Anuario IPA 2016

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36ª Edición | Instituto Petroquímico Argentino

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Información Estadística de la Industria Petroquímica y Química de la Argentina 36ª Edición | Julio 2016

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Información Estadística de la Industria Petroquímica y Química de la Argentina

36ª Edición | Julio 2016

San Martín 910 - 3º Piso - C1004AAT Buenos Aires - Argentina Tel. y Fax: (54-11) 4312-2556 / 2561 / 2569 E-mail: [email protected] - Web: www.ipa.org.ar

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Imagen de tapa: Nueva Planta Air Liquide Argentina de Gases del Aire - Polo Siderúrgico San Nicolás

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VISIÓN

Que el Instituto Petroquímico Argentino sea la entidad de referencia para sus asociados: instituciones oficiales y privadas, empresas, profesionales independientes, en cuanto a información y capacitación.

MISIÓN

Promover el desarrollo de la Industria Petroquímica mediante el mantenimiento de un centro de información y la preparación de informes, estudios, publicaciones, cursos, talleres, jornadas y congresos. Capacitar para formar adecuados recursos humanos.

Otorgar distinciones honoríficas y premios a entidades y personas destacadas en el área de la Industria Petroquímica.

OBJETIVOS

Promover la investigación tecnológica aplicada. Realizar estudios y análisis sectoriales.

Capacitar a técnicos y profesionales para la actividad del sector.

Realizar otros servicios que contribuyan al desarrollo de la Industria Petroquímica.

CONSEJO DIRECTIVO

Lo integran los miembros del Comité Ejecutivo y representantes de Empresas Socias, Entidades Científico Profesionales y Socios Personales.

COMITÉ EJECUTIVO Presidente

Ignacio Pablo Millán

Vicepresidente 1º

Andrés Oscar Soto

Secretario

Emilio Santiago Nager

Vicepresidente 2º Prosecretario Tesorero

Protesorero

Director Ejecutivo

Ariel Stolar

Marcelo Andrés Fermepín Orlando Angel Martínez

Jorge Enrique Maqui

Alfredo Guillermo Friedlander 3

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INSTITUTO PETROQUÍMICO ARGENTINO EMPRESAS SOCIAS

SOCIOS INSTITUCIONALES

Asociación Argentina de Ingenieros Químicos

Asociación Química Argentina

Instituto Argentino de Normalización y Certificación

Cámara de la Industria Química y Petroquímica

Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Cámara Argentina de la Industria Plástica

Asociación Petroquímica y Química Latinoamericana

Instituto de Investigaciones en Catálisis y Petroquímica

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ÍNDICE GENERAL

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ÍNDICE

ÍNDICE GENERAL Introducción

Indice de precios - P.B.I.

Energía y materias primas

11

13

17

Mapa petroquímico

41

Productos petroquímicos

53

Producción petroquímica Productos químicos Empresas

INDICE DE ANUNCIANTES Y.P.F. S.A.

ALTA PLASTICA S.A.

45

139

149

Retiro de tapa

65

CHEMICAL WEEK

69

DAK AMERICAS ARGENTINA S.A.

77

HUNTSMAN ARGENTINA S.R.L.

85

COMPAÑÍA MEGA S.A. GRUPO GAFOR

73

81

INDURA ARGENTINA S.A.

89

PETROQUÍMICA RIO TERCERO S.A.

97

PETROQUÍMICA CUYO S.A.I.C. PROFERTIL S.A.

93

101

REVISTA PETROQUÍMICA

105

SOLVAY INDUPA S.A.

113

SIEMENS S.A. TECHINT TECNA

CARRERA DE POSGRADO. AIR LIQUIDE ARGENTINA

109 117

121

Retiro de contratapa Contratapa

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INTRODUCCIÓN

Esta 36a Edición de la Información Estadística de la Industria Petroquímica y Química de la Argentina tiene como objetivo ampliar y actualizar la información presentada en la edición anterior con el anhelo de que, del mismo modo, continúe siendo una contribución útil y fidedigna.

