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El desafío del downstream del gas en Argentina

Indice 1. Introducción Estructura de trabajo

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2. Informe ejecutivo

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3. Escenarios de oferta y demanda

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Consideraciones generales

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Evolución de la demanda

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Criterio de abastecimiento óptimo

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Escenario de abastecimiento

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El desafío de administrar el clima

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4. Sistema de transporte

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Análisis de la infraestructura existente

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Factor de carga del sistema de transporte

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Cuellos de botella actuales

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Gasoducto Gas Andes

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Gasoducto Cruz del Sur

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Avance de la población sobre los sistemas. Cambio de traza

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Ampliaciones requeridas

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Incorporación de nuevas tecnologías

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Conclusiones Transporte

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5. Los sistemas de distribución

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Antecedentes

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Ampliación del sistema de distribución

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Innovación tecnológica

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Sustentabilidad de instalaciones domiciliarias

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Conclusiones Distribución

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6. Conclusiones Finales

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Agradecemos a los especialistas del Grupo de Trabajo de Transporte y Distribución de gas por su contribución en la elaboración de este documento.

Todos los derechos reservados IAPG 2015 Se permite la reproducción total o parcial del contenido haciendo referencia de la fuente. © Instituto Argentino del Petróleo y del Gas Queda hecho el depósito que previene la ley 11.723 Reservados todos los derechos.

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El desafío del downstream del gas en Argentina

1.

Introducción

El abastecimiento de gas natural asoma como una de las cuestiones estratégicas más trascendentes para el país. Argentina posee una de las reservas más importantes de shale-gas en el mundo con excelentes perspectivas de desarrollo. Vaca Muerta, señalada como la segunda mayor del mundo, ha concitado una expectativa enorme. Los resultados obtenidos son promisorios. La relación entre Nación, Provincias y Empresas convergieron para crear condiciones adecuadas para un desarrollo a gran escala. Recientes estudios de una Consultora internacional de primera línea muestran que hacia el 2035, el desarrollo de solo Vaca Muerta podría aportar entre $ 62.200 y $ 67.800 millones de USD al PBI, significando inversiones anuales promedio de $16.000 millones de USD y una creación de 20.000 puestos de trabajo por año. Las Cuencas Austral y San Jorge también muestran posibilidades importantes para el desarrollo de recursos convencionales y no convencionales. Sin embargo, para que este gas llegue al usuario final se requieren importantes inversiones en toda la cadena del downstream asociadas al transporte, distribución y para su utilización. Este desarrollo es condición

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sine que non para que el País capitalice esta ventaja competitiva. Este estudio, “El Desafío del downstream”, realizado por el IAPG, aborda las necesidades de la cadena de la industria del gas en el horizonte de los próximos veinte años (hasta 2035), sirviendo de alerta que esta temática merece un lugar prioritario en las Agendas del País. Crecer con desarrollo. Este es el objetivo.

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1. Estructura del trabajo

Siendo el objetivo del trabajo determinar el crecimiento sectorial necesario para viabilizar el desarrollo del país en los próximos 20 años, los escenarios de oferta y demanda se proyectaron en un entorno de crecimiento económico y mejora general de la calidad de vida en los hogares. Para ello, la demanda se proyectó bajo supuestos básicos de crecimiento poblacional en torno al 1% anual, un crecimiento del PBI de 3,2 % acumulativo anual (se consideró el promedio del período 1993–2013). Se incorporan nuevas áreas del país servidas por el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) y la cantidad de usuarios se extiende de 8,19 millones a 13 millones. Se consideran también reducciones del 10% de la intensidad del consumo energético y un desarrollo de energías renovables, hidráulico y nuclear importantes en detrimento de una menor participación de la generación térmica en la matriz de energía eléctrica. La demanda interna se ha proyectado por sectores: pequeños usuarios, grandes consumidores industriales, usinas de generación eléctrica, vehículos (GNC) y combustible de Plantas Compresoras (utilizado para mover el gas en los sistemas de gasoductos). Desde el lado de la oferta, se han considerado dos escenarios: • •

Escenario (1) denominado “Abastecimiento de Mínima”, que supone un desarrollo moderado del gas local pero suficiente para abastecer la base de la demanda (nivel estival) y mantener el nivel de importaciones de gas y uso de combustibles alternativos; Escenario (2), denominado “Convergencia al Abastecimiento Óptimo”, que considera un incremento paulatino de la producción local hasta lograr el equilibrio económico entre las alternativas de abastecimiento en el cual el uso de combustibles líquidos y GNL se limita a los picos invernales.

El modelo muestra bajo los dos Escenarios -año por año- el aporte de las distintas fuentes de gas: local, de Bolivia, de GNL de puerto local (Bahía Blanca, Escobar) y GNL de puerto extranjero (Uruguay y Chile). En lo relativo al Transporte de gas por los gasoductos, para los escenarios anteriormente mencionados se determinaron:

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• •

Las obras e inversiones asociadas para garantizar una operación segura y confiable de la infraestructura existente. Las ampliaciones e inversiones necesarias para conectar la oferta y demanda.

En cuanto a la Distribución de gas, se definieron a su vez dos escenarios según distintas penetración (ratio clientes/vivienda). Para cada Distribuidora, se determinó: • • • •

La cantidad de nuevos clientes atendidos y las ampliaciones de red requeridas. La sustentabilidad de las redes e instalaciones domiciliarias existentes. La incorporación de nuevas tecnologías en materia de integridad de cañerías, prevención de daños por terceros y medición del gas. Inversiones asociadas en las redes y en las instalaciones internas.

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El desafío del downstream del gas en Argentina

2.

Informe ejecutivo

EN UN HORIZONTE DE 20 AÑOS, SE PREVÉ QUE LOS USUARIOS PASEN DE 8,19 A 13,2 MILLONES DE USUARIOS. LA DEMANDA PROMEDIO ANUAL DE GAS ALCANZARÁ A 234 MMm3/d CON PICOS INVERNALES DE SUMINISTRO DE 290 MMm3/d.

Esto significa un enorme desafío que involucra a toda la cadena: producción, transporte, distribución y utilización. Este es un gran objetivo estratégico para el país considerando la enorme participación del gas natural en la matriz energética. ES IMPRESCINDIBLE FOMENTAR E INCENTIVAR UN USO RACIONAL DE LA ENERGÍA PARA OPTIMIZAR EL USO DE LOS RECURSOS NO RENOVABLES Y LOGRAR UN AHORRO EN EL CONSUMO.

Se adopta como objetivo de racionalización una reducción de la intensidad de consumo de gas en pequeños usuarios de un 10% al 2024 por uso racional y eficiente. Este valor resulta un objetivo alcanzable. Sumado a un ahorro similar en consumo de electricidad, la mejora equivale a un consumo evitado para el 2035 de 37 MMm3/d. Una vez más, el uso racional es el “yacimiento” más económico a desarrollar.

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SE REQUIERE UN AGRESIVO PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN BASADO EN FUENTES DE ENERGÍA HIDRÁULICA, NUCLEAR Y RENOVABLES NO CONVENCIONAL.

Se estima un crecimiento de la demanda eléctrica en el 2035 en un factor de 2,3 respecto del 2013, sin perjuicio de haber considerado una reducción de la intensidad del consumo del 12% por uso racional y eficiente. A fin de limitar la expansión de la infraestructura del gas a las posibilidades del País y asumir un compromiso ambiental frente al cambio climático es imprescindible una diversificación de la matriz energética. Para ello, en materia de generación se ha considerado en el período la incorporación de 9,6 GW de centrales hidroeléctricas, 1,5 GW en dos nuevas centrales nucleares, y 11 GW de generación de fuentes renovables (principalmente eólica), con lo que estas últimas representarían un 17% de la generación total. Contrariamente, si las renovables limitaran su participación a la actual, se requerirían 46 MMm3/d de gas adicionales lo que implicaría un esfuerzo mayor en producción de gas y en desarrollo de redes. ¿CUÁL ES LA MANERA MÁS EFICIENTE DE CUBRIR LA DEMANDA DE GAS?

El suministro de gas se obtiene de las cuencas de gas nacionales, del gas importado de países limítrofes (principalmente de Bolivia), de GNL y de combustibles líquidos alternativos.

