Cadena Gas y Petroleo
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Cadena del Petróleo y el Gas Natural en la Región Patagónica 3er Foro Federal de la Industria - Región Patagonia Jornada de Trabajo - 21 y 22 de mayo de 2004 El Calafate
Transcript of Cadena Gas y Petroleo
Cadena del Petróleo y el Gas Naturalen la Región Patagónica
3er Foro Federal de la Industria - Región Patagonia
Jornada de Trabajo - 21 y 22 de mayo de 2004
El Calafate
Enfoque del Trabajo y Objetivos
- 1 -
- Este informe preliminar ha sido elaborado para su utilización en el trabajo de las Mesas del 3er Foro Federal de la Industria (Región Patagónica)
- El mismo se elaboró en base a la revisión de estudios existentes, la generación propia de información y el contacto con diferentes eslabones de la Cadena del Petróleo y el Gas Natural
- Como resultado se intenta interpretar las visiones de los participantes de la Cadena de manera de servir de base al trabajo de hoy
- Se propone su análisis en forma conjunta y efectuar las observaciones que permitan agregar valor y generar una VISION COMUN y una AGENDA DE TRABAJO conjunto
- 2 -
Industria del Petróleo Et
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Las cadenas del petróleo y el gas natural constan de 4 etapas, en las cuales se explora y extrae el hidrocarburo, se transporta y luego se refina y distribuye
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Industria del Gas Natural
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NA
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AL
Upstream Midstream Downstream Comercialización
Mercado interno- petróleo crudo- productos derivados del petróleoMercado externo- petróleo crudo- productos derivados del petróleo
Exploración / Perforación / ExtracciónTratamiento del gas: - Gas asociado: separación de gas y petróleo- Gas no asociado: separación de propano y butano en planta LTSAlmacenamientoPrecios desregulados
CompresiónTransporte por gasoductoSeparación de derivados: la realiza el productor o el transportistaExportación GNL: licuefacción – transporte –regasificaciónTarifas reguladas; en proceso de renegociación de contratos
Distribución de los productos del Gas Natural
Usuarios ResidencialesComercios PyMEsUsinas eléctricas Estaciones de GNC
AlmacenamientoTarifas reguladas; en proceso de renegociación
Producción Transporte Distribución
Exploración – sísmica y perforaciónPerforación - cementación, perfilaje, entubamientoExtracción - mantenimiento del pozoTratamiento del petróleo: separación de gases, deshidratación
Transporte del crudo a las refinerías o puertos de embarque, por:- vía terrestre (camión, ferrocarril)- vía marítima- oleoducto
Refinación del petróleo crudo- Destilación primaria o topping- Procesos secundarios de conversión (reforming, cracking, coqueo, hidrocracking, isomerización, etc.)
Fuente: Análisis propio en base a entrevistas
Comercialización
Comercialización: a cargo de distintos agentes de la cadenaMercado InternoMercado ExternoPrecios libres
El petróleo es la fuente de energía más importante del mundo, y sus reservas se encuentran concentradas en países del Medio Oriente (petróleo) y Rusia (gas)
- 3 -Fuente: World Oil / BP Statistics
Matriz Energética Mundial – Participación de las distintas fuentes de EnergíaTotal: 9405 Millones de TEP* - Año 2002
Tendencias Mundiales de los Hidrocarburos
• El Petróleo es el commodity de mayor peso en el comercio internacional, y su precio es ciertamente uno de los más volátiles
• Los países miembros de la OPEP tienen la capacidad de regular su producción y comercio, actuando colectivamente
