El documento describe las características físicas del sistema de gas natural en Argentina. Explica que el gas natural se formó a partir de restos de plantas y animales hace millones de años y se almacena en rocas porosas llamadas reservorios. También resume la evolución de las reservas probadas de gas en Argentina entre 1997 y 2002, que alcanzaron un máximo de 778 mil millones de metros cúbicos en 1997 y descendieron a 664 mil millones en 2002.

1. CARACTERISTICAS FISICAS DEL
SISTEMA ARGENTINO DE GAS
NATURAL
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2. El gas natural
 Se convirtió en un combustible de significación solo a
partir de la decada del 60, debido a las dificultades que
existían para almacenarlo y transportarlo.
 A diferencia del petróleo, que es el commodity de mayor
comercio en los mercados del mundo, el gas no tiene un
mercado único: sus precios se regulan en diferentes
mercados regionales, siendo uno de ellos el incipiente
mercado de Argentina, Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay.
 Desde 1964 el gas natural licuado (-162 °C) empezó a ser
transportado en embarcaciones especiales (el 4% de la
producción mundial de gas natural se comercializa como
LNG).

3. 1949
El gasoducto Comodoro
Rivadavia-Buenos Aires
introduce el gas natural al
mercado de consumo.
Fue en su momento, el más
largo del mundo: 1.605 Km

4. Matriz Energética
Energía Otros
Nuclear Hidráulica Primarios
2% 6% 3%
Combustib Petroleo
les 40%
2002 MMTEP 3%
Petróleo 25,7
Gas Natural 29,5
Combustibles 1,9
Nuclear 1,0
Hidráulica 3,9 Gas
Natural
Otros 1,6
46%

5. Reserves / Production1 ratio
- equivalence in years of production - base 1999 -
North America Central Europe Middle East
8 26 239
Canada Poland Abu-Dhabi
9 40 182
United States Romania Iran
8 24 370
Irak
Latin America Former Soviet Union 750
46 79 Kuwait
Argentina Azerbaijan 154
14 102 Qatar
Bolivia Kazakhstan 400
166 188 Saudi Arabia
Colombia Russia 119
32 80
Mexico Turkmenistan Asia-Oceania
17 125 55
Trinidad and Tobago Ukraine Australia
43 62 98
Venezuela Uzbekistan Bangladesh
99 31 98
1 Gross Production - Reinjection Brunei

6. Gas Natural
Características
físicas del Gas
Natural
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7. GAS NATURAL
Restos dejados por las plantas y animales que habitaban
nuestro planeta hace millones de años.
Bajo la influencia del calor y la presión durante un largo
período de tiempo se convierten en una mezcla de hidrocarburos
que forman el petróleo y el gas natural.
 No es cierto que el petróleo y el gas se encuentran bajo la
tierra en grandes “cavernas”. En realidad se encuentran
embebidos en cierto tipo de rocas, a las que se denominan
reservorios.
 Un reservorio es una roca que tiene espacios vacíos dentro de
sí, denominada poros, que son capaces de contener petróleo o
gas.

8. Reservorios
 Porosidad  Capacidad de
almacenamiento
 Permeabilidad  Capacidad de
producción
(Caudal)
 Saturación  Porcentaje
ocupado por
de
hidrocarburos petróleo o gas
(agua)

9. Gas Natural
Volumen vs. Energía
El usuario del gas natural no “percibe” el volumen de gas natural
sino la energía contenida en dicho volumen. Esta energía se mide
por el poder calorífico.
El Poder calorífico es la cantidad de calor que los productos de la
combustión ceden al medio que los rodea.
Los m3 de gas natural de cualquier poder calorífico se convierten
a m3 equivalentes de 9300 Kcal.
1 MMm3 de 8850 Kcal/m3 0.95 MMm3 de 9300 Kcal/m3
1 MMm3 de 10200 Kcal/m3 1.10 MMm3 de 9300 Kcal/m3

