Perspectiva de Abastecimiento de
Gas en el Corto y Mediano Plazo
1
Producción por Cuenca - Argentina
NOROESTE
NEUQUINA
7.500
31.000
30.000
7.000
29.000
28.000
MMm 3/d
MMm 3/d
6.500
6.000
27.000
26.000
25.000
5.500
24.000
5.000
23.000
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2005
2006
5.200
10.500
5.000
10.000
4.800
9.500
4.400
8.500
4.200
8.000
4.000
2006
2007
2009
2010
4.600
9.000
2005
2008
GSJ
11.000
MMm 3/d
MMm 3/d
AUSTRAL
2007
2008
2009
2010
2
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Análisis de Declinación
3
Producción Actual y Proyectada – Noroeste
Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema
Noroeste (MMm3/d)
YACIMIENTO
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
ACAMBUCO
5,5
8,2
9,0
7,8
6,8
6,2
5,0
4,8
RAMOS
8,1
7,7
6,4
6,0
5,1
3,9
3,6
3,2
AGUARAGUE
4,4
3,1
3,7
3,3
2,5
2,1
1,7
1,4
TOTAL
18,0
19,0
19,1
17,0
14,4
12,1
10,2
9,4
4
Producción Actual y Proyectada – Neuquino
Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema
Neuquino (MMm3/d)
YACIMIENTO
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
LOMA LA LATA - S. BARROSA
30,9
28,9
24,9
21,2
19,3
17,6
16,2
14,9
AGUADA PICHANA
12,6
12,8
13,8
11,5
10,3
10,3
9,4
8,5
SAN ROQUE
11,3
12,4
11,8
11,5
11,8
10,1
9,9
9,7
CHIHUIDO DE LA SALINA / EL PORTON
4,9
5,2
5,0
5,1
3,1
3,4
3,5
3,5
CENTENARIO
4,0
4,3
4,1
3,9
3,6
3,4
3,1
2,9
SIERRA CHATA
2,7
2,6
2,5
2,1
2,0
1,8
1,7
1,6
AGUA EL CAJON
2,6
2,1
1,9
1,8
1,8
1,7
1,6
1,6
AL NORTE DORSAL (y otros)
2,7
2,7
3,1
3,0
3,2
4,0
3,7
3,5
LINDERO ATRAVESADO
0,9
1,0
0,9
0,7
0,7
0,6
0,6
0,5
PASO DE LAS BARDAS NORTE
0,4
0,9
1,2
0,8
0,7
0,8
0,8
0,8
RIO NEUQUEN
0,6
0,6
0,7
0,8
0,7
0,7
0,6
0,6
EL MANGRULLO
0,0
0,8
1,0
1,0
1,1
1,5
1,6
1,6
ENTRE LOMAS
0,7
0,5
0,5
0,5
0,5
0,4
0,5
0,5
AGUADA DE LA ARENA
0,6
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
OTROS
3,8
3,6
4,1
3,6
3,7
4,4
4,7
5,0
TOTAL
78,8
79,2
76,1
68,4
63,1
61,2
58,5
55,8
5
Producción Actual y Proyectada – Sur (I)
Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema
Sur (MMm3/d)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
LAS VIOLETAS / LOS PATOS / SAN LUIS
0,3
0,6
0,5
0,9
1,0
0,8
0,9
0,9
LAGO FUEGO
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
SAN SEBASTIÁN / CAÑADÓN PIEDRAS
4,8
5,0
5,2
4,2
4,1
3,9
3,7
3,4
POSEIDÓN
0,5
0,3
0,3
0,2
0,2
0,0
0,0
0,0
CULLÉN
0,05
0,01
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
0,03
CMA
11,3
10,9
10,3
12,6
15,9
17,3
17,0
16,7
17,0
16,9
16,4
18,0
21,3
22,2
21,6
21,1
MAGALLANES
2,4
0,2
1,7
2,0
2,5
0,4
2,5
2,5
CÓNDOR / CERRO REDONDO
1,0
0,7
0,4
0,4
0,3
0,3
0,3
0,3
SANTA CRUZ I
5,9
5,2
5,5
5,8
4,6
4,8
4,4
4,1
FARO VÍRGENES
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,1
0,1
CERRO NORTE
0,4
0,5
0,6
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
OTROS