• El Gas Natural no puede ser tan fácilmente comercializado internacionalmente, dado que requiere inversiones mayores para su transporte
• Sin embargo, el Gas Natural es cada vez más un bien transable a nivel regional, a través de una extensa red de gasoductos
4%
0,3%9%
5%
66%9%
Norte América
America Centraly del Sur**Argentina
Europa Eurasia
Medio Oriente
Africa
Asia Pacífico
7%
Reservas Mundiales de Petróleo por RegiónTotal: 166,6 Mil Millones de m3 - Año 2002
* TEP: Toneladas equivalentes de petróleo** América Central y del Sur excluye a la Argentina
Total: 155,8 Billones de m3 - Año 2002 Reservas Mundiales de Gas Natural por Región
8%
39%
36%
5%4% 0,5%
Norte América
America Centraly del Sur**Argentina
Europa Eurasia
Medio Oriente
Africa
Asia Pacífico
4%
40,6 años
60,7 años
24%6%
26%6%
38%Gas Natural
Hidroelectricidad
Carbón y Leña
Petróleo
Nuclear
Total: 9405 MM de TEP
En el mundo, la Argentina es un partícipe pequeño en escala productiva…
- 4 -
Producción Mundial de PetróleoMillones de M3 Diarios – Período 1992 - 2003
10,510,7
10,811,1
11,411,7
11,4
11,9 11,8 11,8
12,2
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
11%
1,1%
8%
19%
11%
28%
22%
Norte América
America Central ydel Sur**Argentina
Europa Eurasia
Medio Oriente
Africa
Asia Pacífico
Producción Mundial de Petróleo por RegiónTotal: 12,16 Millones de M3 Diarios – Año 2003
Producción Mundial de Gas NaturalEn Miles de Millones de m3 – Período 1992 - 2002
2.045
2.4362.493 2.528
2.2902.352
2.2392.235
2.1012.141
2.080
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
12%
1,4%
3%
30%
5%9%
40%
Norte América
America Central ydel Sur**Argentina
Europa Eurasia
Medio Oriente
Africa
Asia Pacífico
Producción Mundial de Gas Natural por RegiónTotal: 2527,6 Miles de Millones de m3 – Año 2002
TACC*1,5%
TACC*1,5%
TACC*2,1%
TACC*2,1%
La producción de petróleo está atada a la
evolución de la economía mundial
La producción de petróleo está atada a la
evolución de la economía mundial
TACC: Tasa Anual de Crecimiento Compuesto** América Central y del Sur excluye a la ArgentinaFuente: World Oil / International Energy Agency / BP Statistics
…pero con un muchos pozos en actividad; por una relativamente baja productividad media por pozo
- 5 -
Potencial Petrolero: Países Seleccionados
► Reservas de Petróleo (MM de M3)
► Producción de Petróleo (miles de M3/día) - Año 2003
► Producción Promedio (M3 / día / pozo)
► Pozos de Petróleo en Actividad
Arabia Saudita EEUU Argentina
759
1.560
1,68
563.360
7,79
15.144
Año 2002
41.209 3.392 448,4
1.348 1.264 118
En Argentina los pozos tienen una declinación
promedio en su producción del 14% anual.
Esto implica un mayor requerimiento de exploración
y perforación
Pozos Perforados y Producción DiariaPozos Perforados: En Unidades – Año 2003Producción Diaria: Miles de M3/día – Año 2003
266 310
1200
483615
1264 1348
118320
605
30498
283
601362
EEUU UK Arabia S. Argentina Brasil México Venezuela
Pozos Perforados Producción Diaria
Fuente: IAPG / Informe Petrosur
Evolución Histórica del Mercado Petrolero Argentino
- 6 -
Producción y Demanda InternaPeríodo 1950 - 2003
0
10
20
30
40
50
60
1950 1960 1970 1980 1990 2000
MM
m3
/ año
Producción Interna (YPF)
Producción Interna (Resto)
Petróleo Importado
Curva de Demanda InternaSaldos
Exportables
Fuente: IAPG
La industria del Petróleo y del Gas es una importante fuente de creación de actividad local, con un valor agregado del orden de los U$S 11.500 millones (en 2001), y el desarrollo de numerosos sectores vinculados
- 7 -
Su importancia radica en que tanto el Petróleo como el Gas y sus Derivados, son insumos vitales para el desarrollo de otras industrias.