10. Unidades de energía
comumente utilizadas
 BTU “British Termal unit” = Cantidad de calor necesaria para
incrementar la temperatura de una libra de agua en 1 grado
Farenheit a una temperatura y presión dadas
 Caloría = Cantidad de calor necesaria para incrementar la
temperatura de un gramo de agua en 1 grado Centígrado a una
temperatura y presión dadas
 1 BTU = 0.252 kcal

11. Composición del Gas
Natural PLANTA DE
PROCESA-
MIENTO
FRACCION
COMPONENTE MOLAR PODER CALORIFICO
METANO CH4 91.460 9,005 8,236
ETANO C2H6 3.580 16,775 601 ETANO
PROPANO C3H8 1.450 22,450 326
iso-BUTANO C4H10 0.230 29,009 67 LPG
n-BUTANO C4H10 0.420 29,093 122
iso-PENTANO C5H12 0.090 35,673 32
n-PENTANO C5H12 0.100 35,753 36 Gaso-
C6 C6H14 0.060 42,419 25 lina
C7 C7H16 0.050 49,078 25
Nitrogeno N2 0.800 - -
Anhidrido Carbonico CO2 1.760 - -
Total 100.00 9469 8900 kcal
9469/9300= 1.02 MMm3 8900/9300=0.96 MMM3
1.02 – 0.96 = 60,000 m3 (6%)

12. Contenido de metano y poder
calorífico en el Centro-Oeste al
entar en funcionamiento el MEGA
Metano
Poder calorífico

13. Costos de producción del gas
natural
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14. Costo del gas en boca de
pozo
Costo de exploración 0.30 u$s/MMBTU
+ +
Costo de desarrollo y producción 0.70 u$s/MMBTU
- -
0.40 u$s/MMBTU
Ingresos por la producción de líquidos
0.60 u$s/MMBTU

15. Costos de Exploración
 Actividades destinadas a descubrir si existen yacimientos de petróleo y gas en un
area particular, y si están presentes si son lo suficientemente grandes y productivas
para que valga la pena su desarrollo.
 Incluyen estudios geológicos, geofísicos, sísmica 2-D y 3-D, previos a la perforación
de pozos. Además de los costos puramente técnicos se debe considerar la
probabilidad de encontrar reservas.
 Una complicación en estimar los costos de exploración es que el gas es encontrado
muchas veces por compañías en busca de petróleo, por lo cual la alocación de
costos entre gas y petróleo es difícil.
 Debido a la influencia del riesgo de no encontrar reservas es apropiado estimar los
costos en base a experiencia histórica con costos unitarios y probabilidad de éxito
por área.
 Ejemplo: Invierto 10 MMu$s en aumentar las reservas en 2.7 BCM con
probabilidades del 80% o del 20% de ser exitoso.
10 MMu$ s u$s 10 MMu$ s u$s
C= = 0.125 C= = 0.50
100g BTU g
1012
0.80 MMBTU 100g BTU g
1012
0.20 MMBTU

16. Costos de desarrollo y
producción de gas natural
 Actividades de perforación,
preparación de pozos, redes de
captación, compresión,
separación y tratamento de los
líquidos de gas natural
necesarios para reunir los
requerimientos contractuales de
volúmen, calidad de gas y
presión.

17. Costos de desarrollo y
producción
 Estos costos son esencialmente una función del número de pozos
necesarios para desarrollar un yacimiento, su ubicación, la
condición del reservorio y la infraestructura de superficie
requerida.
 El costo promedio no es adecuado para una componente de costo
que tiene significativas economías de escala debido a que los
costos y beneficios ocurren significativamente desplazados en el
tiempo.
 El método más utilizado de calcular los costos marginales de
largo plazo es el costo incremental promedio “CIP”.
T
I t = Capital invertido en el año t
∑ { It + ( Rt − R0 ) } ( 1+ r ) 
t
  Rt − R0 = Costo de O&M en el año t debido a la nueva demanda
CIP = t =1
T
Qt − Q0 = Demanda marginal
∑ ( Q − Q ) ( 1 + r ) 
t
t
 t 0  r = Tasa de descuento

