase la matriz del 2006, en donde se nota que el consumo no se diversifica, sino que se concentra en los hidrocarburos y que el gas natural es más del 50% de la matriz de energía primaria.
Oferta de Energía primaria en 2006
Leña
Bagazo1,1%
Otros Primarios0,7%
Carbón Mineral0,4%
Nuclear2,6%
Energía Hidráulica
4,5%
Gas Natural50,2%
Petroleo39,6%
Leña1,0%
2,6%
Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo
Carbón Mineral Leña Bagazo Otros Primarios
Total 85.584 TEP
Hidrocarburos: 89,8 %
5
Energía Hidráulica
4,1%
Nuclear
Carbón mineral1,4%
Leña 1,5%
Bagazo 1,3%
Otros Primarios0,7%
Oferta de Energia Primaria 2008(Datos de la SE)
Nuclear 2,7%
Gas Natural51,6%
Petróleo 36,8%
Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petróleo
Gas + Petróleo : Total :80.008
6
Energía Hidráulica , 4,7
Nuclear , 2,8
Gas Natural , 51,6
Petróleo , 35,0
Carbón Mineral, 1,5
Leña , 0,8
Bagazo , 1,3
Aceite, 1,6
Otros Primarios , 0,8
Balance 2009. Oferta interna de energía primaria: 78083 TEP.
7
SISTEMA DE CLASIFICACIÓN DE RECURSOSTO
TAL
DE
PE
TR
ÓLE
O IN
ICIA
LME
NT
E I
N S
ITU
PE
TR
ÓLE
O D
ES
CU
BIE
RTO
IN S
ITU
M
AS
PE
TR
ÓLE
O P
RO
DU
CID
O
CO
ME
RC
IAL PETRÓLEO YA PRODUCIDO
PROBADASRESERVAS
PROBADAS MAS PROBABLES PROBADAS MAS PROBABLES MAS POSIBLES
NO
CO
ME
RC
IAL
RECURSOS CONTINGENTES
ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA
Definiciones del SPE, WPC y AAPG
TOTA
L D
E P
ET
RÓ
LEO
INIC
IALM
EN
TE
IN
SIT
U
NO
CO
ME
RC
IAL
ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA
PE
TR
ÓLE
O N
O
DE
SC
UB
IER
TO RECURSOS PROSPECTIVOS
ESTIMACIÓN BAJA MEJOR ESTIMACIÓN ESTIMACIÓN ALTA
NO RECUPERABLES
RANGO DE INCERTIDUMBRE CRECIENTE
8
La única forma en la cual se suman reservas probadas con no probadas es cuando ya existen proyectos con estudios previos y seguridad de su realización (inversiones…) en el corto plazo. No es posible adicionar reservas probables o posibles de un presunto proyecto a ser realizado dentro de varios años.
9
RESERVAS Las reservas de petróleo [Figura 1] son las cantidades de petróleo que se anticipa serán recuperadas comercialmente de reservorios conocidos hasta una fecha dada. A los efectos de definición “petróleo” incluye los gases o líquidos producidosRESERVAS PROBADAS Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, por el análisis de los datos geológicos e ingenieriles, puede estimarse con razonable certeza que serán comercialmente recuperables en un razonable certeza que serán comercialmente recuperables en un futuro definido, de los reservorios conocidos y bajo las condiciones económicas los métodos, y las regulaciones gubernamentales actuales.Las reservas probadas pueden categorizarse como desarrolladas o no
desarrolladas
RESERVAS ,O PROBADAS Las reservas no probadas se basan en datos geológicos, ingenieriles y económicos similares a los usados para estimar las reservas probadas; pero las incertidumbres técnicas, contractuales, económicas, o de regulación evitan ser clasificadas como probadas.
10
RESERVAS ,O PROBADAS PROBABLES Las reservas probables son las reservas no probadas sobre las que el análisis geológico e ingenieril de los datos sugiere que es más probable que sean producidas que no lo sean. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos
un 50% probabilidad que la recuperada final igualará o excederá la
suma las reservas probadas más las probables.
RESERVAS ,O PROBADAS POSIBLES RESERVAS ,O PROBADAS POSIBLES Las reservas posibles son aquellas no probadas en las que el análisis geológico y los datos ingenieriles sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por
lo menos un 10% de probabilidad de que la recuperada final igualará o
excederá la suma de las reservas probadas más las probables más las
posibles.
