Taller Peak Shaving (Adminitracion Del Gas II)

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE POSTGRADOS INGENIERÍA DE PETRÓLEOS ADMINITRACION DEL GAS II PLANTAS DE PEAK SHAVING

DIEGO ALEJANDRO RIVAS PERDOMO 7.7212.251

Bucaramanga, Bucaram anga, FEBRERO de d e 2011

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

01 01 03 06 07 08 09 09 10

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 L A INDUSTRIA DEL D EL GAS EN EL AÑO 1992 Y PRIVATIZACIÓN. 2.7.2. PRIVATIZACIÓN DE GAS DEL ESTADO.

14 15 16 17 17 18 19 19 SU 20 20

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

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. 08 FIGURA 4. PLANTAS DE PEAK SHAVING 11 FIGURA 5. TANQUES PARA TRANSPORTE DE GNC EN CAMIONES. 11 FIGURA 6. ESTACIONALIDAD DE CONSUMO EN LA ZONA BAN 16 FIGURA 7. ZONA DE DISTRIBUCIÓN D ISTRIBUCIÓN 17 FIGURA 8. DATOS ESTADÍSTICOS. 19 FIGURA 9. LICENCIATARIAS DEL SERVICIO DE GAS. 21 FIGURA 10. REFORMAS EN ARGENTINA. *EN 1997 SE ADICIONO OTRA DISTRIBUIDORA 23 FIGURA 11. REESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR. 23 FIGURA 12. COMPAÑÍAS DE TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN. 24 FIGURA 13. MERCADO DEL GAS NATURAL. 28 FIGURA 14. UTILIZACIÓN PLANTA PEAK SHAVING. 30 FIGURA 15. VAPORIZACIÓN PLANTA PEAK SHAVING. 30 FIGURA 16. FACTORES DE CORRECCIÓN. 31 FIGURA 17. ESTADÍSTICA DE GAS NATURAL DE ARGENTINA 32 .

LISTADO DE TABLAS PAG      

TABLA 1. EVOLUCIÓN MUNDIAL DEL CONSUMO DE GAS NATURAL (MILLONES DE M3 ) 06 TABLA 2. EVOLUCIÓN DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN LATINOAMÉRICA (1012 M3) 07 TABLA 3. PAÍSES CON MAYORES RESERVAS DE GAS NATURAL 08 TABLA 4. MATRIZ ENERGÉTICA ± AÑO 2005 09 TABLA 5. MATRIZ ENERGÉTICA ± AÑO 2008 09 TABLA 6. PRODUCCIÓN ± CONSUMO ± AÑO 2008 10

1. INTRODUCCION El gas natural, se convirtió en un combustible de gran significado solo a partir de la decada del 60, debido a las dificultades que existían para almacenarlo y transportarlo. A diferencia del petróleo, que es el commodity de mayor comercio en los mercados del mundo, el gas no tiene un mercado único: sus precios se regulan en diferentes mercados regionales, siendo uno de ellos el incipiente mercado de Argentina, Brasil, Bolivia, Chile y Uruguay. El colapso de los mercados financieros ha conducido a una situación de pérdida de confianza en los mercados no-regulados. En consecuencia, hay menos confianza en que el mercado siempre vaya a producir el mejor resultado. Hay una mayor predisposición por parte de los Gobiernos a la intervención del mercado para conseguir los mejores beneficios para los ciudadanos. El problema del cambio climático ± la reducción de las emisiones de dióxido de carbono, 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. Específicamente en América Latina el crecimiento promedio anual de los últimos años fue del 4%. Este crecimiento fue posible gracias al desarrollo de programas estratégicos de gobierno que consolidaron las bases estructurales de un proceso de desarrollo regional sostenible. 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. La realización de un proceso de integración regional de la industria del gas permitiría obtener muy rápidamente importantes beneficios económicos, sociales, tecnológicos, y comerciales. Para ello se debe plantear el desarrollo de un sistema integral de gasoductos con una visión regional, considerando exportar e importar simultáneamente, con un criterio de complementariedad y solidaridad. Asimismo, debería implementarse un programa de transferencia intra-regional de tecnología y de mejora de la eficiencia en el uso del recurso.

1.1. SITUACION ACTUAL DE LA INDUSTRIA DEL GAS EN LATINOAMERICA En Latinoamérica, el uso del gas natural en sus diversas aplicaciones se encuentra en plena expansión al punto que la tasa de crecimiento anual viene siendo, en promedio, del orden del 4% anual acumulativo. Si bien este crecimiento obedece a múltiples razones, resulta de interés destacar que en algunos países el mismo es claramente consecuencia del desarrollo de programas de gobierno que estimulan su uso. Estos programas han sido establecidos en muchos casos para aprovechar la disponibilidad de reservas existentes a nivel nacional o trasladable desde países vecinos, con el objeto de sustituir paulatinamente el uso de combustibles líquidos de mayor costo y más complejo empleo. Este beneficio es, a su vez, complementado por el menor impacto ambiental que produce la combustión del gas natural y por la sencillez de su abastecimiento. Fecha

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Si bien en este sentido, el objetivo inmediato ha sido en cada caso cubrir lo más ampliamente posible los requerimientos relativos a aplicaciones de carácter residencial, industrial, vehicular, de generación termoeléctrica y como insumo de la industria petroquímica, no debe desconocerse la importante incidencia que estos emprendimientos mantienen sobre la macroeconomía de los países involucrados y en su crecimiento estructural. 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, permite concluir que dichos logros pudieron establecerse en el marco de un proceso de desarrollo económico, en el que se tuvo en cuenta la necesidad de incorporar tecnología, formar recursos humanos de alta calificación técnica y alentar la radicación local de nuevos procesos productivos. El gas natural no podía instalar por sí solo todo este complejo proceso. No obstante, se reconoció la importante contribución que habría de realizar y, en esa convicción, se actuó valorizando los aspectos en los cuales su aporte podría ser mayor. Se tuvo así muy en cuenta la conveniencia de integración demográfica de zonas aisladas, poseedoras de productos primarios susceptibles de ser valorizados por procesos de industrialización. La provisión de gas a estas zonas, además de brindar el suministro energético requerido para viabilizar el proceso productivo, resulta también necesaria para fortalecer la radicación de la población. Esto es particularmente importante en zonas climáticamente adversas, donde la introducción de ciertas mejoras de confort al ambiente de trabajo y hogareño resultan imprescindibles para el afianzamiento de la población permanente necesaria, sin la cual el proceso productivo esperado sería irrealizable. Así fue que los avances que se han ido alcanzando en los procesos de industrialización recientes, entre ellos los relacionados con la transformación de materia prima agropecuaria, permitieron la obtención de productos de alta rentabilidad, como lo fue el caso de la producción de aceites obtenidos de la elaboración de granos provenientes de plantaciones de soja, maíz y girasol. Algo similar se logró empleando gas en la elaboración de minerales de hierro que, en un proceso más sofisticado, posibilitó la consolidación de una moderna industria siderúrgica que incluyó la fabricación de innumerables bienes derivados del mineral de hierro, provisto originalmente por la industria minera. La fabricación de artículos derivados de la producción de aluminio muestra un ejemplo igualmente ilustrativo. 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, capaces de agregar valor a las abundantes materias primas disponibles.

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1.2.

OPERSPECTIVAS DE INTEGRACION REGIONAL

Muchos han sido los caminos recorridos para ir logrando que Latinoamérica, apoyada en sus raíces históricas, pudiera integrarse sólidamente, 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, sino también en lo que se refiere a la consolidación de una infraestructura integrada, vial, ferroviaria, de vías navegables, energética, etc. 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. Dicho proceso se apoyó fundamentalmente en el mejoramiento de las relaciones entre los países que conforman la región, sobre todo en el campo educativo, de investigación, científico, ambiental, de gestión administrativa e industrial. Se fueron así estableciendo criterios y conceptos que alentaron la estructuración de una cada vez más extendida y moderna red de telecomunicaciones, lo que resultaba imprescindible para superar el anterior aislamiento de gran parte de la región y, al mismo tiempo, generar condiciones para posibilitar nuevas aplicaciones. Tal es el caso del uso de internet, que logró popularizarse muy rápidamente llegando incluso a sitios totalmente aislados hasta hace poco tiempo. En lo que respecta a la integración de obras viales, debe decirse que los logros alcanzados en este sentido han sido también importantes. Hablan de ello los puentes y túneles viales y ferroviarios de carácter internacional construidos en los últimos años, y los enlaces carreteros que han hecho posible que muchas fronteras puedan ahora ser traspasadas con una sencillez impensable hasta hace poco tiempo. Este progreso ha posibilitado un tránsito fluido de vehículos por toda la región. En la actualidad centenares de camiones de gran porte transportando mercaderías de todo tipo, están consolidando el proceso de complementariedad de su producción agropecuaria, industrial y agroindustrial, lo que resultaba necesario para asegurar la expansión de la producción de cada uno de los países involucrados, su crecimiento económico y el de sus exportaciones. Es en este marco que resulta oportuno reflexionar sobre la necesidad de fortalecer aún más la integración energética, sobre todo en lo que se refiere a la industria del gas. 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, teniendo en cuenta las importantes reservas disponibles y los grandes esfuerzos ya realizados en sus sistemas de transporte, fundamentalmente en Perú, Venezuela, Colombia, Ecuador, Bolivia, Brasil, Chile y Argentina.