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2. Informe ejecutivo

El abastecimiento óptimo resulta de cubrir la demanda con las fuentes disponibles, comenzando por la de menor costo marginal e incorporando otras en sentido creciente a medida que completan su capacidad. De esta forma, según el modelo económico, el óptimo resulta que la base de demanda actual sea cubierta con producción nacional e importaciones de Bolivia (a través de un contrato ToP de largo plazo), con la utilización de GNL durante 90 días y de gas oil durante 30 días. EN CORTO PLAZO, EL NUEVO APORTE DEL GAS NO CONVENCIONAL REEMPLAZARÁ AL COMBUSTIBLE ALTERNATIVO LÍQUIDO Y LIMITARÁ LAS IMPORTACIONES DE GNL. EN EL MEDIANO PLAZO, EL GAS NO CONVENCIONAL SUBSTITUIRÁ AL GNL, LIMITANDO EL MISMO A LAS PUNTAS.

Se requiere un agresivo plan de desarrollo de gas para limitar el corte (conmutación a combustible líquido) y acotar la importación de GNL en el invierno. Ello conllevará un ahorro de divisas y contribuirá al crecimiento del PBI y creación de puestos de trabajo. Por otra parte, es importante considerar la problemática de la variabilidad estacional del gas y como abastecerla. Atendiendo a las limitaciones que tiene el shale-gas para variabilizar su explotación, se debe hacer uso de las otras fuentes para afrontar el pico invernal. Es posible que se requieran además de modular las importaciones, otras alternativas para aplicar en contra estación como ser las exportaciones a países limítrofes haciendo uso de la infraestructura de gasoductos internacionales existentes, el almacenamiento subterráneo del gas o la construcción de tanques off-shore en los puertos de regasificación locales o extranjeros.

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SI BIEN EL SISTEMA DE TRANSPORTE DISPONDRÁ DE CAPACIDAD OCIOSA EN LAS RUTAS DE NEUQUÉN Y SUR DURANTE LOS PRIMEROS AÑOS, ES NECESARIO COMPLETAR TODAS LAS OBRAS DE AMPLIACIÓN EN CURSO.

Hoy se dispone de una capacidad ociosa de 30 MMm3/d en las rutas de Neuquén lo cual presupone un apoyo muy importante al desarrollo del shale gas en Cuenca Neuquina. Sin embargo, es necesario completar las ampliaciones en el Gasoducto San Martín y el Gasoducto Norte para ampliar la oferta de gas desde las Cuencas, Austral, San Jorge y de Bolivia. Otras prioridades son: • Ampliar la interconexión entre TGS y TGN en el anillo de Buenos Aires (Gasoducto Mercedes – Cardales) para poder trasladar el gas disponible a los centros de consumo metropolitanos en el norte de GBA y Santa Fe. • Aumentar la disponibilidad de GNL mediante las obras de reversión del Gasoducto de Gas–link y eventualmente del Gasoducto de Gas Andes (si fuera necesario) para aportar hasta 5 MMm3/d de la terminal de regasificación de Montevideo y Quinteros respectivamente. • Incrementar la capacidad de transporte de los tramos finales en la Pcia. de Buenos Aires mediante la ampliación Neuba III entre Cerri – Las Heras. • Construir el Gasoducto Rodríguez – Rosetti para aumentar la oferta de gas en invierno a las centrales térmicas metropolitanas (reemplazo de combustible alternativo).

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2. Informe ejecutivo

UN DESARROLLO TAN AMBICIOSO DE GAS PRESUPONE QUE TODA LA INFRAESTRUCTURA EXISTENTE DE TRANSPORTE DE GAS SERÁ VUELTA A REQUERIR CON ALTOS NIVELES DE EXIGENCIA EN EL MEDIANO PLAZO. GASODUCTOS Y PLANTAS COMPRESORAS ANTIGUAS REQUERIRÁN INVERSIONES IMPORTANTES PARA ASEGURAR LA SUSTENTABILIDAD DEL SISTEMA.

El 42% de los gasoductos y 17% de las plantas compresoras de TGN y TGS tienen más de 40 años. Las nuevas ampliaciones han sido diseñadas, en general, sin considerar la modernización de la infraestructura existente. Sin embargo, en el mediano plazo estas instalaciones serán altamente exigidas lo que obligará a importantes inversiones para asegurar confiabilidad y seguridad. EN EL LARGO PLAZO, SE REQUERIRÁN EN LOS SISTEMAS DE TGN Y TGS AMPLIACIONES INCREMENTALES ENTRE 70 Y 130 MMm3/d DE CAPACIDAD FIRME, ENTRE 4300 KM Y 8000 KM DE NUEVOS GASODUCTOS Y ENTRE 700.000 HP Y 1.200.000 HP DE POTENCIA INCREMENTAL DE COMPRESIÓN (DEPENDIENDO DEL ESCENARIO DE ABASTECIMIENTO).

A lo largo de los 20 años del estudio, se requerirán adicionalmente expandir sucesivamente los Gasoductos Sur, Neuquén y Tramos Finales de BA de forma tal que al final de período se habría ampliado el Sistema en el 50% de su longitud de cañerías y un 105% su potencia de compresión. EN CORRESPONDENCIA CON LAS OBRAS DE SUSTENTABILIDAD Y AMPLIACIONES MENCIONADAS, LAS INVERSIONES EN LOS 20 AÑOS DEL ESTUDIO ALCANZARÍAN EN LOS SISTEMAS DE TRANSPORTE CIFRAS EN TORNO A LOS 12.000 Y 22.000 MILLONES DE DÓLARES.

Cuantificadas las inversiones en materia de sustentabilidad de la infraestructura actual y en las ampliaciones se obtiene que se requerirán en promedio 1100 millones de dólares por año.

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ENTRE EL 2013 Y EL 2035, LOS CLIENTES DE LAS DISTRIBUIDORAS PASARÍAN DE 8,19 MILLONES A 13,2 MILLONES.

Se estima que en el 2013 existían 14,5 millones de viviendas localizadas en Áreas de Concesión de las Distribuidoras, mientras que la longitud de las redes era de 138.200 km y el total de clientes, 8,19 millones. En base a información del INDEC, del ENARGAS y de las propias compañías, se estimó que en el 2025 las viviendas serían alrededor de 16,3 millones y en el 2035 de 17,5 millones. A partir de allí, se identificaron dos escenarios para precisar el incremento de clientes: un escenario de mínima que considera la misma relación cliente/vivienda igual que la actual y otro escenario optimista donde considera una proyección de clientes compatible con los últimos años. En el escenario de mínima, el incremento de usuarios respecto del 2013 es de 19,8% y en el optimista, 62,9%. Tomando como más probable este último, se determina un incremento para el 2035 de 5,1 millones de clientes, pasando la penetración del gas del 56% a 76%.

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2.

EN CORRESPONDENCIA CON LA ESTIMACIÓN ANTERIOR, LA AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EN EL PERÍODO 2013–2035 SERÍA DE 86.900 KM DE LÍNEAS Y 1420 ESTACIONES DE REGULACIÓN.

Informe ejecutivo

Para la determinación de la longitud de las ampliaciones para abastecer los nuevos consumos se consideraron una longitud por cliente y el número de clientes servidos por Estación de Regulación similares a las actuales. LA IMPORTANTE AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN EXIGIRÁ TAMBIÉN UNA MODERNIZACIÓN SUSTANCIAL DE SUS INSTALACIONES PARA ACOMPAÑAR EL AVANCE DE LA INDUSTRIA INTERNACIONAL DEL GAS.

Para acompañar el desarrollo de la infraestructura de gas, en Distribución se deberán incorporar las tecnologías que modernamente se aplican en los Sistemas avanzados en materia de uso de gas. Medidores inteligentes, sistemas de búsqueda de fugas mediante uso de láser, tubos de polietileno para alta presión, telecomando generalizado de válvulas, GIS. SERA NECESARIO IMPLEMENTAR UN PROCESO DE REVISIÓN SISTEMÁTICO Y CONTINUO DE LAS INSTALACIONES INTERNAS DE LOS CLIENTES PARA GARANTIZAR SU BUEN MANTENIMIENTO Y FUNCIONAMIENTO.