Generación de Valor de la Industria (Estimado)Año 2001
Sectores que Utilizan a los Hidrocarburos como Insumo Clave
Sectores que Utilizan a los Hidrocarburos como Insumo Clave
Exploración, Producción y Transporte de Petróleo
U$S 6.500 MM Observaciones
IndustriaIndustria
Exploración, Producción, Transporte y Distribución
de Gas Natural
La Industria utiliza los hidrocarburos: - Como Insumo (plásticos
petroquímica, otras)- Como Combustible
U$S 2.000 MM
Separación y ventas de Gas Licuado de Petróleo
(GLP)El AgroEl Agro
U$S 600 MM 14% de los costos directos del sector lo representan los combustibles y sus derivadosEl agro consume el 27% de la oferta interna del gas oilRefinación de
Combustibles LíquidosU$S 2.400 MM
TransporteTransporte
25% de los costos del transporte suburbano lo representan los combustiblesEl transporte consume el 50% de la oferta interna de gas oil
U$STOTAL 11.500 MM
Fuente: Análisis propio
En este sentido, la industria es fuertemente generadora de actividad en múltiples sectores, con un alto impacto sobre el PBI…
- 8 -Fuente: IAPG / Secretaría de Energía
Ope
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Gas
y P
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Gas
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Sect
ores
Vin
cula
dos
Sect
ores
Vin
cula
dos
Exploración y Explotación: Petróleo – 33
productores Gas - 31 productores
Concentración geográfica:Petróleo – Cuenca
Neuquina y Golfo de S.J.Gas - Cuencas
Neuquina, Austral y NOA
Requerimientos de elevadas inversiones y desarrollo tecnológico
Importante presencia de Compañías internacionales regionales y locales
Grado variado de integración
Actividad intensiva en requerimientos de capital
Upstream Midstream Downstream
Transporte: Petróleo – 10 empresas transportistasGas – 2 transportistas
4 Empresas principales de Refinación (Petróleo).
Concentración Geográfica: Provincia de Buenos Aires y Mendoza
9 Distribuidoras – GasConcentración Geográfica: Buenos Aires y centros poblados
Impacto sobre múltiples actividades
Concentración variada según la actividad
Coexistencia de PyMEslocales y Multinacionales
Fuerte generadora de Mano de Obra
Alto grado de especialización
SísmicaPerforaciónTerminación y ReparaciónInyecciónPerfilaje / Ensayo de pozoWaste ManagementCementaciónEstimulación de pozos
TubosBombasCabezas de PozoTrépanosAparatos de BombeoCompresores de GasQuímicosTanques de Almacenamiento
Tendido de LíneaObra Civil / MecánicaTransporteTornerías y Talleres Metalúrgicos
Servicios Específicos
Proveedoresde Bienes
Servicios Generales
…y en el empleo, estimándose en más de 400.000 puestos de trabajo directos e indirectos en todo el país
- 9 -
En Miles de EmpleadosEmpleo Directo por Actividad
21,6 9,5
51,8
4,3 23,6 2,0
Producción dePetroleo y Gas
Refinación yComercialización
Ductos Distribución Petroquímica Electricidad
Subtotal: 112.800
En Miles de EmpleadosEmpleo Indirecto por Actividad
70,0 91,1
18,1
63,5 83,4
5,6
Producción dePetroleo y Gas
Refinación yComercialización
Ductos Distribución Petroquímica Electricidad
Subtotal: 331.700
Total Empleos Directos e indirectos : 444.500
Fuente: Ministerio de Economía / Matriz Insumo Producto
Asimismo, el sector es impulsor del desarrollo regional, disperso geográficamente a nivel Nacional, y destacándose su papel en las provincias patagónicas
- 10 -
Reservas de Gas Natural
Reservas de Petróleo
Miles de m3 Mil Millones de m3
NOROESTE
CUYANA
NEUQUINA
GOLFO SAN JORGE
AUSTRAL 24,416 (5%)
129,481 (20%)
TOTAL COMPROBADAS
AÑOS DE PRODUCCIÓN