Las series estadísticas de producción, importación, exportación y consumo aparente corresponden a los años 2006-2015. Los datos de producción y capacidad instalada han sido provistos por las empresas; los de comercio exterior provienen del INDEC, corregidos o ampliados por estimaciones propias en los casos en que la información no es específica. Cuando las importaciones o exportaciones representan pequeños volúmenes, los valores CIF o FOB no son representativos del precio real, por tal razón se decidió omitirlos (como ejemplo se mencionan los productos caucho policloropreno, ciclohexano, etiléngicol y metacrilato de metilo). Dejamos constancia de nuestro agradecimiento a las empresas socias y no socias del Instituto, firmas importadoras y profesionales, como así también a las empresas que a través de su publicidad nos permiten mantener la continuidad de este esfuerzo.

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ÍNDICE DE PRECIOS - PBI

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INDICES DE PRECIOS AÑO

INDICE DE PRECIOS MINORISTAS (BASE: 2005 = 100,0)

PARIDAD CAMBIARIA OFICIAL

ARGENTINA1

ESTADOS UNIDOS2

2007

108,8

102,8

3,12

2009

125,6

106,4

3,73

2011

152,3

111,6

4,13

2006 2008 2010

110,0 118,2

100,0 106,8

138,7

108,2

$/U$S1 3,08 3,18

3,92

2012

167,6

113,9

4,55

2014

228,4

117,4

8,12

2013 2015

185,4

115,6

S/D

(1) Fuente: Boletín Informativo Organización TECHINT.

117,6

5,48 9,27

(2) Fuente: U.S. Department of Labor - Bureau of Labor Statistics.

PRODUCTO BRUTO INDUSTRIAL AÑO

HABITANTES (Millones)1

PBI A PRECIOS DE MERCADO (Millones de pesos a precios de 2004)2 Total

2006

38,4

634.283

2008

39,2

705.865

2007 2009 2010 2011

2012 2013 2014 2015

38,8 39,7 40,1 40,6 41,0 41,5 42,0 42,4

684.807 706.218 772.967 837.791 844.508 868.875 872.954 S/D

(1) Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADíSTICA Y CENSOS (Censos 2001 y 2010)

Industrias Manufactureras 128.207 138.562 143.021 140.784 156.816 174.827 172.046 172.489 170.281 S/D

(2) Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA Y CENSOS - Dirección Nacional de Cuentas Nacionales

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ENERGÍA Y MATERIAS PRIMAS

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PETRÓLEO RESERVAS (miles de m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales

Comprob

12.943 33.056 257.969 84.912 5.115 393.995

2011

Prob

5.218 4.636 90.299 30.034 1.345 131.532

Comprob

2012

12.648 23.915 251.824 81.224 4.676 374.289

Prob

5.543 6.407 87.740 23.138 1.415 124.243

Comprob

13.559 22.480 251.163 78.604 4.568 370.374

2013

Prob

4.929 6.168 95.731 24.210 1.250 132.288

Comprob

13.234 22.638 255.330 82.423 4.718 378.343

2014

Prob

6.271 6.825 95.096 24.708 1.015 133.915

Comprob

S/D S/D S/D S/D S/D 406.000

2015

Prob

S/D S/D S/D S/D S/D S/D

Fuente: Ministerio de Energía y Minería. Para 2015 se carece de infomación oficial al cierre del anuario. Se empleó como fuente el aumento estimado según un análisis sectorial de la calificadora de crédito Fix Scr, afiliada de Fitch Ratings. Observaciones: Comprob: Comprobadas Prob: Probables Reservas: Las Reservas son esas cantidades de hidrocarburos que se anticipan serán económicamente recuperadas de acumulaciones conocidas desde una fecha dada hacia delante. Se trata de la suma de un pronóstico de producción de un yacimiento dado hasta un límite económico y de acuerdo con las regulaciones gubernamentales vigentes. Probadas: Son las reservas que con razonable certeza pueden ser comercialmente recuperables con un nivel de confiabilidad de por lo menos 90%. Probables: Son aquellas reservas, no comprobadas, que en base al análisis de los datos geológicos y de ingeniería, se estima como más probable que sean comercialmente recuperables a que no lo sean.

PRODUCCIÓN (m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales

2011

1.727.556 1.871.771 14.786.290 14.216.011 629.732 33.231.358

2012

1.845.983 1.816.409 15.216.666 13.519.159 611.310 33.009.527

2013

1.767.278 1.753.229 15.132.559 13.264.658 542.585 32.460.309

Fuente: IAPG Observaciones: La producción de condensados y gasolinas está incluída en la producción de petróleo.