Las instalaciones internas son el último eslabón de toda la cadena de valor de la industria del gas natural. El mantenimiento y adecuación de las instalaciones internas, no es responsabilidad de las Distribuidoras sino de los propietarios de las mismas. Este tema para su resolución deberá ser encarado regulatoriamente y su solución tendrá un impacto social y económico.

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SUMANDO LAS INVERSIONES A CARGO DE LAS DISTRIBUIDORAS EN MATERIA DE AMPLIACIÓN DE REDES, ESTACIONES DE REGULACIÓN Y LAS OBRAS DE MODERNIZACIÓN Y LAS INVERSIONES A CARGO DE LOS CLIENTES EN MATERIA DE NORMALIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES INTERNAS, SE ESTIMA QUE SE REQUERIRÁN 20.000 MILLONES DE DÓLARES EN EL PERÍODO 2013–2035.

El volumen de inversiones que requieren tanto los Sistemas de Distribución como las instalaciones internas de Clientes alertan de la relevancia que las mismas tienen en la cadena de la Industria del gas dado que se puede concluir que por cada 3 dólares invertidos en el upstream se requerirá la inversión de 1 dólar en el downstream del gas.

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3.

Escenarios de oferta y demanda

CONSIDERACIONES GENERALES

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Siendo el objetivo del trabajo determinar el crecimiento sectorial necesario para viabilizar el desarrollo del país en los próximos 20 años, los escenarios de oferta y demanda se proyectaron en un entorno de crecimiento económico y mejora general de la calidad de vida en los hogares. Se ha considerado el crecimiento poblacional proyectado por el INDEC, en torno al 1% anual, lo que implica pasar de una población de 42,2 millones en 2014 a 51,2 millones en 2035. Asimismo, se ha considerado una proyección de crecimiento del PBI que, partiendo del promedio de la proyección de distintas consultoras económicas para los primeros años, converge con el promedio geométrico de la tasas de crecimiento informada por el INDEC para el período 1993-2013. Ello implica un crecimiento acumulado al año 2035 del PBI de 93% (3,2% anual promedio), y un crecimiento del PBI per cápita de aproximadamente un 60%. La demanda de gas natural se distribuye en distintos segmentos, cada uno de ellos con un comportamiento característico diferente. Por ello se ha proyectado separadamente la demanda de pequeños usuarios, grandes consumidores industriales, usinas de generación eléctrica y vehículos (GNC). La suma de estos segmentos, más el consumo de gas combustible para compresión en el sistema de gasoductos, constituye el mercado interno potencial de gas. Con la excepción de pequeños consumos domiciliarios en Paysandú (Uruguay) y Concepción (Chile), que carecen de suministro alternativo, no se han considerado exportaciones dentro de la demanda a abastecer. Como se verá más adelante, la exportación de excedentes estivales debe ser estudiada como alternativa para viabilizar económicamente niveles de suministro que atiendan al menos parcialmente a la mayor demanda doméstica invernal. Desde el lado de la oferta, se han considerado dos escenarios: • Un escenario denominado “Convergencia al Abastecimiento Óptimo”, que considera un incremento paulatino de la producción local hasta lograr el equilibrio económico entre las alternativas de abastecimiento, considerando los niveles de precios verificados entre 2010 y mediados de 20141. En este escenario, el uso de combustibles líquidos y GNL se limita a los picos invernales, representando menos del 4% de la demanda. • Un escenario denominado “Abastecimiento de Mínima”, que supone un 1 Durante este período, una vez superado el efecto de la crisis financiera de 2008/2009, se verificó una estructura de mercado de combustibles relativamente estable y equilibrada. No se vislumbra aún un consenso entre los analistas sobre la evolución del mercado tras la reducción de precios ocurrida sobre el final de 2014 y los desacuerdos en el seno de la OPEP.

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3. Escenarios de oferta y demanda

ritmo de desarrollo menor, pero suficiente para abastecer la base de la demanda (nivel estival) y mantener sustancialmente el nivel de importaciones de gas y uso de combustibles alternativos.

EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA La demanda agregada de gas se estima que crezca un 50% en los próximos 20 años, en tanto los consumidores adopten prácticas de uso racional y eficiente de la energía (URE) y se desarrollen intensivamente las fuentes de generación eléctrica no basadas en combustibles fósiles. El Gráfico 3.1 muestra la demanda discriminada por segmento, como valores promedio semanales para las 70 series hidrotérmicas históricas simuladas. Cabe destacar que son valores de demanda potencial en condiciones de suministro libre, que normalmente no son abastecidos en su totalidad en los picos, ni es económicamente razonable que se abastezcan. Se analizan más adelante los niveles de suministro adecuados. Gráfico 3.1 – Demanda promedio semanal por segmento 300

250

R+P

Usina

Industria + RTP

GNC

Gas combustible

Exportación

MMm3/d

200

150

100

50

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2014

2019

2024

2029

2034

En el caso de la demanda de pequeños usuarios (R y P) se ha considerado su variación en función de la temperatura y la evolución esperada del número de usuarios. Para los residenciales (R) se identificó el incremento posible de penetración del servicio en función de las estimaciones de las distribuidoras y el plan de gasificación del noreste argentino a partir de la construcción del GNEA2. En el caso de comercios y Pymes (P), se correlacionó su evolución con el PBI. De esta forma, la cantidad de pequeños usuarios se incrementaría en 5,1 millones, para alcanzar los

Mediante decreto del Poder Ejecutivo Nacional N° 267 del 24 de Marzo de 2007, se otorgó a ENARSA la concesión para la operación del Gasoducto del Noreste Argentino. El Decreto N° 1136/2010 encomienda a ENARSA la tarea de construir, operar, mantener, prestar el servicio de transporte a través del mismo y comercializar el gas natural. Para esto, se prevé la construcción de 4.131 km de gasoducto, de los cuales 1.468 km corresponden al gasoducto troncal y el resto son gasoductos de derivación a las localidades, abasteciendo durante su recorrido a 168 localidades, con capacidad de transporte de 11,2 MMm3/d. Fuente: Enarsa.

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3. Escenarios de oferta y demanda

13,2 millones de usuarios. De este incremento, aproximadamente un tercio se explica por el crecimiento vegetativo de la población, manteniendo la penetración actual, y los dos tercios restantes se explican por un incremento relativo de alcance del servicio. Asimismo, se ha considerado en estos usuarios una reducción del consumo unitario del orden de 10%, fruto de una mejora paulatina en términos de uso racional y eficiente. Esta modificación en el uso y la mayor incorporación de usuarios en zonas templadas conducen a un incremento de la cantidad demandada del orden del 40%, frente a un incremento mayor en el número de usuarios. En el caso del uso del gas para la generación eléctrica, se ha partido por considerar la correlación de la demanda eléctrica con la evolución de PBI de las dos décadas previas, y se ha proyectado su evolución en función de la hipótesis de crecimiento de PBI adoptada. De esa evolución tendencial se han deducido las reducciones por URE, estimadas en un 12% de la proyección tendencial, en función del trabajo “Escenarios Energéticos para la Argentina (2013-2030) con políticas de Eficiencia” publicado por la Fundación Vida Silvestre Argentina. De esta manera, la energía a generar en 2035 se estima que se multiplica por un factor de 2,3 respecto del año base de 2013. El nivel de crecimiento esperado de la demanda eléctrica plantea a futuro, como ha sido en el pasado, un desafío de inversión para su abastecimiento. Se ha considerado una evolución del parque generador de electricidad consistente con las políticas públicas de diversificación y promoción de energías renovables. Se ha considerado el ingreso de la central Atucha II y la construcción de dos nuevas centrales nucleares, así como el ingreso de 9,6 GW de potencia de nuevas centrales hidroeléctricas, lo que conduce en términos generales al mantenimiento de la participación de dichas fuentes. También se ha considerado la construcción de un importante parque de energías renovables, con la energía eólica como principal exponente, incrementando su participación del 1% al 17% en la energía generada en un escenario climático promedio3. Gráfico 3.2 – Generación eléctrica por fuente. Promedio de series climáticas Nuclear

Térmico

Hidro

Eólico

100

80

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60

40

20

0 2014

2019

2024

2029

2034

3 Como referencia, España, con un mercado eléctrico que duplica el argentino en términos de demanda y lo triplica en términos de capacidad instalada, ha desarrollado una participación de energía eólica de 20% en un lapso de 18 años. Fuente http://www.ree.es/es/publicaciones/indicadores-y-datos-estadisticos/series-estadisticas