18. Costo incremental
promedio
T
∑ { I + ( R − R ) } ( 1 + r ) 
t
 t t 0 
CIP = t =1
T
2000
∑
t
( Qt − Q0 ) ( 1 + r ) t 

1500
Producción
1000
500
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Inversiones y costos
-500 operativos para
desarrollar un yacimiento
-1000

19. Reservas
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20. Concepto de Reservas
- reservas recuperables -
Producción Acumulada
Reservas Probadas
Yacimientos
Identificados
Reservas probables y
Reservas posibles Recursos
Ultimas
Remanentes
Yacimientos
Reservas potenciales no
identificados

21. Reservas probadas por cuenca
RESERVAS PROBADAS
2003 (BCM)
NOROESTE
129
19.5%
NEUQUEN
345
52%
40 SAN JORGE
6%
149
AUSTRAL 22.5%

22. Cuencas de Gas Natural
en Argentina
CUENCA
NOROESTE
c ia
P
cf i
Año 2002 (BCM) Ocn
ea
Reservas (*) Producción
Comprobadas Propia CUENCA
AUSTRAL 148,60 8,83 CUYO Cordoba
CUYANA 0,50 0,08 Mendoza Rosario
NEUQUINA 344,60 25,61 Océano Buenos
NOROESTE 129,50 7,89 Pacífico Aires La Plata
SAN JORGE 40,30 3,47
TOTAL 663,50 45,87 CUENCA
Bahia Blanca
NEUQUINA
(*) Inicio de 2003
lA t
a
in t
c
Océano
Atlántico
Oa n
ec
Oa n
ec
CUENCA
SAN JORGE
CUENCA
AUSTRAL

23. Reservas Probadas (BCM)
1997 - 2002
RESERVAS 1997 (BCM) RESERVAS 2003 (BCM)
775
106
129
172
94
514?
329 345
160 149

24. Evolución de las Reservas
Comprobadas de Gas (al 31/12 de
cada año)
900
800
700
600
500
BCM
400 778 764
619 686 684 687 748 664
300 593 540 517 536
200
100
0
1
4
2
93
5
96
7
98
9
0
01
2
99
99
99
99
99
00
9
0
19
19
19
19
20
20
1
1
1
1
1
2
TOTAL PAIS
Las reservas se redujeron como consecuencia de la devaluación y de haber cambiado las
condiciones económicas necesarias para la obtención de reservas comprobadas (P1). La suma de
las reservas comprobadas y probables (P1+P2) es del orden de 970 BCM.

25. Reservas Comprobadas
de Gas por Cuenca (al
31/12 de cada año)
900
800
700
600 377 399 378
500 338 329 357
BCM
345
344 344
400 321 314 295
300 155 160 158
171 185 176
149
200 90 86 64 116 136
165 154 162
100 145 123 124 113 122 174 172 153 129
33 39 47 40
0 13 10 14 11 16 17 21 17
3
4
7
8
1
2
1
2
5
6
9
0
9
9
9
0
0
9
9
9
9
9
9
0
9
0
9
9
9
9
9
9
9
9
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
CUYANA GOLFO SAN JORGE NOROESTE
AUSTRAL NEUQUINA

26. Producción de Gas Natural
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27. PRODUCCION DE GAS NATURAL POR
CUENCA AL SISTEMA ARGENTINO DE
TRANSPORTE - 2003
16 %
59 %
7.1 %
17.8 %

28. Evolución de la
Producción de Gas
50
45
40
35
30
BCM
25
45.1 46 45.9
20
34.6 37.1 38.6 42.4
15 30.5
23.8 25.3 26.7 27.8
10
5
0
1991
1992
1993
1994
1998
1999
2000
2001
2002
1995
1996
1997
TOTAL PAIS

29. Producción de Gas por
Cuenca
50
45
40
35 25.9 25.6
26
30 25.1
BCM
21.3 22.4
25 20.6
18.4
20 14.8 15.3 16.4
13.6 8.8
15 8 8.4 9 9
8.2
10 5.8 6.1 6.9 6.6 7.2 7.9
7.9
6.3 7.2 7.8
5 2.5 2.4 2.5 2.8 3.1 3.5 4.8 5.5
1.7 1.9 1.9 1.9 1.7 2.5 2.7 2.7 2.5 2.8 3.2 3.5
0
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
CUYANA GOLFO SAN JORGE NOROESTE
AUSTRAL NEUQUINA