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La reciente crisis internacional del petróleo, reflejada hace poco en un aumento muy considerable de precios, ha alertado sobre la necesidad de reflexionar acerca de la conveniencia de recurrir a otras fuentes regionales, entre las que el gas natural resulta el más competitivo. 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. Dicho análisis está siendo realizado no sólo desde el punto de vista de la provisión energética, sino desde una visión más abarcativa del proceso general de industrialización que, como observamos, ha comenzado a manifestarse en toda la región. Sabemos que mayor industrialización equivale a generación de empleo y, consecuentemente, mayor bienestar general, sabiendo que cuanto más grande es la transformación de materia prima en bienes durables, mayores serán las expectativas de crecimiento económico y social. Figura 1. Infraestructura gasífera Latinoamericana.

El hecho paradojal es que disponiendo de reservas adecuadas de gas natural y conociendo su aptitud de factor dinamizador de las economías regionales, muchas veces resulta dificultoso lograr tal objetivo. A veces, por carecer de las inversiones necesarias para construir una infraestructura capaz de atender con plenitud la demanda interna, por tratarse de consumos potencialmente importantes pero reducidos en una primera etapa, otras veces porque el tamaño de las reservas disponibles no permite asegurar la provisión adecuada durante toda la vida útil asignada al proyecto. Se cae así en un círculo vicioso que puede transformarse en virtuoso si se cambia el paradigma de pensar sólo en el mercado interno, 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, simultáneamente a países vecinos, aprovechando situaciones climáticas complementarias o requerimientos desfasados en el tiempo, tal el caso de existir diferentes épocas de cosecha o, simplemente, por ventajas de tipo comercial.

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Esto avalará, en definitiva, la conveniencia de alentar el desarrollo de nuevos consumos territoriales sabiendo que la economía de escala se logrará paulatinamente sin recurrir a subsidios, o al menos minimizándolos. A veces la disponibilidad de materia prima no puede estimular un proceso de industrialización ³in situ´ (ni alejada por el costo del transporte), 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, aún disponiendo de reservas de gas suficientes. Es por ello que los criterios de diseño de los gasoductos de mediana capacidad que se están estudiando en la actualidad, se realizan contemplando las perspectivas de demandas locales en todo su espectro y la posible exportación a lugares próximos, evaluado naturalmente si las reservas son adecuadas, contemplando simultáneamente la posibilidad de importación a precios razonables, con lo cual los proyectos industriales podrían madurar sólidamente sin riesgos de desabastecimiento. 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, que debería ser diseñada con un criterio de complementariedad y solidaridad. Este planteo debe ser realizado teniendo en cuenta que el suministro de todo el sistema debe quedar garantizado al menos por treinta años, de lo que se desprende que el programa será exitoso sólo si es económica y financieramente factible, y técnicamente confiable. Bajo estas consignas el proceso de gasificación nacional en desarrollo en la mayoría de los países de la región, claramente podría ser optimizado si se evaluaran los beneficios mutuos que representa la consolidación de un sistema integral de gasoductos, establecido no solamente para satisfacer los mercados internos existentes, sino para cumplir un papel dinamizador de la industrialización de todo el conjunto, con participación general acorde con las ventajas comparativas que cada uno dispone. El solo hecho de lograr el procesamiento industrial de las materias primas disponibles, ya sería un éxito encomiable. Inmediatamente después debería iniciarse, apoyándose en un ambicioso programa de transferencia horizontal de tecnología disponible en la región, un proceso de sustitución de importaciones extra-regionales de todos los materiales, equipos, insumos, herramientas e instrumentos necesarios para materializar este ambicioso programa, generando muchos más ingresos que los que podrían lograrse con la sola exportación del fluido energético. Lo expuesto lleva, como puede observarse, a la inmediata convicción de que la realización de un proceso de integración regional de toda la industria del gas, permitiría obtener muy rápidamente importantes beneficios económicos, de carácter social y de promoción del desarrollo tecnológico, científico y de gestión empresarial, por la escala continental que pasaría a tener este proyecto. A largo plazo la posibilidad de disponer de una moderna infraestructura de transporte que pueda ser alimentada desde diversas fuentes, incluso intercontinentales, no excluyendo la exportación, no deja de ser un objetivo loable, por otra parte, ya desarrollado y en plena vigencia en los países más desarrollados del mundo.

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1.3.

SITUACION MUNDIAL

Para analizar las perspectivas que podrá tener en lo inmediato la integración gasífera de Latinoamérica, resulta necesario observar primeramente los aspectos básicos de la situación mundial en lo que hace al desarrollo de esta industria. El fenómeno de globalización al que estamos asistiendo, 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. Es por ello que debemos ocuparnos del tamaño de las reservas mundiales actualmente disponibles y sus perspectivas futuras, de los consumos anuales globales y su historial, del tamaño y evolución del comercio internacional, de las características de la matriz energética global y de las tendencias esperables de todos estos factores, así como de las nuevas fuentes a que habrá de recurrirse en busca de nuevas reservas de gas, en la medida que las tradicionales se vayan acabando. En cuanto a las perspectivas de crecimiento del consumo mundial de gas natural, 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 el mediano plazo tal vez suceda algo similar en razón de que, el esperable crecimiento del consumo energético estimulado por el crecimiento vegetativo poblacional y el de la industrialización, podría en cierto modo quedar compensado por los ahorros derivados de una mayor eficiencia operativa de los futuros equipos diseñados con nuevas tecnologías, y a raíz del mayor uso de otras fuentes de energía, entre ellas las renovables y la nuclear, procesos que ya están en marcha Tabla

1. Evolución mundial del consumo de gas natural (millones de m3 ) (1) Canadá,

México y Estados Unidos. Austria, Azerbaiyán, Bélgica, Bielorrusia, Bulgaria, Dinamarca, Eslovaquia, España, Finlandia, Francia, Grecia, Holanda, Hungría, Irlanda, Islandia, Italia, Kazajistán, Lituania, Luxemburgo, Noruega, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, Rumania, Rusia, Suecia, Suiza, Turkmenistán, Turquía, Ucrania, Uzbekistán y otros. (3) Australia, Bangladesh, China, India, Indonesia, Japón, Malasia, Nueva Zelandia, Paquistán, Filipinas, Singapur, Corea del Sur, Taiwán, Tailandia y otros. (4) Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela y otros. (5) Argelia, Egipto, Sudáfrica, y otros. (6) Irán, Kuwait, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos y otros. (2) Alemania,

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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. Como vemos, el consumo mundial de gas pasó de 2.767.500 millones de m3 consumidos en 2005 a 3.010.808 millones de m3 en 2008. Un análisis de más detalle permite concluir que en ese período el crecimiento global fue del 2,85%, registrando América del Norte un crecimiento de 2,02%, Europa y Eurasia un 0,72%, y Sur y Centro América un 4,87%. El país líder mundial del consumo global en el año 2008 fue Estados Unidos con 657.715 millones de m3, seguido por Rusia con 416.018 millones de m3, y luego Irán con 119.290 millones de m3. Los crecimientos promedio respectivos para el periodo 2005-2008 fueron de 5,52%, 3,93% y 13,63%. Para ampliar el análisis diremos que en el mismo período Latinoamérica pasó de un consumo de 175.843 millones de m3 registrados en 2005 a los 207.094 millones de m3 del 2008, es decir que tuvo un crecimiento de 17,77%. Este crecimiento significa, en líneas generales, que a fines del próximo quinquenio se deberán transportar al menos 243.895 millones de m3 anuales, lo que se traducirá en una muy importante cantidad de obras, en las que se utilizarán toneladas de acero que deberán ser transformadas en cañerías, válvulas, accesorios, motocompresores, maquinaria pesada de construcción, etc. que, obviamente, generarán gran número de empleos que será tanto mayor cuanto mayor sea el éxito que se logre en regionalizar el proceso.