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3. Escenarios de oferta y demanda

Aún bajo estos exigentes supuestos de diversificación y eficiencia de uso, se requiere incrementar el aporte de generación térmica, más de 60% en promedio, que de abastecerse con gas en centrales de alta eficiencia consumirían anualmente unos 11.000 MMm3 adicionales. En el caso de la demanda industrial, entre el 60% y 65% corresponde a grandes usuarios industriales, algo más del 25% a plantas de separación de LPG y etano (RTP), y el resto corresponde a pequeños usuarios, incluidos en el segmento R+P4. La demanda de grandes usuarios industriales se proyectó a partir de las solicitudes diarias recientes y la correlación entre el consumo y la evolución del PBI entre 1993 y 2013. La demanda para RTP se estimó como el 13% del gas procesado, considerando que la capacidad de procesamiento se expandirá lo suficiente para tratar los volúmenes de producción de verano, en el supuesto de que no sería rentable invertir en capacidad para el procesamiento de los picos invernales, que quedara ociosa en momentos de menor demanda. De esta manera, la demanda de grandes usuarios se prevé que se incrementará aproximadamente un 60%, pasando de los valores actuales que rondan los 40 MMm3/d hasta valores entre 60 y 70 MMm3/día hacia el final del período. Para proyectar la evolución de la demanda de GNC, se ha analizado la proyección de la cámara sectorial, así como las elasticidades del consumo al efecto ingreso (por la suba del PBI per cápita) y a una eventual modificación del precio al consumidor llevándolo al 50% del precio de la nafta súper. Los distintas hipótesis arrojan proyecciones que elevan el consumo del nivel actual de 8 MMm3/día a niveles variando entre 9 y 13 MMm3/día. Ponderando los distintos casos, se utilizó una proyección intermedia que alcanza los 11 MMm3/día al final del período.

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CRITERIO DE ABASTECIMIENTO ÓPTIMO Por la marcada estacionalidad de la demanda de gas en el mercado argentino, históricamente se ha verificado que en los picos de demanda algunos actores interrumpen su consumo o conmutan a combustibles alternativos. Esto es económicamente razonable y se aplica en todas las regiones del mundo en la medida que el costo de desarrollar la capacidad de producción de gas y la infraestructura para llevarlo al punto de consumo (inversiones de magnitud en activos sin usos alternativos), para ser usado pocos días al año, resulta más oneroso que consumir combustibles alternativos, de mayor costo variable pero con menores costos fijos. Para determinar cuál es desarrollo óptimo de la producción de gas y la infraestructura se ha considerado la estructura de costos incrementales o marginales de las principales alternativas de suministro, a saber: • Producción nacional + gasoductos existentes: Dado que la capacidad de los gasoductos está hoy subutilizada, hasta completar dicha capacidad el costo marginal de la oferta incremental es esencialmente el costo de gas. A través del Programa de Estímulo a la Inyección Excedente, el gobierno y los productores que responden por más del 75% de la producción fijaron 4 La participación de los pequeños usuarios se ve afectada por su sensibilidad a la temperatura. En tanto, parte de la demanda de grandes usuarios no se abastece con gas en los picos de consumo, volcándose a combustibles alternativos o son desplazados temporalmente.

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El desafío del downstream del gas en Argentina

3.

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Escenarios de oferta y demanda

el precio de la oferta incremental en 7,5 USD/MMBtu5 para producción libre. Si técnicamente fuera posible modular la producción para abastecer picos de corta duración, el precio necesario para mantener el retorno de la inversión se incrementa. • Producción nacional + nuevo gasoducto: Una vez agotada la capacidad de transporte actualmente disponible, para incrementar capacidad de suministro de gas de producción nacional debe afrontarse el costo de producción de gas y de la nueva capacidad de transporte hasta los centros de consumo. • GNL importado en puerto existente: Dado que el sistema ya afronta el costo de los puertos, independientemente de su utilización, el costo marginal de este suministro es el valor variable del GNL. Este costo ha promediado entre 2010 y mediados de 2014 los 15,5 USD/MMBtu, aunque con un amplio rango de variación entre 10 y 26 USD/MMBtu. Si bien el valor del GNL acompaña en cierta medida la evolución del crudo y sus derivados, ha habido momentos en los que su evolución se ha distanciado, principalmente por limitación en la oferta. Para este trabajo, se ha considerado que el GNL se ubicará en el largo plazo entre el 77 y 90% de la equivalencia calórica con el crudo de referencia. • GNL importado en un nuevo puerto: Para incrementar la capacidad de importación de GNL podría instalarse un nuevo puerto cercano a los puntos de consumo. En tal caso, al valor del producto se le debe agregar el repago de la inversión portuaria a realizar y, si fuera el caso, el arrendamiento del buque gasificador. • Combustible gasoil: Éste es ya el principal combustible alternativo en los picos de demanda, como resultado de un importante parque de centrales eléctricas de ciclo combinado instaladas en los últimos veinte años con capacidad de conmutar su consumo. De igual manera, se estima que la mayor parte de la generación térmica a instalar tendrá esta configuración, por su ventaja en costo de inversión y eficiencia frente a los grupos turbovapor con conmutación a fuel oil. Por tratarse de un commodity transable, debe considerarse como costo económico el valor internacional del mismo, que entre 2010 y mediados de 2014 ha promediado los 22,7 USD/MMBtu, variando entre 16 y 26,5 USD/MMBtu. Para determinar el equilibrio económico en el suministro de largo plazo no se han considerado los costos de infraestructura adicional para el gasoil, debido a que en los escenarios considerados su uso como sustituto del gas se mantiene o reduce. Asimismo, no se consideran relevantes para el mercado los puntos de equilibrio de otros combustibles (fuel-oil, carbón, GLP, etc.) porque o bien no existe capacidad de arbitrar el consumo en volúmenes relevantes o porque su consumo está ligado a equipamientos de gran antigüedad cuya disponibilidad o renovación no puede preverse en el largo plazo. De esta forma, el consumo que pueda hacerse de estos combustibles reemplazará en su caso parte del consumo modelado de combustibles más onerosos. De igual manera, se estima que en el largo plazo la importación por gasoductos de GNL gasificado en países limítrofes representará para el Distintos estudios indican que la viabilidad de este valor para los desarrollos de gas de shale, considerando la producción según la evolución natural de un pozo típico, requiere desarrollar economías de escala que permitan reducir el costo de perforación y puesta en producción. Este valor podrá ser re-evaluado a medida que la experiencia acumulada brinde mejor información respecto de los costos de desarrollo y de la producción esperable por pozo.

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El desafío del downstream del gas en Argentina

3. Escenarios de oferta y demanda

país un costo ubicado entre aquel de desarrollar un nuevo suministro con puerto local y el valor del gasoil, pues de otra manera no resultaría competitivo. Así, en función del escenario de precios de combustibles que se prevea, cambian los días de uso óptimo de cada alternativa. Gráfico 3.3 – Abastecimiento óptimo según días de uso y precio de los combustibles

365 334 304 274

Días de uso

243 213 182 152 122 91 61 30 0

60

70

80

90

100

110

120

Precio del crudo USD/bbl

instituto argentino del petróleo y del gas

Para los valores de GNL y gasoil verificados entre 2010 y mediados de 2014, resulta conveniente desarrollar gas local y transporte para abastecer la demanda hasta reducir el uso de GNL a un promedio de 90 días, y asegurar un abastecimiento de GNL para que el consumo de gasoil no exceda los 30 días. En el otro extremo en un escenario de precios de crudo en torno a 60 USD/bbl y GNL en torno a 9 USD/MMBtu, el desarrollo de infraestructura y gas de producción local es competitivo en precio sólo para la demanda de base (más de 250 días al año) y el uso óptimo de gasoil se extiende a unos 45 días promedio. Este nivel de uso de combustibles alternativos implica mantener un volumen de importaciones similar al de los últimos años, cuya viabilidad en términos de balanza de pagos excede el alcance de este trabajo.

ESCENARIO DE ABASTECIMIENTO Con la proyección de demanda, y los puntos de equilibrio determinados para el uso de cada combustible puede estimarse el nivel de suministro óptimo como objetivo de planeamiento. Para los precios del período 2010-2014, los niveles de abastecimiento se muestran en el Gráfico 3.4.

