Source: https://www.scribd.com/document/58818376/Taller-Peak-Shaving-Adminitracion-Del-Gas-II
Timestamp: 2017-02-25 01:24:09+00:00

Document:
BrowseInterestsBiography & MemoirBusiness & LeadershipFiction & LiteraturePolitics & EconomyHealth & WellnessSociety & CultureHappiness & Self-HelpMystery, Thriller & CrimeHistoryYoung AdultBrowse byBooksAudiobooksNews & MagazinesSheet MusicBrowse allUploadSign inJoinUNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE POSTGRADOS INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ADMINITRACION DEL GAS II PLANTAS DE PEAK SHAVINGDIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO 7.7212.251
TABLA DE CONTENIDO PAG 1. INTRODUCCION 1.1. SITUACION ACTUAL DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN LATINOAMERICA 1.2. PERSPECTIVAS DE INTEGRACION REGIONAL 1.3. SITUACION MUNDIAL 1.4. RESERVAS 1.5. EVOLUCION DEL COMERCIO INTERNACIONAL 1.6. PARTICIPACION DEL GAS NATURAL EN LA MATRIZ ENERGETICA 1.7. TENDENCIAS 1.8. CUMPLIMIENTO DEL SERVICIO 2. PLANTA DE PEAK SHAVING EN ARGENTINA 2.1. CONSTRUCCION Y UBICACIÓN 2.2. POR QUE UNA PLANTA EN ARGENTINA? 2.3. EQUILIBRIO PARA EL SISTEMA 2.4. ¿CUÁNDO ENTRO EN FUNCIONAMIENTO LA PLANTA? 2.5. CÓMO FUNCIONA LA PLANTA 2.6. DATOS ESTADISTICOS DE LA PLANTA DE PEAK SHAVING 2.7. BREVE RESEÑA HISTORICA DE GAS NATUARL DE ARGENTINA (BAN) 2.7.1. SITUACIÓN DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN EL AÑO 1992 Y PRIVATIZACIÓN. 2.7.2. PRIVATIZACIÓN DE GAS DEL ESTADO. 3. MARCO REGULATORIO 3.1. BREVE DESCRIPCION 3.2. TARIFAS DE GAS EN ARGENTINA EN EL 2002 3.3. MARCO LEGAL Y REGULATORIO EN ARGENTINA 3.4. FUNCIONAMIENTO OPERATIVO EN ARGENTINA 3.5. ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS 3.6. FACTORES DE CORRECCION 3.7. ESTADISTICA DE GAS NATURAL DE ARGENTINA (BAN) 3.8. TARIFAS DE GAS NATURAL EN ARGENTIA A 2008 01 01 03 06 07 08 09 09 10 14 15 16 17 17 18 19 19 SU 20 20 22 22 27 28 29 31 31 32 33
LISTADO DE FIGURAS PAG  FIGURA 1. INFRAESTRUCTURA GASÍFERA LATINOAMERICANA. 04
FIGURA 2. LOCALIZACIÓN DE PRINCIPALES RESERVAS DE GAS NATURAL EN AMÉRICA DEL SUR 08  FIGURA 3. BUQUE DE TRANSPORTE DE GNL.  FIGURA 4. PLANTAS DE PEAK SHAVING  FIGURA 5. TANQUES PARA TRANSPORTE DE GNC EN CAMIONES.  FIGURA 6. ESTACIONALIDAD DE CONSUMO EN LA ZONA BAN  FIGURA 7. ZONA DE DISTRIBUCIÓN.  FIGURA 8. DATOS ESTADÍSTICOS.  FIGURA 9. LICENCIATARIAS DEL SERVICIO DE GAS. 08 11 11 16 17 19 21
FIGURA 10. REFORMAS EN ARGENTINA. *EN 1997 SE ADICIONO OTRA DISTRIBUIDORA 23  FIGURA 11. REESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR.  FIGURA 12. COMPAÑÍAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN.  FIGURA 13. MERCADO DEL GAS NATURAL.  FIGURA 14. UTILIZACIÓN PLANTA PEAK SHAVING.  FIGURA 15. VAPORIZACIÓN PLANTA PEAK SHAVING.  FIGURA 16. FACTORES DE CORRECCIÓN.  FIGURA 17. ESTADÍSTICA DE GAS NATURAL DE ARGENTINA 23 24 28 30 30 31 32
LISTADO DE TABLAS PAG  TABLA 1. EVOLUCIÓN MUNDIAL DEL CONSUMO DE GAS NATURAL (MILLONES DE M3) 06  TABLA 2. EVOLUCIÓN DE LATINOAMÉRICA (1012 M3) RESERVAS DE GAS NATURAL EN 07 08 09 09 10
TABLA 3. PAÍSES CON MAYORES RESERVAS DE GAS NATURAL  TABLA 4. MATRIZ ENERGÉTICA ± AÑO 2005  TABLA 5. MATRIZ ENERGÉTICA ± AÑO 2008  TABLA 6. PRODUCCIÓN ± CONSUMO ± AÑO 2008
1. Estos programas han sido establecidos en muchos casos para aprovechar la disponibilidad de reservas existentes a nivel nacional o trasladable desde países vecinos. Chile y Uruguay. Específicamente en América Latina el crecimiento promedio anual de los últimos años fue del 4%. A diferencia del petróleo. en promedio. que es el commodity de mayor comercio en los mercados del mundo. siendo uno de ellos el incipiente mercado de Argentina. 1. con un criterio de complementariedad y solidaridad. En consecuencia. se convirtió en un combustible de gran significado solo a partir de la decada del 60. INTRODUCCION El gas natural. sociales. del orden del 4% anual acumulativo. La siguiente etapa en este proceso deberá contemplar la expansión de los sistemas de transporte de gas ya existentes y analizar la viabilidad de su integración. Bolivia. hay menos confianza en que el mercado siempre vaya a producir el mejor resultado. Asimismo. el uso del gas natural en sus diversas aplicaciones se encuentra en plena expansión al punto que la tasa de crecimiento anual viene siendo. complementado por el menor impacto ambiental que produce la combustión del gas natural y por la sencillez de su abastecimiento. sólo puede llevarse a cabo mediante una intervención importante en los mercados energéticos El consumo de gas natural mantiene un crecimiento anual continuo a nivel mundial. resulta de interés destacar que en algunos países el mismo es claramente consecuencia del desarrollo de programas de gobierno que estimulan su uso. debería implementarse un programa de transferencia intra-regional de tecnología y de mejora de la eficiencia en el uso del recurso. La realización de un proceso de integración regional de la industria del gas permitiría obtener muy rápidamente importantes beneficios económicos. considerando exportar e importar simultáneamente. Si bien este crecimiento obedece a múltiples razones. El colapso de los mercados financieros ha conducido a una situación de pérdida de confianza en los mercados no-regulados. a su vez. el gas no tiene un mercado único: sus precios se regulan en diferentes mercados regionales. SITUACION ACTUAL DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN LATINOAMERICA En Latinoamérica. Este beneficio es. Para ello se debe plantear el desarrollo de un sistema integral de gasoductos con una visión regional. El problema del cambio climático ± la reducción de las emisiones de dióxido de carbono. Este crecimiento fue posible gracias al desarrollo de programas estratégicos de gobierno que consolidaron las bases estructurales de un proceso de desarrollo regional sostenible. tecnológicos. con el objeto de sustituir paulatinamente el uso de combustibles líquidos de mayor costo y más complejo empleo.1. Hay una mayor predisposición por parte de los Gobiernos a la intervención del mercado para conseguir los mejores beneficios para los ciudadanos. Brasil. debido a las dificultades que existían para almacenarlo y transportarlo.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 1 Aprobó: Fecha
. y comerciales.
donde la introducción de ciertas mejoras de confort al ambiente de trabajo y hogareño resultan imprescindibles para el afianzamiento de la población permanente necesaria. formar recursos humanos de alta calificación técnica y alentar la radicación local de nuevos procesos productivos. no debe desconocerse la importante incidencia que estos emprendimientos mantienen sobre la macroeconomía de los países involucrados y en su crecimiento estructural. maíz y girasol. permitieron la obtención de productos de alta rentabilidad. poseedoras de productos primarios susceptibles de ser valorizados por procesos de industrialización. en el que se tuvo en cuenta la necesidad de incorporar tecnología. de generación termoeléctrica y como insumo de la industria petroquímica. Se tuvo así muy en cuenta la conveniencia de integración demográfica de zonas aisladas. Así fue que los avances que se han ido alcanzando en los procesos de industrialización recientes. se actuó valorizando los aspectos en los cuales su aporte podría ser mayor. Esto es particularmente importante en zonas climáticamente adversas. industrial. No obstante. Algo similar se logró empleando gas en la elaboración de minerales de hierro que. se reconoció la importante contribución que habría de realizar y. sin la cual el proceso productivo esperado sería irrealizable.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011
Revisó: Página 2
Aprobó: Fecha
. resulta también necesaria para fortalecer la radicación de la población. entre ellos los relacionados con la transformación de materia prima agropecuaria. La fabricación de artículos derivados de la producción de aluminio muestra un ejemplo igualmente ilustrativo. en un proceso más sofisticado. permite concluir que dichos logros pudieron establecerse en el marco de un proceso de desarrollo económico. Gran parte de los beneficios recogidos de los importantes esfuerzos realizados y las inversiones comprometidas tienen su explicación en el correcto planteo estratégico efectuado que aseguró la disponibilidad de energía barata donde el gas natural tuvo un rol trascendente al facilitar la realización de procesos transformadores. La provisión de gas a estas zonas. Es así que la observación de la experiencia realizada por los países que han logrado cimentar las bases de una moderna y eficiente Industria del Gas. vehicular. provisto originalmente por la industria minera. como lo fue el caso de la producción de aceites obtenidos de la elaboración de granos provenientes de plantaciones de soja. El gas natural no podía instalar por sí solo todo este complejo proceso. posibilitó la consolidación de una moderna industria siderúrgica que incluyó la fabricación de innumerables bienes derivados del mineral de hierro.Si bien en este sentido. además de brindar el suministro energético requerido para viabilizar el proceso productivo. capaces de agregar valor a las abundantes materias primas disponibles. en esa convicción. el objetivo inmediato ha sido en cada caso cubrir lo más ampliamente posible los requerimientos relativos a aplicaciones de carácter residencial.
sobre todo en el campo educativo. generar condiciones para posibilitar nuevas aplicaciones. vial. están consolidando el proceso de complementariedad de su producción agropecuaria. teniendo en cuenta las importantes reservas disponibles y los grandes esfuerzos ya realizados en sus sistemas de transporte.