1.4.

RESERVAS

Las reservas probadas mundiales pasaron en el período 2005/2008 de 1,72 * 1014 m3, a 1,85 * 1014 m3. En cuanto a Latinoamérica los valores correspondientes fueron 7,25 *1012 m3 y 7,82 * 1012 m3 respectivamente. En estas condiciones la relación reservas/consumo (tomando como base exclusivamente recursos de la región), permite un horizonte de autoabastecimiento de 38 años. Como dato ilustrativo se señala que a nivel mundial la relación reservas/consumo es de 61 años. En la tabla 2 se muestran las principales reservas de los países en Latinoamérica para los años 2005 y 2008. Se observa que a nivel regional, las mismas tuvieron un crecimiento del 7,86%. En cuanto a la consideración de los países involucrados se puede ver que en la actualidad las mayores reservas de Latinoamérica están en Venezuela. Tabla

2. Evolución de reservas de gas natural en Latinoamérica (10 12 m3 ) Fecha


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En cuanto a la localización de las mayores reservas a nivel mundial, resulta de interés señalar que en el año 2008 las mismas se encontraban en los siguientes países:

Tabla 3. Países (10 12 m3 )

con mayores reservas de gas natural

Figura 2. Localización de principales reservas de gas natural en América del Sur

1.5.

EVOLUCION DEL COMERCIO INTERNACIONAL

El comercio internacional ha ido evolucionando fuertemente en los últimos años, ya sea mediante el uso de gasoductos a través de los que se transporta el gas en forma gaseosa (GN), cubriendo grandes distancias hasta llegar a zonas muy alejadas de su punto de origen, o bien transportándolo licuado (GNL) mediante barcos de gran calado, lo que le permite alcanzar mercados transoceánicos. Las instalaciones para la comercialización de GNL son todavía costosas en relación al GN. Figura 3. Buque de transporte de GNL.

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En 1998, la importación de gas desde distintos orígenes fue de 539.259 millones de m3. De este valor, 423.262 millones de m3 correspondieron a volúmenes transportados por gasoductos y 115.997 en forma líquida. Es decir, en 1998 el 21,5% de las exportaciones de gas natural se realizó como GNL. Es interesante ver que estas exportaciones fueron en aumento y que además sigue creciendo la participación del GNL en el mercado internacional. Los datos para el año 2008 referidos a importaciones (exportaciones) fueron, por cañerías, 587,26 * 1012 m3 y como GNL, 226,51 * 1012 m3 (38,6%), lo que hace un total de 813,77 * 1012 m3.

1.6.

PARTICIPACION DEL GAS NATURAL EN LA MATRIZ ENERGETICA

La participación del gas en la matriz energética también ha evolucionado en los últimos años. Al respecto, es interesante observar lo que ha ocurrido en Estados Unidos, Alemania, Francia y el Reino Unido.

Tabla

1.7.

4. Matriz energética ² Año 2005

Tabla

5. Matriz energética ² Año 2008

TENDENCIAS

En cuanto a las importaciones de GNL, las más importantes (ordenadas por país en forma decreciente), durante el año 2008 fueron las correspondientes a: Japón 92.130 millones de m3 (41%), Corea del Sur 36.547 (16%), España 28.730 (13%), Francia 12.590 (6%), Taiwán 12.070 (5%), India 10.790 (5%), y Estados Unidos 9.940 (4%). De aumentar esta aplicación serán necesarias importantes inversiones para el almacenamiento de GNL y terminales para su regasificación. 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. Las exportaciones de GNL en el año 2008 (ordenadas por país exportador) fueron de 226.507 millones de m3, compuestas por: Qatar 39.684 (17,5%), Malasia 29.403 (13,0%), Indonesia 26.847 (11,9%), Argelia 21.866 (9,7%), Nigeria 20.540 (9,1%), Fecha


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Australia 20.242 (8,9%), Trinidad & Tobago 17.358 (7,7%), Egipto 14.060 (6,2%), Omán 10.898 (4,8%), Brunei 9.200 (4,1%), Emiratos Árabes 7.540 (3,3%), y Otros 8.870 (3.9%).

Tabla

1.8.

6. Producción ² Consumo ² Año 2008

CUMPLIMIENTO DEL SERVICIO

Son múltiples los factores que afectan el buen cumplimiento del servicio, el que de ningún modo se limita a la parte exclusivamente operativa, sino que en realidad tiene inicio en la efectiva planificación del proyecto, su estudio de factibilidad técnica, económica y financiera, el diseño de ingeniería básica y luego de detalle, posteriormente su construcción y finalmente, y ahora sí, la efectiva operación y mantenimiento. A ese respecto son considerados objetivos prioritarios, los que se pasan a exponer respetando con esta finalidad un lineamiento prácticamente secuencial. i) Asegurar la disponibilidad de más de una fuente de provisión, propia o externa. ii) Cuando sea externa y si la provisión fuera realizada mediante gasoductos, contemplar la posibilidad de integrar los mismos al sistema nacional. Cuando la provisión sea externa y se realice utilizando GLP, procurar la conexión del almacenamiento principal, también al sistema nacional de gasoductos. iii) Ante la imposibilidad, por su magnitud, de estructurar en el mediano plazo un sistema integralmente interconectado, 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. iv) Disponer para grandes ciudades de soluciones adecuadas para atender contingencias operativas. Esto puede lograrse construyendo segundas alimentaciones a las redes de las principales ciudades o instalando plantas de Peak Shaving o de propano-aire, capaces de sostener el consumo en los valores mínimos imprescindibles v) Proveer asistencia técnica permanente. vi) Impedir normativamente la utilización de presiones operativas superiores a las utilizadas internacionalmente. vii) Garantizar que en ningún punto del sistema y en ningún momento se supere la máxima presión operativa (MAPO) del mismo. viii) Controlar en forma permanente las especificaciones de calidad del gas inyectado al sistema, según lo autorizado por la normativa vigente. ix) Mantener un control estricto y documentado de todos los materiales, equipos e instrumentos incorporados a las obras.

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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, 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, la planificación del sistema suele realizarse contemplando la posibilidad de efectuar el abastecimiento de las ciudades comprendidas diseñando cuando sea posible, la doble alimentación de las mismas. 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. Figura 4. Plantas de Peak shaving

Con el mismo objetivo se pueden utilizar también las denominadas ³Plantas de inyección de GLP´, buscando en cada caso la optimización operativa adecuada. 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. No obstante, su instalación y operación requiere el empleo de tecnologías sofisticadas además de exigir importantes inversiones, ya que deben lograrse en cada momento mezclas adecuadas que no afecten en ningún punto la continuidad y excelencia del servicio. Figura 5. camiones.

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Tanques

para transporte de GNC en

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En la actualidad, en algunos países se halla muy extendido el uso del gas natural comprimido (GNC) a 200 bar, en recipientes adecuados para uso vehicular. 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), presión ésta bastante superior a la utilizada para el uso residencial. Coexisten como vemos en una misma ciudad varios rangos de presión. 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, situadas en localizaciones alejadas del trazado de gasoductos troncales, desde los cuales extender ramales de alimentación resultaría antieconómico, por lo menos en la primera etapa que siempre resulta necesaria para el desarrollo del consumo. 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. En cuanto al sistema denominado propano-aire, también para uso residencial, lo que se transporta es el propano, el que luego de su almacenamiento en tanques que se sitúan en el lugar de empleo, son mezclados ³in situ´ e inyectados directamente a la red. Esta mezcla se realiza cumpliendo estándares adecuados, que permiten controlar su composición en forma permanente. Apoyados en los conceptos expuestos, los esfuerzos realizados en procura de que Latinoamérica, apoyada en sus raíces históricas, haya podido alcanzar los importantes avances en su integración política y económica que hoy posee, hacen que la perspectiva de su integración energética en el tema gas, sea ya una realidad alcanzable en el corto plazo, situación que era impensable hace unos pocos años. El efecto económico de esta integración será sin duda muy amplio, 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, impulsada por el proceso de industrialización general que, como sabemos, 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, ya muy expandido y en permanente crecimiento. 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. Sobre todo en los procesos relativos a transporte y distribución de gas en todas sus aplicaciones, incluidos los correspondientes a importación y exportación por gasoductos o por barcos, como en el caso del GNL, e inclusive como productos ya transformados, como es el caso de los fertilizantes derivados del gas natural. Estas convicciones emanadas de las experiencias recogidas en lo mucho realizado, permiten concluir que la región ya es prácticamente autosuficiente. La preocupación en este sentido ha comenzado a orientarse no ya en la importación de combustibles desde tierras muy lejanas, como alguna vez sucedió con el carbón, sino en hacer más eficiente el empleo del recurso, aumentando hasta los límites del conocimiento científico Fecha