11
PETRÓLEO TOTAL I,ICIALME,TE I, SITU. El Petróleo total inicialmente in situ es esa cantidad de petróleo que se estima existía originalmente en los reservorios. Por consiguiente, el Petróleo inicialmente in situ Total es esa cantidad de petróleo que se estima, con una dada fecha, estar contenida en los reservorios conocidos, más esas cantidades ya producidas, más las cantidades estimadas en los reservorios todavía no descubiertos. El Petróleo inicialmente
in situ total puede subdividirse en Petróleo inicialmente in situ Descubierto y el Petróleo inicialmente in situ ,o descubierto, con el Petróleo inicialmente in situ Descubierto limitado a los reservorios Petróleo inicialmente in situ Descubierto limitado a los reservorios
conocidos.
Suma o adición de reservas. Los volúmenes de petróleo clasificados
como Reservas, Recursos Contingentes o Recursos Prospectivos no
deben sumarse entre sí sin la consideración debida a las diferencias
significativas en el criterio asociado a su clasificación. Ejemplificando,
hay un riesgo significativo de que reservorios que contienen Recursos
Contingentes o Recursos Prospectivos no llegarán a la producción
comercial. 12
La única forma en la cual se suman reservas probadas con probables es cuando ya existen proyectos con estudios previos y seguridad de su realización (inversiones…) en el corto plazo. ,o es posible adicionar reservas probables o posibles de un reservas probables o posibles de un presunto proyecto a ser realizado dentro de tres años o más.
13
Las definiciones de reservas en el país han
seguido aproximadamente los cambios de la SEC
(Security and Exchange Comission) de EEUU.
Antes de 2006 se consideraban Reservas a las
Probadas (P1)Probadas (P1). A partir de allí y hasta 2009 se
consideraron adicionalmente el 50 % de las las
Probables(P2) Probables(P2) Y a partir de 2010 se agregaron 10 Probables(P2) Probables(P2) Y a partir de 2010 se agregaron 10
% de las Posibles (P3).Además en 2006 se cambio Posibles (P3).Además en 2006 se cambio
el el períodoperíodo sobre el que se expresan las reservas. sobre el que se expresan las reservas.
De tomar hasta el fin de la concesión se paso a De tomar hasta el fin de la concesión se paso a
tomar hasta tomar hasta el fin de la vida del yacimientoel fin de la vida del yacimiento
Esto mejora los números de las reservas, que a
pesar de todo, iban cayendo.14
15
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
400,00
500,00
600,00
700,00
800,00
900,00
Rel
ació
n
MM
Mm
3Gas Natural: Reservas y relación Reservas/Producció n
Loma La Lata
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
0,00
100,00
200,00
300,00
400,00 Rel
ació
n
MM
Mm
3
Año
Reservas de Gas Relación reservas/producción para gas
16
ANTES DE 2008: El panorama de reservas
de gas con vistas al abastecimiento del
mercado futuro es muy oscuro.
Las reservas declinan y también lo hace la
producción.
Loma La Lata es un gigante moribundo, si
17
Loma La Lata es un gigante moribundo, si
consideramos el gas convencional. Véase la proyección de producción que realiza la
SE en 2008 y 2009.(ver http://energia.mecon.gov.ar/upstream/US_PGasNat_Con
s.asp )
18
Las dos principales cuencas declinan. La Cuenca Austral no, y la habilitación del nuevo gasoducto que cruza el Estrecho de Magallanes permite incrementos de 9 a 10 millones de m3 diarios, para paliar la caída.
19
Datos del SIPG (IAPG)
40
50
60
70
80
90
México Argentina Bolivia Brasil
Gas Natural - Reservas/Producción (Ratio R/P)
Años
0
10
20
30
40
1987 1997 2007
BP – Statistical Review of World Energy – June 2008
Matriz Energética y su Relación con Latinoamérica J Meira Sec. De Energía IV Seminario Estratégico del SPE. Bs As, Sept 2008
20
300
350
400
450M
MM
Pes
os d
e 19
93
Evolución del PBI
Simultáneamente con la caída de reservas y producción , hemos
alcanzado el máximo producto bruto internoel máximo producto bruto interno de la historia. Para
sostener ese crecimiento se necesita más energíasostener ese crecimiento se necesita más energía, y la mitad de la
energía primaria que consumimos es gas natural.