30. Producción de Gas 2002
Total País
POR PROPIETARIO
PIONEER
NAT.RESOURCES ASTRA CAPSA
CHEVRON SAN ARG.S.A. 2%
JORGE S.A. 2% RESTO
3% 13%
YPF S.A.
TECPETROL S.A.
40%
4%
WINTERSHALL
ENERGIA S.A.
6%
PAN AMERICAN
TOTAL AUSTRAL S.A.
10%
6% PETROBRAS
ENERGIA PLUSPETROL S.A.
6% 8%

31. Producción de Gas 2002
Cuenca Noroeste
POR PROPIETARIO CUENCA NOROESTE
SHELL CAPSA MOBIL
3% 3% RESTO
BRASPETRO 5%
6%
PLUSPETROL S.A.
27%
AMPOLEX S.A.
6%
ASTRA CAPSA
7%
PAN AMERICAN TECPETROL S.A.
8% YPF S.A. 20%
15%

32. Producción de Gas 2002
Cuenca Neuquina
POR PROPIETARIO CUENCA NEUQUINA
CAPSA CAPEX
3% RESTO
PETROBRAS 13%
ENERGIA
4%
PAN AMERICAN
5%
WINTERSHALL
ENERGIA S.A.
5%
YPF S.A.
58%
TOTAL AUSTRAL S.A.
5%
PLUSPETROL S.A.
7%

33. Producción de Gas 2002
Cuenca Austral
POR PROPIETARIO CUENCA AUSTRAL
C.G.C. S.A. SIPETROL S.A.
5% 4% RESTO
CHEVRON SAN
JORGE S.A. 2%
6% PETROBRAS
PIONEER ENERGIA
NAT.RESOURCES 19%
ARG.S.A.
7%
YPF S.A. PAN AMERICAN
13% 16%
WINTERSHALL TOTAL AUSTRAL S.A.
ENERGIA S.A. 14%
14%

34. Reservas vs Producción
(al 31/12 de cada año)
900 30
800 748 778 764
686 684 687 664 25
700 619
593
600 540 517 536 20
500
BCM
15
400
300 10
200
5
100 24 25 27 28 31 35 37 39 42 45 46 46
0 0
1
2
3
6
7
9
1
2
4
5
8
0
9
9
9
9
0
0
9
9
9
9
9
0
9
0
9
9
9
9
9
9
9
9
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
RESERVAS PRODUCCION AÑOS

35. Incorporación de reservas por año
RESERVAS PROBADAS ARGENTINAS
900
800
700
600
500 INCORPORACION DE RESERVAS POR AÑO
BCM
400 140
300 120
100
200
80
100
60
0
40
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
BCM
20
0
PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL -20
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
60 -40
-60
50 -80
40
BCM/año
30
20
10
0
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

36. SISTEMA DE TRANSPORTE DE
GAS NATURAL
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37. GASODUCTOS TRONCALES

38. GAS MARKET CENTERS
Canada
Operational (39)
Proposed (6)

39. ALMACENAMIENTOS SUBTERRANEOS EN USA
US
25
CANADA
20 ARGENTINA
15
10
5
0
Depleted Fields
Aquifers
Salt Caverns

40. Estacionalidad de la demanda y la
producción en USA (Trillion Cubic Feet Per
Month)
Trillion Cubic Feet Per Month
3
Production Consumption
2
1
0
1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992

41. U.S. STORAGE INJECTIONS AND
WITHDRAWALS (Billion Cubic Feet)
Billion Cubic Feet
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1000
Jan-89 JUL Jan-90 JUL Jan-91 JUL Jan-92 JUL

42. Argentina
CONTRATOS SEMI-FIRMES Y SERVICIO INTERRUMPIBLE
REEMPLAZAN A LOS ALMACENAMIENTOS
DISTRIB.
40
Demanda
35
30
Capacidad Firme Contratada
25
MM m3/dia
20
15
cortes
10
5
0
ENERO JUN/JUL DIC