15

El desafío del downstream del gas en Argentina

400

Escenarios de oferta y demanda

Demanda Promedio Equilibrio Local + Bolivia vs GNL

300

Equilibrio GNL vs Gas Oil

292

MMm3/d

250 MMm3/d

3.

Rango de Variación de la Demanda

350

200

263

MMm3/d

200 150 100 50 0 2014

2019

2024

2029

2034

Gráfico 3.4 – Niveles de abastecimiento óptimo (a precios 2010 - 1°s 2014)

En este gráfico puede verse que el consumo óptimo de gasoil se verificaría cuando la demanda supera los valores promedio de invierno, y que el abastecimiento óptimo de gas de cuenca, al fin del período se ubicaría en torno a los 260 MMm3/día. Dentro de este último valor se incluye la importación desde Bolivia, pues el contrato actual, con cláusulas de Take or Pay se extiende hasta 2026, y se considera probable que se extienda el suministro por la magnitud de la infraestructura asociada en ambos países. El abastecimiento total de gas a consumidores, incluyendo GNL, alcanzaría valores en torno a 290 MMm3/día, más que duplicando la capacidad suministro efectivo actual que ronda los 140 MMm3/día. Cabe destacar que, si la demanda mantuviera la evolución tendencial y no se lograran los supuestos planteado de uso racional y eficiente y diversificación en la matriz de generación eléctrica, el suministro óptimo se eleva en unos 80 MMm3/día. Gráfico 3.5 – Niveles de abastecimiento óptimo sin URE ni diversificación 373

400

MMm3/d

Demanda S/URE y Nuevos Proyectos

350

Demanda C/URE y Nuevos Proyectos

MMm3/d

Equilibrio GNL vs Gas Oil

250 MMm3/d

instituto argentino del petróleo y del gas

342

Equilibrio Local + Bolivia vs GNL

300

200 200 150 100 50 0 2014

2019

2024

2029

2034

16

El desafío del downstream del gas en Argentina

A modo de resumen, puede verse en el Gráfico 3.6 las sensibilidades a los principales supuestos para proyectar la demanda.

3.

300 250 200 150 100 50

Sin URE

Menor diversificación de matriz eléctrica

Menor crecimiento de la demanda industrial

Electricidad EE vs. PBI 1

Crecimiento Vegetativo de pequeños usuarios

Menor precio de Combustibles Alternativos

2035

Reducción de Combutibles Líquidos y otros

Usinas

Industrias

Pequeños usuarios

0 Actual

MMm3/d

Escenarios de oferta y demanda

350

Gráfico 3.6 – Sensibilidad de los supuestos

Partiendo de la oferta comercial de producción nacional verificada en 2014, algo menor a 100 MMm3/día, se plantean dos escenarios de evolución de oferta. En el escenario denominado de convergencia al óptimo, para la primera mitad del período de estudio se considera esencialmente el desarrollo de aquellos prospectos de producción caracterizados por los operadores de las distintas áreas en todas las cuencas con una estimación razonable de su potencial. En la segunda mitad, se considera la evolución a un ritmo similar, con un incremento de la oferta concentrado en la cuenca neuquina por su cercanía a los centros de consumo y el desarrollo del abundante recurso no convencional, con mantenimiento de los niveles de producción de las cuencas Austral y San Jorge. 250 Escenario de Convergencia al Abastecimiento Óptimo

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200 Abastecimiento Óptimo, (a precios 2010 - 1º s 2014) equilibrio Gas local vs GNL

de

L

GN

c

du

Re

n ció

150

ción

tu Susti

100

as Oil

de G

Abastecimiento de Mínima (importaciones constantes)

50 2014

2019

2024

2029

2034

Gráfico 3.7 – Evolución de producción nacional en los escenarios de abastecimiento

17

El desafío del downstream del gas en Argentina

3. Escenarios de oferta y demanda

De esta forma, se ve que en el escenario de Convergencia al Abastecimiento Óptimo la oferta comercial de producción nacional incorpora 135 MMm3/día, de los cuales 2/3 responden al crecimiento de mercado y 1/3 a la reducción del uso de combustibles alternativos y de restricciones al consumo, en la primer etapa, y luego a la reducción de importación de GNL. En el escenario de abastecimiento de mínima, el incremento de oferta nacional incorpora algo menos de 80 MMm3/día. El uso promedio de cada fuente, y la evolución del volumen de gas no suministrado (combustibles alternativos) se muestran en los gráficos 3.8 y 3.9.

350

300

MMm3/d

250

Impo x Norandino

Impo x Gasandes

Uruguay

Bahía Blanca

Escobar

Nqn Local

Bolivia

San Jorge

Sur y Austral

Norte Local

Demanda total sin restricciones

200

150

100

50

0 2014

2019

2024

2029

2034

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Gráfico 3.8 – Abastecimiento - Escenario de Convergencia al Óptimo

En el escenario de Convergencia al Abastecimiento Óptimo se observa la evolución de la oferta de las cuencas Austral y San Jorge de un volumen conjunto del orden de 35 MMm3/día hasta 50 MMm3/día, y de la cuenca Neuquina de menos de 60 MMm3/día a valores en torno a 180 MMm3/día, lo que representa un desafío formidable tanto en términos de desarrollo de upstream como de infraestructura de transporte. Asimismo, a medida que la oferta excede el nivel de demanda estival surge la necesidad de modular la producción para ajustarse a la demanda doméstica. Aún no se cuenta con experiencia suficiente para estimar si será técnicamente viable modular a gran escala la oferta no convencional y, en todos los casos, incrementar al precio necesario para repagar las inversiones. Como se describe más adelante, deben evaluarse las alternativas para reducir las variaciones de producción.

18

El desafío del downstream del gas en Argentina

3. Escenarios de oferta y demanda

En los primeros años, mientras se desarrolla la capacidad de producción, el uso intensivo de la infraestructura existente permitiría incrementar el uso de GNL y reducir rápidamente el uso de combustibles alternativos de mayor valor y las restricciones al consumo. En adición a los buques gasificadores ubicados en Escobar y Bahía Blanca, es posible importar hasta 13 MMm3/día desde países limítrofes sin necesidad de encarar inversiones relevantes. Podrían obtenerse hasta 5 MMm3/día a través del gasoducto Gasandes provenientes la planta de Quinteros en el centro de Chile, unos 2 MMm3/día a través del gasoducto Norandino provenientes de la planta de Mejillones en el Norte de Chile y, a partir de 2016, unos 6 MMm3/día a través del gasoducto Cruz del Sur provenientes del buque gasificador a instalarse frente a Montevideo. La diferencia entre el valor en puerto del GNL y el volumen equivalente de gasoil, con un factor de uso de 1/3, ronda los 250 MM USD/año a valores compatibles con un precio de crudo de 60 USD/bbl, y los 400 MM USD/año a valores históricos.

350

300

MMm3/d

250

Impo x Norandino

Impo x Gasandes

Uruguay

Bahía Blanca

Escobar

Nqn Local

Bolivia

San Jorge

Sur y Austral

Norte Local

Demanda total sin restricciones

200

150

100

50

0 2014

2019

2024

2029

2034

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Gráfico 3.9 – Abastecimiento - Escenario de Mínima

En el escenario de Abastecimiento de Mínima, el desarrollo de los prospectos previstos inicialmente se efectúa a un ritmo menor, y la oferta final de cuenca Neuquina se estima en torno a 135 MMm3/día. En este escenario, el volumen de la demanda abastecido por importaciones y combustibles alternativos se mantiene durante todo el período. En este escenario, considerando las mismas alternativas de importación que en el de Convergencia al Abastecimiento Óptimo, el uso de combustibles líquidos y/o restricciones (área en blanco bajo la curva de demanda), excede el nivel de equilibrio, lo que indicaría la necesidad de evaluar ampliar la capacidad de importación de GNL.