200
250
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
MM
M P
esos
de
1993
http://www.bcra.gov.ar/pdfs/indicadores/Radar.pdf
21
Estos precios de 2008, si los escribimos como se expresan los de gas,
Uso de combustibles liquidos para generación en 200 7Gas Oil Fuel Oil 629789 1897078
Precio/m3 /ton 600 350Costo 377873400 663977300Costo Combustibles líquidos 1.041.850.700 dólares
Uso de combustibles liquidos para generación en 200 8Gas Oil Fuel Oil 718194 2346663
Precio/m3 /ton 800 480Costo 574555200 1126398240Costo Combustibles líquidos 1.700.953.440 dólares
Estos precios de 2008, si los escribimos como se expresan los de gas,
corresponden a : Gas Oil : 24 dólares por MMBTU ; Fuel oil 13,7 dólares por MMBTU. Son precios promediopromedio 2008 sin costos de transporte ni internación. La estimación es de mínima.(Ver estimaciones de J. Meira).
Usamos cada vez más combustibles líquidos importados porque el gas no alcanza. La producción disminuye.
22
El Gas Natural de producción local no alcanza,
y la unica salida de corto plazo es la
importación de gas de Bolivia y como LNG .
También aumenta fuertemente la importación
de combustibles sustitutos para generación
eléctrica que reemplazan al gas natural, Fuel
23
eléctrica que reemplazan al gas natural, Fuel
Oil, Gas Oil y Carbón.
Los precios de los combustibles sustitutos son
altos comparados con el gas de Bolivia y con
el LNG, que siguen siendo mejores opciones.
Pero la mejor opción es la producción local
En 2009 se importaron :
Gas Oil 975.393 m3 (430 U$S/m3): 419,4 MMU$S
Fuel Oil 1.602.524 Tn (390U$S/Tn): 625 MMU$S
Total ≅≅≅≅ 1045 MMU$S Total ≅≅≅≅ 1045 MMU$S Este es el costo sin internación ni transporte. Son precios Costa del Golfo.
La disminución se debió a la alta hidraulicidad del sistema eléctrico. Los precios de los combustibles líquidos en 2009 fueron similares a los de 2007.Precio gas de Bolivia 4to trimestre 2009 : 6,16. Precio actual: 7,17 U$S/MMBtu
BAE 3/2/2010 8,8 dólares pos MMBtu para el LNG actual (2 cargamentos)
Precios: http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_a.htm
24
En 2010 se importaron :
Gas Oil 1670909 m3 (580 U$S/m3): 969 MMU$S
Fuel Oil 2262663 Tn (540 U$S/Tn): 1222 MMU$S
Carbón 500.000 Tn (aprox) 250 U$S/ton : 125 MMU$S
Total ≅≅≅≅ 2316 MMU$S Total ≅≅≅≅ 2316 MMU$S
Este es el costo sin internación ni transporte . Son precios Costa del Golfo. Tomados de http://www.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pri_resid_dcu_nus_m.htm
En 2011 se superarán los 3000 millones de dólares. Esto no es para preocuparse , es para ocuparse .
