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SALTA EL GAS NATURAL EN ARGENTINA 1990-2000 DOS DECADAS DE CAMBIOS Nino Barone Pluspetrol S.A. [email protected] [email protected]

NinoBarone

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SALTA

EL GAS NATURAL EN ARGENTINA

1990-2000 DOS DECADAS DE CAMBIOS

Nino BaronePluspetrol [email protected]@gmail.com

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• 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

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0

30

60

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150

1970

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2009

Pro

du

cc

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de

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300

600

900

1200

1500

P.B

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e G

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

?

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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

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EL GAS NATURAL EN EL MUNDO ARGENTINA EN ESE CONTEXTO

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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%

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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

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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

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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

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ARGENTINA EN DOS DECADAS (1990-2000)

ASPECTOS GENERALESDISPONIBILIDAD FUTURAINTEGRACION REGIONAL

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RESERVAS GAS-AÑOS

579.1398.525.2

7.90

200

400

600

800

1990 2008

MM

M m

3

0

10

20

30

40

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

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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

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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

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-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.

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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

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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

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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

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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.

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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

Page 19: NinoBarone

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.

Page 20: NinoBarone

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

:UU

Mex

ico

Can

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Po

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b.

Ital

ia

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Au

stra

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Ale

man

ia

Su

ecia

Gre

cia

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

Page 21: NinoBarone

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

Page 22: NinoBarone

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

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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

Page 24: NinoBarone

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

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EL GAS NATURAL EN LA REGIONAL

Page 26: NinoBarone

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%

Page 27: NinoBarone

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

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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.

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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.

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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