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actual los coeficientes de rendimiento obtenibles por unidad calórica. Lo mismo ocurre con respecto a la seguridad operativa y protección del medio ambiente. Queda mucho por hacer pero, ciertamente, es también mucho lo ya realizado. Se trata ahora de consolidar lo ya logrado. Afortunadamente, la búsqueda de la excelencia es ya un objetivo compartido; compartir experiencias y contribuir a perfeccionarlas también lo son. 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, que lo realizado hasta el presente, sobre todo en aspectos que guardan íntima relación con las particulares potencialidades de cada uno de nuestros países. El máximo desafío de la región debe centrarse en la profundización del proceso integrador ya iniciado. Ya sabemos que no habrá crecimiento económico, progreso ni bienestar general sin energía, energía cuyas fuentes de provisión están casi al alcance de nuestras manos. También sabemos que sin desarrollo tecnológico todo proceso será más largo y complejo. Está claro pues que, al menos en este tema, se debe apurar el paso principalmente en todo lo que signifique la incorporación de nuevas tecnologías, minimización de costos, reducción de inversiones, protección del ambiente, utilización de recursos locales, y propagación de la experiencia ya recogida. La rigidez de los sistemas de captación, transporte y distribución de gas natural ha sido un obstáculo formidable a la difusión de este combustible en los países fríos, que tienen una pronunciada diferencia de consumo verano-invierno como consecuencia de la calefacción residencial. En efecto, si los sistemas se dimensionan para atender los picos de consumo de invierno, el sistema tiene una pronunciada capacidad ociosa en verano y a la inversa, si se dimensiona sólo para atender la demanda promedio anual, falta gas en invierno. En este último caso se recurre a los cortes (suply curtailment) en invierno, según esquemas definidos por el tipo de contratos (firmes o interrumpibles), pero siempre privilegiando el consumo residencial. Por esta razón se han buscado medios para balancear estos factores, apareciendo los almacenamientos subterráneos de gas como una solución capaz de paliar la gran demanda de invierno. Minas de sal abandonadas, yacimientos gasíferos depletados, acuíferos vacíos, etc., se utilizan en el mundo para almacenar gas durante el verano para inyectarlo en las redes de distribución en la época de gran demanda. Por supuesto que la solución tiene sus complicaciones, en el plano geológico por la estanqueidad del reservorio y el mantenimiento de la presión interna para extraer el gas almacenado, 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.

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2. PLANTA DE PEAK SHAVING EN ARGENTINA Como medio para almacenar volúmenes importantes de gas con este propósito. Son las denominadas ³peak-shaving plants´ (literalmente: plantas para afeitar los picos) o plantas de almacenaje criogénico de gas. Estas plantas se localizan estratégicamente cerca de un gran mercado de consumo, en puntos neurálgicos de la red de gasoductos troncales y constan básicamente de instalaciones de licuefacción, almacenamiento criogénico y regasificación. Económicamente hablando, se justifican por la reducción de la inversión en infraestructura de transporte que habría que hacer para brindar igual seguridad de suministro. Durante los meses de verano toman gas del sistema, lo licúan y almacenan en sus tanques criogénicos, para reinyectarlo durante los días pico de frío de invierno. 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, lo cual equivale a menudo a entregar cada día un 10% del volumen almacenado. Como los picos de demanda ocurren erráticamente durante la temporada invernal, teniendo duración y ocurrencia dispar según la benignidad de las temporadas, el operador de la planta de peak-shaving debe decidir cuándo entregar gas a la red, administrando su reserva lo más sabiamente posible para evitar quedarse sin gas almacenado o, inversamente, con un volumen no utilizado por haber obrado cautamente. 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. Este juego, que en lo físico se asemeja a las operaciones con futuros y opciones de gas, puede reportar interesantes ganancias al operador de la planta en países donde hay mucha volatilidad de precios entre estaciones del año. En sentido opuesto deben contarse las pérdidas por evaporación que ocurren normalmente en el sistema y que alcanzan entre 0,25 a 0,50% por día del volumen de GNL almacenado. Si bien la mayoría de las plantas modernas poseen sistemas de recuperación de este gas vaporizado ±que lo reinyectan en la red del distribuidor- este gas no retenido debe ser repuesto diariamente durante la época de llenado de verano y se pierde durante la temporada invernal, cuando no hay reposición. Existen aproximadamente 77 plantas Integrales o ³Peak Shaving´ en el planeta, 65 se encuentran en América del Norte, 9 en Europa, 2 en la región Asia -Pacífico y una sola en América Latina. La única de América Latina pertenece al Grupo Gas Natural, fue habilitada en octubre de 1995 y desde entonces respalda el suministro invernal de los clientes de Gas Natural BAN.

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En general los sistema de gas tienen que garantizar condiciones de abastecimiento continuo y confiables a aquellos clientes que pagan por un servicio interrumpible, por lo tanto tienen que estar preparados a cumplir con esta demanda ante eventos previsibles de interrupción del sistema (estacionalidades de consumo, maniobras en yacimientos y/o gasoductos que impliquen suspensión temporal del suministro, periodos de estío,etc.).. La planta de Peak Shaving está íntimamente relacionada con las responsabilidades de la distribuidora, quienes encargado de sugestión para afrontar sus compromisos. Actualmente, en Argentina coexisten la Planta Peak Shaving, para la zona de atención de Gas Natural BAN, y el buque regasificador que satisface al sistema general, por la caída de la producción en la principal cuenca gasífera. Existen distintas alternativas para dotar de confiabilidad al sistema de gas en su conjunto, por ejemplo plantas de almacenamiento en sus distintas versiones, redundancia en los sistemas de transporte,etc. La decisión sobre la mejor alternativa debe procurara la optimización de cada sistema desde un punto de vista técnico, social y económico, para lo cual debe analizarse, entre otros factores: 

Vida útil de los yacimientos-



Disponibilidad de capital de inversión.



Periodo de retorno en igualdad de servicios.



Ocurrencia de las fallas a ser cubiertas anualmente.



Factor de llenado/ factor carga de los mismos.

En tramos de los gasoductos, 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.

2.1.

CONSTRUCCION Y UBICACIÓN

Esta planta, construida con una inversión aproximada de 53 millones de dólares y el respaldo financiero del Banco Europeo de Inversiones (BEI), permite brindar un servicio de gas más confiable y eficaz durante los picos de demanda invernal. Ubicada en el partido de General Rodríguez, a 60 kilómetros al noroeste de la Capital Federal, la planta puede almacenar 41.200 metros cúbicos de gas natural licuado (equivalentes a 25.000.000 de metros cúbicos de gas natural) y cuenta con una capacidad de emisión de 3.980.000/día de metros cúbicos de gas natural. Hasta hoy, el récord de emisión de la planta se registró el 11 de julio de 2000, cuando aportó 3.700.000 m3 al despacho diario de la compañía. Fecha


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Precisamente el invierno del año 2000 significó la temporada récord de emisión en la corta vida de la planta. 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, en los que la planta emitió un total de 20,8 millones de m3. Contar con una Planta de este tipo reduce la necesidad de disponer de capacidad de transporte desde las zonas de producción de gas, y con ello las dimensiones de los gasoductos involucrados, que son utilizados en forma estacional. 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, con alta demanda en la temporada invernal. Estas plantas están situadas estratégicamente cercanas a dichos centros de consumo, y generalmente lejanas de las zonas de producción gasífera. La mayor parte de las veces, se utiliza la temporada extra- invernal (200 a 300 días) para licuar y llenar los tanques de almacenamiento, 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).

2.2.

POR QUE UNA PLANTA EN ARGENTINA?

La República Argentina posee una gran riqueza gasífera, a partir de la cual en el último medio siglo se extendieron grandes redes de gas domiciliario e industrial, lo que llevó la participación de este combustible a más de un 40% en el menú energético nacional, una de las más altas del planeta. Pero en su sistema de producción, transporte y distribución sobresalen tres caractertísticas singulares: la alta oscilación estacional de la demanda, 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 - como Rosario, Córdoba y Mendoza - con las cuencas productoras de Neuquén y la Patagonia, en el Sur y de Salta, en el norte del país. Figura 6. 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, a Gas Natural Argentina, como concesionario de la zona norte de Buenos Aires, la obligación de construir una planta de Peak Shaving. La obra fue ejecutada en un plazo record de 22 meses. Fecha


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2.3.