448,426 663,523
10,2 años 14,5 años
31,097 (7%)
179,547 (40%)
188,040 (42%)
25,326 (6%)
545 (0%)
344,567 (52%)
40,289 (6%)
148,641 (22%)
En la Patagonia, los yacimientos se encuentran en lugares alejados de los centros de consumo, despoblados y de climas extremos, dándole a la industria un carácter colonizador y de arraigo en zonas de frontera y de bajísima densidad poblacional
RESERVAS PROBABLES
179,687 306,117
• Alta Inserción Social de la Actividad
• Mejoras en la Infraestructura local
• Generador de desarrollo industrial en sectores vinculados
Fuente: IAPG / Análisis propio
La producción de petróleo sufrió una caída en los últimos años, en contraposición con la situación en el mercado de gas
- 11 -
44,59%
12,60%
9,56%
7,18%
4,40%
4,01%
3,88%
3,48%
10,31%RESTO
Pecom
Vintage
Total Austral
Tecpetrol
Petrobras
Chevron
Pan American
Repsol YPF
28,632,2 34,4
38,741,7
45,548,4 49,1
46,5 44,8 45,3 44,1 43,0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Fuente: IAPG / Secretaría de Energía
TACC8%
TACC8%
En Millones de m3Producción Argentina de Petróleo
Año 2003Principales Productores de Petróleo
25 26,7 27,730,5
34,637,1 38,6
42,445,1 46,1 45,9
50,60
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
TACC6%
TACC6%
En Miles de Millones de m3
Producción Argentina de Gas Natural
Año 2003
Principales Productores de Gas Natural
33,24%
19,78%
10,98%
10,06%
6,51%
6,46%
2,69%
8,16%RESTO
Chevron
Tecpetrol
Petrobras
Pluspetrol
Pan American
Total Austral
Repsol YPF
Declinación de yacimientos maduros
Declinación de yacimientos maduros
La apertura a la actividad privada y los bajos precios del gas
incentivaron la demanda
La apertura a la actividad privada y los bajos precios del gas
incentivaron la demanda
La desregulación de la industria generó un aumento de la producción que permitió la exportación de excedentes de petróleo y gas
- 12 -
Exportaciones de Petróleo, Gas y Derivados
Destino de las Exportaciones de Petróleo
En Millones de U$S
Fuente: Secretaría de Energía / Análisis propio
15922314 2186
1391 15692693 2329 2156 2235
555
746 880
685981
14211427 1610
2221
320
264316199
13985
25
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Gas NaturalProd DerivadosCrudo
100% 100% 99% 93% 85% 89% 93%
0%14% 10%
1%1%
1%1%1%
6%6%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
A Chile A Uruguay A Brasil
En Términos Porcentuales – Valor FOB Destino de las Exportaciones de Gas Natural
36%25% 25% 33% 28%
10% 5%
31%36% 41%
44% 50%
56% 60%
26%21%
30% 19% 22%
19% 24%
7%18%
4% 5% 0%15% 11,2%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Brasil Chile EEUU Otros
En Términos Porcentuales - Valor FOB
2147
30603091
21612689
4313 4072 4030
4776
La Patagonia genera más del 80% de la producción nacional de Petróleo y Gas,constituyéndose en una de las principales actividades de la región…
- 13 -Fuente: Secretaría de Energía / FIEL / INDEC / Análisis propio
Total = 138,904 Miles de m3/día – 50,6 Miles de Millones de m3 -Año 2003
18%
0%7%
16%
59%
Producción de Gas Natural por Región
Golfo San Jorge
Neuquina
Austral
Noroeste6%7%3%
38%
46%
Total = 118,082 m3/día – 43,0 Millones m3 - Año 2003
Golfo San Jorge
Cuyana
NoroesteAustral
Neuquina
Producción de Petróleo por Región
Patagonia: 84%
Patagonia: 84%
Patagonia: 91%
Patagonia: 91%
Cuyana
Importancia de la Patagonia para el Sector
80% 87%68%
84%98%
80%
20% 13%32%
16% 20%
2%
ReservasGasíferas
ReservasPetroleo
Empleo* Pozos dePetroleo
PozosGasíferos
Regalias
Resto del PaísPatagonia
En Términos Porcentuales respecto del Total Nacional