2014

1.652.922 1.701.693 15.214.814 12.907.620 501.035 31.978.085

2015

1.536.691 1.614.279 15.350.792 12.963.298 506.091 31.971.152

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PETRÓLEO Gas Natural en Argentina - Evolución de la Presión de Producción 1 100

% Participación

80

Alta Presión

60

Media Presión Baja Presión

40 Este gráfico nos da una idea de la maduración de los pozos productores de Gas Natural y de la creciente necesidad de compresión para extraer el gas.

20

0

2011

2012

2013

2014

2015

Fuente Secretaría de Energía

POZOS PERFORADOS TERMINADOS Avanzada Exploración Desarrollo Total Servicio

Fuente: IAPG

20

2011

55 57 1.000 1.112 139

2012

78 97 950 1.125 99

2013

66 67 1.056 1.189 102

2014

82 74 1.147 1.303 142

2015

82 61 1.189 1.332 100

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PETRÓLEO PRODUCCIÓN, ELABORACIÓN, IMPORTACIÓN, EXPORTACIÓN y RESERVAS Producción (m3) Elaboración Petróleo Nacional (m3) Elaboración Petróleo Importado (m3) Exportación (m3) Importación (m3) (1) Reservas Comprobadas (miles de m3) Reservas Probables (miles de m3) Años de Reserva Precio exportación (dólares/t)

2011

2012

33.231.358 29.822.587 0 3.408.090 0 393.995 131.532 11,9 709

2013

33.009.527 30.490.740 247.866 3.456.585 0 374.289 124.243 11,3 738

32.460.309 30.119.333 421.240 2.283.526 421.212 370.374 132.288 11,4 713

2014

2015

31.978.085 29.943.410 546.858 2.326.449 548.011 378.343 133.915 11,8 669

31.971.152 30.122.756 915.926 1.737.250 292.365 406.000 S/D 12,7 318 (2)

Observaciones: (1) Incluye Crudo FOS de YPF S.A.. Crudo FOS (Foward Oil Sail) son los crudos que se venden por contrato. (2) Estimación Fuente: IAPG, Ministerio de Energía y Minería, INDEC.

— — — — — — — — — — — — 826 — — 826

3.580 1.600 1.500 480 1.600 — — — 500 3.700 1.400 2.300 — 2.500 — 11.880

11.200 5.500 5.700 — 3.800 — — — — — — — — 1.000 — 16.000

2.700 12.900 — 9.500 2.700 3.400 — — — 4.300 — — — — — — — — — 1.250 — 1.250 — — — — — 4.100 — — 2.700 22.550

Observaciones: Existen otras pequeñas refinerías que en total tienen una capacidad menor a 1.000 m3 /día Fuente: Ministerio de Energía y Minería y empresas.

5.200 2.400 2.800 — 2.500 — — — — — — — — 4.000 — 11.700

Nafta

Hidrotratamiento

D.O.

Hidrotratamiento

catalítico

Craqueo

Hidrocracking

de Vacío

Coque Fondo

Catalítica

Reformación

Térmico

Craqueo

Viscosidad

Reductor

— — — — — — — — — 700 700 — 670 2.000 — 3.370

— — — — 2.800 — — — — — — — — — — 2.800

Isomerización

20.900 10.400 10.500 — 7.500 495 245 250 — 2.000 2.000 — 2.400 6.500 500 40.295

Alquilación

YPF S.A. 50.800 La Plata 30.000 Luján de Cuyo 16.800 Plaza Huincul 4.000 AXION (Campana) 14.000 DAPSA 1.741 Dock Sud 1.170 Lomas de Zamora 571 REFINOR (Campo Durán) 4.150 PETROBRAS ARGENTINA 4.850 Bahía Blanca 4.850 Pto. Gral. San Martín — OIL COMBUSTIBLES (S. Lorenzo) 6.000 SHELL (Dock Sud) 18.000 PETROLERA DEL CONOSUR 1.000 TOTALES 100.541

Vacío

Destilación

Atmosférica

CAPACIDAD DE REFINACIÓN (m3 por día operativo)