25
Argentina
Precios de Combustibles para Generación EléctricaPeríodo Trimestral (Agosto – Octubre ) 2007/08
31,02
17,13
18,10
16,47
20,00
25,00
30,00
35,00
+81%
CAMMESA, RE Agosto – Octubre, 2007 y 2008
WTI promedio: 99,13 U$S/bl
WTI promedio79,64U$S/bl
2,532,032,27
10,21
17,13
9,37
2,46
16,47
0,00
5,00
10,00
15,00
Gas Natural Uranio Carbón Mineral Fuel Oil Gas Oil
+11% +21%
+75%
2007 2008 2007 20082007 20082007 20082007 2008
+77%
Matriz Energética y su Relación con Latinoamérica J Meira Sec. De Energía IV Seminario Estratégico del SPE. Bs As, Sept 2008 26
Volumen de Importacion de gas de Bolivia +GNL B. Bl anca ( Mill m3/dia)
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12meses
Mill
m3/
dia
2008 Mill m3/dia
2009 Mill m3/dia
2010 Mill m3/dia
2011 Mill m3/dia
Datos del Informe de Energía (Marzo de 2011) del Ing. Andrés ReparImportación (de Bolivia + GNL Bahia Blanca) Mill U$
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12Mes
Mill
U$
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12meses
27
PRODUCCION DE GAS NATURAL %Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic Total año ant
2006 Mm3 4.252.653 3.905.888 4.301.329 4.188.612 4.440.408 4.402.552 4.526.547 4.549.934 4.361.733 4.363.271 4.113.048 4.200.273 51.606.249
2007 Mm3 4.194.367 3.710.515 4.247.178 4.259.885 4.478.720 4.313.680 4.482.116 4.442.144 4.315.891 4.208.364 3.991.469 4.247.040 50.891.368 98,61%2008 Mm3 4.151.718 3.957.366 4.244.370 4.085.358 4.125.391 4.232.939 4.398.518 4.468.343 4.255.517 4.253.997 4.023.601 4.076.646 50.273.764 98,79%2009 Mm3 4.195.538 3.719.332 4.196.369 4.064.844 4.196.760 4.153.915 4.284.284 4.017.100 4.006.282 4.277.487 3.730.091 3.863.957 48.705.958 96,88%2010 Mm3 3.883.880 3.621.696 3.942.308 3.813.155 4.106.298 4.002.214 4.159.592 4.151.296 3.937.810 3.962.211 3.709.925 3.814.918 47.105.303 96,71%2011 Mm3 3.822.457 3.463.613 3.775.728
Produccion en Millones de m3/dia (MMm3/d) promedio de cada mes. (GRAFICO) Media anualEne Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic m3/dia
2007 MMm3/d 135,3 127,9 141,6 142,0 144,5 143,8 144,6 143,3 143,9 135,8 133,0 137,0 139,42008 MMm3/d 133,9 136,5 136,9 136,2 133,1 141,1 141,9 144,1 141,9 137,2 134,1 131,5 137,42009 MMm3/d 135,3 132,8 135,4 135,5 135,4 138,5 138,2 129,6 133,5 138,0 124,3 124,6 133,42010 MMm3/d 125,3 129,3 127,2 123,0 132,5 129,1 134,2 133,9 131,3 127,8 123,7 123,1 128,42011 MMm3/d 123,3 123,7 121,8
% 2011/2010 98,4 95,6 95,8
Producción diaria de Gas natural
160,0
Datos del Informe de Energía (a Marzo de 2011) del Ing. Andrés Repar
Mm3 Mil metros cubicos std. de 9.300Cal MMm3: Millon de metros cubicos std. 9300Cal
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
100,0
120,0
140,0
160,0
Mes
Mill
on d
e m
3/di
a (M
Mm
3/d)
Prod. diaria 2007
Prod. diaria 2008
Prod. diaria 2009
Prod. diaria 2010
Prod. diaria 2011
28
Exportaciones Saldo
Bolivia LNG Total Chile y Uruguay2008 44.626.177 253.065.570 297.691.747 309.490.000 11.798.2532009 336.475.309 245.485.581 581.960.890 275.140.000 -306.820.890
Importación de Gas, MMU$SBalance de Gas Natural
2010 : 1518 MMm3 de Bolivia, 1653MMm3 de gas proveniente de GNLproveniente de GNLTotal 3171 MMm3
Saldo negativo de más de 800 MMU$ S en gas
solamente.
29
El fuerte crecimiento del PBI, posiblemente el más
alto de la historia y que nos colocó al máximo
latinoamericano de PBI per cápita, se basó en
costos energéticos bajos.
Estos bajos costos costos favorecen a los usuarios
pero sobre todo a las producciones de bajo valor
agregado y con alta componente energética
30
agregado y con alta componente energética
porcentual, como los granos.
Pero le quitan aporte de capitales al sector
energético y disminuyen las regalías provinciales.
También bajan los resultados impositivos de la
Nación como el ICGL.
Datos de Daniel Montamat, Junio de 2011
31
Los números muestran las diferencias en los
precios del gas a diferentes usuarios32
También desde el punto de vista económico, hemos perdido el autoabastecimiento. El déficit proyectado es opinable. Depende del precio del petróleo crudo exportado.