19

El desafío del downstream del gas en Argentina

EL DESAFÍO DE ADMINISTRAR EL CLIMA

3. Escenarios de oferta y demanda

Se ha simulado el despacho para las condiciones de temperatura y aportes hidráulicos registrados de 70 años históricos. A pesar de que las condiciones climáticas futuras pueden diferir de las pasadas, esto permite estimar la magnitud de su incidencia en la variabilidad del despacho. Adicionalmente, en la medida que se diversifica la matriz de generación eléctrica con fuentes de aporte variable (centrales hidráulicas y eólicas), aumenta la variabilidad del aporte requerido a los generadores térmicos. En la actualidad, la producción de gas no enfrenta la necesidad de modular la producción, pues la variación de demanda se administra principalmente mediante el mayor o menor uso de GNL y combustibles líquidos, y mediante el manejo del stock de los sistemas de gasoductos (linepack). Sin embargo, en la medida que el incremento de la oferta local vuelva a limitar el uso de GNL y gasoil a los picos invernales, la variación de demanda fuera de pico requeriría modular en igual medida la producción, como era habitual hasta hace unos años. Por ejemplo, hacia el final del período en el escenario de Convergencia al Abastecimiento Óptimo, el volumen anual a abastecer entre la producción nacional y la importación desde Bolivia puede diferir unos 5.000 MMm3 anuales entre un escenario climático severo y uno benigno. Así, que el factor de uso promedio anual de la capacidad de producción variaría entre 84% y 90%, con mínimos estivales mucho menores que implicarían tener temporalmente fuera de servicio un tercio de la capacidad de producción (algo más de 80 MMm3/día). Valuada a 7,5 USD/MMBtu, la producción caída en el mínimo estival suma 23 MMUSD diarios.

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Esto puede presentar inconvenientes técnicos con los recursos no convencionales, y en todos los casos el menor factor de uso incrementa el precio de repago de las inversiones. Por ello, se torna relevante evaluar las alternativas técnicas y comerciales para minimizar las variaciones en el nivel de producción y administrar los picos de demanda. Si bien su análisis económico excede el alcance de este estudio, dichas alternativas incluyen: • Exportación de los excedentes estivales a países limítrofes, aprovechando los más de 30 MMm3/día de capacidad de transporte de los gasoductos que conectan las cuencas argentinas con Uruguay, Chile y Brasil. • Almacenamiento subterráneo de gas para su utilización en los picos invernales, desplazando la importación de combustibles líquidos o GNL. • La construcción de tanques on-shore para el almacenamiento de GNL en los puertos existentes, para programar con mayor flexibilidad su compra y utilización. Esta alternativa puede incluir la licuefacción de gas local fuera de pico si la relación de precios justifica la inversión. • La optimización conjunta con los países conectados del uso de la capacidad de almacenamiento de GNL en las plantas de gasificación.

20

El desafío del downstream del gas en Argentina

4.

Sistema de transporte

ANÁLISIS DE LA INFRAESTRUCTURA EXISTENTE Los Sistemas Troncales de Transporte operados por Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur, cuentan con un total de 15.923 Km de gasoductos y 1.164.620 HP de potencia instalada. (Ver detalle de instalaciones en Anexo I).

Longitud (km)

Potencia (HP)

Capacidad (MMm3/d)

TGS

9.133

791.600

88.0

TGN

6.790

374.020

61.0

15.923

1.164.620

149.0

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La antigüedad de las instalaciones varía. Más del 40% de las cañerías y más del 15% de la potencia instalada tienen una edad mayor a 40 años. (Ver tabla adjunta)

.

17% 33%

42% 58%

25%

> 40 años 39 - 21 años < 20 años

25%

Antigüedad de Cañería

Antigüedad de Potencia

21

El desafío del downstream del gas en Argentina

FACTOR DE CARGA DEL SISTEMA DE TRANSPORTE

4.

Inyección Sistema TGS+TGN MMm3/d - Local + Importación

160 150 140

Sistema de transporte

130 120 110 100 90 80 70 enero

febrero

2009

marzo

abril

2011

mayo

junio

2012

julio

agosto

2013

sept

2014

octubre

nov.

dic.

Cap. Transporte

Se muestra en este gráfico el caudal diario promedio mes, inyectado a los Sistemas de Transporte. Se incluye, tanto inyecciones de gas local, como inyecciones de gas importado, (gas de Bolivia y Gas Natural Licuado en Bahía Blanca y en Escobar). La capacidad total de transporte considerando la actual más las obras de expansión en curso es de 155,8 MMm3/d. El Sistema de transporte cuenta con una capacidad ociosa de 57 MMm3/d para la inyección de gas local, parte de esta capacidad se ocupa con el gas importado desde Bolivia, ya contratado, restando una capacidad libre neta de 39,5 MMm3/d. La capacidad remanente en el tramo NQN-BB/SJ (Neuquén-Bahía Blanca y Neuquén-San Jerónimo) es de 30 MMm3/d. La capacidad del Gto. Norte se completa con el gas importado desde Bolivia. La capacidad de los Tramos Finales (Bahía Blanca-GBA), se completa con el GNL importado. El Gto. San Martín cuenta con una capacidad remanente de 9,5 MMm3/d.

Norte - Se completa con Bolivia

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Tramos finales - Se completa con GNL

Disponibilidad en Gtos NQN hasta Escobar y Bahía Blanca: 30,0 MMm3/d Disponibilidad en Gto Sur hasta Bahía Blanca: 9,5 MMm3/d Disponibilidad en Capacidad de Transporte Actual: 39,5 MMm3/d

22

El desafío del downstream del gas en Argentina

CUELLOS DE BOTELLA ACTUALES

4. Sistema de transporte

La capacidad de entrega del gas contratado para alimentación a Generadoras Eléctricas requiere de la instalación del Segundo Anillo de Buenos Aires. Un sistema que conecta el punto de Mercedes, sobre el sistema de transporte de TGS, con el de Cardales, sobre el de TGN. Esta interconexión contará con un gasoducto de 75 Km de longitud y 36“ de diámetro, una Planta Compresora en Mercedes y una estación de regulación, filtrado y medición bidireccional, que permitirá transferir caudales de un sistema al otro, indistintamente. Adicionalmente, la alimentación a las Generadoras Eléctricas ubicadas en la zona de GBA requieren de un ramal que evite saturar los sistemas de distribución. La alternativa es construir el Gto. Rodríguez – Rosetti de 55 Km de longitud y 30“ de diámetro.

Gasoducto Mercedes - Cardales: 75 km de long / 36´´de diámetro MAPO: 80 kg/cm2 M PC Mercedes: 10000 HP Capacidad: 15 MMm3/d

Gasoducto Rodríguez - Rosetti: 55 km de long / 30´´de diámetro MAPO: 45 kg/cm2 M Capacidad: 14 MMm3/d

Obras necesarias para el compromiso actual de Transporte Firme

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DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE INSTALACIONES DE EXPORTACIÓN/IMPORTACIÓN Los Sistemas de Transporte operados por TGN y TGS cuentan con ocho interconexiones con sistemas de países limítrofes: dos con la República Oriental del Uruguay, una con Brasil, cuatro con la República de Chile y una con Bolivia. Históricamente, la única conexión que se ha utilizado para la importación de gas natural ha sido la conexión con Bolivia. El resto de las conexiones se han utilizado para exportar gas natural a Brasil, Chile y Uruguay. Cerrada la exportación de gas, las interconexiones han permanecido en desuso. Con la disponibilidad de Gas Natural Licuado en Chile y en Uruguay, y el déficit de gas natural en la Argentina, se evalúan las modificaciones necesarias a estas interconexiones para la importación de GNL, a través del Gasoducto Gas Andes y del Gasoducto Cruz del Sur / Gto. Link. Esto permitiría un suministro de GNL transitorio mientras la provisión local alcanza los valores requeridos.

23

El desafío del downstream del gas en Argentina

GASODUCTO GAS ANDES

4. Sistema de transporte

En el esquema al pie se indican los escenarios teóricos estudiados para poder transportar a través del Gto. Gasandes, desde la planta de Regasificación de Quinteros (Stgo. de Chile). Los mismos incluyen un escenario considerando el sistema sin necesidad de compresión y el otro asumiendo la utilización de compresión en dicho gasoducto. Se asume para ambos que la entrega se realiza en zona Litoral Tramos Finales de TGN Para estas condiciones es posible transportar entre 1.5 MMm3/d – 5.0 MMm3/d tomando como cabecera de inyección la PC La Mora sobre el gasoducto Centro Oeste.