360 — 360 — — — — — — — — — — 280 — 640

— — — — — — — — — 480 480 — — — — 480

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GAS NATURAL RESERVAS (millones de m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales

Comprob

103.945 1.062 48.552 145.291 33.643 332.493

2011

Prob

70.423 153 19.384 40.449 6.989 137.398

Comprob

100.781 761 48.446 133.700 31.821 315.508

2012

Prob

73.763 197 19.295 37.402 12.614 143.269

Comprob

110.653 744 47.849 138.960 30.052 328.258

2013

Prob

66.336 191 18.653 53.853 2.977 142.011

Comprob

103.592 573 45.924 125.092 24.208 299.389

2014

Prob

55.262 131 17.090 44.183 1.310 117.977

2015

Comprob

S/D S/D S/D S/D S/D 356.524

Prob

S/D S/D S/D S/D S/D S/D

Fuente: Ministerio de Energía y Minería. Para 2015 se carece de información oficial al cierre del anuario. Se empleó como fuente el aumento estimado según un análisis sectorial de la calificadora de crédito Fix Scr, afiliada de Fitch Ratings. Observaciones: Comprob:Comprobadas Prob: Probables

PRODUCCIÓN ( millones de m3) Cuenca

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Totales Importación Gas Natural por Gasoducto Importación GNL Precio importación por gasoducto (US$/MMBTU) Precio GNL (US$/MMBTU) Observaciones: (1) INDEC Fuente: IAPG, INDEC

22

2011

2012

2013

2014

2015

10.818 61 4.879 25.157 4.609 45.524 3.101 3.957

11.366 58 5.219 23.857 3.853 44.353 5.381 4.571

10.514 58 5.234 22.642 3.260 41.708 5.646 5.921

10.015 56 5.302 23.217 2.893 41.484 5.965 5.845

9.653 54 5.715 24.622 2.852 42.896 7.934 7.381

5,0(1) 13,2(1)

6,5(1) 15,8(1)

13,9(1) 22,2(1)

9,8(1) 15,6(1)

5,7(1) 10,7(1)

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GAS NATURAL GAS NATURAL Producción, importación, exportación directa y entrega a gasoductos (millones de m3 de 9.300 Kcal) Producción bruta Reinyección Gas aventado Producción neta Consumo en yacimientos Entrega a generadores en boca de pozo Retenido MEGA Retenido en plantas de tratamiento Exportación directa Gas local entregado a TGS y TGN Entrada a gasoducto (1) Balance y movimientos varios (2) Importación Gas Total inyectado a gasoductos, incluye importación (1) Precio medio importación (US$/MMBTU)

2011

2012

45.524 1.104 861 43.559 4.773 959 1.488 1.855 76

44.353 663 943 42.747 4.828 890 1.424 1.693 43

42.773 9,6

43.947 10,7

34.361 48 7.058

33.995 (126) 9.952

2013

Consumo residencial y distribución SDB Consumo comercial y oficial Consumo industrial sin RTP Cerri ni petroquímico Centrales eléctricas alimentadas por gasoductos GNC RTP Cerri Consumo Petroquímico Total consumo local desde gasoductos Exportación por gasoductos Reinyección desde gasoductos Consumo propio en transporte (factor 3,5%) Otros Movimientos y Balance de gas por gasoductos (1) Exportación total (2) Precio exportación (US$/MMBTU)

2015

41.484 89 956 40.439 5.000 934 1.644 1.581 0

42.896 65 1.090 41.741 5.256 1.024 1.660 1.631 0

44.640 18,1

44.557 13,0

47.485 8,0

32.587 (1.114) 11.567

Fuente: IAPG, ENARGAS, INDEC. Observaciones: (1) Datos Enargas (2) Este balance incluye gas entregado y recibido de otros productores. Valor negativo indica salida > ingreso.