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, 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 3.000.000 de hogares metropolitanos, una situación que en cascada hubiera afectado a otras distribuidoras vecinas. Hasta hoy, el récord de emisión de la planta se registró el 11 de julio de 2000, cuando aportó 3.700.000 m3 al despacho de 17.200.000 de la compañía. Precisamente el año 2000 significó hasta ahora la temporada record de emisión en la corta vida de la planta. La bajas temperaturas de ese invierno y la ampliación de la capacidad diaria de vaporización de 2.574.000 m³/día a 3.861.000 m³/día hicieron posible la inyección de gas almacenado en la red durante un total de 17 jornadas, en los que la planta emitió 20,8 millones de m³.

2.4.

¿CUÁNDO ENTRO EN FUNCIONAMIENTO LA PLANTA?

La decisión se toma en el Control de Explotación, 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. La planta es el último recurso y de uso inmediato, ya que en cuatro horas, lo que dura el proceso de enfriamiento de la unidad de vaporización, se puede estar aportando gas a la red. Figura 7. Zona de distribución.

La planta tiene una alta automatización: sólo precisa 13 personas para funcionar (un responsable, un supervisor de mantenimiento, un administrativo y diez operadores). El invierno es el gran desafío de la Peak Shaving. Cada año, cuando la temperatura cambia de signo y los vientos del Atlántico Sur o de la Cordillera de los Andes hacen Fecha


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caer las temperaturas 8 o 10° C en pocas horas, el anillo metropolitano argentino mira a la reserva criogénica de General Rodríguez, siempre disponible porque para eso almacenó, silenciosamente, durante todo el año.

2.5.

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. El gas se almacena a una temperatura de -160°, lo que reduce unas 600 veces su volumen. La licuefacción, el almacenamiento y la posterior vaporización son procesos que se realizan, cada uno, en una unidad o módulo. La Unidad de Licuefacción necesita 290 días, licuando gas las 24 horas del día, para efectuar el llenado del tanque de almacenamiento. El proceso comienza con el pre tratamiento del gas de alimentación, la eliminación de dióxido de carbono y el agua que contiene y la separación de los hidrocarburos pesados por condensación parcial. Y continúa con el proceso de licuefacción, que produce el enfriamiento del gas por medio de un lazo refrigerante, un compresor e intercambiadores de calor, hasta alcanzar los 160 grados centígrados. El Tanque de Almacenamiento es una de las más avanzadas obras de ingeniería en la industria del gas. Se trata de un cilindro de 43,7 metros de diámetro y 44,4 de alto, de doble pared metálica. La pared interna está construida en chapa de acero al 9% de níquel, para que pueda resistir sin inconvenientes las bajas temperaturas y la externa fue trabajada en chapa de acero al carbono, de máxima resistencia. Entre ambas paredes se instaló una aislación térmica de material perlítico, que permite mantener la temperatura del gas licuado. La Unidad se completa con todas las conexiones de llenado y vaciado de GNL, válvulas de venteo y seguridad, accesorios, instrumentación y escalera. El tanque tiene una capacidad de almacenamiento de 43.470 m3 de GNL, volumen equivalente a 27.380.000 m³ de gas. La Unidad de Vaporización y Emisión entra en funcionamiento cuando la demanda así lo requiere, para inyectar el gas en la red de distribución de Gas Natural Argentina. Por medio de un sistema de bombas criogénicas de GNL, el gas es descargado del tanque de almacenamiento y conducido a los vaporizadores a una presión de aproximadamente 33 bar, lo que hace posible regasificarlo y enviarlo a una Estación de Regulación y medición, a fin de adecuar las condiciones de presión a las requeridas para su inyección a la red de distribución. La operación de la planta está a cargo de personal especialmente capacitado en España y Argentina por Gas Natural Argentina para asumir esa responsabilidad. Fecha


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2.6.

DATOS ESTADISTICOS DE LA PLANTA DE PEAK SHAVING

Figura 8. Datos estadí sticos.

2.7.

BREVE RESEÑA HISTORICA DE GAS NATUARL DE ARGENTINA (BAN)

En diciembre de 1992, 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, prorrogable por 10 más. Gas Natural BAN es controlada por Invergas S.A. con una participación del 51% y por Gas Natural SDG Argentina S.A. con una participación del 19%, las cuales, a su vez, son controladas por el Grupo Gas Natural de España, que aporta experiencia y capacidad como operador técnico de la Sociedad. Asimismo, como importantes accionistas directos e indirectos de Gas Natural BAN, se destaca el Grupo empresario internacional LG&E con significativas inversiones en la industria del gas, así como las principales Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones (AFJP). Su área de servicio, de unos 15.000 km2, abarca 30 partidos de la provincia, ubicados al norte y al oeste de Buenos Aires, capital de la República Argentina. El área de distribución de la compañía abarca una de las zonas más densamente pobladas del país, habitada por cerca de 7 millones de personas, en la que se concentran grandes conglomerados urbanos e importantes parques industriales. Uno de cada cinco usuarios del servicio gas natural en la Argentina es cliente de Gas Natural BAN.

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2.7.1. Situación de la Industria del Gas en el año 1992 y su privatización. La Argentina construyó en el último medio siglo una importante industria del gas, a partir del aprovechamiento de los grandes yacimientos ubicados en el sur, oeste y noroeste del país, cuya producción es transportada en extensos gasoductos construídos a partir de 1950. La intensa gasificación del país continuó bajo la gestión de la empresa estatal hasta comienzos de los µ80, 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. A comienzos de los ¶90, 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. un 20% de Europa y menos de un 10% de España, por entonces) no podía garantizar su abastecimiento en el invierno, cuando más se precisa este combustible, debido a la desinversión y al consecuente deterioro de sus instalaciones. Lo recibido de Gas del Estado era una fracción de una estructura mayor que carecía de unidad de funcionamiento. Esto hizo imprescindible adecuar el management, realizar importantes inversiones e introducir un estilo de atención fundado en el respeto y el servicio al cliente. Esta situación llevó a encarar, dentro de una política de profunda reestructuración y modernización del estado, se privatizó Gas del Estado, para lo cual la gran empresa estatal fue subdividida en dos transportadoras y ocho distribuidoras

2.7.2. Privatización de Gas del Estado. La Ley Nº 24.076, sancionada en 1992, declaró ³sujeta a privatización´ total, bajo el régimen de la Ley Nº 23.696 de reforma del Estado, a GdE. 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, Distribuidora de Gas Metropolitana, Distribuidora de Gas del Litoral, Distribuidora de Gas Pampeana, Distribuidora de Gas del Noroeste, Distribuidora de Gas del Centro, Distribuidora de Gas del Sur y Distribuidora de Gas Cuyana), las cuales operan como monopolios naturales regionales. Por la misma ley se creó la autoridad regulatoria de esta actividad: el Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS). La transferencia a manos privadas se realizó el 28 de diciembre de 1992. Como paso previo a la privatización, 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, en general el 10% de las acciones fueron destinadas a los empleados bajo el Programa de Fecha


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Propiedad Participada (PPP), el Estado Nacional que retuvo una participación del 20% de las acciones en algunas sociedades; ii) tras un proceso de retiros voluntarios previo a la privatización de la empresa, los empleados fueron reasignados entre las diez compañías creadas; iii) los pasivos totales de GdE (unos U$S2.700 millones) fueron asignados a las nuevas unidades de negocio en proporción a su tamaño, excepto un crédito de U$S241,3 millones otorgado por el Banco Interamericano de Desarrollo que fue asumido por el Estado. 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. Las acciones fueron divididas en 3 clases: acciones clase A, que fueron ofrecidas al consorcio que se hizo cargo de la concesión por 35 años; acciones clase B3, de propiedad del Estado, que luego serían vendidas en el mercado de capitales; y acciones clase C, ofrecidas a los empleados bajo el Programa de Propiedad Participada, como se mencionara antes. Para ser precalificados, 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, 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. En el caso de Gas Natural BAN, el operador técnico fue Gas Natural SDG de España, la primera compañía de gas de ese país y una de las cinco primeras de Europa. Consorcios ganadores y restricciones a la propiedad. En el proceso licitatorio se tomaron medidas para prevenir las colusiones entre grupos, imponiendo límites para el control de cada compañía. Ningún oferente podía adquirir el porcentaje mayoritario de las acciones en más de una empresa de transporte, ni en más de dos distribuidoras, ni en más de una empresa de transporte y una distribuidora. Tampoco estaba permitido que las empresas distribuidoras Metropolitana, Buenos Aires Norte y Pampeana fueran adquiridas por el mismo consorcio ganador. Figura 9. Licenciatarias del servicio de gas.