Daniel Gerold, G&G Consultores, Marzo de 201133
Discutible, porque dependerá del
precio al que se exporte el crudo
4.- ,ecesidades futuras de combustibles y sus fuentes de abastecimiento. Modelo matemático de suministro de energía: “Todo de suministro de energía: “Todo queda como está” y Modelo con gas ,C aportando al mercado.
34
Evolución de la Potencia Instalada TotalEscenario Estructural D.Cameron Vto seminario estratégico del SPE Nov de 2010
Este gráfico y los siguientes son parte del plan energético nacional
en elaboración
Fuente: Secretaría de Energía35
35
Evolución de la nueva potencia a instalarEscenario Estructural
Fuente: Secretaría de Energía
3636
Generación de Energía EléctricaEscenario Estructural
150,000
200,000
250,000 G
Wh
216,4 TWh
150,000
200,000
250,000 G
Wh
216,4 TWh
Fuente: Secretaría de Energía
37
-
50,000
100,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
GW
h
Térmica (Gas Natural) Térmica (Líquidos) Térmica (Carbón) Opción Nuclear Nuclear Hidroeléctrica Renovables Autoproducción
-
50,000
100,000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
GW
h
Térmica (Gas Natural) Térmica (Líquidos) Térmica (Carbón) Opción Nuclear Nuclear Hidroeléctrica Renovables Autoproducción
37
�Escenario Estructural �Escenario Estructural
�Escenario Tendencial �Escenario Tendencial
�Año 2009�Año 2009
Matriz de Generación de Energía Eléctricaal 2025
38
�Escenario Estructural �Escenario Estructural
2… 40.8%7.6%1.9%9.6%6.3%12.8% 28.7%Nuclear Hidráulico Importación Renovables Autoproducción Gas Natural Liquidos Carbón
38
Oferta Interna de Energía al 2025
Escenario Estructural
Año 2025 – 134,5 MTEPAño 2025 – 134,5 MTEPAño 2008 – 80 MTEPAño 2008 – 80 MTEP
39
Analizaremos dos opciones sobre el futuro
del gas y de los combustibles para
generación electrica.
La primera es “todo queda como está” SIN gas no convencional. La segunda es
4040
SIN gas no convencional. La segunda es
la opción “con producción de gas no convencional”.
Se representó la producción de gas en serie desde 1970/2010.Cada año se calculó la diferencia porcentual respecto del año anterior y se representó en una segunda serie. La caída de producción año a año se acelera, porque la presión del gas en yacimiento cae y es necesario comprimir.Se calculó de esa forma la producción de gas a 10 años. Véase que se han producido en ese período el 100 % de las reservas probadas 2009. Se calcula la importación de Fuel+GO+C ( la alternativa mas barata sería producir gas no convencional) para cubrir el bache del consumo de gas, el cual se ha hecho crecer al 2 % acumulativo anual .A partir del 2011 entra más gas de Bolivia por el gasoducto, según el A partir del 2011 entra más gas de Bolivia por el gasoducto, según el convenio firmado y aun incrementándolo algo al final del periodo. Se presenta tabla y datos diarios y anuales. Se considera la inclusión de tres nuevas plantas de LNG, una en Bahia Blanca otra en el Golfo de San Matías y otra en Montevideo, llegándose a un máximo de gas LNG de hasta 21 millones de m2 diarios promedio anual.El gap de demanda/ oferta se realizó suponiendo un incremento de mercado total del gas de 2 % anual acumulativo.Ese incremento será necesario para mantener tasas de crecimiento en torno al 5 o 6 % acumulativo hasta el final del período . 42
Se observa en la tabla la cantidad de fuel y GO extra a importar o producir, y el gas a importar o Tight gas a producir para el mercado argentino.
Considérese que el uso del gas se ha maximizado (en lo posible) por varias razones:
a) es el mas barato, El gas no convencional se pue de producir a 6/7 U$S/MMBtu o menos y su recurso parece ser extenso.
Una planta de LNG entregaría gas natural a 11-15 d ólares por millón de BTU, y el (FO+GO) importado cuesta más todavía.
b) es el combustible al cual estamos acostumbrados, y todas las instalaciones están preparadas para este. El costo de conversión a líquidos es alto. líquidos es alto.
c) es el combustible más limpio.