Consumo y exportación (millones de m3 de 9.300 Kcal)

2014

41.708 274 1.093 40.341 4.808 931 1.499 1.630 0

31.647 (368) 12.910

32.170 0 15.315

2011

2012

2013

2014

2015

10.431 1.681 9.780 12.945 2.761 1.323 1.409 40.330 125 0 1.497

10.969 1.787 10.237 14.349 2.785 1.461 1.435 43.023 64 0 55

11.503 1.866 9.312 13.541 2.759 1.356 1.519 41.856 54 0 1.562

11.108 1.768 9.336 14.543 2.853 1.496 1.646 42.749 59 0 1.560

11.276 1.765 9.574 14.916 2.891 1.391 1.667 43.571 88 0 1.662

(533) 201 18,3

807 107 13,9

682 54 22,2

Fuente: IAPG, Ministerio de Energía y Minería, INDEC. Observaciones: (1) Ingresos a gasoductos más importación menos consumos informados y exportación por gasoductos. (2) Datos IAPG

190 55 26,0

2.164 88 27,0

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GAS NATURAL

GAS NATURAL 2015: CUADRO DE SITUACIÓN Promedios Diarios ( Millones de metros cúbicos 9300 Kcal por día calendario)

Producción Bruta Consumo en Yacimiento Exportación Total 0,2

117,5 14,4

Reinyectado a Yacimiento

0,2

Venteado

3,0

Entregado a Generadores

2,8

Exportación directa

0

Plantas de Tratamiento

4,5

Importación Gas 21,7

Gas Entregado a Transportadoras 88,1

MEGA Retenido 4,5

Gas Natural Licuado Promedio Diario (1) 20,2 MMm3

Uso en Gasoductos 4,6

Consumidores del Gas Natural Transportado Residencial 30,9

Industria en General 26,2

Comercial y Oficial 4,8 Petroquímica 4,6 + (2,9 Etano)

GNC 8,2 Retenido por TGS 3,8 Generación Eléctrica 40,9 Exportación

0,2

(1) Promedio anual

25

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:02 Página 26

GASODUCTOS DESDE Madrejones (Bol.)

Campo Durán

EMPRESA OPERADORA

DENOMINACIÓN

PLUSPETROL

CAPAC. (MMm3/d) 2- 5

Campo Durán

San Jerónimo

TGN

Norte

24,60

Bermejo (Bol.)

Ramos

YPFB

BJRM

1,50

Salta Juarez Gato Colorado Yacuiba (Bolivia)

Juarez Gato Colorado Coronda

Santo Tomé San Pablo(Br)

Pichanal

Tocopìlla (Ch.)

Atacama Gas Line

Salar del Hombre Muerto

Campo Durán

Aldea Brasilera

Antofagasta (Ch.)

ENARSA

Gasoducto del NEA (Primera etapa) 10,00

En licitación

Gasoducto del NEA (Segunda etapa) 10,00

TGN

PLUSPETROL

Argentina (Frontera) TGN

Norandino Atacama

Puna TGM

Argentina (Frontera)

Uruguayana

TGN

TGM

Colón

Paysandú

TGN

Petrouruguay

Mendoza

San Juan

GAS CUYANA

Beazley

Buenos Aires

I) Aldea Brasilera II) Colón III) Concepción del Uruguay Ruta 14

Beazley

Colón Concordia Gualeguaychú Casablanca

Mendoza

TGN TGN TGN TGN

T.Entrerriano I T.Entrerriano II T.Entrerriano III Casablanca

8,00

8,50

275 109 54

Cerri Buenos Aires

20

20

2004

20/24

1999

110

24

1970

12,00

12,80

6

1999

5,00

0,10

32,00

465

644 (Arg: 299) 66

2.201

18

Neuba I

15,00

1.971

24/30

30/36

TGS/TGN

Anillo Bs.As.