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,4
0,4
0,3
10,5
7,3
8,8
9,0
8,3
6,4
8,0
7,6
YACIMIENTO
TIERRA DEL FUEGO
SUBTOTAL TIERRA DEL FUEGO
SANTA CRUZ SUR
SUBTOTAL SANTA CRUZ SUR
6
Producción Actual y Proyectada – Sur (II)
Disponibilidad máxima promedio de gas de yacimientos que abastecen el sistema
Sur (MMm3/d)
YACIMIENTO
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
EL TORDILLO
0,2
0,1
0,1
0,1
0,1
0,0
0,0
0,0
EL HUEMUL
0,5
0,5
0,9
1,2
1,3
0,7
1,2
1,2
CAÑADÓN SECO
0,1
0,3
0,2
0,3
0,3
0,2
0,3
0,3
LOS PERALES / CDÓN. LA ESCONDIDA
0,7
1,0
0,5
0,5
0,1
0,1
0,4
0,4
CERRO DRAGÓN
5,77
5,81
6,69
6,54
6,65
6,35
6,50
6,50
ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO DIADEMA
0,5
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
OTROS
0,4
0,3
0,4
0,5
0,5
0,4
0,5
0,5
8,1
8,6
9,4
9,7
9,5
8,4
9,5
9,4
35,6
32,8
34,6
36,7
39,1
36,9
39,1
38,1
GOLFO SAN JORGE
SUBTOTAL GOLFO SAN JORGE
TOTAL
7
Producción Actual y Proyectada – Total Producción Local
SISTEMA
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
NOROESTE
18,0
19,0
19,1
17,0
14,4
12,1
10,2
9,4
NEUQUINO
78,8
79,2
76,1
68,4
63,1
61,2
58,5
55,8
SUR
35,6
32,8
34,6
36,7
39,1
36,9
39,1
38,1
TOTAL PRODUCCIÓN ARGENTINA
132,4
131,0
129,8
122,1
116,5
110,2
107,8
103,2
-4,6
-1,4
-1,2
-7,7
-5,7
-6,2
-2,5
-4,6
VARIACIÓN
• Caída esperada de 2.5 MMm3/d en 2012 – morigerada por
incremento de capacidad de transporte sobre gas disponible
en gasoducto San Martín -, y declinación de 4.6 MMm3/d
para 2013.
8
Factibilidad de Incremento de Producción – Total País
• Los proyectos potenciales de incremento productivo de
gas de corto plazo producirían un impacto neto importante
aunque no sustentable en el tiempo: son proyectos de
aceleración.
Incrementos productivos brutos sistema argentino (MMm3/d)
SISTEMA
2012
2013
NOROESTE
0,6
2,1
NEUQUINO
6,6
13,4
SUR
1,6
2,8
TOTAL
8,8
18,3
9
Factibilidad de Incremento de Producción – Resumen Total País
SISTEMA
2012
2013
BASE ACTUAL
-1,9
-0,9
POTENCIAL
0,6
2,1
VARIACIÓN NETA
-1,3
1,3
BASE ACTUAL
-2,7
-2,7
POTENCIAL
6,6
13,4
VARIACIÓN NETA
3,9
10,7
BASE ACTUAL
2,2
-1,0
POTENCIAL
1,6
2,8
VARIACIÓN NETA
3,8
1,8
BASE ACTUAL
-2,5
-4,6
POTENCIAL
8,8
18,3
VARIACIÓN NETA
6,4
13,8
NOROESTE
NEUQUINO
SUR
TOTAL PRODUCCIÓN ARGENTINA
10
Bolivia
11
Relación YPFB – Productores
•
Propiedad de los Hidrocarburos producidos: YPFB.
•
Obligación de los Productores: producir y entregar los hidrocarburos a los mercados
que YPFB indique.
•
Mercados: YPFB tiene el control sobre la comercialización de los hidrocarburos.
•
Acuerdos de Entrega de Gas y Líquidos: entre YPFB – Productores
 Establece las condiciones de entrega para cada Campo, reflejando las
condiciones de los contratos de comercialización celebrados por YPFB.
 Prioridades de Abastecimiento: 1° Merc.Interno, 2° Export. Brasil, 3° Export.