Revisó: Página 3
. y los enlaces carreteros que han hecho posible que muchas fronteras puedan ahora ser traspasadas con una sencillez impensable hasta hace poco tiempo. Hablan de ello los puentes y túneles viales y ferroviarios de carácter internacional construidos en los últimos años. Venezuela. Dicho proceso se apoyó fundamentalmente en el mejoramiento de las relaciones entre los países que conforman la región. su crecimiento económico y el de sus exportaciones. que logró popularizarse muy rápidamente llegando incluso a sitios totalmente aislados hasta hace poco tiempo. lo que resultaba imprescindible para superar el anterior aislamiento de gran parte de la región y. energética. Es en este marco que resulta oportuno reflexionar sobre la necesidad de fortalecer aún más la integración energética. Este progreso ha posibilitado un tránsito fluido de vehículos por toda la región. Es justamente en este sentido que se advierte la necesidad de expandir los sistemas de transporte de gas ya existentes en el Cono Sur y reflexionar sobre la viabilidad de su integración. de vías navegables. no sólo en el campo cultural donde podría decirse que lo ha hecho gracias a los múltiples acuerdos políticos y diplomáticos que en ese sentido se fueron formalizando a través del tiempo. En la actualidad centenares de camiones de gran porte transportando mercaderías de todo tipo. Tal es el caso del uso de internet. lo que resultaba necesario para asegurar la expansión de la producción de cada uno de los países involucrados. ferroviaria. de investigación.1.
OPERSPECTIVAS DE INTEGRACION REGIONAL
Muchos han sido los caminos recorridos para ir logrando que Latinoamérica. científico. de gestión administrativa e industrial. al mismo tiempo. etc. fundamentalmente en Perú. pudiera integrarse sólidamente. ambiental. En lo que respecta a la integración de obras viales. Ecuador. Brasil. industrial y agroindustrial. Bolivia. sino también en lo que se refiere a la consolidación de una infraestructura integrada. Chile y Argentina. La búsqueda de esta integración posibilitó en su tiempo el fortalecimiento de aspectos institucionales y tecnológicos que a su vez permitieron consolidar las bases estructurales de un proceso de desarrollo regional sostenible. Colombia. apoyada en sus raíces históricas. Se fueron así estableciendo criterios y conceptos que alentaron la estructuración de una cada vez más extendida y moderna red de telecomunicaciones.2. debe decirse que los logros alcanzados en este sentido han sido también importantes. sobre todo en lo que se refiere a la industria del gas.
sabiendo que cuanto más grande es la transformación de materia prima en bienes durables.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 4 Aprobó: Fecha
. ha alertado sobre la necesidad de reflexionar acerca de la conveniencia de recurrir a otras fuentes regionales. aprovechando situaciones climáticas complementarias o requerimientos desfasados en el tiempo. consecuentemente. otras veces porque el tamaño de las reservas disponibles no permite asegurar la provisión adecuada durante toda la vida útil asignada al proyecto. por tratarse de consumos potencialmente importantes pero reducidos en una primera etapa. reflejada hace poco en un aumento muy considerable de precios. A veces. Infraestructura gasífera Latinoamericana. Sabemos que mayor industrialización equivale a generación de empleo y.La reciente crisis internacional del petróleo. mayor bienestar general. tal el caso de existir diferentes épocas de cosecha o. por carecer de las inversiones necesarias para construir una infraestructura capaz de atender con plenitud la demanda interna. planteando el tema con una visión más general y sabiendo que puede ser posible y ventajoso en un mismo territorio desarrollar una infraestructura capaz de exportar e importar. Se cae así en un círculo vicioso que puede transformarse en virtuoso si se cambia el paradigma de pensar sólo en el mercado interno. muchas veces resulta dificultoso lograr tal objetivo. mayores serán las expectativas de crecimiento económico y social. ha comenzado a manifestarse en toda la región. sino desde una visión más abarcativa del proceso general de industrialización que. Dicho análisis está siendo realizado no sólo desde el punto de vista de la provisión energética. entre las que el gas natural resulta el más competitivo.
El hecho paradojal es que disponiendo de reservas adecuadas de gas natural y conociendo su aptitud de factor dinamizador de las economías regionales.
Figura 1. simplemente. simultáneamente a países vecinos. como observamos. Es por esto que la expansión e integración de sistemas regionales de transporte ha comenzado a ser una opción de gran interés que no puede dejar de ser considerada. por ventajas de tipo comercial.
de carácter social y de promoción del desarrollo tecnológico. A largo plazo la posibilidad de disponer de una moderna infraestructura de transporte que pueda ser alimentada desde diversas fuentes. que debería ser diseñada con un criterio de complementariedad y solidaridad. a pesar de ser beneficioso en el mediano plazo. por la imposibilidad de contar con la energía necesaria en el punto de emplazamiento del complejo industrial. apoyándose en un ambicioso programa de transferencia horizontal de tecnología disponible en la región. generando muchos más ingresos que los que podrían lograrse con la sola exportación del fluido energético. insumos. incluso intercontinentales. como puede observarse. Este planteo debe ser realizado teniendo en cuenta que el suministro de todo el sistema debe quedar garantizado al menos por treinta años. aún disponiendo de reservas de gas suficientes. un proceso de sustitución de importaciones extra-regionales de todos los materiales. no excluyendo la exportación. permitiría obtener muy rápidamente importantes beneficios económicos. establecido no solamente para satisfacer los mercados internos existentes. en definitiva. por la escala continental que pasaría a tener este proyecto. se realizan contemplando las perspectivas de demandas locales en todo su espectro y la posible exportación a lugares próximos. y técnicamente confiable. Lo expuesto lleva. El solo hecho de lograr el procesamiento industrial de las materias primas disponibles. de lo que se desprende que el programa será exitoso sólo si es económica y financieramente factible.Esto avalará. equipos. con participación general acorde con las ventajas comparativas que cada uno dispone. herramientas e instrumentos necesarios para materializar este ambicioso programa. a la inmediata convicción de que la realización de un proceso de integración regional de toda la industria del gas. ya sería un éxito encomiable. con lo cual los proyectos industriales podrían madurar sólidamente sin riesgos de desabastecimiento. o al menos minimizándolos. por otra parte. A veces la disponibilidad de materia prima no puede estimular un proceso de industrialización ³in situ´ (ni alejada por el costo del transporte). Bajo estas consignas el proceso de gasificación nacional en desarrollo en la mayoría de los países de la región.
Revisó: Página 5
. contemplando simultáneamente la posibilidad de importación a precios razonables. ya desarrollado y en plena vigencia en los países más desarrollados del mundo. evaluado naturalmente si las reservas son adecuadas. sino para cumplir un papel dinamizador de la industrialización de todo el conjunto. científico y de gestión empresarial. no deja de ser un objetivo loable. Es por ello que los criterios de diseño de los gasoductos de mediana capacidad que se están estudiando en la actualidad. la conveniencia de alentar el desarrollo de nuevos consumos territoriales sabiendo que la economía de escala se logrará paulatinamente sin recurrir a subsidios. Inmediatamente después debería iniciarse. La aplicación de criterios de este tipo pone en evidencia la conveniencia de ir planteando la necesidad de planificar el desarrollo de la futura infraestructura de gas de toda la región. claramente podría ser optimizado si se evaluaran los beneficios mutuos que representa la consolidación de un sistema integral de gasoductos.
El fenómeno de globalización al que estamos asistiendo.
Para analizar las perspectivas que podrá tener en lo inmediato la integración gasífera de Latinoamérica. (1) Canadá. Austria. exige tomar en consideración muy cuidadosamente los efectos de los factores más trascendentes que seguramente habrían de incidir en el desarrollo futuro de este proyecto. así como de las nuevas fuentes a que habrá de recurrirse en busca de nuevas reservas de gas. República Checa. Malasia. Venezuela y otros. Taiwán. Nueva Zelandia.
(2) Alemania. Paquistán. Uzbekistán y otros. Kuwait. Reino Unido. Bielorrusia. Italia. Indonesia. (6) Irán. y a raíz del mayor uso de otras fuentes de energía. Bangladesh. Eslovaquia. Rumania. Suecia. podría en cierto modo quedar compensado por los ahorros derivados de una mayor eficiencia operativa de los futuros equipos diseñados con nuevas tecnologías. Corea del Sur.1. (3) Australia. Suiza. Kazajistán. Finlandia. Holanda. de las características de la matriz energética global y de las tendencias esperables de todos estos factores. y otros. Portugal. Chile. Luxemburgo. Singapur. Qatar. Bulgaria. Noruega. Es por ello que debemos ocuparnos del tamaño de las reservas mundiales actualmente disponibles y sus perspectivas futuras. Dinamarca. En el mediano plazo tal vez suceda algo similar en razón de que. procesos que ya están en marcha
Tabla 1. resulta necesario observar primeramente los aspectos básicos de la situación mundial en lo que hace al desarrollo de esta industria. del tamaño y evolución del comercio internacional. Bélgica. Arabia Saudita. Irlanda. Evolución mundial del consumo de gas natural (millones de m3) México y Estados Unidos. (4) Argentina. Brasil. Azerbaiyán. Perú. Turkmenistán. Japón. Sudáfrica.3. Francia. de los consumos anuales globales y su historial. Turquía. Grecia. Polonia.
Revisó: Página 6
. Emiratos Árabes Unidos y otros. Egipto. India. entre ellas las renovables y la nuclear. Ecuador. (5) Argelia. el esperable crecimiento del consumo energético estimulado por el crecimiento vegetativo poblacional y el de la industrialización. China. Ucrania. Filipinas. en la medida que las tradicionales se vayan acabando. es interesante mencionar que los analistas internacionales han hecho pública su convicción de que el ritmo del consumo en el corto plazo será sólo un poco inferior al que se venía registrado hasta la crisis económica mundial del 2008. En cuanto a las perspectivas de crecimiento del consumo mundial de gas natural. Rusia. Islandia. Hungría. Tailandia y otros. Colombia. España. Lituania.