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En la medida en que la empresa distribuidora no pudiera ser transferida debido a la violación de algunas de las medidas previamente mencionadas, se llamaba a una nueva ronda licitatoria. Así, las licitaciones de las distribuidoras de Gas Metropolitana (MetroGas) y Buenos Aires Norte (BAN) finalizaron en tercera ronda. La concesión del 70% de MetroGas fue otorgada a un consorcio integrado por British Gas (operador técnico, 41%), Pérez Companc (25%), Astra Capsa (20%) e Invertrad (14%), mientras que el 70% de Gas Natural BAN resultó adjudicada al consorcio formado por Gas Natural INT (operador técnico, 54%), Manra (21%) y Discogas Inversora (25%). 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%), Citicorp Equity Investment (25%) y otros (7%). Es así como destacados operadores internacionales se hacen cargo de la operación de éstas compañías. En 1997 se agregaría una novena empresa de distribución, 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.A.´ (Gas NEA).

3. MARCO REGULATORIO 3.1.

BREVE DESCRIPCION

El marco regulatorio del transporte y la distribución del gas natural está dado por la Ley Nacional Nº 24.076, su decreto reglamentario Nº 1738/92 y las reglas básicas de las distintas licencias aprobadas por el decreto Nº 2255/92. Este marco erige al Ente Nacional Regulador del Gas (ENARGAS) como autoridad regulatoria autárquica, cuya instancia administrativa superior es la Secretaría de Energía, que a su vez depende del Ministerio de Economía de la Nación. La normativa vigente estipula un régimen tarifario para las distribuidoras y transportadoras, con los siguientes aspectos esenciales:  El sistema tarifario regulado para el gas natural fue concebido con el sistema de regulación por incentivos, conocido como ³price cap´ o tarifa máxima que se revisa cada 5 años.  Esta revisión se conoce como Revisión Quinquenal de la Tarifa (RQT). La primera revisión tarifaria concluyó hacia 1997.  En el sistema de ³price cap´, 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.  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. Para el caso se definió al PPI (Producer Fecha


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Price Index ,Industrial Comodities USA -índice de inflación Mayorista de Bienes Industriales de EEUU). El ajuste se realiza en los meses de enero y julio de cada año. Otro ajuste que se realiza en la tarifa refleja las variaciones estacionales del precio del gas comprado (Mecanismo de pass through). Dado que el gas es un componente desregulado de la tarifa final y las Licenciatarias no deben obtener ganancias ni pérdidas debido al mismo, existe un traslado del precio del gas a la tarifa final que se realiza en los meses de mayo y octubre.

Figura 10. Reformas en Argentina. * en 1997 se adiciono otra distribuidora

Figura 11. Reestructuracion del sector

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Figura 12. C ompañías de trans por te y distribución

Los distribuidores reciben el gas del transportista (pueden comprarlo o simplemente, transportarlo) y tienen a su cargo el abastecimiento de los consumidores hasta el medidor de consumo, dentro de una región determinada. Los distribuidores deben llevar a cabo sus funciones con instalaciones permanentes. Pueden contratar directamente con productores o comercializadores, pero no les está permitido el control de las firmas transportistas, ni ser productores o almacenadores. Tampoco podrán ser distribuidores los consumidores que contraten directamente con los productores. Se establecen las siguientes categorías de usuarios: a. Residencial R: medidores domésticos no comerciales, sin requerimiento de compra mínima. b. General P (SG-P): todos los consumos no residenciales sin requerimiento mínimo de compra. El cliente no tiene una cantidad contractual mínima, y no es atendido bajo un contrato de servicio de gas. Fecha


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c. 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, la cual en ningún caso puede ser inferior a 1000 m3 durante un período mínimo de un año. d. 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, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima anual de 3.000.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es interrumpible.  FD: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria contractual de 10.000 m3 y un plazo contractual no menor a doce meses en todos los casos. El servicio prestado es firme.  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, conectado directamente a al red troncal de gasoductos de TGN). Para operar como SDB definitivo debe mediar una autorización del regulador. El servicio es firme.  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.  FT: Servicio para un cliente que no utiliza el gas para usos domésticos y que no es una estación de GNC, ni un subdistribuidor, siempre que haya celebrado un contrato de servicio de gas que incluya una cantidad mínima diaria de 10.000 m3. Este servicio está disponible para cualquier cliente con conexión directa al sistema de transporte y se presta por contrato sobre una base firme.  IT: Servicio para un cliente de una distribuidora con conexión directa al sistema de transporte. No debe utilizar el gas para usos domésticos, ni ser una estación de GNC, ni un subdistribuidor. Debe comprar una cantidad mínima contractual de 3.000.000 m3 por año, y un plazo contractual no menor a doce meses. Se presta sobre base interrumpible. Las tarifas varían según tipo de usuarios y zonas del país, tanto en su forma de composición como en su valor. Las tarifas SG-G, FD y FT requieren el pago de cargo por reserva de capacidad además del cargo por m3 consumido. Las tarifas ID e IT no requieren el pago de cargo de reserva de capacidad; el usuario sólo paga por los m3 consumidos. En los casos de compra de gas por usuarios finales, la tarifa del distribuidor ya está incluida en el costo final mientras que la compra de gas por

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usuarios a distribuidores fuera de su zona se computa como un cargo separado (se trataría de grandes usuarios que pacten directamente con un distribuidor). Como el precio del transporte se considera una parte de la tarifa que fija la distribuidora, un cambio en el precio de transporte se aplica a la tarifa antes abonada, corregido por el factor de carga, que se computa como el cociente entre el consumo promedio diario de la categoría en los últimos doce meses previos al ajuste, y el consumo pico diario de la categoría en cuestión, en el mismo período. La contratación del servicio de transporte en firme implica, por parte de la distribuidora, el pago de un cargo por reserva de capacidad, que es estimada de acuerdo a los volúmenes máximos que se esperan transportar en el transcurso del año. El coeficiente entre la capacidad contratada y la efectivamente utilizada, es el coeficiente de utilización de la capacidad contratada en firme. 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, en las condiciones convenidas por las partes. Ninguno podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a sus instalaciones, excepto las que puedan fundarse en diferencias concretas. Los transportistas y distribuidores están obligados a responder toda solicitud de servicio dentro de los 30 días desde la solicitud. Se legisla la figura de la comercialización, que prevé la aparición de brokers que intermedien en la compraventa del gas. Un comercializador es quien compra y vende gas natural por cuenta de terceros. Los propietarios de las comercializadoras no podrán ostentar el control de las compañías de transporte o de distribución. A efectos de introducir mayor competencia en el segmento regulado (donde la demanda es cautiva), se permite que los grandes usuarios (más de 10.000 m3/día) puedan celebrar contratos directamente con el productor y/o comercializador (by pass comercial, opción que implica el pago de un peaje al distribuidor correspondiente) o conectarse directamente a un trasnportista (by pass físico). Si lo hicieran con los primeros, no podrán controlar firmas transportistas o distribuidoras que sirvan a la región donde esté situado el consumidor15. Los consumidores que hagan uso del derecho de adquirir el gas directamente, y que utilicen instalaciones del distribuidor, deberán abonar la tarifa de distribución que corresponda, pudiendo, sin embargo, negociar un acuerdo entre las partes, en tanto el distribuidor no deje de recuperar sus costos; también se aplica que el costo atribuible a este servicio pueda ser recuperado mediante tarifas a otros consumidores. Si contratan directamente con el productor, podrán construir, a su exclusivo costo, sus propios ramales de alimentación. Las cláusulas que determinan la separación de la industria, se refieren al control empresario. En caso que una empresa participe en varias actividades, sin llegar al control (que está prohibido), el ENARGAS debe autorizar la operación.

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3.2.