39,40

82,10

36/30

Punta Lara

Montevideo

GASODUCTO CRUZ DEL SUR

Cruz del Sur I

3,00

200,44

24/ 18

COMP. GAS DE LA COSTA

De la Costa

Punta Indio Castelli

Magdalena Tordillo

Noroeste

381

181

680

1981

8

181.740

6

Neuba II

CAMUZZI GAS DEL NORTE

1999 1999 1999

16

Las Heras

VediaChacabuco

2000

16 12 12

Buchanal Bragado

1999

24

TGS

TGS

1999

50

9,00

Buenos Aires

20/16/12

1997

Pacífico

Sierra Barrosa Cerri

2010

24

4,30

Loma La Lata

30 4/12

30/18 30/24 24/ 22 30

Transneuquino

PLUSPETROL

1

T:1.257,80 P: 884,30 962,60 579

YPF

Plaza Huincul

1990

Inicio:2008 Finalización: 2010

1981

Pacífico Gas Line

Puesto Touquet

2001

12

15

10,50

217

CAMUZZI GAS DEL SUR

14-16

1960

166

El Portón

Zapala

12 3/4

164,18

1998

10,00

Plaza Huincul

25

9

AÑO

10

1,00

2,00

Gasandes

TGS

942

2,50 0,75 0,75

TGN CHILLINGER METROGAS

Allen

1.055

12

24 24/16

HP

2000

34,00

Medanito

T:1.500 P:1.000

DIAM. PLANTAS (pulg.) COMPRES.

20

Centro Oeste

NOVA CORP.

348 655 482

415

TGN

Concepción

27,55

10,00

10,00

TGN

Loma La Lata

43

T:1.454,80 P:1.107,80

186

Buenos Aires Beazley

Santiago (Ch.)

LONGITUD (Km)

32,00

San Jerónimo Loma La Lata La Mora

26

HASTA

3/ 18

6

8

145.980 68.310

1981

1988

1970 1974 2001 2002

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:02 Página 27

GASODUCTOS (CONT.) DESDE Tandil

HASTA Mar del Plata

EMPRESA OPERADORA

DENOMINACIÓN

TGS

CAPAC. (MMm3/d)

LONGITUD (Km)

DIAM. (pulg.)

0,45 0,50

T: 67,30 P: 219,60

10/ 8 8

3.756

2,50

Plaza Huincul

Gral.Conesa

TGS /CAMUZZI

Plaza Huincul

San Carlos de Bariloche Buenos Aires Buenos Aires Cóndor

TGS

Cordillerano

1,20

TGS

San Martín

TGS

El Tordillo

19,10 36,00 36,00

Cañadón Seco Cóndor San Sebastián Sarmiento

Gral. San Martín

C.Dragón (El Zorro) Gral. San Martín Los Perales Las Mesetas Cerro Bayo

Cerro Bayo

San Martín Gas Line

El Cóndor Posesion Gas Line

El Cóndor Chile (Frontera)

Gral. San Martín

Bandurria

San Sebastián

Ushuahia

Selva (Sgo del Estero)

Cerro Dragon Field Esquel (CGSJ)

Campo Boleadoras Río Turbio Campo Boleadoras Distrigas Plant (Calafate) Las Bases Field Santa cruz

Observaciones:

SIPETROL

PAN AMERICAN TGS

CECRECE

EMGASUD Pcia S. Cruz, Distrigas S.A. Pcia S. Cruz, Distrigas S.A.

Interconección con Gasoducto Medanito- CHEVRON Mainque y Neuba II SAN JORGE

Tierra del Fuego

T: Troncal P: Paralelos

0,50

El Zorro-S.Martín

HP

AÑO

1

2.240

1953

8 12

3

10.640

1984

30

16

364.800

1949 1973 1978

16

T: 243,90 P: 68,90

17,20 30

YPF

Argentina (Frontera) YPF Posesión (Ch.) ENAP

San Sebastián San Francisco (Córdoba)

PAN AMERICAN

170

PLANTAS COMPRES.

1974

2001

22,00

10

7,80 0,64

12

1999

1,20

8

1999 1997

70,80

10

El CóndorPosesión

2,00 1,80

Methanex

2,00

48,50

10

S.Seb.-Ushuahia

2,00

250

8

Gasoducto Patagónico

1,20

1170,00

2006

178,00

2007

181,00

2007

Methanex Patagonia

1,50

Gasoducto de la Leche

Campo BoleadorasRío Turbio

Campo BoleadorasDistrigas Plant

36

En licitación

8

2006

37,7

01/06/2009

Fuente: IAPG Actualización: Julio 2009

SITUACIÓN DE LOS GASODUCTOS TRONCALES - AÑO 2015 Gasoducto

Operador

Gasoducto del Norte C.Durán-S.Jerónimo-BA Centro Oeste Beazley- Mendoza-Buenos Aires TOTAL TGN

(6)

General San Martín (San Sebastián-Cóndor- Buenos Aires)(2) NEUBA I Neuquén Bahía Blanca NEUBA II Neuquén-Buenos Aires Regasificado(4) Cerri - Buenos Aires (2) TOTAL TGS (3)(5) CAPACIDAD TOTAL GASODUCTOS TRONCALES