Este crecimiento significa. Un análisis de más detalle permite concluir que en ese período el crecimiento global fue del 2.018 millones de m3. Para ampliar el análisis diremos que en el mismo período Latinoamérica pasó de un consumo de 175.Una consideración particular merece el análisis de cifras estadísticas referidas al consumo de gas en centrales termoeléctricas a nivel mundial por ser uno de los sectores más dinámicos de esta industria.094 millones de m3 del 2008. 1. y luego Irán con 119. seguido por Rusia con 416.72 * 1014 m3. a 1. En cuanto a la consideración de los países involucrados se puede ver que en la actualidad las mayores reservas de Latinoamérica están en Venezuela.500 millones de m3 consumidos en 2005 a 3. Europa y Eurasia un 0.52%.
Tabla 2.4.715 millones de m3. accesorios. en las que se utilizarán toneladas de acero que deberán ser transformadas en cañerías. válvulas.808 millones de m3 en 2008.82 * 1012 m3 respectivamente. y Sur y Centro América un 4. generarán gran número de empleos que será tanto mayor cuanto mayor sea el éxito que se logre en regionalizar el proceso.87%.93% y 13.25 *1012 m3 y 7. En cuanto a Latinoamérica los valores correspondientes fueron 7. Como dato ilustrativo se señala que a nivel mundial la relación reservas/consumo es de 61 años. es decir que tuvo un crecimiento de 17.895 millones de m3 anuales.86%. En la tabla 2 se muestran las principales reservas de los países en Latinoamérica para los años 2005 y 2008. el consumo mundial de gas pasó de 2. lo que se traducirá en una muy importante cantidad de obras.290 millones de m3. maquinaria pesada de construcción.02%. 3. Como vemos.72%. las mismas tuvieron un crecimiento del 7. Evolución de reservas de gas natural en Latinoamérica (1012 m3) DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 7 Aprobó: Fecha
.85%. que.767. El país líder mundial del consumo global en el año 2008 fue Estados Unidos con 657.77%.63%. que a fines del próximo quinquenio se deberán transportar al menos 243. permite un horizonte de autoabastecimiento de 38 años. en líneas generales.843 millones de m3 registrados en 2005 a los 207. Se observa que a nivel regional. registrando América del Norte un crecimiento de 2.85 * 1014 m3. En estas condiciones la relación reservas/consumo (tomando como base exclusivamente recursos de la región). obviamente. Los crecimientos promedio respectivos para el periodo 2005-2008 fueron de 5. etc. RESERVAS
Las reservas probadas mundiales pasaron en el período 2005/2008 de 1. motocompresores.010.
ya sea mediante el uso de gasoductos a través de los que se transporta el gas en forma gaseosa (GN). lo que le permite alcanzar mercados transoceánicos. Países con mayores reservas de gas natural (10 12 m3)
Figura 2. resulta de interés señalar que en el año 2008 las mismas se encontraban en los siguientes países:
Revisó: Página 8
. cubriendo grandes distancias hasta llegar a zonas muy alejadas de su punto de origen. Localización de principales reservas de gas natural en América del Sur
El comercio internacional ha ido evolucionando fuertemente en los últimos años. Las instalaciones para la comercialización de GNL son todavía costosas en relación al GN.5.En cuanto a la localización de las mayores reservas a nivel mundial. Buque de transporte de GNL.
Figura 3. o bien transportándolo licuado (GNL) mediante barcos de gran calado.
77 * 1012 m3.130 millones de m3 (41%).070 (5%). De aumentar esta aplicación serán necesarias importantes inversiones para el almacenamiento de GNL y terminales para su regasificación. Taiwán 12. India 10. 423.7%).403 (13. Es decir.1%). 587.5% de las exportaciones de gas natural se realizó como GNL. la importación de gas desde distintos orígenes fue de 539. compuestas por: Qatar 39. Al respecto.790 (5%).259 millones de m3.9%).847 (11.997 en forma líquida. Nigeria 20. Las exportaciones de GNL en el año 2008 (ordenadas por país exportador) fueron de 226. durante el año 2008 fueron las correspondientes a: Japón 92. lo que hace un total de 813. Los datos para el año 2008 referidos a importaciones (exportaciones) fueron. Corea del Sur 36.540 (9.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 9 Aprobó: Fecha
. y Estados Unidos 9. las más importantes (ordenadas por país en forma decreciente).507 millones de m3.5%). Alemania.En 1998.684 (17. Se espera que en Europa el gas natural pase a convertirse en el segundo combustible en importancia después del petróleo. con lo que los actuales volúmenes exportados (importados) de gas natural se incrementarán. Argelia 21.51 * 1012 m3 (38.590 (6%). Indonesia 26. Malasia 29. España 28. en 1998 el 21. Matriz energética ² Año 2005
Tabla 5.262 millones de m3 correspondieron a volúmenes transportados por gasoductos y 115.6. por cañerías.7.
En cuanto a las importaciones de GNL. PARTICIPACION DEL GAS NATURAL EN LA MATRIZ ENERGETICA
La participación del gas en la matriz energética también ha evolucionado en los últimos años. 1.26 * 1012 m3 y como GNL. Es interesante ver que estas exportaciones fueron en aumento y que además sigue creciendo la participación del GNL en el mercado internacional. 226.6%). De este valor.547 (16%). Matriz energética ² Año 2008
1.0%). Francia 12.940 (4%). es interesante observar lo que ha ocurrido en Estados Unidos.730 (13%). Francia y el Reino Unido.
Tabla 4.866 (9.
7%).8.3%).898 (4. la efectiva operación y mantenimiento. equipos e instrumentos incorporados a las obras.060 (6. procurar la conexión del almacenamiento principal.1%). vii) Garantizar que en ningún punto del sistema y en ningún momento se supere la máxima presión operativa (MAPO) del mismo. ix) Mantener un control estricto y documentado de todos los materiales.
Son múltiples los factores que afectan el buen cumplimiento del servicio. y ahora sí. Brunei 9. Cuando la provisión sea externa y se realice utilizando GLP.Australia 20. propia o externa. contemplar la posibilidad de integrar los mismos al sistema nacional. capaces de sostener el consumo en los valores mínimos imprescindibles v) Proveer asistencia técnica permanente.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 10 Aprobó: Fecha
.200 (4. el diseño de ingeniería básica y luego de detalle.2%).9%).870 (3. económica y financiera.540 (3. también al sistema nacional de gasoductos. sino que en realidad tiene inicio en la efectiva planificación del proyecto.242 (8. A ese respecto son considerados objetivos prioritarios. y Otros 8. su estudio de factibilidad técnica.
Tabla 6. según lo autorizado por la normativa vigente. Producción ² Consumo ² Año 2008
1. iv) Disponer para grandes ciudades de soluciones adecuadas para atender contingencias operativas.8%). i) Asegurar la disponibilidad de más de una fuente de provisión. posteriormente su construcción y finalmente. de estructurar en el mediano plazo un sistema integralmente interconectado. iii) Ante la imposibilidad. viii) Controlar en forma permanente las especificaciones de calidad del gas inyectado al sistema. por su magnitud. vi) Impedir normativamente la utilización de presiones operativas superiores a las utilizadas internacionalmente. los que se pasan a exponer respetando con esta finalidad un lineamiento prácticamente secuencial. conviene materializar las primeras etapas sobre la base de una planificación coherente con las necesidades futuras y la necesaria minimización de las inversiones para llevar a cabo las obras necesarias. el que de ningún modo se limita a la parte exclusivamente operativa.9%). Esto puede lograrse construyendo segundas alimentaciones a las redes de las principales ciudades o instalando plantas de Peak Shaving o de propano-aire. Omán 10.358 (7. Emiratos Árabes 7. ii) Cuando sea externa y si la provisión fuera realizada mediante gasoductos. Egipto 14. Trinidad & Tobago 17.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 11 Aprobó: Fecha
. ya sea que se trate de reservas localizadas en distintos puntos del país interconectadas entre sí mediante ductos o. que la alimentación a los diversos centros de consumo vaya a efectuarse mediante gasoductos de importación.x) Sostener las condiciones de seguridad del servicio en todos sus aspectos y durante la vida útil del proyecto De existir más de una fuente de aprovisionamiento de gas. buscando en cada caso la optimización operativa adecuada. la doble alimentación de las mismas.
Figura 4. su instalación y operación requiere el empleo de tecnologías sofisticadas además de exigir importantes inversiones. la planificación del sistema suele realizarse contemplando la posibilidad de efectuar el abastecimiento de las ciudades comprendidas diseñando cuando sea posible. Plantas de Peak shaving
Con el mismo objetivo se pueden utilizar también las denominadas ³Plantas de inyección de GLP´. No obstante. Otro recurso también considerado como opción es la instalación de las ya mencionadas plantas de ³Peak Shaving´ en ciudades que alojen a un elevado número de usuarios. Estas consisten en almacenar gas natural enfriado a 170ºC bajo cero para entregarlo a las redes de distribución cuando se producen faltantes en momentos de picos de consumo que no pueden ser atendidos con el sistema de abastecimiento normal o cuando se producen fallas imprevistas que exijan un cierto tiempo para su reparación. Tanques para transporte de GNC en camiones.