Argentina
•
Retribución a los Productores: Reconocimiento de costos más inversiones y un %
sobre el resultado de las ventas.
12
Marco legal
Petrobras Brasil
Exportaciones
de gas
80% Prod. Gas
(60% Bra, 20% Arg)
Productores
Contrato
Operación
Acuerdos
de Entrega
YPFB
Contratos
de venta de
HC
ENARSA
Argentina
MI Consumo
Mercado
Interno de Gas
20% Prod. Gas
Industrialización
Contratos de
transporte
Refinerías locales
YPFB
Transporte &
Transierra
Mercados de
líquidos
Exportaciones
(Sin exportaciones
actualmente)
13
Acuerdo YPFB - ENARSA
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
CMD
7,7
11,3
13,6
15,9
19,0
20,7
23,4
23,9
24,6
25,1
25,7
27,7
27,7
27,7
27,7
27,7
27,7
DoP
5,0
7,7
11,6
13,5
16,2
17,6
19,9
20,3
20,9
21,3
21,8
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
23,5
ToP
5,0
6,5
10,9
11,7
13,8
15,8
17,9
18,2
18,7
19,1
19,6
21,1
21,1
21,1
21,1
21,1
21,1
14
Oferta de Gas Natural Boliviano - Megacampos en Bolivia (*)
Caipipendi
Producción Total
2011:
43.5 MMm3/d
Socios:
Repsol YPF: 37.5%
(operador)
British Gas Bolivia: 37.5%
PAE: 25%
Producción Gas 2011:
2.6 MMm3/d
San Antonio
Socios:
YPFB Andina: 50%
Petrobras: 35% (operador)
Total E&P Bolivia: 15%
Producción Gas 2011:
13.8 MMm3/d
San Alberto
Itaú
Socios:
YPFB Andina: 50%
Petrobras: 35% (operador)
Total E&P Bolivia: 15%
Socios:
Total E&P Bolivia: 41%
(operador)
Petrobras: 30%
BG Bolivia: 25%
YPFB Chaco: 4%
Producción Gas 2011:
10.9 MMm3/d
Producción Gas 2011:
1.3 MMm3/d
15
(*) Representan el 65 % de la producción total de Gas Natural de Bolivia
Oferta de Gas Natural Boliviano - Apertura por Mercado
- Caipipendi
Fase I + 6MMm3/d
- San Antonio +
1.6MMm3/d
Inicio
producción
San
Antonio
70
MMm3/d Std
60
Inicio
producción
Caipipendi
50
40
30
Caipipendi
Fase II
+ 6 MMm3/d
Adenda
YPFB-ENARSA
80
Incahuasi
+6MMm3/d
Itaú
+ 5 MMm3/d
Contrato
YPFBENARSA
Inicio
producción
Itaú
Inicio
producción
San Alberto
20
10
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Mercado Interno
Brasil
Argentina
TOTAL
16
Precio del Gas Natural Boliviano - Apertura por Mercado
10,62
US$/MMBtu
8,55
1,02
17
Gas No Convencional
Neuquén
18
Vaca Muerta
19
Desarrollo Acelerado de Vaca Muerta
• Recursos: 113 Tcf de Gas y 10.000 / 14.150 MMbbl de Petróleo
• 3 pozos tipos, cuyos porcentajes sobre el total de pozos perforados son los siguientes:
Gas Seco 28%, Gas Húmedo 26%, Petróleo 46%.
• 7 pozos / año por equipo (50 días de perforación con rama horizontal de 1.500 metros).
• 120 equipos de perforación en el 2015 (máximo de 220 equipos en el 2030).
• Inversión Total = 794 Billones u$s ( 20 Billones u$s por año)
 Perforación 788 Billones u$s (49.200 pozos perforados)
 Transporte y Tratamiento de Gas: 4 Billones u$s a partir del 2014 para
incrementar capacidad en 180 MMm3/d
 Transporte y Tratamiento de Petróleo: 2 Billones u$s a partir del 2014 para
incrementar capacidad en 900 MBbl/d
20
Para el gas natural, después del 2050 se comenzarían a explotar las formaciones
Vaca Muerta Superior y Los Molles.
Perforación continúa hasta el 2050 en Vaca Muerta y luego en Los Molles
21
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Perspectiva de Abastecimiento de Gas en el Corto y …