Inyección GNL Quinteros Chile Entrega Zona Litoral tramos finales

Inyección al sistema de TGN Gto. Centro Oeste PC La Mora

Escenario

1

2

Gas Andes

sin compresión

sin compresión

Caudal (MMm3/d)

1500

5000

km (30´´)

170

480

Potencia (HP)

0

15000

GASODUCTO CRUZ DEL SUR

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El máximo caudal posible de ser importado con los sistemas actuales es de 10 MMm3/d, con la condición de que arriben a Punta Lara a 45 kg/cm2 M y de que 4 MMm3/d del total se entregue a la Central Térmica Ensenada de Barragán ubicada en Punta Lara. Los 6 MMm3/d restantes, podrán ingresarse al Anillo Las Heras – Buchanan.

24

El desafío del downstream del gas en Argentina

4. Sistema de transporte

AVANCE DE LA POBLACIÓN SOBRE LOS SISTEMAS CAMBIO DE TRAZA Una situación que en los últimos años se ha venido presentando a lo largo de los sistemas de transporte, es el asentamiento de poblaciones sobre la traza de los gasoductos, así como el crecimiento de poblaciones existentes que avanzan sobre la zona de servidumbre o sobre la franja de seguridad de los distintos tramos. Esta situación modifica la clase de trazado de los tramos invadidos, obligando a tomar acciones para mitigar el incremento del riesgo asociado. Es de esperar un incremento de esta situación en el futuro, para lo cual deberán definirse y consensuarse con las autoridades, nuevos criterios sobre los cuales basar la gestión de estos activos, tomando en consideración Análisis de Riesgo que permitan delinear acciones de mitigación adecuadas, así como preverse un nivel de inversiones y gastos superiores a los históricos. Esta situación sumada a la antigüedad de las instalaciones ya mencionada, requerirán de la realización de inversiones que aseguren la sustentabilidad del sistema actual.

AMPLIACIONES REQUERIDAS Definición de obra de expansión Sistema de Transporte En base a los dos escenarios de evolución de Oferta/Demanda, se definieron las obras de expansión necesarias, realizando una estimación de inversión asociada y cronología de habilitación de obras.

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Durante los primeros años de la proyección, las obras necesarias están destinadas principalmente a la eliminación de “cuellos de botella”, a través de la construcción de los Gasoductos Mercedes-Cardales y Rodríguez-Pacheco, además de posibilitar el ingreso de GNL de la República Oriental del Uruguay y de Chile, para acompañar el crecimiento de la demanda mientras se desarrolla la producción de gas local.

25

El desafío del downstream del gas en Argentina

4.

Escenario Óptimo: estas obras incorporan una capacidad de ingreso adicional de 129 MMm3/d, en cuatro etapas sucesivas con inicio en los años 2018, 2023, 2027 y 2030 respectivamente. Totalizando la instalación de 8000 Km de loop y 1.200.000 HP de potencia.

Sistema de transporte

Caudal incremental

Loops Potencia HP km

11 MMm3/d 25 MMm /d

300 80,000

50 MMm3/d

1,400 400,000

3

43 MMm3/d 129 MMm3/d

600 160,000 2,300 640,000

Loops Potencia HP km

Loops Potencia HP km

400 15,000 200 20,000

500 70,000

1,200 160,000

1,000 120,000

1,400 60,000

900 100,000

3,200 255,000

2,400 290,000

Escenario de Mínima: estas obras incorporan una capacidad de ingreso adicional de 70 MMm3/d, en tres etapas sucesivas con inicio en los años 2023, 2028 y 2032 respectivamente. Totalizando la instalación de 4300 Km de loop y 700.000 HP de potencia.

11 MMm3/d

400 15,000

25 MMm3/d

300 80,000

200 20,000

34 MMm /d

1,100 320,000

1,000 80,000

760 100,000

70 MMm3/d

1.400 400,000

1,600 115,000

1,260 170,000

3

500 70,000

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La inversión total acumulada en el período 2015-2035 estimada en el Sistema de Transporte Global, incluyendo obras de ampliación y de sustentabilidad es 22.000 millones de USD para el escenario óptimo y 12.000 millones de USD para el de mínima.

Escenario

Longitud de Incremental (Km)

Potencia Incremental (HP)

% ampliación respecto a longitud sistema 2015

% ampliación respecto a potencia sistema 2015

Inversión total Ampliación y Sustentabilidad (MUSD)

Óptimo

8,000 1,200,000 50%

105%

22,000

Mínima

4,600 700,000 29%

60%

12,000



26

El desafío del downstream del gas en Argentina

4. Sistema de transporte

INCORPORACIÓN DE NUEVAS TECNOLOGÍAS Impactos Ambientales Producidos por la Operación Otro aspecto a tener en cuenta es la programación de las operaciones de Mantenimiento tendiendo a reducir drásticamente el impacto al medio Ambiente. Se debe trabajar en la implementación de sistemas de recuperación del gas venteado mediante la utilización de by pass y stoppler, recompresión, Implementación de venteos con quema, servicio de taponamiento mediante robots. Se debe trabajar sobre la reducción del ruido que estas maniobras provocan implementando sistemas de silenciadores ú otra tecnología similar. El gas natural frecuentemente es venteado a la atmósfera cuando se realizan reparaciones y nuevas conexiones en las cañerías. Los casos típicos de trabajos en los que se producen venteos de metano a la atmósfera, con el consecuente impacto al medio ambiente, así como económico, son: • Cambios de tramos en tareas de reparación de fallas. • Disminución de presión para reparaciones provisorias con montura en el caso de fugas. • Interconexión de nuevos tramos de cañería y/o Plantas Compresoras en el caso de ampliación del sistema de transporte. La práctica internacional incluye diferentes alternativas técnicas para minimizar o evitar totalmente, los venteos de metano. Se analizaron las siguientes: • Recuperación de metano por medio de “hot taps” • Recuperación de metano mediante la evacuación de cañerías transvase • Recuperación de metano por medio de stopplers • Quema de metano venteado – emisión de CO2 vs CH4

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CONCLUSIONES TRANSPORTE En el corto plazo se deberán completar las obras de ampliación en curso, así como los gasoductos de conexión entre los Sistemas TGN/TGS/Distribución que otorguen acceso a los puntos de concentración de la demanda actualmente identificados. Con el objeto de acompañar el crecimiento de la demanda y en forma transitoria mientras se alcanzan los niveles de producción de gas local proyectados, se deberá evaluar la alternativa de reversión de los actuales Gasoductos Gas Andes y Gas Link. Acompañar la proyección de Oferta/Demanda con obras de ampliación. El escenario óptimo requerirá de un incremento de cañería equivalente al 50% de la actual y de la duplicación de la potencia existente, así como de tareas que garanticen la sustentabilidad de los activos, con una inversión asociada acumulada para el período 2015-2035 del orden de los 22.000 millones de USD. En cualquier escenario se deberán gestionar las obras necesarias para asegurar condiciones de confiabilidad y seguridad de los sistemas actuales y los que se vayan habilitando.  

27

El desafío del downstream del gas en Argentina

5.

Los sistemas de distribución

ANTECEDENTES La privatización de la empresa estatal Gas del Estado en el año 1992 dio a lugar al nacimiento de ocho distribuidoras de gas natural que cubrían casi todo el territorio de nuestro país. Con la creación en el año 1997 de la novena distribuidora –Gas Nea– se terminó de cubrir la totalidad de la geografía de la Argentina. En la figura 1 se muestran las distribuidoras de gas natural que operan en el país y su distribución geográfica.

Gasnor S.A. Gasnea S.A. Distribuidora de Gas del Centro S.A. Litoral Gas S.A. Distribuidora de Gas Cuyana S.A. Gas Natural Ban S.A. /// NORTE Metrogas S.A. /// SUR Camuzzi Gas Pampeana S.A.

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Camuzzi Gas del Sur S.A.

Capital Federal

Figura 1 – Licenciatarias de Distribución (Fuente: Enargas)

28

Camuzzi E l d e s a f í o d e l d o w n s t r e a m d e l g a s e n A r g e n t i n a Gas del Sur

5.

La longitud total de la red de distribución a fines de 2013 asciende a 138.200 km. Mientras que para la misma fecha la cantidad total de clientes es de 8,19 millones. En las figuras 2 y 3 se han representado comparativamente las longitudes de las redes y la cantidad de clientes de cada distribuidora.