TGN TGN TGS TGS TGS

TGS

Capacidad

(1 )

Utilización

(1)

(%)

(Millones m3/d calendario)

máxima mensual

media anual

25,2 32,8 58,0

96,3 92,3

86,7 80,6 83,2

53,3 82,5 140,5

109,0

35,7 14,7 32,1

Total cargado según ENARGAS/365 días respecto a la capacidad informada gas de 9300 Kcal/m3 (1) Datos de ENARGAS corregidos para m3 de 9300 Kcal (2) Según dato de salida de Cerri (3) Datos de TGS en base recepción en gasoducto, incluye consumos propios e intermedios (4) Dato ENARGAS para Bahía Blanca no incluye Zárate (5) Incluye GNL gasificado y datos Cuadro Gas Entregado a Gasoductos ENARGAS (6) Incluye gas importado de Bolivia Fuente: Elaboración propia a partir de información de ENARGAS e IAPG

49,7 86,9 85,0

55,3 36,0 73,8 98,1

89,8

Gas Entregado (Millones m3/año)

8.087 7.354 15.441

11.157 2.537 11.356 5.537 19.085 30.587 51.283

27

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:02 Página 28

MAPA DE GASODUCTOS, OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS

28

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:02 Página 29

MAPA DE GASODUCTOS, OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS (cont.)

29

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:03 Página 30

OLEODUCTOS DESDE

EMPRESA OPERADORA

Aguaray

Campo Durán

REFINOR

Chango Norte

Balbuena

TECPETROL

Campo Durán

Palmar Largo Cornejo

PETROBRAS

El Vinalar

Martinez de Tineo

YPF

Vizcacheras La Ventana B-104 Agrelo

Juarez

B-104 B-104 Agrelo Lujan de Cuyo

Piedras Coloradas

Tupungato

Puesto Hernández Aguas del Carrizo Cerro Divisadero Malargüe

Aguas del Carrizo Cerro Divisadero Malargüe Luján de Cuyo

El Portón-Chihuido de la Salina- Chihuido de la Salina Sur

Filo Morado

Puesto Hernández

Concepción (Ch.)

Tupungato

Confluencia Sur

Agrelo

Aguas del Carrizo

Paso de las Bardas

Filo Morado

Filo Morado

Punta Barda

Puesto Hernández

Medanito Plant

El Trapial

Señal Picada Punta Barda Catriel Oeste

Bajo del Piche

Puesto Hernández Catriel Oeste Catriel Oeste Medanito Plant Medanito Plant

CHEVRON

YPF

YPF

Entre Lomas Medanito

Loma la Lata

La Escondida ODELVAL

Allen

200,00

8/ 6

60,00 30,00

6 8

6,00 20,60 12,00 13,00

14 12 16 16

15,00

Estensioro Pedrals

CHEVRON

17.000

22.100

YPF

3.120

YPF

TOTAL

1.800

TOTAL

1.200

PETROBRAS

1.800

ODELVAL

28.800

525,00

16

1989

18,50

32,00 59,00

12

129,60

14

24,00

18,00 5,00 31,00 33,00

24,00 9,80

110,00

Challacó

PLUSPETROL EP

20,00

Río Neuquén

Centenario

RÍO ALTO

19,00

Al Norte de la Dorsal

Plaza Huincul

PIONEER

Plaza Huincul Challacó

Allen Allen

ODELVAL ODELVAL

Estancia Vieja

Allen

CHEVRON

Plaza Huincul Loma Negra Allen

P.Rosales

Jepenner (Brandsen) La Plata

Challacó Allen

Puerto Rosales La Plata

Refinería Campana Dock Sud

YPF

CHEVRON

60,00

9,60

Line 1 Line 2

4200 2.900/5.600 +2.600 10.000

4/6/8/103/4 16

Aguada Baguales

TECPETROL

6

424,00

Lindero Atravesado Centenario Agua Toledo

5.280

7

1990

Loma La Lata Lindero Atravesado Los Bastos

YPF

6

6/10

7,50

PETRQ. C. RIVADAVIA

AÑO

7,00

60.00

ODELVAL

RME

DIAM. (pulg.)