La conclusión adicional es que, con la presunción de crecimiento del mercado del gas en 2 % acumulativo anual , el défi cit de fuel + Gas Oil + C es grande y hace falta además una nueva refinería de la capacidad de RLP, pero de BAJA CONVERSION (40 %) para abastecer con combustibles pesados el mercado local.
43
Opción “todo queda como está”Mercados futuros de gas y líquidos mas carbón
Mercado a
abastecer de
gas mas
import. de
(GO+FO+C)
Año Gas Conv. que
se producirá
en Argentina
Gas Nuevo a
incorporar (de
Bolivia y LNG)
(MMm3)
Gas disponible
total
Fuel +Gas Oil
+Carbón
importados
Deficit a cubrir con
combustible
importado
equivalente a gas
(Mm3)50906014 2.003 50.633.154 85.243 50.718.397 166.229 187.61754431468 2.004 52.347.603 804.832 53.152.435 1.133.223 1.279.03355036085 2.005 51.618.266 1.610.500 53.228.766 1.601.285 1.807.319
Se supone crecimiento del 2 % anual acumulativo del consumo de Gas �atural+ pesados que lo reemplazan)
55036085 2.005 51.618.266 1.610.500 53.228.766 1.601.285 1.807.31955494284 2.006 51.778.528 1.428.457 53.206.985 2.026.547 2.287.29955448801 2.007 51.006.000 1.238.000 52.244.000 2.839.454 3.204.80155278470 2.008 50.510.000 658.257 51.168.257 3.641.649 4.110.21353082664 2.009 48.417.842 1.298.016 49.715.858 2.982.990 3.366.80653723760 2.010 46.977.379 1.900.000 48.877.379 4.293.894 4.846.38255300000 2.011 45.568.057 3.650.000 49.218.057 5.388.601 6.081.94356406000 2.012 44.096.209 5.511.500 49.607.709 6.023.286 6.798.29157534120 2.013 42.544.022 7.446.000 49.990.022 6.684.070 7.544.09858684802 2.014 40.935.858 8.760.000 49.695.858 7.964.204 8.988.94459858498 2.015 39.269.769 9.964.500 49.234.269 9.413.067 10.624.23061055668 2.016 37.569.388 11.497.500 49.066.888 10.622.060 11.988.78062276782 2.017 35.818.654 13.249.500 49.068.154 11.702.844 13.208.62763522317 2.018 34.081.450 14.600.000 48.681.450 13.149.009 14.840.86864792764 2.019 32.414.867 16.461.500 48.876.367 14.101.928 15.916.39766088619 2.020 30.829.780 18.140.500 48.970.280 15.166.849 17.118.33967410391 2.021 29.288.291 19.345.000 48.633.291 16.636.511 18.777.101
412.416.34644
Datos de importaciones de Gas de Bolivia y LNG provistos por el Ing. Andrés Repar en base a SESCO, Enargas, Enarsa, y Min. de Planeamiento.Planeamiento.Otros datos de SE (SESCO) y IAPG, SIPG.
45
Capacidad de procesamiento de RLP
46
Datos de consumo de pesados de
SI,TESIS DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DE LA REPUBLICA ARGE,TI,A Comisión ,acional de Energía AtómicaIng. Carlos Rey
47
Mercados futuros de gas y líquidos mas carbón
Mercado a
abastecer de
gas más
import. de
(GO+FO+C)
Año Gas Conv. que
se producirá
en Argentina
Gas Nuevo a
incorporar (de
Bolivia y LNG)
(MMm3)
Gas disponible
total
Fuel +Gas Oil
+Carbón
importados
Deficit a cubrir con
combustible
importado
equivalente a gas
(Mm3)
Posible
produccion
de Gas No
Convencio
nal50906014 2.003 50.633.154 85.243 50.718.397 166.229 187.617 054431468 2.004 52.347.603 804.832 53.152.435 1.133.223 1.279.033 055036085 2.005 51.618.266 1.610.500 53.228.766 1.601.285 1.807.319 0
Se supone crecimiento del 2 % anual acumulativo del consumo de Gas �atural+ pesados que lo reemplazan)
Opcion con Gas �o Conv.