Aporte del Sector de Energía y Petróleo a la Economía RegionalParticipación del sector en el PBG de la Patagonia – Año 2002
37%
63%
Producto Bruto Geográfico
RestantesSectores
Sector PyG
*Empleo excluye Petroquímica e indirectos de Refinación
…con una importante masa de ingresos a las cuentas públicas de las provincias que la integran
- 14 -
Regalías de Petróleo Crudo Regalías de Gas Natural
73,0
142,4159,5 170,1
77,9 90,7
9,2
27,1
34,240,3
18,923,2
1993 1999 2000 2001 2002 2003
Resto del País
Patagonia
Millones de U$S*
169,4
193,7
96,8
Millones de U$S*
355,3
671,4
Fuente: Secretaría de Energía / CEI / Análisis propio
593,8
290,6414,7
689,6546,9 531,1 474,0
64,7
87,9
151,9
143,7 140,4119,8
1993 1999 2000 2001 2002 2003
Resto del País
Patagonia 690,6
841,6
502,7
$ 2077,3$ 1778,2
113,9
86,2
210,4
$ 299,4
$ 341,1
* Tipo de Cambio Promedio 2002 = 3.09Tipo de Cambio Promedio 2003 = 2.99
La estructura de la matriz energética ha verificado un cambio en su composición, en donde el gas representa actualmente el 46,4% del total
- 15 -
3,2%3,0%2,4%
3,7%
38,7%
49,0%Gas Natural
Hidroelectricidad
Carbón y Leña
Petróleo
Nuclear
Otros
Matriz Energética Primaria Argentina
Fuente: Secretaría de Energía / Enargas
1,9%
1,6%3,6%
6,1%
46,4%
40,4%1990
Total: 47,8 MM de TEP
En Millones de TEP
2002
Total: 63,6 MM de TEP
Demanda Interna de Derivados de Petróleo Demanda Interna del GasEn Términos Porcentuales – Año 2002 En Términos Porcentuales – Año 2003 – Total 30,828 Miles de
Millones de m3
28,4%34,7% 8,6%
Centrales Eléctricas
UsuariosIndustriales
22,4%
UsuariosResidenciales
UsuariosIndustriales
69%15% 8%
Transporte
Agropecuario
1%
Comercial y Público
Comerciales
3,3%7%
GNC
2,7%
OtrosUsuariosResidenciales
Inversiones en el Sector Energético
- 16 -
U$S 78.024 Millones
Exploración y Producción
Refinación / Comercialización
U$S 41.904 MM
U$S 7.689 MM
U$S 9.109 MM
U$S 2.849 MM
U$S 16.475
MM
Total Inversiones1990/2000
Transporte y Distribución
Petroquímica Electricidad
6,97%
Inversiones Realizadas entre los años 1990 y 2000En Millones de U$S / Período 1990 – 2000Incluye Adquisiciones
U$S 40.978 MM
U$S 37.048 MM Adquisiciones
Formación de
Capital
Participación del Sector en
el PBI Nacional2,17% 2,48% 0,49% 0,51% 1,32%
Fuente: Secretaría de Industria / CEP / Análisis Propio
El aumento del consumo de gas fue influido, entre otros factores, por el diferencial de precios
- 17 -Fuente: Secretaría de Energía / Camessa / Enargas
Comparación de Precios de Combustibles Residenciales en Buenos Aires
20,84
6,92
15,81
3,39
GLP Residencial Gas Natural
Pre-devaluación
Post-Devaluación
En U$S/ MM BTU – Pre y Post devaluación
Precios del Gas Natural en Boca de PozoEn U$S / MM BTU* - Año 2003
0,51 0,42 0,36
0,89
1,451,2
1,03
1,7
CuencaNeuquina
Cuenca NOA Cuenca Austral Bolivia
Precio Mercado InternoPrecio Exportación
* BTU: British Termal Unit
Comparación de Precios de Combustibles Industriales en Buenos Aires
3,90
5,00
1,40
6,20
Gas Natural Usuario Firme Fuel Oil
Pre-devaluación
Post-Devaluación
En U$S/ MM BTU – Pre y Post devaluación
El congelamiento de precios en boca de pozo, originó señales que alentaron la
sustitución de combustibles alternativos (como el GLP y el fuel oil) por el Gas
Natural
La diferencia de precios e impositiva entre los distintos combustibles, genera desequilibrios en el mix de consumo de los hidrocarburos
- 18 -
Comparación de Precios en Surtidor de Nafta, Gasoil y GNC en el Mercado LocalEn U$S/MM BTU* - Enero Año 2004
Precios en surtidor (incluye impuestos)
. . . ..