TARIFAS DE GAS EN ARGENTINA EN EL 2002

Como es de público conocimiento el Estado Nacional ha decidido modificar la política cambiaria, devaluando el peso y, simultáneamente, ha modificado el sistema legal vigente de fijación de tarifas del Gas Natural y otros servicios públicos privatizados, por un mecanismo a ser renegociado con las empresas. Ante esta situación, el sector regulado de la industria del gas (transporte y distribución), actividad que ha realizado inversiones en el país por más de 7.120 millones de dólares desde la privatización, incluyendo la compra de los activos esenciales (3.220 millones pagados en 1992), y luego a través de la reinversión de los fondos generados y el financiamiento internacional, 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. De no actuarse prudentemente y dentro de un marco de seguridad jurídica, respetando las reglas de juego establecidas, una actividad que exhibe importantísimos mejoras y beneficios para los consumidores y el país, se verá gravemente dañada. Algunos de estos beneficios, claramente identificables y comprobables, 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, incluyendo tanto consumos industriales como residenciales, muestra que -aún antes de la devaluación, con un tipo de cambio de 1$:1U$S- Argentina es el país que tiene el precio del gas más bajo de la muestra. En los países europeos el gas residencial cuesta más del doble que en Argentina, en EEUU y Canadá un 50% más, en México un 12% más caro y en el resto de América Latina (excepto para Venezuela) las diferencias son mucho mayores. Esto representa una ventaja competitiva para la industria local y permite tener generación térmica de energía eléctrica a precios muy competitivos a nivel mundial. 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´. 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. Este sistema prevé un Factor de Eficiencia X que disminuye las mismas, de manera de transferir a los usuarios el posible beneficio de las empresas que bajan sus costos por su mayor eficiencia. También fija el ENARGAS un Factor de Inversión K, que permite un incremento para compensar determinadas inversiones que deberán hacer las empresas en ese quinquenio, en general para expandir el sistema o beneficiar a la mayoría de usuarios con mejoras en seguridad y confiabilidad. Durante la privatización se establecieron sistemas de control de los niveles de calidad a través de indicadores de calidad del servicio público prestado. Éstos verifican en forma Fecha


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permanente la correcta operación y mantenimiento de las instalaciones, la introducción de mejoras tecnológicas y el desempeño de una gestión comercial adecuada al interés de los usuarios, invirtiendo importantes sumas de dinero (en U$S) a tal fin. 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 24.076), para lo cual se seleccionó al PPI (Producers Price Index de los Estados Unidos). El gráfico siguiente refleja su evolución desde 1992, comparada con la de los índices de costo de vida y con su efecto sobre las tarifas. En este análisis se tomó una incidencia promedio para los valores aplicables en las diferentes regiones de nuestro país. Se observa que dicha componente no hubiera superado, con la única excepción del lapso agosto ± noviembre de 2001, el incremento del costo de vida, aún si se hubiera aplicado el ajuste por PPI a lo largo de todo el período, lo cual no ocurrió, ya que se encuentra en suspenso desde enero de 2000 el incremento contractual. Asimismo, dada la actual baja que registra el PPI, si este se hubiera aplicado, la componente regulada hubiera registrado en enero de 2002 un descenso para situarse en el 5,66%, mientras el índice de precios al consumidor costo de vida- alcanza el 10,78 %. Figura 13. M ercado del Gas N atural

3.3.

MARCO LEGAL Y REGULATORIO EN ARGENTINA

Los pliegos de la privatización impusieron este proyecto, como una inversión de índole obligatoria a ser realizada por Gas Natural BAN, dentro de un plazo y características dadas. La tarifa de distribución de Gas Natural BAN fue concebida al momento de la privatización, bajo un sistema de Price Cap con RPI-X, 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). Fecha


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Además de los costos de inversión y operación y mantenimiento de la planta, la tarifa final reconoce en el precio medio de compra de la distribuidora el gas que se licúa y se almacena.

En conclusión, el servicio brindado por la planta es ³reconocido´ por la tarifa y es pagado por todos los clientes via factura y via tarifa 3.4.

FUNCIONAMIENTO OPERATIVO EN ARGENTINA

El transporte troncal es contratado por los cargadores (distribuidores y otros agentes) como una capacidad fija máxima diaria, se abona un TOP del 100% todo el año, los desvíos respecto de lo nominado y lo efectivamente consumido son diarios y se trabaja con una banda de desbalance variable, a lo largo del año, que va desde el +/-15/20% en el verano y el +/-5% en invierno, pagándose multas diversas por excederlos (por volumen y por % de exceso), no existen almacenadores de ningún tipo en todo el sistema La distribuidora tiene clientes a los cuales debe abastecer en forma ininterrumpida, esto es salvo caso de fuerza mayor, no se les puede interrumpir el servicio (Residenciales, pequeños comerciales), por lo cual pagan un componente de transporte en sus tarifas en función de un factor de carga ad-hoc ( R= 0,35 y SGP = 0,5) Adicionalmente tiene clientes que pueden optar entre servicios Firmes o Interrumpibles, los últimos pagan una tarifa sensiblemente menor, y estas ofertas están en función de lo que puede abastecer la distribuidora. Cuando la demanda agregada supera la capacidad de transporte reservada por Gas natural BAN, se procede en primer término a cortar a los clientes interrumpibles, y luego, si la demanda aún supera la capacidad firme, se pone en funcionamiento la planta Peak Shaving para regasificar e inyectar gas natural, a fin de garantizar las entregas a los clientes con servicio firme. La emisión total de la planta Peak Shaving es función de la mayor o menor rigurosidad invernal. Ha tenido años de emisión cero, como el año 1998, y años que tuvo máximos de 22millones de m3, con una saturación de la planta del 81%, como en el año 2007. Hay que remarcar que la utilización de la planta como fuente de suministro alternativo se decide, gestiona y opera desde la propia distribuidora, siempre bajo un criterio restrictivo a fin de conservar los máximos de emisiones para los días de extremo frío. Hasta hoy el récord de emisión diaria de la planta se registró el 11 de julio de 2000, cuando aportó 3.700.000 m3.

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Adicionalmente, al estar en el anillo de provisión del área metropolitana, la planta Peak Shaving sirve , en determinadas condiciones, como resguardo del sistema de transporte (en los días de invierno y por estar al final de los gasoductos).

Figura 14. Utilización planta Peak Shaving

Figura 15. V aporización planta Peak Shaving

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3.5.

ESPECIFICACIONES DE CALIDAD DEL GAS

(a) Poder Calórico: El poder calórico superior mínimo del Gas a ser entregado por la Distribuidora será de 8.850 Kcal/m3. El poder calórico máximo del Gas a ser entregado por la Distribuidora será de 10.000 Kcal/m3. (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, polvo, goma, aceites, hidrocarburos licuables a temperaturas superiores a diez grados centígrados bajo cero (-10ºC) a cinco mil quinientos (5.500) Kpa absoluta, impurezas, otras sustancias indeseables que pudieren ser separadas del gas, y otros sólidos o líquidos que lo tornarían no comerciable o causarían daño o interferirían con la correcta operación de las tuberías reguladores, medidores y otros dispositivos a través de los cuales fluye; y no contendrá sustancia alguna no contenida en el gas en el momento de su producción, 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. (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, según lo determinado por los métodos standard de verificación. (iii) No contendrá más de un 2 por ciento (2 %) por volumen de dióxido de carbono, y una cantidad de inertes totales de no más de un 4 por ciento (4 %). (iv) Estará libre de agua en estado en estado líquido, y contendrá no más de sesenta y cinco (65) miligramos de vapor de agua por metro cúbico de Gas, en condiciones standard. (v) No superará una temperatura de cincuenta grados centígrados (50º C). (vi) Las partículas sólidas no superarán 22,5 Kg/mm de m3, con un tamaño superior a 5 micrones. (vii) Las partículas líquidas no sufrirán los 100 litros/ MM de m3. (c) Odorización: El Gas entregado por la Distribuidora será odorizado cuando sea requerido en virtud de las reglamentaciones de seguridad aplicables. La odorización por parte de la Distribuidora de ser requerida por las leyes o reglamentaciones aplicables, no se interpretará como que interfiere con la comerciabilidad del gas entregado.

3.6.

FACTORES DE CORRECCION

Figura 16. Factores de corrección.

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3.7.

ESTADISTICA DE GAS NATURAL DE ARGENTINA (BAN)

2009

2008

1.425.568

1.393.401

Variación anual neta

32.167

38.367

Incremento neto acumulado desde el inicio de las operaciones

513.557

481.390

Ventas de gas (millones de m3)

1842,2

1.867,2

Servicio de transporte y/o distribución (millones de m3)

4.203,4

4.409,4

729,0

611,2

20,9

20,3

65,5

69,0

467,5

450,4

22,7

22,4

7.501 494

7.124 489

14,1

14,1

11,8 17,2

12,7 17,3

541

557

PRINCIPALES MAGNITUDES Clientes al 31 de diciembre

Ingresos por ventas y servicios (millones de pesos)

Ganancia del ejercicio (millones de pesos)

Inversión en bienes de uso (millones de pesos) Inversión en bienes de uso acumulada desde el i nicio de las operaciones ( equivalentes en millones de dólares) Extensión total de la red( miles de kilómetros)

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

Personal

Figura 17. Estadí stica de Gas N atural de Argentina (BAN). *I nformación elaborada sobre la base de datos operativos de las Licenciatarias de gas suministrados por el ENARGAS a noviembre de 2008 ( año móvil-datos provisorios).