43. 5+ 22.5
4
Capacidad de
Transporte (2003)
MMm3/d
7.1 2.8
15.7
10 16.3
32
3.5 44.4
36
16.2
22.3
14.9
5

44. NORTE
LA PAZ 1.000
SANTA
0.900 CRUZ
PACIFI
0.800
0.700
0.600
COCEA BELO HORIZONTE
FACTOR DE
0.500
0.400
N 0.300
0.200
CARGA DE LOS
0.100
0.000 RIO DE JANEIRO
y
er
y
ay
ry
il
ch
st
e
r
r
r
be
be
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r
l
n
Ju
Ap
gu
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M
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Ju
nu
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em
em
Au
br
M
ct
SAO PAULO
GASODUCTOS
Ja
O
Fe
ec
pt
v
CENTRO OESTE
No
Se
D
1.000
0.900
0.800
0.700
0.600
0.500
0.400
SAN JERONIMO - BS. AS.
0.300
0.200 1.000
0.100 0.900
0.000 0.800
0.700
ry
y
ne
ch
ril
st
r
r
ly
r
ay
er
be
be
be
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0.600
Ju
Ap
gu
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M
Ju
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em
Au
n
M
ct
b
Ja
0.500
O
ov
ec
Fe
pt
PORTO
Se
N
D
0.400
0.300
ROSARIO 0.200 ALEGRE
0.100
0.000
ry
y
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ly
ay
ne
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r
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be
be
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Ju
gu
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SANTIAGO
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br
Au
M
ct
te
Ja
O
Fe
ov
c
p
De
MONTEVIDEO
Se
BUENOS AIRES
N
CONCEPCION
CERRI- Bs. As.
1.000
0.900
BAHIA BLANCA 0.800
0.700
0.600
0.500
0.400
NEUBA
1.000
0.300
0.200
0.100
ATLANTIC
0.900
0.800
0.000
OCEAN
y
ry
ly
ay
ne
ch
st
r
r
ril
er
r
be
be
be
ar
Ju
gu
0.700
ua
Ap
ob
M
ar
Ju
nu
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em
m
Au
br
M
ct
ve
Ja
O
Fe
ec
pt
0.600
No
Se
D
0.500
0.400
0.300
0.200
0.100
0.000
SAN MARTIN
y
ry
ly
er
ay
r
r
ch
ne
r
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ril
be
be
be
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Ju
gu
ua
Ap
ob
M
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Ju
nu
em
em
em
br
Au
M
ct
Ja
O
Fe
pt
ov
ec
1.000
Se
N
D
0.900
0.800
0.700
0.600
0.500
0.400
0.300
0.200
0.100
0.000
ry
y
y
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ay
ch
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r
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be
be
ar
l
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ar
Ju
nu
u
em
em
m
Au
br
M
ct
e
Ja
O
Fe
ov
ec
pt
Se
N
D

45. Sistema Argentino de
Trasnporte
CAPACIDAD DE CAPACIDAD DE
GASODUCTOS - 1993 GASODUCTOS - 2003
(MMm3/d) (MMm3/d)
La La Santa
Santa Belo
Paz Belo Paz Cruz
Cruz Horizonte Horizonte
4 Rio
Sao Sao De
13,4 Paulo Rio
De
22,5 Janeiro
Paulo
5
Janeiro
6,0 7,1 2,8
PORTO ALEGRE
Porto
Santiago 7,2
Rosario Alegre 10 Rosario 1
Concepcion 10,9 Montevideo Santiago 16,3
15,7 2
Montevideo
11,2 Buenos Aires Concepcion 31,9 Buenos Aires
29,0 39,4
3,5
29.5 18.3 Bahia Blanca 41.2 36
Bahia Blanca
11,0 16,2
Oferta Total Estimada
Oferta Total 2003
21,4 BCM Demanda Interna 29 BCM
Exportación 7 BCM
15,4 18,7
8,4 14,9
5