Figura 5. La inyección de gas natural licuado o propanoaire a las redes de distribución en los momentos en que se producen altos picos de consumo en ciudades de cierta importancia constituye un recurso moderno y eficiente. ya que deben lograrse en cada momento mezclas adecuadas que no afecten en ningún punto la continuidad y excelencia del servicio.
aumentando hasta los límites del conocimiento científico
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 12 Aprobó: Fecha
. contribuirá a afianzar la expansión de la generación termoeléctrica a gas impulsada por las instalaciones de unidades de ciclo combinado ya ampliamente desarrollas y el proceso de gasificación residencial. en algunos países se halla muy extendido el uso del gas natural comprimido (GNC) a 200 bar. Estas convicciones emanadas de las experiencias recogidas en lo mucho realizado. presión ésta bastante superior a la utilizada para el uso residencial. lo que fácilmente podemos visualizar si pensamos en la movilización que producirá la futura extracción de las reservas de hidrocarburos y gas existentes en la región. Para su expendio al consumo es necesario estructurar una red de carga que debe ser alimentada con un sistema de presión más elevada (alrededor de al menos 10 bares). como alguna vez sucedió con el carbón. Apoyados en los conceptos expuestos.En la actualidad. La preocupación en este sentido ha comenzado a orientarse no ya en la importación de combustibles desde tierras muy lejanas. Coexisten como vemos en una misma ciudad varios rangos de presión. por lo menos en la primera etapa que siempre resulta necesaria para el desarrollo del consumo. situación que era impensable hace unos pocos años. apoyada en sus raíces históricas. como en el caso del GNL. haya podido alcanzar los importantes avances en su integración política y económica que hoy posee. ya muy expandido y en permanente crecimiento. En cuanto al sistema denominado propano-aire. El GNC para uso residencial es gas natural a una presión comprendida entre 165 y 200 bares transportado en camiones formados por haces de tubos aptos para resistir esa presión. que permiten controlar su composición en forma permanente. permiten concluir que la región ya es prácticamente autosuficiente. el que luego de su almacenamiento en tanques que se sitúan en el lugar de empleo. como es el caso de los fertilizantes derivados del gas natural. son mezclados ³in situ´ e inyectados directamente a la red. en recipientes adecuados para uso vehicular. sino en hacer más eficiente el empleo del recurso. A estas ventajas se debe añadir el valor agregado que debe computarse por la mayor participación empresarial generada por los emprendimientos que se llevarán a cabo durante todas las operaciones vinculadas a esta industria. sea ya una realidad alcanzable en el corto plazo. hacen que la perspectiva de su integración energética en el tema gas. En algunos casos el GNC y también el propano-aire se utilizan transportándolos en camiones tanque en cada caso adecuados para posibilitar la alimentación de redes de distribución de localidades pequeñas. como sabemos. situadas en localizaciones alejadas del trazado de gasoductos troncales. e inclusive como productos ya transformados. los esfuerzos realizados en procura de que Latinoamérica. El efecto económico de esta integración será sin duda muy amplio. incluidos los correspondientes a importación y exportación por gasoductos o por barcos. también para uso residencial. lo que se transporta es el propano. desde los cuales extender ramales de alimentación resultaría antieconómico. Sobre todo en los procesos relativos a transporte y distribución de gas en todas sus aplicaciones. Esta mezcla se realiza cumpliendo estándares adecuados. impulsada por el proceso de industrialización general que.
energía cuyas fuentes de provisión están casi al alcance de nuestras manos. si los sistemas se dimensionan para atender los picos de consumo de invierno. En este último caso se recurre a los cortes (suply curtailment) en invierno. es también mucho lo ya realizado. minimización de costos. Está claro pues que. Lo mismo ocurre con respecto a la seguridad operativa y protección del medio ambiente. En efecto. yacimientos gasíferos depletados. se debe apurar el paso principalmente en todo lo que signifique la incorporación de nuevas tecnologías. protección del ambiente. Queda mucho por hacer pero. ciertamente.. en el plano geológico por la estanqueidad del reservorio y el mantenimiento de la presión interna para extraer el gas almacenado. También sabemos que sin desarrollo tecnológico todo proceso será más largo y complejo. progreso ni bienestar general sin energía.
Revisó: Página 13
. pero siempre privilegiando el consumo residencial. al menos en este tema.actual los coeficientes de rendimiento obtenibles por unidad calórica. según esquemas definidos por el tipo de contratos (firmes o interrumpibles). se utilizan en el mundo para almacenar gas durante el verano para inyectarlo en las redes de distribución en la época de gran demanda. el sistema tiene una pronunciada capacidad ociosa en verano y a la inversa. en el plano estratégico por la ubicación del almacenamiento con relación a los mercados y a los gasoductos troncales y en el plano meramente operativo por la lentitud con la que estas instalaciones entregan gas a la red. que lo realizado hasta el presente. apareciendo los almacenamientos subterráneos de gas como una solución capaz de paliar la gran demanda de invierno. reducción de inversiones. falta gas en invierno. si se dimensiona sólo para atender la demanda promedio anual. y propagación de la experiencia ya recogida. Se trata ahora de consolidar lo ya logrado. que tienen una pronunciada diferencia de consumo verano-invierno como consecuencia de la calefacción residencial. Es por ello que sin duda la próxima etapa estará en la región mucho más vinculada a la investigación y el desarrollo sobre estos temas. utilización de recursos locales. Por esta razón se han buscado medios para balancear estos factores. sobre todo en aspectos que guardan íntima relación con las particulares potencialidades de cada uno de nuestros países. etc. transporte y distribución de gas natural ha sido un obstáculo formidable a la difusión de este combustible en los países fríos. La rigidez de los sistemas de captación. acuíferos vacíos. Ya sabemos que no habrá crecimiento económico. Minas de sal abandonadas. la búsqueda de la excelencia es ya un objetivo compartido. compartir experiencias y contribuir a perfeccionarlas también lo son. Afortunadamente. El máximo desafío de la región debe centrarse en la profundización del proceso integrador ya iniciado. Por supuesto que la solución tiene sus complicaciones.
para reinyectarlo durante los días pico de frío de invierno. 9 en Europa. Este juego. lo licúan y almacenan en sus tanques criogénicos. Se dimensionan teniendo en cuenta el volumen faltante que se registra durante los 10 o 12 días de pico de frío que suceden normalmente en una temporada invernal y sus sistemas de regasificación están calculados para soportar el ritmo de reinyección que esos días requiere. teniendo duración y ocurrencia dispar según la benignidad de las temporadas. en puntos neurálgicos de la red de gasoductos troncales y constan básicamente de instalaciones de licuefacción. 65 se encuentran en América del Norte. que en lo físico se asemeja a las operaciones con futuros y opciones de gas. Existen aproximadamente 77 plantas Integrales o ³Peak Shaving´ en el planeta. el operador de la planta de peak-shaving debe decidir cuándo entregar gas a la red. se justifican por la reducción de la inversión en infraestructura de transporte que habría que hacer para brindar igual seguridad de suministro. En sentido opuesto deben contarse las pérdidas por evaporación que ocurren normalmente en el sistema y que alcanzan entre 0. almacenamiento criogénico y regasificación. Si bien la mayoría de las plantas modernas poseen sistemas de recuperación de este gas vaporizado ±que lo reinyectan en la red del distribuidor. PLANTA DE PEAK SHAVING EN ARGENTINA Como medio para almacenar volúmenes importantes de gas con este propósito.25 a 0. Un aspecto no despreciable del almacenamiento criogénico es la posibilidad de comprar gas barato durante los meses de verano para entregarlo al consumo cuando se encarece en invierno. Económicamente hablando. lo cual equivale a menudo a entregar cada día un 10% del volumen almacenado.2. La única de América Latina pertenece al Grupo Gas Natural. cuando no hay reposición. 2 en la región Asia -Pacífico y una sola en América Latina. puede reportar interesantes ganancias al operador de la planta en países donde hay mucha volatilidad de precios entre estaciones del año.50% por día del volumen de GNL almacenado. con un volumen no utilizado por haber obrado cautamente. inversamente. Durante los meses de verano toman gas del sistema.
Revisó: Página 14
. Como los picos de demanda ocurren erráticamente durante la temporada invernal.este gas no retenido debe ser repuesto diariamente durante la época de llenado de verano y se pierde durante la temporada invernal. Son las denominadas ³peak-shaving plants´ (literalmente: plantas para afeitar los picos) o plantas de almacenaje criogénico de gas. fue habilitada en octubre de 1995 y desde entonces respalda el suministro invernal de los clientes de Gas Natural BAN. administrando su reserva lo más sabiamente posible para evitar quedarse sin gas almacenado o. Estas plantas se localizan estratégicamente cerca de un gran mercado de consumo.
en Argentina coexisten la Planta Peak Shaving. En tramos de los gasoductos.  Ocurrencia de las fallas a ser cubiertas anualmente.  Periodo de retorno en igualdad de servicios.  Factor de llenado/ factor carga de los mismos..
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 15 Aprobó: Fecha
.En general los sistema de gas tienen que garantizar condiciones de abastecimiento continuo y confiables a aquellos clientes que pagan por un servicio interrumpible. el correcto análisis integrado de estos aspectos permitirá alcanzar una solución óptima para cada sistema de gas en particular y responsabilidad es abrir de cara a la regulación. Actualmente. Existen distintas alternativas para dotar de confiabilidad al sistema de gas en su conjunto. por lo tanto tienen que estar preparados a cumplir con esta demanda ante eventos previsibles de interrupción del sistema (estacionalidades de consumo.etc. para la zona de atención de Gas Natural BAN. y el buque regasificador que satisface al sistema general.1.000. La planta de Peak Shaving está íntimamente relacionada con las responsabilidades de la distribuidora. construida con una inversión aproximada de 53 millones de dólares y el respaldo financiero del Banco Europeo de Inversiones (BEI). cuando aportó 3.980.700. entre otros factores:  Vida útil de los yacimientos Disponibilidad de capital de inversión. CONSTRUCCION Y UBICACIÓN
Esta planta. Hasta hoy. Ubicada en el partido de General Rodríguez. La decisión sobre la mejor alternativa debe procurara la optimización de cada sistema desde un punto de vista técnico.).etc.200 metros cúbicos de gas natural licuado (equivalentes a 25.000 m3 al despacho diario de la compañía. social y económico.000/día de metros cúbicos de gas natural. por ejemplo plantas de almacenamiento en sus distintas versiones.000 de metros cúbicos de gas natural) y cuenta con una capacidad de emisión de 3. el récord de emisión de la planta se registró el 11 de julio de 2000. la planta puede almacenar 41. redundancia en los sistemas de transporte. periodos de estío. permite brindar un servicio de gas más confiable y eficaz durante los picos de demanda invernal. por la caída de la producción en la principal cuenca gasífera. 2. para lo cual debe analizarse. quienes encargado de sugestión para afrontar sus compromisos. a 60 kilómetros al noroeste de la Capital Federal. maniobras en yacimientos y/o gasoductos que impliquen suspensión temporal del suministro.
en el Sur y de Salta.invernal (200 a 300 días) para licuar y llenar los tanques de almacenamiento. la obligación de construir una planta de Peak Shaving. Córdoba y Mendoza . la fuerte concentración del consumo en el área metropolitana de Buenos Aires y la lejanía de ese conglomerado y de los otros grandes centros de consumo . con alta demanda en la temporada invernal. como concesionario de la zona norte de Buenos Aires. Las bajas temperaturas de ese invierno y la ampliación de la capacidad diaria de vaporización hicieron posible la inyección de gas almacenado en la red durante un total de 17 jornadas.Precisamente el invierno del año 2000 significó la temporada récord de emisión en la corta vida de la planta.como Rosario. en el norte del país.con las cuencas productoras de Neuquén y la Patagonia.2. POR QUE UNA PLANTA EN ARGENTINA?