OPCIÓ, CO, GAS ,O CO,VE,CIO,AL
55036085 2.005 51.618.266 1.610.500 53.228.766 1.601.285 1.807.319 055494284 2.006 51.778.528 1.428.457 53.206.985 2.026.547 2.287.299 055448801 2.007 51.006.000 1.238.000 52.244.000 2.839.454 3.204.801 055278470 2.008 50.510.000 658.257 51.168.257 3.641.649 4.110.213 053082664 2.009 48.417.842 1.298.016 49.715.858 2.982.990 3.366.806 055000760 2.010 46.977.379 1.900.000 50.154.379 4.293.894 4.846.382 1.277.00055300000 2.011 45.568.057 3.650.000 51.408.057 3.448.261 3.891.943 2.190.00056406000 2.012 44.096.209 5.511.500 53.257.709 2.789.386 3.148.291 3.650.00057534120 2.013 42.544.022 7.446.000 54.735.022 2.480.000 2.799.098 4.745.00058684802 2.014 40.935.858 8.760.000 55.535.858 2.789.964 3.148.944 5.840.00059858498 2.015 39.269.769 9.964.500 55.804.269 3.592.047 4.054.230 6.570.00061055668 2.016 37.569.388 11.497.500 56.731.888 3.830.870 4.323.780 7.665.00062276782 2.017 35.818.654 13.249.500 57.463.154 4.264.874 4.813.627 8.395.00063522317 2.018 34.081.450 14.600.000 57.806.450 5.064.259 5.715.868 9.125.00064792764 2.019 32.414.867 16.461.500 58.731.367 5.370.398 6.061.397 9.855.00066088619 2.020 30.829.780 18.140.500 59.555.280 5.788.539 6.533.339 10.585.00067410391 2.021 29.288.291 19.345.000 59.948.291 6.611.421 7.462.101 11.315.000
Suma 2011 2021 412.416.34648
49
50
40000
50000
60000
70000
80000
10.000.000
12.000.000
14.000.000
16.000.000
18.000.000
20.000.000
Ton
elad
as d
iaria
s
tone
lada
s po
r añ
o de
GO
+FO
+C
Importación de Gas Oil +Fuel Oil
Importaciones reales
0
10000
20000
30000
40000
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
Ton
elad
as d
iaria
s
tone
lada
s po
r añ
o de
GO
+FO
+C
Deficit anual de GO+FO+ C Diario Ton/dia
51
52
150
200
250
Mm
3/d
íaOferta y demanda de gas en ArgentinaEstacionalidad
La Argentina y la Energía Los próximos 20
años Ignacio C. Moran
Vto Sem. Estratégico del Spe Buenos aires,
Nov de 2010
0
50
100
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Mm
3/d
ía
Convencional No convencional Bolivia GNL Líquidos Déficit
Planta regasif.GNL
10 Mm3/d Bolivia
2 do Buque
GNL
5 Mm3/d
Bolivia
7 Mm3/d
Bolivia
Morán: 24 millones de m3 dia de Tight
gas para 2020 (Un poco menos que mi
presunción) 87.600.000 m3 diarios de
gas convencional al 2020. Declina el
convencional casi igual a mi hipótesis.
53
Posible producción de gas no convencional (Elaboración propia)
54
La industria realiza un esfuerzo inversor importante para satisfacer la demanda.
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
Total Cuencas- Inversiones realizadas
Otras Inversiones (Mu$S)
Más del 60% de la inversión es en perforación y reparación de pozos
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 (P)
Baterias/Ptas/Gasod/Oleod (Mu$s)
Pzs Reparaciones (Mu$s)
Pozos Nuevos (Mu$s)
Héctor González Gómez en las “Jornadas de Perforación, Terminación, Reparación y
Servicios de Pozos”, en Mendoza, (20 – 22 de octubre de 2010).
http://energia3.mecon.gov.ar/contenid
os/archivos/Reorganizacion/informaci
on_del_mercado/mercado_hidrocarbu
ros/tablas_dinamicas/inversiones/inve
rsionesTD.zip
55
El escenario propuesto revierte el declino en la producción de gas si se viabiliza
el gas no convencional.