46. Evolución de la capacidad
de transporte
Evolución Capacidad de Transporte
180 Ventana de
Oportunidad
160
Gasoducto Noreste
140
Paralización
120
Expansiones
MMm3/día
100 51MMm3/d
80
60
40
20
-
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

47. INTERCAMBIO Y DESPLAZAMIENTO (ED)
Operación Normal
5 MM3/DIA 5 MM3/DIA
6
1
INTERCAMBIO Y
DESPLAZAMIENTO 1MM3/DIA 5
CARGADOR
(ED) DIRECTO
TARIFA:
0.05 $/MMBTU
1MM3/DIA
0 5
POR CADA ZONA 5 MM3/DIA
ATRAVESADA
Intercambio y
desplazamiento
5
1
4
1 5

48. Tarifa de Transporte
Northwest
Basin
0.75 = 0.681 + 0.066 $/MMBTU
(5.2%)
0.591 =0.517 +0.074 $/MMBTU
(4.9%)
Neuquen
Basin
0.933 = 0.805 +0.128 $/MMBTU
(10.8%)
San Jorge
Basin
Austral
Basin

49. Precio de Gas En Buenos Aires
(2000)
Cuenca
Noroeste
1.06 $/MMBTU
1.21 $/MMBTU 0.75 $/MMBTU
(5.2%)
1.81 $/MMBTU
1.96 $/MMBTU
1.83 $/MMBTU
0.59 $/MMBTU 2.04 $/MMBTU
(4.9%)
Cuenca
Neuquina
1.24 $/MMBTU 1.87 $/MMBTU
1.45 $/MMBTU 1.96 $/MMBTU
0.93 $/MMBTU
(10.8%)
Cuenca
San Jorge
Cuenca
Austral
0.94 $/MMBTU
1.03 $/MMBTU

50. ESTACIONALIDAD DE LA
DEMANDA GAS NATURAL
www.ceare.org

51. Demanda de Gas Natural
140000
120000
100000
80000
RESID.
COM.
60000
USINAS
40000 EXPORT
20000 INDUSTRIA
GNC
0
Ene/1993 Ene/1994 Ene/1995 Ene/1996 Ene/1997 Ene/1998 Ene/1999 Ene/2000 Ene/2001 Ene/2002 Ene/2003 Ene/2004

52. Argentina
Temperatura vs. Demanda Bs.As.
Average Temperature (Bs.As.) vs. Daily Demand
25
20
15
Temp.
10
5
0
15 20 25 30 35 40 45 50 55
Demand (Million CM)

53. Demanda interna de gas
natural
Demanda del año 2003
160
140
USINAS
CAPACIDAD DE TRANSPORTE
120
EXPORTACION
100
INDUSTRIAS
MMm3/día
80 USINAS
GNC
EXPORTACION
60
INDUSTRIAS
40
RESIDENCIAL
GNC
20
RESIDENCIAL
0
Promedio Año Pico invernal

54. Funcionamiento del Sistema Argentino
de Gas Natural
DISTRIB.
40
Demanda
35
30
Capacidad Firme Contratada
25
MM m3/dia
20
15
cortes
10
5
0
ENERO JUN/JUL DIC

55. Situación en el 2003
SITUACION EN 2003
180.00 Días de cortes de servicio
160.00
140.00
CAPACIDAD DE TRANSPORTE
120.00
100.00
MMm3/dia
80.00
USINAS
60.00
INDUSTRIA
40.00 EXPORT
GNC
RESIDENCIAL
20.00
0.00
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviemb Diciemb

56. EXPORTACIONES/IMPORTACIONES
DE GAS NATURAL
www.ceare.org

57. Importaciones/Exportaciones de
Gas Natural
Importaciones/Exportaciones de Gas Natural
8.000
7.000
6.000
Chile (93%)
Brasil (7%)
5.000
4.000
BCM/año
3.000
IMPORTACIONES
EXPORTACIONES
2.000
1.000
0.000
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
-1.000
-2.000
-3.000
Bolivia