.
GNC Gas Oil Nafta Super
4,9
19,7
12,6
Evolución Mix de Consumo naftas + gas oil + GNCEn base a kep** - Período 1993 - 2003
41% 38% 36% 35% 33% 31%24% 22% 20% 20%
53% 55% 56% 57% 58% 59%67% 68% 68% 66%
6% 8% 8% 8% 9% 10% 9% 10% 12% 14% 17%
19%
65%
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Naftas Gas oil GNC
Fuente: CIP / Secretaría de Energía
* BTU: British Termal Unit** kep = kilo equivalente de petróleo
Los cambios en la demanda relativa de los distintos combustibles genera desequilibrios en la producción de las refinerías, con la consecuencia de importantes costos logísticos adicionales e inversiones para su readecuación
- 19 -
Las diferencias impositivas entre el gas oil y la nafta, llevaron a un cambio en el mix de consumo, en donde el consumo de gas oil superó largamente al de la nafta, debiendo las refinerías (las cuales tienen parámetros de producción de derivados poco variables) adaptar su operación a dos esquemas alternativos:
• Operar al 100% de su capacidad destinando los excesos de nafta al mercado externo• Operar a una capacidad reducida importando el gas oil necesario para cumplir con sus obligaciones
comerciales
Evolución del Destino de la Producción de Naftas Evolución de la Oferta Interna de Gas Oil
21% 18% 18% 21% 24%34%
42% 41%51%
42%
79% 82% 82% 79% 76%66%
58% 59%49%
58%
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
ImportaciónProducción Local
ExportaciónConsumo Interno
Período 1994 - 2003 Período 1993 - 2003
97%89% 85% 91% 93% 90% 90% 94% 98% 98% 98%
2% 2%11% 2,3%3% 15% 9% 6%10%10%7%
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Fuente: Secretaría de Energía / Enargas / Análisis propio
Desarrollo de las inversiones en exploración de Petróleo y Gas
- 20 -
8 3 5
48
74
36 3127
55
71 79
46 5012
13
19
12 17 10
3
8 7
0 2
6 5 9 5 6 16 16 11 5
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
ExploraciónExplotaciónAvanzada
Evolución de los Pozos Petrolíferos TerminadosPeríodo 1993 - 2003
Hoy la exploración es más cara (en términos de trade-off) y de mayor riesgo geológicoEsto hace que la competencia con otras regiones del mundo dificulta el avance de Argentina en exploración
Evolución de Pozos Gasíferos TerminadosPeríodo 1993 - 2003
Condiciones Necesarias para reactivar lainversión en el Sector:
• Reglas de juego claras y estables en el tiempo• Incentivos a la exploración en zonas de alto riesgo
geológico - áreas no exploradas• Necesidad de una visión de largo plazo con políticas
alineadas para lograr promover la satisfacción de la demanda
Condiciones Necesarias para reactivar lainversión en el Sector:
• Reglas de juego claras y estables en el tiempo• Incentivos a la exploración en zonas de alto riesgo
geológico - áreas no exploradas• Necesidad de una visión de largo plazo con políticas
alineadas para lograr promover la satisfacción de la demanda
28 108
518825
1297 1247984
684
373
680
1063824
98141
44
56 48
38
22
14
31
7
18
17
95 103 126 118 96 70 74 82 95
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
ExploraciónExplotaciónAvanzada
A partir del 2001 se produjo una caída en dicha inversión en exploración, fundamentalmente en pozos gasíferos
Fuente: Secretaría de Energía / Análisis propio