La República Argentina posee una gran riqueza gasífera. a Gas Natural Argentina. Estacionalidad de consumo en la zona BAN
Este carácter marcadamente invernal de la demanda es el que indujo al Estado Nacional a poner como condición.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 16 Aprobó: Fecha
. una de las más altas del planeta. 2. y con ello las dimensiones de los gasoductos involucrados. Pero en su sistema de producción. Contar con una Planta de este tipo reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de producción de gas. en los que la planta emitió un total de 20. en tanto que se vaporiza y entrega gas a las redes de distribución en los días más fríos del invierno (no más de 20 cada año). que son utilizados en forma estacional.8 millones de m3. La existencia de estas plantas es una alternativa eficaz para disminuir el costo total de ese transporte desde la producción hasta los centros de consumo. La obra fue ejecutada en un plazo record de 22 meses.
Figura 6. a partir de la cual en el último medio siglo se extendieron grandes redes de gas domiciliario e industrial. se utiliza la temporada extra. Estas plantas están situadas estratégicamente cercanas a dichos centros de consumo. La mayor parte de las veces. lo que llevó la participación de este combustible a más de un 40% en el menú energético nacional. transporte y distribución sobresalen tres caractertísticas singulares: la alta oscilación estacional de la demanda. y generalmente lejanas de las zonas de producción gasífera.
el récord de emisión de la planta se registró el 11 de julio de 2000.700. cuando la temperatura cambia de signo y los vientos del Atlántico Sur o de la Cordillera de los Andes hacen
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 17 Aprobó: Fecha
.000 m³/día a 3.000 m3 al despacho de 17.000. Zona de distribución.8 millones de m³. en los que la planta emitió 20. Cada año.200.000 de la compañía. ¿CUÁNDO ENTRO EN FUNCIONAMIENTO LA PLANTA?
La decisión se toma en el Control de Explotación.2. cuando aportó 3. se puede estar aportando gas a la red. El invierno es el gran desafío de la Peak Shaving. La bajas temperaturas de ese invierno y la ampliación de la capacidad diaria de vaporización de 2. en el marco de un menú de opciones alternativas o complementarias como son el corte a aquellos clientes que reciben un servicio interrumpible o el uso de acuerdos de asistencia con otros actores del sistema.000 de hogares metropolitanos.861.3. cuya capacidad de transporte limitada es superada en los picos de consumo invernal. En diversas oportunidades su operación evitó un déficit de suministro en más de 3.
EQUILIBRIO PARA EL SISTEMA
La planta Peak Shaving de General Rodríguez es fundamental para el equilibrio del sistema de distribución de gas en la Argentina. Precisamente el año 2000 significó hasta ahora la temporada record de emisión en la corta vida de la planta.4.
La planta tiene una alta automatización: sólo precisa 13 personas para funcionar (un responsable. una situación que en cascada hubiera afectado a otras distribuidoras vecinas. ya que en cuatro horas.574. un supervisor de mantenimiento. La planta es el último recurso y de uso inmediato.000 m³/día hicieron posible la inyección de gas almacenado en la red durante un total de 17 jornadas. lo que dura el proceso de enfriamiento de la unidad de vaporización. un administrativo y diez operadores). 2. Hasta hoy.
accesorios. durante todo el año. de doble pared metálica. Se trata de un cilindro de 43.000 m³ de gas. La Unidad de Licuefacción necesita 290 días. para inyectar el gas en la red de distribución de Gas Natural Argentina. para que pueda resistir sin inconvenientes las bajas temperaturas y la externa fue trabajada en chapa de acero al carbono. silenciosamente. en una unidad o módulo. lo que reduce unas 600 veces su volumen. que permite mantener la temperatura del gas licuado. instrumentación y escalera.5. El Tanque de Almacenamiento es una de las más avanzadas obras de ingeniería en la industria del gas.470 m3 de GNL. cada uno. de máxima resistencia.380. a fin de adecuar las condiciones de presión a las requeridas para su inyección a la red de distribución. un compresor e intercambiadores de calor. 2.7 metros de diámetro y 44. CÓMO FUNCIONA LA PLANTA
Una planta de ³Peak Shaving´ es un conjunto de instalaciones que permiten licuar el gas para almacenarlo y utilizarlo en los picos de demanda. La Unidad de Vaporización y Emisión entra en funcionamiento cuando la demanda así lo requiere. lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una Estación de Regulación y medición. que produce el enfriamiento del gas por medio de un lazo refrigerante. siempre disponible porque para eso almacenó.caer las temperaturas 8 o 10° C en pocas horas. licuando gas las 24 horas del día. Por medio de un sistema de bombas criogénicas de GNL. volumen equivalente a 27. hasta alcanzar los 160 grados centígrados. La Unidad se completa con todas las conexiones de llenado y vaciado de GNL. para efectuar el llenado del tanque de almacenamiento.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 18 Aprobó: Fecha
. La licuefacción. Y continúa con el proceso de licuefacción. La pared interna está construida en chapa de acero al 9% de níquel. El tanque tiene una capacidad de almacenamiento de 43. válvulas de venteo y seguridad. el gas es descargado del tanque de almacenamiento y conducido a los vaporizadores a una presión de aproximadamente 33 bar. el almacenamiento y la posterior vaporización son procesos que se realizan. el anillo metropolitano argentino mira a la reserva criogénica de General Rodríguez. la eliminación de dióxido de carbono y el agua que contiene y la separación de los hidrocarburos pesados por condensación parcial.4 de alto. La operación de la planta está a cargo de personal especialmente capacitado en España y Argentina por Gas Natural Argentina para asumir esa responsabilidad. El proceso comienza con el pre tratamiento del gas de alimentación. El gas se almacena a una temperatura de -160°. Entre ambas paredes se instaló una aislación térmica de material perlítico.
con una participación del 19%. Gas Natural BAN obtuvo la licencia para prestar el servicio de distribución de gas natural en el noroeste de la provincia de Buenos Aires por un plazo de 35 años. Su área de servicio.
BREVE RESEÑA HISTORICA DE GAS NATUARL DE ARGENTINA (BAN)
En diciembre de 1992. Datos estadísticos. las cuales. Uno de cada cinco usuarios del servicio gas natural en la Argentina es cliente de Gas Natural BAN. de unos 15. ubicados al norte y al oeste de Buenos Aires.
2. que aporta experiencia y capacidad como operador técnico de la Sociedad. en la que se concentran grandes conglomerados urbanos e importantes parques industriales.7.000 km2.A. prorrogable por 10 más. con una participación del 51% y por Gas Natural SDG Argentina S. capital de la República Argentina. así como las principales Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones (AFJP). El área de distribución de la compañía abarca una de las zonas más densamente pobladas del país. son controladas por el Grupo Gas Natural de España. a su vez. se destaca el Grupo empresario internacional LG&E con significativas inversiones en la industria del gas.2.
Revisó: Página 19
.6. Asimismo. Gas Natural BAN es controlada por Invergas S.A. como importantes accionistas directos e indirectos de Gas Natural BAN. abarca 30 partidos de la provincia.
DATOS ESTADISTICOS DE LA PLANTA DE PEAK SHAVING
Figura 8. habitada por cerca de 7 millones de personas.
Distribuidora de Gas Pampeana. se privatizó Gas del Estado. Distribuidora de Gas del Centro. Distribuidora de Gas Metropolitana. época en que la crisis económica y el quebranto del Estado llevaron a un serio deterioro en los estándares económicos y de calidad de la compañía. Argentina enfrentaba una triste paradoja: siendo uno de los países con mayor participación del gas natural en su matriz energética (más del 40% sobre el total vs. debido a la desinversión y al consecuente deterioro de sus instalaciones.1. Situación de la Industria del Gas en el año 1992 y su privatización. Esto hizo imprescindible adecuar el management. La transferencia a manos privadas se realizó el 28 de diciembre de 1992. La Ley Nº 24.7. declaró ³sujeta a privatización´ total.696 de reforma del Estado. bajo el régimen de la Ley Nº 23. sancionada en 1992. cuando más se precisa este combustible. a GdE. Esta situación llevó a encarar. las cuales operan como monopolios naturales regionales. en general el 10% de las acciones fueron destinadas a los empleados bajo el Programa de
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 20 Aprobó: Fecha
. La intensa gasificación del país continuó bajo la gestión de la empresa estatal hasta comienzos de los µ80.2. Por la misma ley se creó la autoridad regulatoria de esta actividad: el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). Como paso previo a la privatización. La Argentina construyó en el último medio siglo una importante industria del gas. cuya producción es transportada en extensos gasoductos construídos a partir de 1950. realizar importantes inversiones e introducir un estilo de atención fundado en el respeto y el servicio al cliente. oeste y noroeste del país. por entonces) no podía garantizar su abastecimiento en el invierno. A comienzos de los ¶90.076. Lo recibido de Gas del Estado era una fracción de una estructura mayor que carecía de unidad de funcionamiento. Distribuidora de Gas del Sur y Distribuidora de Gas Cuyana). Distribuidora de Gas del Litoral. Distribuidora de Gas del Noroeste. para lo cual la gran empresa estatal fue subdividida en dos transportadoras y ocho distribuidoras 2.7. Privatización de Gas del Estado. a partir del aprovechamiento de los grandes yacimientos ubicados en el sur. A los efectos de su privatización la empresa fue dividida horizontal y verticalmente en diez empresas:1 dos de transporte (Transportadora de Gas del Norte y Transportadora de Gas del Sur) y ocho de distribución2 (Distribuidora de Gas Buenos Aires Norte. GdE fue sometida a un proceso de reestructuración que tuvo las siguientes características (además de la ya mencionada separación vertical y horizontal de la empresa): i) las diez empresas creadas fueron transformadas en sociedades anónimas. dentro de una política de profunda reestructuración y modernización del estado.2. un 20% de Europa y menos de un 10% de España.
los empleados fueron reasignados entre las diez compañías creadas. el Estado Nacional que retuvo una participación del 20% de las acciones en algunas sociedades. Consorcios ganadores y restricciones a la propiedad. imponiendo límites para el control de cada compañía. de propiedad del Estado. En el caso de Gas Natural BAN. Para ser precalificados.