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Fecha

3.8.

TARIFAS DE GAS NATURAL EN ARGENTIA A 2008

Gas Natural BAN, S.A. 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, respectivamente.

CATEGORÍA / CLIENTE

en $ (Pesos)

RESIDENCIAL

Cargo fijo

Cargo por m3 de consumo

Factura mínima

R1

10,084475

0.166753

17,081063

R2 1º

10,084475

0.166753

17,081063

R2 2º

10,084475

0.166753

17,081063

R2 3º

10,084475

0,193118

17,081063

R3 1º

10,084475

0,238075

17,081063

R3 2º

10,084475

0,247289

17,081063

R3 3º

10,084475

0,301923

17,081063

R3 4º

10,084475

0,307528

17,081063

Cargo por m3 de consumo SERVICIO GENERAL

Cargo fijo

0 a 1.000 m3

1001 a 9.000 m3

más de 9.000 m3

Factura mínima

P1 y P2

14,381548

0.188090

0.162830

0.150643

17,006508

Cargo por m3 de consumo SERVICIO GENERAL (1)

Cargo fijo

0 a 1.000 m3

1001 a 9.000 m3

más de 9.000 m3

Factura mínima

P3

14,381548

0,248244

0,235738

0,223231

17,006508

OTROS USUARIOS

Cargo fijo


SDB

14,278273

0,111605

Fecha


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21/02/2011

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Aprobó: 33

Fecha

Resolución N° I/445/08 - Aplicación supletoria CT Resolución ENARGAS N° 3729/07 P1 y P2 ESENCIALES - Servicio Completo

Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1)

Cargo fijo

P1 y P2

14,381548

0 a 1.000 m3 1001 a 9.000 más de m3 9.000 m3 0,161107

0,149340

0,137572

Factura mínima 17,006508

P3 ESENCIALES - Servicio Completo Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1)

Cargo fijo

P3

14,381548

0 a 1.000 m3 0,229065

1001 a 9.000 más de m3 9.000 m3 0,217299

0,205531

Factura mínima 17,006508

Composición del precio del gas incluído en cada uno de los cargos por m3 consumido (en $/m3) R1, R2 1º 2º y R2 3º Tipo de Usuario R3 1º 2º R3 3º 4º P1 - P2 P3 SDB Punto ingreso al sist. de 0,055939 0.059342 0.100863 0.151941 0.057325 0.125656 transp. Diferencias diarias (0,002685) 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 acumuladas Precio incluído en los cargos por m3 0,053254 0.059342 0.100863 0.151941 0.057325 0.125656 consumido Costo de transporte (R1- R2 1º 2º -SDB) - factor de carga 100% - (en $/m3):

0.018320 (94.6% Cuenca Neuquina. 5.4% Cuenca Noroeste)

Costo de transporte (R2 3º R3 1º 2º 3º 4º - P1-P2P3) - factor de carga 100% - (en $/m3):


Costo de gas retenido (incluido en los C p/M3 consumido de R1- R2 1° 2° y SDB):


Costo de gas retenido (incl. en los C p/M3 consumido de R2 3º):


Costo de gas retenido (incl. en los C p/M3 consumido de R3 1º 2º):


Fecha


Revisó:

21/02/2011

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Aprobó: 34

Fecha

Costo de gas retenido (incl. en los C p/M3 consumido de R3 3º 4º):


Costo de gas retenido (incl. en los C p/M3 consumido de P1-P2):


Costo de gas retenido (incl. en los C p/M3 consumido de P3):


(1) Corresponde a los usuarios con consumos anuales menores a 180.000 M3 según Res. SE Nº 2020/05 (SGP3 Grupo III).

Gas Natural BAN, S.A. 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, respectivamente.

Tarifas de distribución a usuarios P3, G, GNC, FD, FT, ID, IT - Sin impuestos Vigentes a partir del: 1 de noviembre de 2008 CATEGORÍA / CLIENTE

EN $ (Pesos) Cargo por m3 de consumo

SERVICIO GENERAL (1)

Cargo fijo

0 a 1.000 m3

1001 a 9.000 m3

más de 9.000 m3

Factura mínima

P3 (5)

14,381548

0,091039

0,075455

0,059868

17,006508

SERVICIO GENERAL (1)

Cargo fijo

Cargo por m3/día (2)

G

14,278273

1,667995

GRANDES USUARIOS (1)

ID - FD (3) Cargo fijo


ID - IT

14,991105

FD - FT

14,991105

OTROS USUARIOS

IT - FT (4)




0.074192 1,246385

Cargo fijo

GNC INTERRUMPIBLE

10,723190

GNC FIRME

10,723190

Fecha

Cargo por m3 de consumo 0 a 5000 m3 más de 5000 m3 0,038817 0,028500

0.036801

0.059641 1,148160

0.022250

Expendedores GNC Cargo por m3/día (2)

Cargo por m3 de consumo 0.032140

0.624848


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21/02/2011

Página

0.011988 Aprobó: 35

Fecha

Resolución N° I/445/08 - Aplicación supletoria CT Resolución ENARGAS N° 3729/07

P1 y P2 ESENCIALES - Servicio Completo Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1) P1 y P2

Cargo fijo 14,381548

0 a 1.000 m3 0,161107

Factura mínima

1001 a 9.000 más de m3 9.000 m3 0,14934

0,137572

17,006508

P3 ESENCIALES - Servicio Completo Cargo Variable SERVICIO GENERAL (1)

Cargo fijo

P3

14,381548

0 a 1.000 m3 0,229065

Factura mínima

1001 a 9.000 más de m3 9.000 m3 0,217299

0,205531

17,006508

Tarifas de transporte por ruta TGS

TGN

TGN

TGS

Recepción

Neuquén

Neuquén

Salta

Chubut

Despacho Tarifa TF ($/m3) (*)

GBA 0,021638

GBA 0,021558

GBA 0.028559

GBA 0.023423

TGS Tierra del Fuego GBA 0.036642

(*) En el caso de los usuarios SGP3, al valor de la Ruta de transporte o Mix de transporte se le aplicará el Factor de Carga dividiendo por 0,5. (1) Los usuarios tienen derecho a elegir el servicio y régimen tarifario aplicable, siempre que se contraten los siguientes mínimos: G: 1.000 m3/día FD-FT : 10.000 m3/día ID-IT: 3.000.000 m3/año y sujeto a disponibilidad del servicio. Las tarifas ID e IT no requieren cargo por reserva de capacidad. Las tarifas FD y FT requieren cargo por reserva de capacidad más cargo por m3 consumido. (2) Cargo mensual por cada m3 diario de capacidad de transporte reservada. (3) Los usuarios conectados a las redes de distribución. (4) Los usuarios conectados a los gasoductos troncales. (5) Corresponde a los usuarios con consumos anuales mayores a los 180.000 M3 según Res. SE Nº 2020/05 (SGP3 Grupos I y II).

Fecha


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21/02/2011

Página

Aprobó: 36

Fecha

Gas Natural BAN

Licenciataria/Subzona Categorías

Desde

Hasta

R1

0

500

R2 1°

501

650

R2 2°

651

800

R2 3°

801

1000

R3 1°

1001

1250

R3 2°

1251

1500

R3 3°

1501

1800

R3 4°

1801

<

Cargo en $/m3 Fondo Fiduciario Decreto PEN N° 2067/2008 Vigencia: 1 de Noviembre de 2008

Cargo -en $/m3 - Fondo Fiduciario Decreto PEN N° 2067/2008 Vigencia: 1 de Noviembre de 2008 Residenciales R3-1 0.05

Fecha

SGP 3

FD, FT, ID, IT y RTP

R3-2

R3-3

R3-4

Consumos < 180.000 m3/año

Consumos > 180.000 m3/año

Procesamiento de Gas

0.135

0.19

0.27

0.0205

0.039

0.0492


Revisó:

21/02/2011

Página

Aprobó: 37

Fecha

Taller Peak Shaving (Adminitracion Del Gas II)

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