120
140
160
Mm3/d Abastecimiento de GasDemanda
Bolivia
GNL
Abastecimiento de Gas
Natural
Podría ser así…Presentación de Ignacio Morán (YPF) en el
Vº Seminario Estratégico del SPE, 16/17 Noviembre de 2010
Real 2010 (Sesco) 126,9 MMm3/día
-
20
40
60
80
100
120
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Convencional
Bolivia
No Convencional
Gas Convencional nuevo(Yo no soy tan optimista)
56
La industria ha llegado a invertir 4500 millones de dólares en el upstream. No es imposible pensar en incrementar esa inversión para producir gas no convencional y evitar buena parte de la importación de GO, FO y C que se vienen.Pero además hay que construir otra refinería grande, de baja conversión, yEXPLORAR
EXPLORAR
EXPLORAR
¿Cómo “Explorar”?¿No era que hago un pozo hasta la Fm. Vaca EXPLORAR
EXPLORARAhora tenemos disponible la
tecnología. Pero hay condiciones derivadas de costos y precios…
57
pozo hasta la Fm. Vaca Muerta y ya está?
GAS PLUS
Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia
Chile Schlumberger V Seminario Estratégico del SPE
Se encuentran en producción
yacimientos con poros con diámetros
del orden de 30 moléculas de
petróleo…
0.4 nm = 4 Angstrom !!!
Gustavo Cavazzoli Stimulation Domain Manager Schlumberger Argentina Bolivia Chile Vto Seminario Estratégico del Spe Buenos Aires Nov. de 2010
Todas las formaciones shale son diferentes
Conventional
Grains >4 µm
Clay
Marcellus
Eagleford
Shale
Reservoirs
CarbonateSilica
Matrix
Composition
Barnett
G.Cavazzoli Schulmberger 5to Sem . Estratégico
del SPE, Nov. 2010, Buenos Aires
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
Y esto es la prueba de que podemos recuperar el autoabastecimiento.
La subsecretaría de Hidrocarburos, Energía y Minería informó sobre los avances en las
tareas de exploración realizadas por empresas concesionarias que operan en la
provincia…Según se explicó, Apache Energía Argentina SRL comunicó el 26 de julio
el descubrimiento de un pozo de gas en su área de concesión Anticlinal
Campamento,…Dentro del plan exploratorio previsto por la empresa para este año, se
perforó el pozo APA.Nq.ACO.xp-2001 horizontal. En la profundidad vertical de 3.392
a 3.387 metros bajo boca de pozo (mbbp), luego de punzar y realizar una fractura
múltiple en diez niveles correspondientes a la formación Los Molles (reservorio de gas
en arcillas), resultó con una producción por surgencia de 83.500 metros cúbicos de gas
75
en arcillas), resultó con una producción por surgencia de 83.500 metros cúbicos de gas
por día.
Por otra parte, la empresa YPF SA informó un descubrimiento en el pozo
YPF.Nq.BAñ.x-2, ubicado en el área exploratoria Bajada de Añelo, 30 kilómetros al
noroeste de Añelo. Allí trabaja una unión transitoria de empresas conformada por YPF
(70 por ciento), Gas y Petróleo -G&P- (15) y Rovella Energía (15).
El descubrimiento se produjo en la formación Vaca Muerta (reservorio de petróleo en
arcillas), en la profundidad de 2.724 a 2.849,5 mbbp. Luego de punzar y fracturar el
pozo, resultó con una producción por surgencia de 42,46 metros cúbicos por día de
petróleo, 7.512 de gas y 21,2 de agua…..
El operador petrolero EOG agregó 40460 hectáreas para explorar en la cuenca neuquina a su portafolio de exploración en el segundo trimestre de 2011 y desarrolló planes para perforar dos pozos a principios de 2012. En conferencia de prensa el CEO Mark Papa señaló que esperaba que los resultados ayudaran a los operadores del país a superar la falta de equipos de fracturación hidráulica y otros.
“Las compañías de servicio más importantes están en un proceso de trasladar equipos de fractura y para los primeros pozos de tendremos para programar las operaciones con muchos meses de antelación. Estamos
76
para programar las operaciones con muchos meses de antelación. Estamos suponiendo que en el periodo 2013 -2015 aparecerán mas. Somos
bastante optimistas sobre la calidad de los esquistos. Hemos sostenido ante nuestros accionistas que la única razón para moverse afuera de Estados Unidos seria encontrar un shale mejor que el de nuestra cuenca Eagle Ford y creemos que lo hemos
encontrado aquí. El tiempo lo dirá…”http://seekingalpha.com/article/285114-eog-resources-ceo-discusses-q2-
2011-results-earnings-call-transcript
77