Revisó: Página 21
. ni en más de una empresa de transporte y una distribuidora. Buenos Aires Norte y Pampeana fueran adquiridas por el mismo consorcio ganador. ni en más de dos distribuidoras. que fueron ofrecidas al consorcio que se hizo cargo de la concesión por 35 años.3 millones otorgado por el Banco Interamericano de Desarrollo que fue asumido por el Estado. el operador técnico fue Gas Natural SDG de España. así como la participación de un Operador Técnico: uno de los requisitos imprescindibles para presentarse a la licitación era que el consorcio contara con un prestigioso operador técnico internacional de gas con al menos 5 años de experiencia. ii) tras un proceso de retiros voluntarios previo a la privatización de la empresa. Licenciatarias del servicio de gas. Tampoco estaba permitido que las empresas distribuidoras Metropolitana. y acciones clase C. que luego serían vendidas en el mercado de capitales. En el proceso licitatorio se tomaron medidas para prevenir las colusiones entre grupos. Las acciones fueron divididas en 3 clases: acciones clase A. los consorcios de inversores interesados en competir por las acciones clase A debían tener un patrimonio mínimo determinado que variaba con el tamaño de la empresa por la que ofertaban. ofrecidas a los empleados bajo el Programa de Propiedad Participada.700 millones) fueron asignados a las nuevas unidades de negocio en proporción a su tamaño. la primera compañía de gas de ese país y una de las cinco primeras de Europa. excepto un crédito de U$S241. como se mencionara antes.Propiedad Participada (PPP). acciones clase B3. iii) los pasivos totales de GdE (unos U$S2. La privatización de Gas del Estado fue efectuada mediante una Licitación Pública Internacional de entre el 60% y el 90% de los paquetes accionarios de las 10 unidades de negocio constituidas. Ningún oferente podía adquirir el porcentaje mayoritario de las acciones en más de una empresa de transporte.
conocido como ³price cap´ o tarifa máxima que se revisa cada 5 años. su decreto reglamentario Nº 1738/92 y las reglas básicas de las distintas licencias aprobadas por el decreto Nº 2255/92.A. La normativa vigente estipula un régimen tarifario para las distribuidoras y transportadoras.  En el sistema de ³price cap´. Es así como destacados operadores internacionales se hacen cargo de la operación de éstas compañías. MARCO REGULATORIO 3. 41%). las licitaciones de las distribuidoras de Gas Metropolitana (MetroGas) y Buenos Aires Norte (BAN) finalizaron en tercera ronda. Astra Capsa (20%) e Invertrad (14%). Este marco erige al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) como autoridad regulatoria autárquica.En la medida en que la empresa distribuidora no pudiera ser transferida debido a la violación de algunas de las medidas previamente mencionadas. Pérez Companc (25%). 54%). BREVE DESCRIPCION
El marco regulatorio del transporte y la distribución del gas natural está dado por la Ley Nacional Nº 24.1. cuya instancia administrativa superior es la Secretaría de Energía. La primera revisión tarifaria concluyó hacia 1997. Manra (21%) y Discogas Inversora (25%). mientras que el 70% de Gas Natural BAN resultó adjudicada al consorcio formado por Gas Natural INT (operador técnico. que a su vez depende del Ministerio de Economía de la Nación.076.  El mecanismo de ajuste por inflación previsto en la Licencia otorgada pretendió reducir el impacto de los indicadores internos y refleja las variaciones en los indicadores de mercado internacional. se llamaba a una nueva ronda licitatoria. cuando el Estado otorgó la licencia para la explotación del servicio en el área Noreste del país a la sociedad denominada ³Distribuidora de Gas NEA Mesopotámica S.´ (Gas NEA).
3. Para el caso se definió al PPI (Producer
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 22 Aprobó: Fecha
. Así. la Licenciataria cuenta con un gran incentivo para reducir sus costos y asimismo el concedente cuenta con la ventaja de un mecanismo para conducir estos ahorros a la tarifa final del usuario a través del Factor X o Factor de Eficiencia. con los siguientes aspectos esenciales:  El sistema tarifario regulado para el gas natural fue concebido con el sistema de regulación por incentivos. Distribuidora de Gas Pampeana (en adelante Camuzzi Gas Pampeana) y Distribuidora de Gas del Sur (en adelante Camuzzi Gas del Sur) fueron adjudicadas al mismo Negra (18%).  Esta revisión se conoce como Revisión Quinquenal de la Tarifa (RQT). La concesión del 70% de MetroGas fue otorgada a un consorcio integrado por British Gas (operador técnico. Citicorp Equity Investment (25%) y otros (7%). En 1997 se agregaría una novena empresa de distribución.
Reformas en Argentina. Dado que el gas es un componente desregulado de la tarifa final y las Licenciatarias no deben obtener ganancias ni pérdidas debido al mismo.  Otro ajuste que se realiza en la tarifa refleja las variaciones estacionales del precio del gas comprado (Mecanismo de pass through). El ajuste se realiza en los meses de enero y julio de cada año.Price Index .Industrial Comodities USA -índice de inflación Mayorista de Bienes Industriales de EEUU). existe un traslado del precio del gas a la tarifa final que se realiza en los meses de mayo y octubre.
Figura 10. Reestructuracion del sector
Revisó: Página 23
. *en 1997 se adiciono otra distribuidora
sin requerimiento de compra mínima. Pueden contratar directamente con productores o comercializadores. y no es atendido bajo un contrato de servicio de gas. ni ser productores o almacenadores. b. El cliente no tiene una cantidad contractual mínima.Figura 12. pero no les está permitido el control de las firmas transportistas. Residencial R: medidores domésticos no comerciales.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 24 Aprobó: Fecha
. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funciones con instalaciones permanentes. Compañías de transporte y distribución
Los distribuidores reciben el gas del transportista (pueden comprarlo o simplemente. General P (SG-P): todos los consumos no residenciales sin requerimiento mínimo de compra. transportarlo) y tienen a su cargo el abastecimiento de los consumidores hasta el medidor de consumo. Se establecen las siguientes categorías de usuarios: a. dentro de una región determinada. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contraten directamente con los productores.
y un plazo contractual no menor a doce meses. siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10. conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Este servicio está disponible para cualquier cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contrato sobre una base firme. la tarifa del distribuidor ya está incluida en el costo final mientras que la compra de gas por
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 25 Aprobó: Fecha
. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3. General G (SG-G): Servicio para uso no doméstico en donde el cliente ha celebrado un contrato de servicio de gas con una cantidad contractual mínima. Grandes Usuarios: estos podrán contratar servicios de distribución firmes o interrumpibles:  ID: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC. El servicio prestado es firme. Se presta sobre base interrumpible. Para operar como SDB definitivo debe mediar una autorización del regulador. ni un subdistribuidor.  GNC: Servicio que se prseta a una persona física o jurídica que expende gas natural comprimido para uso como combustible para automotores y cuenta con un medidor individual separado. Las tarifas SG-G. tanto en su forma de composición como en su valor. ni ser una estación de GNC. El servicio prestado es interrumpible. ni un subdistribuidor.  FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria de 10. el usuario sólo paga por los m3 consumidos. la cual en ningún caso puede ser inferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un año.  IT: Servicio para un cliente de una distribuidora con conexión directa al sistema de transporte.  SDB: Servicio que se presta a un cliente que opera cañerías de gas que conectan el sistema de distribución de una distribuidora con un grupo de usuarios (excepción hecha para el SDB de la ciudad de Paraná. No debe utilizar el gas para usos domésticos. ni un subdistribuidor. El servicio es firme.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos.c.000.  FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC. En los casos de compra de gas por usuarios finales.000 m3 por año. Las tarifas varían según tipo de usuarios y zonas del país. FD y FT requieren el pago de cargo por reserva de capacidad además del cargo por m3 consumido. ni un subdistribuidor. siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima anual de 3. d.000.000 m3. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva de capacidad.
no podrán controlar firmas transportistas o distribuidoras que sirvan a la región donde esté situado el consumidor15.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 26 Aprobó: Fecha
. Las cláusulas que determinan la separación de la industria. A efectos de introducir mayor competencia en el segmento regulado (donde la demanda es cautiva). que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en los últimos doce meses previos al ajuste. La contratación del servicio de transporte en firme implica. podrán construir. a su exclusivo costo. es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme. un cambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada. Los consumidores que hagan uso del derecho de adquirir el gas directamente. sin embargo. el pago de un cargo por reserva de capacidad. sus propios ramales de alimentación. por parte de la distribuidora. El coeficiente entre la capacidad contratada y la efectivamente utilizada. Si contratan directamente con el productor. y el consumo pico diario de la categoría en cuestión. sin llegar al control (que está prohibido). Se legisla la figura de la comercialización. Los transportistas y distribuidores están obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde la solicitud. Un comercializador es quien compra y vende gas natural por cuenta de terceros. excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora. también se aplica que el costo atribuible a este servicio pueda ser recuperado mediante tarifas a otros consumidores. Si lo hicieran con los primeros. se permite que los grandes usuarios (más de 10. que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos que se esperan transportar en el transcurso del año. en el mismo período.usuarios a distribuidores fuera de su zona se computa como un cargo separado (se trataría de grandes usuarios que pacten directamente con un distribuidor). pudiendo. corregido por el factor de carga. que prevé la aparición de brokers que intermedien en la compraventa del gas.000 m3/día) puedan celebrar contratos directamente con el productor y/o comercializador (by pass comercial. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones. en las condiciones convenidas por las partes. deberán abonar la tarifa de distribución que corresponda. negociar un acuerdo entre las partes. Tanto los transportistas como los distribuidores están obligados a permitir el acceso libre e indiscriminado de terceros a la capacidad de transporte y distribución de sus respectivos sistemas que no esté comprometida para abastecer la demanda contratada. opción que implica el pago de un peaje al distribuidor correspondiente) o conectarse directamente a un trasnportista (by pass físico). En caso que una empresa participe en varias actividades. se refieren al control empresario. el ENARGAS debe autorizar la operación. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de las compañías de transporte o de distribución. en tanto el distribuidor no deje de recuperar sus costos. y que utilicen instalaciones del distribuidor.
De no actuarse prudentemente y dentro de un marco de seguridad jurídica.