58. Exportaciones de Gas
Natural
AÑO 2004
(MMm3/d)
La Santa
Paz Cruz Belo
Horizonte
4 Rio
Sao De
22,5 Janeiro
Paulo
5
7,1 2,8
PORTO ALEGRE
10 Rosario 1
Santiago 16,3
15,7 2
Montevideo
Concepcion 31,9 Buenos Aires
39,4
3,5
41.2 36
Bahia Blanca
16,2
18,7
14,9
5

59. En
e/
19
9
0
5000
10000
15000
20000
25000
3
M
ay
En Se
e/ p
19
94
M
ay
En Se
e/ p
Natural
19
95
M
ay
En Sep
e/
19
96
M
ay
En Sep
e/
19
97
M
ay
Se
En
e/ p
19
98
M
ay
En Se
e/ p
19
99
M
ay
En Se
e/ p
20
00
Exportaciones de Gas
M
ay
Se
En
e/ p
20
01
M
ay
En Sep
e/
20
02
DE GASODUCTOS
M
ay
En Sep
e/
20
EXPORTACIONES POR LA RED
03
EXPORTACIONES DIRECTAS
M
ay
En Se
e/ p
20
04

60. FACTOR DE CARGA
www.ceare.org

61. Factor de carga:
Definición en el Marco
Regulatorio
Consumo promedio diario de la categoría
FC =
Consumo pico diario de la categoría
R 35 %
P 50 %
SDB 75 %
FT-FD-IT-ID-GNC 100 %

62. Concepto de Factor de Carga
COSTO DE
TRANSPORTE
CAPACIDAD FIRME
$ Distco =
CF x año
FC
$ Cliente =
∫Vdt
año
TD = G + T/FC + D

63. MMm3
FIRMES
Ja
n-
0
500000
1000000
1500000
2000000
2500000
94
M
ar
-9
M 4
ay
-9
4
Ju
l-9
Se 4
p-
9
N 4
ov
-9
Ja 4
n-
9
M 5
ar
-9
M 5
ay
-9
5
Ju
l-9
Se 5
p-
9
N 5
ov
-9
Ja 5
n-
9
M 6
ar
-9
M 6
ay
-9
6
Ju
l-9
Usuarios FD
Se 6
p-
9
N 6
ov
-9
Ja 6
n-
9
M 7
ar
-9
M 7
(No se incluye la capacidad firme de Usinas)
ay
-9
7
Ju
l-9
Se 7
p-
9
N 7
ov
-9
7
Total
CESIONES DE CAPACIDAD DE USUARIOS
Cesiones
Firme Real

64. EL MERCADO SECUNDARIO DE CAPACIDAD FUE REEMPLAZADO
POR NUEVAS FORMAS CONTRACTUALES (CONTRATOS SEMI-
FIRMES)
TIPICA DEMANDA DE UNA DISTCO ARGENTINA
ENTREGAS DE METROGAS (1996)
30,000,000
25,000,000
CAPACIDAD
1996
20,000,000
CAPACIDAD
1993
m3
15,000,000
10,000,000 SEMIFIRME
INTERRUMPIBLE
5,000,000
FIRME
0
96
96
96
96
96
96
96
96
96
6
6
6
/9
/9
/9
1/
1/
1/
1/
1/
1/
1/
1/
1/
/1
/1
/1
2/
4/
5/
8/
1/
3/
6/
7/
9/
10
11
12

65. DESPACHO DE GAS NATURAL
www.ceare.org

66. Orden de prioridades de la
oparación
1) SEGURIDAD
2) CONFIABILIDAD
3) OPTIMIZACIÓN ECONOMICA

67. Características del
sistema de despacho en
Agentina
 Argentina debe tener uno de los más efectivos sistemas de
despacho en el mundo debido a la falta de almacenamiento de
gas y la escasez de “peak-shaving”.
 Argentina tiene grandes mercados estacionales que están
alejados de la producción de gas con rápidas variaciones de
acuerdo con los cambios climáticos.
 Solamente la respuesta rápida y diligente del despacho cortando
a los clientes interrumpibles puede asegurar el suministro de gas
de los usarios ininterrumpibles.