Los sistemas de distribución Ecogas Centro

Camuzzi Gas Pampeana

Camuzzi Gas del Sur

Gas Natural Ban

Ecogas Cuyo

kilómetros de redes

Gasnor

138.200 (cantidad total)

Litoral Gas

Gasnea

Metrogas

Figura 2 – Comparación por longitud de redes

Metrogas

Ecogas Centro

Gas Natural Ban

Litoral Gas

8,19 millones de clientes (cantidad total)

Camuzzi Gas del Sur

Gasnea

Camuzzi Gas Pampeana

Gasnor

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Ecogas Cuyo

Figura 3 – Comparación por cantidad de clientes

29

El desafío del downstream del gas en Argentina

AMPLIACIÓN DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

5. Los sistemas de distribución

Las ampliaciones de la red de distribución naturalmente dependen principalmente del aumento de la cantidad de clientes, que a su vez está determinado fundamentalmente por el crecimiento demográfico de la población. A fin de determinar el crecimiento futuro del número de clientes, hemos utilizado información del INDEC, del ENARGAS y de las propias distribuidoras. Con la información de las proyecciones demográficas del INDEC, en primer lugar se ha determinado el número de viviendas para los años 2025 y 2035 para cada una de las distribuidoras (cuadro 5.1).

Distribuidora

Población 2010

Habitantes por vivienda

Viviendas 2010

Viviendas 2013

2025

2035

Metrogas

6.799.764

2.621.481

2,59

Gas Natural Ban

7.310.196

2.229.314

3,28

2.748.268 2.927.696 3.032.422 2.324.124

Camuzzi Gas Pampeana 4.264.799

1.926.628

2,21

2.010.319 2.263.012 2.443.239

2.819.484 2.830.583

Litoral Gas

3.623.757

1.298.073

2,79

1.357.162

1.494.380 1.591.800

Camuzzi Gas del Sur

2.130.395

762.116

2,80

823.560

1.002.909 1.139.852

Ecogas (centro)

4.010.346

1.459.157

2,75

1.541.143

1.744.864 1.893.115

Gas Nea

4.915.603

1.517.900

3,24

1.602.151

1.799.092 1.927.663

Gasnor

4.209.942

1.151.083

3,66

1..220.792 1.404.631 1.535.800

Ecogas (Cuyo)

2.852.294

870.578

3,28

40.117.096

13.836.330

2,90

Total país

924.038

1.502771

1.143.652

14.551.556 16.308.838 17.538.107

Incremento respecto 2013

12,7%

25,4%

Cuadro 5.1 - Crecimiento demográfico por Área y Viviendas asociadas

Una vez determinado el crecimiento poblacional, con información suministrada por las distribuidoras se elaboraron diferentes escenarios de aumento de clientes. Entre estos se destacan el escenario 1 que considera para el 2035 la misma penetración (ratio clientes/viviendas) que en 2013, y el escenario 2 que considera una proyección de clientes compatible con el crecimiento de los últimos años (cuadro 5.2). Este último escenario, que determina un aumento de 5,1 millones de clientes a 2035, es el que se considera como el más probable. Resultará entonces que al 2035 la cantidad de clientes alcanzará la cifra de 13,2 millones de clientes. Aumento Clientes 2035 (R+P)

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Distribuidora Metrogas

237.274 497.243

Gas Natural Ban

331.037

872.413

Camuzzi Gas Pampeana

272.915

849.259

Litoral Gas

114.448

361.411

Camuzzi Gas del Sur

234.034

390.624

Ecogas (centro)

153.365

925.287

Gas Nea

17.679

771.396

Gasnor

121.152 155.486

Ecogas (cuyo) Total país Incremento respecto 2013

128.762

288.174

1.610.667

5.111.293

19,8%

62,9%

Fuente: Elaboración propia en base a datos de las Distribuidoras e INDEC

Cuadro 5.2 - Aumento de Clientes por Área al 2035

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El desafío del downstream del gas en Argentina

5. Los sistemas de distribución

Para la determinación de la longitud de las ampliaciones para abastecer los nuevos consumos hemos considerado una longitud por cliente y el número de clientes servidos por Estación de Regulación, similares a las actuales. El resultado de este análisis establece que la ampliación del sistema de distribución es de 86.900 km y 1420 estaciones de regulación. Teniendo en cuenta los costos de ampliación de las redes y los de las estaciones de regulación, la inversión acumulada para el período de estudio asociada a la ampliación del sistema de distribución alcanza los 10.300 millones de USD. La penetración subirá de 56% en 2013 a 76% en 2035 con una distribución más homogénea en todo el país.

INNOVACIÓN TECNOLÓGICA La importante ampliación del sistema de distribución exigirá también una modernización sustancial de sus instalaciones para acompañar el avance de la industria internacional del gas. Entre las innovaciones tecnológicas a incorporar señalamos, entre otras, a los medidores inteligentes, sistemas de búsqueda de fugas mediante uso de láser, usos de polietileno para alta presión, telecomando generalizado de válvulas, etc. Es dable mencionar la necesidad del uso de los sistemas de información geográfica y la utilización de aplicaciónes móviles para la gestión en campo. Un comentario aparte merece la gestión de los daños de terceros, fuente principal de daños a las redes. En este sentido deberán instaurarse medidas tendientes a la disminución de los daños. Una de las posibilidades es el establecimiento de un único número a dónde llamar en caso de la necesidad de excavar.

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SUSTENTABILIDAD DE INSTALACIONES DOMICILIARIAS El incremento de la cantidad de clientes implica la construcción de más de 5 millones de instalaciones internas al 2035. Las instalaciones internas son el último eslabón de toda la cadena de valor de la industria del gas natural. El mantenimiento de las instalaciones internas no es responsabilidad de las Distribuidoras sino de los propietarios de las mismas, encontrándose con que las primeras tienen defectos por su antigüedad y obsolescencia. Se vuelve necesario implementar un proceso de revisión sistemático y continuo de las instalaciones internas para garantizar su buen mantenimiento y funcionamiento.

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El desafío del downstream del gas en Argentina

CONCLUSIONES DISTRIBUCIÓN

5.

Se incrementará a 2035 la cantidad de clientes en más de 5 millones, alcanzando la cifra de 13,2 millones. Mientras que la penetración subirá de 56% en 2013 a 76% en 2015, con una distribución más homogénea en todo el país (figuras 1 y 2). La red de distribución crecerá en más de 86.000 km.

Los sistemas de distribución

Las inversiones para ampliaciones, innovación tecnológica, nuevas instalaciones internas y sustentabilidad de la infraestructura serán de 20.000 millones de USD en el horizonte 2013- 2035.

Cartograma según cantidad de clientes 2013

Cartograma según cantidad de clientes 2035

8,19 millones de clientes

13,20 millones de clientes

Cartograma según penetración 2013

Cartograma según penetración 2035

Penetración 56%

Penetración 76%

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Figura 5.1

Figura 5.2

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El desafío del downstream del gas en Argentina

6.

Conclusiones Finales

Este Estudio concluye que en los próximos 20 años el consumo promedio alcanzará los 234 MMm3/d. La cifra expuesta se obtiene aun con supuestos optimistas de reducción de la intensidad por persona del 10% para el gas y 12% de electricidad y bajo la premisa de un plan de expansión del sistema eléctrico que consolida una diversificación de la matriz energética, reduciéndose la participación del gas de más de 60% en la actualidad a menos de 50% en 2015. Condición para que ello sea posible, es que se adecuen simultáneamente los Sistemas de Transporte y Distribución y las instalaciones internas de clientes. Las estimaciones muestran que se requerirán inversiones por: a) 1.100 millones de USD por año en ampliaciones de gasoductos y obras de sustentabilidad de la infraestructura del Sistema de Transporte. b) 620 millones de USD por año en ampliaciones de redes, ERP, obras de sustentabilidad y modernización tecnológica en los sistemas de distribución. c) 290 millones de USD adicionales por año en las instalaciones internas

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de los clientes. Cotejando las inversiones a lo largo de toda la cadena del gas, se concluye que con una relación por cada tres dólares invertidos en el upstream, se requerirá un dólar en el downstream poniendo así de manifiesto la magnitud del desafío que enfrenta el País.

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