TARIFAS DE GAS EN ARGENTINA EN EL 2002
Como es de público conocimiento el Estado Nacional ha decidido modificar la política cambiaria. en general para expandir el sistema o beneficiar a la mayoría de usuarios con mejoras en seguridad y confiabilidad. Esto representa una ventaja competitiva para la industria local y permite tener generación térmica de energía eléctrica a precios muy competitivos a nivel mundial. de manera de transferir a los usuarios el posible beneficio de las empresas que bajan sus costos por su mayor eficiencia.Argentina es el país que tiene el precio del gas más bajo de la muestra. claramente identificables y comprobables. También fija el ENARGAS un Factor de Inversión K. son: El precio del gas en Argentina es uno de los más baratos del mundo 4 : el estudio comparativo realizado por la consultora estadounidense Stone & Webster en el año 20005 para más de 20 países.120 millones de dólares desde la privatización. en EEUU y Canadá un 50% más. por un mecanismo a ser renegociado con las empresas. con un tipo de cambio de 1$:1U$S. La Revisión Tarifaria realizada en 1997 por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) implicó una disminución promedio de 5% en los márgenes tarifarios de las empresas de distribución y transporte. y luego a través de la reinversión de los fondos generados y el financiamiento internacional. el sector regulado de la industria del gas (transporte y distribución). se encuentra seriamente preocupado y afectado por las obligaciones en dólares que ha tomado en estos años y que deben ser atendidas con los ingresos del negocio. se verá gravemente dañada. La acción del Estado: el sistema tarifario regulado para el gas natural incluye un ajuste quinquenal de tarifas para que las mismas le provean a transportistas y distribuidores ³que operen en forma económica y prudente la oportunidad de obtener ingresos suficientes para satisfacer sus costos y una rentabilidad razonable´. Este sistema prevé un Factor de Eficiencia X que disminuye las mismas. Ante esta situación. muestra que -aún antes de la devaluación. una actividad que exhibe importantísimos mejoras y beneficios para los consumidores y el país. ha modificado el sistema legal vigente de fijación de tarifas del Gas Natural y otros servicios públicos privatizados. En los países europeos el gas residencial cuesta más del doble que en Argentina. incluyendo tanto consumos industriales como residenciales. Éstos verifican en forma
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 27 Aprobó: Fecha
.2. devaluando el peso y. incluyendo la compra de los activos esenciales (3.220 millones pagados en 1992). que permite un incremento para compensar determinadas inversiones que deberán hacer las empresas en ese quinquenio.3. en México un 12% más caro y en el resto de América Latina (excepto para Venezuela) las diferencias son mucho mayores. simultáneamente. respetando las reglas de juego establecidas. Algunos de estos beneficios. Durante la privatización se establecieron sistemas de control de los niveles de calidad a través de indicadores de calidad del servicio público prestado. actividad que ha realizado inversiones en el país por más de 7.
Figura 13. lo cual no ocurrió.78 %. con la única excepción del lapso agosto ± noviembre de 2001.
DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO Fecha 21/02/2011 Revisó: Página 28 Aprobó: Fecha
.alcanza el 10. En este análisis se tomó una incidencia promedio para los valores aplicables en las diferentes regiones de nuestro país. dada la actual baja que registra el PPI. reconociendo dentro de ella la inversión y operación y mantenimiento de la planta como un activo necesario para poder brindar el servicio en la zona otorgada (por las características distintivas respecto del resto de las otras concesiones). aún si se hubiera aplicado el ajuste por PPI a lo largo de todo el período. dentro de un plazo y características dadas. el incremento del costo de vida. para lo cual se seleccionó al PPI (Producers Price Index de los Estados Unidos). la introducción de mejoras tecnológicas y el desempeño de una gestión comercial adecuada al interés de los usuarios. Mercado del Gas Natural
3. bajo un sistema de Price Cap con RPI-X. como una inversión de índole obligatoria a ser realizada por Gas Natural BAN.076). Los ajustes tarifarios: dicho sistema tarifario prevé un ajuste semestral según ³indicadores de mercado internacional que reflejen los cambios de valor de bienes y servicios representativos de las actividades de los prestadores´ (Ley 24. si este se hubiera aplicado.66%. La tarifa de distribución de Gas Natural BAN fue concebida al momento de la privatización.
MARCO LEGAL Y REGULATORIO EN ARGENTINA
Los pliegos de la privatización impusieron este proyecto. Asimismo.permanente la correcta operación y mantenimiento de las instalaciones. invirtiendo importantes sumas de dinero (en U$S) a tal fin. Se observa que dicha componente no hubiera superado. comparada con la de los índices de costo de vida y con su efecto sobre las tarifas.3. El gráfico siguiente refleja su evolución desde 1992. ya que se encuentra en suspenso desde enero de 2000 el incremento contractual. mientras el índice de precios al consumidor costo de vida. la componente regulada hubiera registrado en enero de 2002 un descenso para situarse en el 5.
5) Adicionalmente tiene clientes que pueden optar entre servicios Firmes o Interrumpibles. Cuando la demanda agregada supera la capacidad de transporte reservada por Gas natural BAN. no se les puede interrumpir el servicio (Residenciales. con una saturación de la planta del 81%. si la demanda aún supera la capacidad firme. por lo cual pagan un componente de transporte en sus tarifas en función de un factor de carga ad-hoc ( R= 0. gestiona y opera desde la propia distribuidora. pequeños comerciales). a lo largo del año. como en el año 2007. el servicio brindado por la planta es ³reconocido´ por la tarifa y es pagado por todos los clientes via factura y via tarifa 3. la tarifa final reconoce en el precio medio de compra de la distribuidora el gas que se licúa y se almacena. esto es salvo caso de fuerza mayor. los últimos pagan una tarifa sensiblemente menor.35 y SGP = 0. se procede en primer término a cortar a los clientes interrumpibles.700. y luego.000 m3. siempre bajo un criterio restrictivo a fin de conservar los máximos de emisiones para los días de extremo frío. los desvíos respecto de lo nominado y lo efectivamente consumido son diarios y se trabaja con una banda de desbalance variable. y estas ofertas están en función de lo que puede abastecer la distribuidora. pagándose multas diversas por excederlos (por volumen y por % de exceso). Ha tenido años de emisión cero. Hasta hoy el récord de emisión diaria de la planta se registró el 11 de julio de 2000. FUNCIONAMIENTO OPERATIVO EN ARGENTINA
El transporte troncal es contratado por los cargadores (distribuidores y otros agentes) como una capacidad fija máxima diaria.4. como el año 1998. La emisión total de la planta Peak Shaving es función de la mayor o menor rigurosidad invernal. se pone en funcionamiento la planta Peak Shaving para regasificar e inyectar gas natural. que va desde el +/-15/20% en el verano y el +/-5% en invierno. a fin de garantizar las entregas a los clientes con servicio firme. no existen almacenadores de ningún tipo en todo el sistema La distribuidora tiene clientes a los cuales debe abastecer en forma ininterrumpida. cuando aportó 3. se abona un TOP del 100% todo el año. y años que tuvo máximos de 22millones de m3.
Revisó: Página 29
. Hay que remarcar que la utilización de la planta como fuente de suministro alternativo se decide.Además de los costos de inversión y operación y mantenimiento de la planta. En conclusión.
como resguardo del sistema de transporte (en los días de invierno y por estar al final de los gasoductos). en determinadas condiciones. Vaporización planta Peak Shaving
Revisó: Página 30
Figura 14. Utilización planta Peak Shaving
Figura 15.Adicionalmente. la planta Peak Shaving sirve . al estar en el anillo de provisión del área metropolitana.
ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS
(a) Poder Calórico: El poder calórico superior mínimo del Gas a ser entregado por la Distribuidora será de 8. medidores y otros dispositivos a través de los cuales fluye. Factores de corrección. (vii) Las partículas líquidas no sufrirán los 100 litros/ MM de m3. con excepción de los restos de aquellos materiales y productos químicos necesarios para el transporte y entrega del Gas y que no provoquen en el mismo una imposibilidad de cumplir las especificaciones de calidad establecidas por el presente. (iv) Estará libre de agua en estado en estado líquido.6. según lo determinado por los métodos standard de verificación.
Figura 16.000 Kcal/m3. y no contendrá sustancia alguna no contenida en el gas en el momento de su producción. y una cantidad de inertes totales de no más de un 4 por ciento (4 %). hidrocarburos licuables a temperaturas superiores a diez grados centígrados bajo cero (-10ºC) a cinco mil quinientos (5. goma. (iii) No contendrá más de un 2 por ciento (2 %) por volumen de dióxido de carbono.850 Kcal/m3. El poder calórico máximo del Gas a ser entregado por la Distribuidora será de 10. y otros sólidos o líquidos que lo tornarían no comerciable o causarían daño o interferirían con la correcta operación de las tuberías reguladores. no se interpretará como que interfiere con la comerciabilidad del gas entregado.3.
Revisó: Página 31
. impurezas.
3.5 Kg/mm de m3. (c) Odorización: El Gas entregado por la Distribuidora será odorizado cuando sea requerido en virtud de las reglamentaciones de seguridad aplicables. (vi) Las partículas sólidas no superarán 22.5. con un tamaño superior a 5 micrones. (b) Impurezas: El Gas a ser entregado por la Distribuidora: (i) Estará libre (a la presión y temperatura corrientes en el gasoducto del Transportista) de arena. (v) No superará una temperatura de cincuenta grados centígrados (50º C). La odorización por parte de la Distribuidora de ser requerida por las leyes o reglamentaciones aplicables. otras sustancias indeseables que pudieren ser separadas del gas. y contendrá no más de sesenta y cinco (65) miligramos de vapor de agua por metro cúbico de Gas. (ii) No contendrá más de tres (3) miligramos de sulfuro de hidrógeno por metro cúbico ni más de quince (15) miligramos de azufre entero total por metro cúbico de Gas. en condiciones standard.500) Kpa absoluta. aceites.
32.393.4 22.4 611.4 729.2
69. *Información elaborada sobre la base de datos operativos de las Licenciatarias de gas suministrados por el ENARGAS a noviembre de 2008 (año móvil-datos provisorios).0
467.124 489
Figura 17.557
481.8 17.867.9
20.3 14.3.