Esto impacta directamente sobre las reservas y la capacidad de abastecimiento local, pudiéndose agravar la situación por el incremento del consumo interno y las exportaciones de gas
- 21 -
321352 358 379
413 417 438488 473 458 448
424
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Reservas Comprobadas de Petróleo en Argentina
Fuente: Secretaría de Energía / IAPG
9,9 10,29,2 9,1 9,1
8,6 8,9
10,5 10,610,1 10,2 9,9
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
En años (en función a la producción)
En Millones de m3 – Período 1992 – 2003*
540 517 536619
686 684 687748 778 764
664610
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Reservas Comprobadas de gas natural en Argentina
21,619,4 19,3
20,3 19,818,4 17,7 17,6 17,2 16,6
14,5
12,1
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
En años (en función a la producción)
En Miles de Millones de m3 – Período 1992 – 2003*
La caída de reservas en años se haría más evidente ante el incremento de la demanda resultado de la recuperación de la economía
* Año 2003 Estimado
La capacidad de transporte de gas se ha expandido un 69% en los últimos años, aunque continua saturándose en época invernal
- 22 -
+69%+69%
Fuente: Secretaría de Energía / ENARGAS / Análisis propio
En Km / Período 1993-2002Evolución de la Red de Transporte Troncal
Los gasoductos de transporte interno tienen una capacidad total de 120,8 MMm3/dia y una extensión de 12.773 Km, con 5 subsistemas conectados en GBA, principal centro de consumo La capacidad de los gasoductos de exportación llega a 48 MMm3/dia y está dirigida principalmente al mercado chileno
TGNTGS
Longitud Cap. Nom. Longitud Cap. Nom. (Km) (MM M 3/d) (Km) (MM M 3/d)
TGN 4.164,3 24,8 5.485,2 54,4Norte 2.081,2 13,4 2.562,6 22,5Centro Oeste 1.310,5 11,4 2.142,1 31,9Tramos Finales 772,6 780,2
TGS 6.027,7 46,6 6.236,1 66,35Neuba I
592,0 18,5 682,4 28,4Neuba II643,4 11 643,4 13,5
San Martín 2.312,4 15,4 2.752,7 22,3Tramos Finales 1.841,0 2.076,1Anillo Bs As 82,1 82,1Regionales
Cordillerano 243,7 1,2 312,8 1,2Plaza Huincul-Senillosa 67,1 0,5 67,3 0,45Mainque-Conesa 246,0 219,6 0,5
Interconexión y derivación - -TOTAL SISTEMA TRANSPORTE 10.192,0 71,4 12.230,3 120,75
1993 2002
Los problemas de abastecimiento interno de gas, pueden generar un impacto negativo sobre el crecimiento de la economía
- 23 -
Contexto de la Problemática del Gas NaturalEvolución del Consumo de GasEn Millones de M3 / Período 1993-2003
7,7 8,8 9,2 9,8 9,7 9,9 9,8 10,0 9,7 9,8 10,7
5,9 5,77,1
8,5 8,6 8,5 10,7 10,98,9 7,8
8,70,8 0,9
1,01,1 1,3 1,4
1,5 1,71,9 2,0
2,67,4 7,2
7,27,4 7,3 7,4
8,2 8,78,4 8,4
8,8
0
5
10
15
20
25
30
35
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Industria Centrales
GNC Resto• El incremento del consumo del gas, tanto
en la industria, como residencial y en transporte genera desequilibrios entre la oferta y la demanda
• Adicionalmente, se produce un cuello de botella en el transporte de gas (cuyo precio está regulado para el mercado interno)
• Como resultado de la falta de gas, los cortes energéticos, pueden dificultar la recuperación industrial
• El incremento en la producción de gas fue absorbido por la recuperación del mercado interno y por el incremento en las exportaciones
Fuente: ENARGAS / Análisis propio
Existen 22 cuencas sedimentarias, pero sólo 5 están en producción. El potencial exploratorio se encuentra tanto en áreas off-shore como on-shore…