Revisó: Página 32
ESTADISTICA DE GAS NATURAL DE ARGENTINA (BAN)
2009 1.7 17.2
Servicio de transporte y/o distribución (millones de m3) Ingresos por ventas y servicios (millones de pesos)
450.1 7.2 12.3
Inversión en bienes de uso (millones de pesos) Inversión en bienes de uso acumulada desde el inicio de las operaciones ( equivalentes en millones de dólares) Extensión total de la red( miles de kilómetros)
65. Estadística de Gas Natural de Argentina (BAN).425.4
Operaciones realizadas desde la toma de posesión: Nuevas cañerías (Kilómetros) Renovación de cañerías(Kilómetros) Capacidad promedio de transporte: Contratada en firme (millones de m3/día) Participación en el volumen anual de entregade gas en la Argentina (%) (1) Total ventas de gas Mercado residencial-comercial 11.7.501 494 7.5 22.367
513.1 14.203.167
38.409.390
248244 1001 a 9.162830 más de 9.150643 Factura mínima 17.278273
Cargo por m3 de consumo 0.000 m3 0.247289 0.A.
CATEGORÍA / CLIENTE RESIDENCIAL R1 R2 1º R2 2º R2 3º R3 1º R3 2º R3 3º R3 4º Cargo fijo 10.081063 17.
TARIFAS DE GAS NATURAL EN ARGENTIA A 2008
Gas Natural BAN.3.166753 0.381548 0 a 1.084475
en $ (Pesos) Cargo por m3 de consumo 0.000 m3 0. Comunica a sus clientes los cuadros tarifarios aprobados por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) mediante la Resolución N° I/577 de fecha 23 de diciembre de 2008 y Resolución N° I/445 del 15 de octubre de 2008.081063 17.166753 0.081063
Cargo por m3 de consumo SERVICIO GENERAL P1 y P2 Cargo fijo 14.188090 1001 a 9.081063 17.235738 más de 9.000 m3 0.111605
Revisó: Página 33
.081063 17.238075 0.000 m3 0.084475 10.084475 10.084475 10.307528 Factura mínima 17.081063 17.301923 0.223231 Factura mínima 17.8.381548 0 a 1.081063 17. S.084475 10. respectivamente.193118 0.000 m3 0.000 m3 0.166753 0.084475 10.081063 17.006508
Cargo fijo 14.006508
Cargo por m3 de consumo SERVICIO GENERAL (1) P3 OTROS USUARIOS SDB Cargo fijo 14.084475 10.084475 10.
217299 0.229065 1001 a 9.000 m3 0.factor de carga 100% .P2 P3 SDB Punto ingreso al sist.161107 1001 a 9.000000 0.000000 0.205531 Factura mínima 17. en los C p/M3 consumido de R3 1º 2º):
0.057325 0.000 m3 0.Aplicación supletoria CT Resolución ENARGAS N° 3729/07 P1 y P2 ESENCIALES .000000 0.018320 (94.000 más de m3 9.Servicio Completo
Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1) P1 y P2 P3 ESENCIALES .6% Cuenca Neuquina. 5.4% Cuenca Noroeste)
0.053254 0. R2 1º 2º y Tipo de Usuario R2 3º R3 1º 2º R3 3º 4º P1 . 5.factor de carga 100% .381548 0 a 1.021984 (94.000 m3 0.000 más de m3 9.059342 0.137572 Factura mínima 17.P1-P2P3) .125656
Costo de transporte (R1.000000 0.125656 0.(en $/m3): Costo de gas retenido (incluido en los C p/M3 consumido de R1.002628 (94.057325 0. 5. 5.Servicio Completo Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1) P3 Cargo fijo 14.6% Cuenca Neuquina.4% Cuenca Noroeste)
Composición del precio del gas incluído en cada uno de los cargos por m3 consumido (en $/m3) R1.000000 0.000 m3 0. 5.4% Cuenca Noroeste)
0.6% Cuenca Neuquina.055939 transp.4% Cuenca Noroeste)
0.006508 Cargo fijo 14. de 0.151941 0.100863 0.059342 0.149340 0.R2 1° 2° y SDB): Costo de gas retenido (incl.002685) 0.6% Cuenca Neuquina. Diferencias diarias acumuladas Precio incluído en los cargos por m3 consumido (0.4% Cuenca Noroeste) Revisó: Página 34 Aprobó: Fecha
.100863 0. en los C p/M3 consumido de R2 3º): Costo de gas retenido (incl.6% Cuenca Neuquina.381548 0 a 1.151941 0.Resolución N° I/445/08 .004466 (94.(en $/m3): Costo de transporte (R2 3º R3 1º 2º 3º 4º .R2 1º 2º -SDB) .002477 (94.
Cargo por m3/día (2) 1. FD.059641 1.FT
Cargo fijo 14.6% Cuenca Neuquina.022250
GRANDES USUARIOS (1) ID .000 m3 0.075455
más de 9. IT . ID.667995 ID .Costo de gas retenido (incl. SE Nº 2020/05 (SGP3 Grupo III).278273
0 a 1.723190
Expendedores GNC Cargo por m3/día (2) Cargo por m3 de consumo 0.059868
Factura mínima 17.000 m3 0.074192
1. FT.A.FD (3)
Cargo por m3 de consumo 0 a 5000 m3 más de 5000 m3 0. en los C p/M3 consumido de P3):
0.FT (4) Cargo por m3/día (2) Cargo por m3 de consumo 0.011988 Aprobó: Fecha
. respectivamente. Comunica a sus clientes los cuadros tarifarios aprobados por el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) mediante la Resolución N° I/577 de fecha 23 de diciembre de 2008 y Resolución N° I/445 del 15 de octubre de 2008.381548 Cargo fijo 14. en los C p/M3 consumido de P1-P2): Costo de gas retenido (incl.038817 0.002538 (94. 5.991105 14.4% Cuenca Noroeste)
0.IT FD . GNC.Sin impuestos Vigentes a partir del: 1 de noviembre de 2008
CATEGORÍA / CLIENTE
EN $ (Pesos) Cargo por m3 de consumo
SERVICIO GENERAL (1) P3 (5) SERVICIO GENERAL (1) G
Cargo fijo 14.006728 (94.000 M3 según Res. 5.148160 0.4% Cuenca Noroeste)
0.028500 IT . Tarifas de distribución a usuarios P3.091039
1001 a 9.6% Cuenca Neuquina.4% Cuenca Noroeste)
(1) Corresponde a los usuarios con consumos anuales menores a 180.032140 0.723190 10. 5. en los C p/M3 consumido de R3 3º 4º): Costo de gas retenido (incl.991105
Cargo por m3/día (2)
Cargo por m3 de consumo 0.005564 (94.624848 Revisó: Página 35 0.6% Cuenca Neuquina. S.246385
OTROS USUARIOS GNC INTERRUMPIBLE GNC FIRME
Cargo fijo 10. Gas Natural BAN.000 m3 0. G.
14934 0.000 m3/año y sujeto a disponibilidad del servicio.036642 Cargo fijo 14.000 m3 0.000 m3/día FD-FT : 10.381548 0 a 1.5. Las tarifas ID e IT no requieren cargo por reserva de capacidad.000 m3 0. (1) Los usuarios tienen derecho a elegir el servicio y régimen tarifario aplicable.137572 Factura mínima 17.000 más de m3 9. Las tarifas FD y FT requieren cargo por reserva de capacidad más cargo por m3 consumido.000 m3 0.
Revisó: Página 36
. (3) Los usuarios conectados a las redes de distribución.000.023423 TGS Tierra del Fuego GBA 0. (5) Corresponde a los usuarios con consumos anuales mayores a los 180. al valor de la Ruta de transporte o Mix de transporte se le aplicará el Factor de Carga dividiendo por 0.Servicio Completo Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1) P1 y P2 P3 ESENCIALES .217299 0.205531 Factura mínima 17. (2) Cargo mensual por cada m3 diario de capacidad de transporte reservada.006508 Cargo fijo 14. siempre que se contraten los siguientes mínimos: G: 1.Servicio Completo Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1) P3 Tarifas de transporte por ruta TGS Recepción Despacho Tarifa TF ($/m3) (*) Neuquén GBA 0.000 más de m3 9. (4) Los usuarios conectados a los gasoductos troncales.381548 0 a 1.006508
(*) En el caso de los usuarios SGP3.000 m3/día ID-IT: 3.028559 TGS Chubut GBA 0. SE Nº 2020/05 (SGP3 Grupos I y II).229065 1001 a 9.000 m3 0.021558 TGN Salta GBA 0.Aplicación supletoria CT Resolución ENARGAS N° 3729/07
P1 y P2 ESENCIALES .161107 1001 a 9.000 M3 según Res.Resolución N° I/445/08 .021638 TGN Neuquén GBA 0.
Licenciataria/Subzona Categorías R1 R2 1° R2 2° R2 3° R3 1° R3 2° R3 3° R3 4°
Gas Natural BAN Desde 0 501 651 801 1001 1251 1501 1801 Hasta 500 650 800 1000 1250 1500 1800 <
Cargo en $/m3 Fondo Fiduciario Decreto PEN N° 2067/2008 Vigencia: 1 de Noviembre de 2008
Cargo -en $/m3 . IT y RTP Procesamiento de Gas 0.0492
Revisó: Página 37
.27 Consumos < 180.0205 SGP 3 Consumos > 180. FT.000 3 m /año 0.19 R3-4 0.000 3 m /año 0.Fondo Fiduciario Decreto PEN N° 2067/2008 Vigencia: 1 de Noviembre de 2008 Residenciales R3-1 0.05 R3-2 0. ID.039 FD.135 R3-3 0.
enargas.google.com/servlet/ContentServer?gnpage=1-302&centralassetname=1-30-1-3-0-0 http://portal.com.gasnatural.ar/ http://www.com.ar/energias/gases/en04_gas_natural.andesco.co
Revisó: Página 38
.pdf www.gasnatural.gov.com/servlet/ContentServer?pagename=common/Contr olador&gnpage=1-30-0&centralassetname=1-30-0-0-00&centralassettype=BloqueHTML http://www.fisicanet.BIBLIOGRAFIA
http://portal.php http://www.co/site/assets/media/CONGRESO/Memorias/G%20%20Jorge%20Alberto%20Niemetz.org.
Sign up to vote on this titleUsefulNot usefulTaller Peak Shaving (Adminitracion Del Gas II) by Diego Alejandro Rivas Perdomo0.0 (0)EmbedDownloadRead on Scribd mobile: iPhone, iPad and Android.Copyright: Attribution Non-Commercial (BY-NC)List price: $0.00Download as DOC, PDF, TXT or read online from ScribdFlag for inappropriate contentMore informationShow less

References: Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución 
 Resolución