- 24 -
Mapa de Cuencas aún no Productivas
…el cual debe estimularse equilibradamente con:- Los requerimientos ambientales- El desarrollo social de las regiones involucradas- Las exigencias de las regalías por parte de las
provincias
CUENCAS SEDIMENTARIAS
Total %
Cuencas Productivas
Cuencas no Productivas
Cuencas On - Shore
387.450 Km2
32%
1.254.600 Km2
1.457.550 Km2
590.400 Km2
68%
79%
21%Cuencas Off – Shore
(hasta 200 mts)
Áreas Bajo Riesgo
Áreas mediano Riesgo
Áreas Alto y Muy Alto Riesgo
Cuencas Improd. Muy Alto Riesgo
1.254.600 Km2
3%
110.700 Km2
424.350 Km2
55.360 Km2
6%
23%
68%
Fuente: Petrosur
Análisis de fortalezas y debilidades del sector
- 25 -
- Importantes cuencas no exploradas con posibilidades geológicas (incluyendo off-shore), aunque con alto riesgo
- Buena capacidad instalada de refinación de petróleo y transporte de gas- Los criterios de calidad, productividad, seguridad y cuidado del medio ambiente siguen
criterios internacionales de creciente exigencia (alta concientización)- Balanza comercial positiva- Muy buen posicionamiento en gas natural- Recursos humanos altamente capacitados para todas las actividades, incluido
Investigación & Desarrollo- Existencia de varias cuencas sedimentarias: producción diversificada geográficamente
FortalezasFortalezas
DebilidadesDebilidades
- Ausencia de una Visión de Mediano y Largo Plazo, que contemple las interacciones entre las distintas fuentes de energía y el aprovechamiento de las capacidades instaladas
- Previsibilidad de las reglas de juego- Insuficiente inversión en exploración- Distorsión de precios de los combustibles en el mercado doméstico (especialmente por el
Gas). Falta de incentivos para explorar en los precios del gas- Poca infraestructura en localidades petroleras patagónicas (caminos, conexiones, vuelos
entre ciudades, localidades con baja radicación de familias)- Insuficiente resguardo de la información petrolera (geológica y geofísica)- Alto costo de capital (prima de riesgo)
Análisis de fortalezas y debilidades del sector (Cont.)
- 26 -
AmenazasAmenazas
- La carga impositiva distorsiona los precios finales de los combustibles, cambiando la configuración de la producción de combustibles
- Acciones descoordinadas de las provincias productoras, entre ellas y con la Nación, al desarrollar su propia normativa y política fiscal
- Riesgos de pérdida de productividad e inversiones por el descontrol de la acción gremial y la protesta social (piquetes y agresiones a instalaciones)
OportunidadesOportunidades
- Mayor desarrollo de la industria por el mantenimiento de altos precios del WTI (Acción coordinada de la OPEP)
- Incremento de la demanda global: EEUU planea redireccionar su demanda externa de crudo y derivados. Crecimiento de consumo de energía en China
- Oportunidad de integración energética regional- Aumento de la participación regional del gas en la matriz energética como fuente
eficiente de generación de Energía Eléctrica (potencial de exportación)- Países limítrofes con poca industria gasífera- Oportunidades en Gas para el desarrollo de:
• Producción de Metanol (hoy Chile lo produce con gas argentino)• Producción de Fertilizantes • GTL (Gas to Liquid) que permite transformar el gas en combustible líquido