12,00

YPF

Medanito Plant

Loma la Lata

2.680

10.100

YPF

El Santiagueño

Aguada Pichana

7.500 15.500 9.000

YPF

OLEODUCTO TRANSANDINO S.A.

LONGITUD (Km)

32,00

VINTAGE

PETRQ. C. RIVADAVIA

Loma las Yeguas

4.000

YPF

Medanito Plant

Medanito Plant ODELVAL

CAPAC. (MMm3/d)

133,00

PLUSPETROL EP

25 de Mayo-Medanito Medanito

DENOMINACIÓN

PLUSPETROL EP

Ballivian

Palmar Largo

30

HASTA

10

8/6 6 6/4/3 6/5/4

10/8

12,60

1982/ 1997/ 2000 3

62 8

14/16

6

8

10 14

42,00

8

20,63

1971

30

135,10 112,50 22,00

1998

1994

3/4

10

8

1969

1976 1961

ODELVAL

Line1 Line 2

35.600

513,10

14

1961 1962

EBYTEM

Tigre

15.840

168,00

22

2002

YPF

YPF

Puerto

Fuel Line

42.300 10.000

585,00 51,00

32

1973

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:03 Página 31

OLEODUCTOS (CONT.) DESDE

HASTA

La Escondida

Cerro Tortuga

El Trébol Escalante Cañadón Perdido

Escalante Cañadón Perdido Caleta Córdova

Tordillo El Trébol

El Trébol Caleta Córdova

Pampa Castillo

El Trébol

Km20

Caleta Córdova

Anticlinal Grande

Bella Vista Oeste Manantiales Behr

Caleta Córdova El Trébol

EMPRESA OPERADORA

COLHUE HUAPI

DENOMINACIÓN

CAPAC. (MMm3/d)

LONGITUD (Km) 4,00

14,50 14,00 15,50

YPF

1.300

PAN AMERICAN

8.000

140,00

RÍO ALTO

1.500

15,35

CAPSA

1.750

TECPETROL

3.400

RÍO ALTO

5,50 35,50

20,00

Cañadón Perdido

YPF

Km9

Caleta Córdova

YPF

3.000

5,50

El Huemul

Pico Truncado

Los Perales-Las Mesetas Las Heras Las Heras Pico Truncado Pico Tuncado Caleta Olivia

VINTAGE

3.500

31,00

YPF

Yac.Camp.Boleadoras

Punta Loyola

RÍO ALTO

El Cóndor

Punta Loyola

RÍO ALTO

Cañadón Alfa

Río Cullen

TOTAL

José Segundo

Estancia La Maggie María Inés BRM

Cañadón Piedra Cabeza de León La Sara San Sebastián Punta Santa Cruz

El Valle Koluel Kaiké

El Trébol-Caleta Córdova

Punta Loyola

Punta Loyola Daniel Frontera

Cabeza de León Punta Santa Cruz Punta Santa Cruz Punta Santa Cruz Bandurria

Oleoducto Los Perales -Las Mesetas a Caleta Olivia

Cerro Tortugas III Oil Storage

Estancia La Escondida Plant

25 de Mayo.Medanito SE

El Medanito (YPF)

Ramos

Río Neuquén Atamisqui

Fuente: IAPG Actualización: Julio 2009

TECPETROL

RÍO ALTO

Santa Cruz I

RÍO ALTO

Santa Cruz II

SIPETROL

8

10/14/18 12/14

103/4

6,00 0,72

4

1.400

30,00 71,00 89,00

10/12-14/18

5.300/4.200

183,00

10/8

1.200

71,50

6

3.300 1.700

1.500

160,00

156,60 17,75

6

8

1990

1995

1998

26,00

PAN AMERICAN FUEGUINA ALPHA COLHUÉ HUAPI

Balbuena

PLUSPETROL ENERGY S.A.

Oleval Oleoducto

RÍO ALTO

Punta Barda 3

11,60

DIAMETRO AÑO (pulg.)

RÍO ALTO

TECPETROL

7

31

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:03 Página 32

POLIDUCTOS DESDE Campo Campo Campo Campo Campo

Durán Durán Durán Durán Durán

Montecristo

HASTA

EMPRESA

Chachapoyas Refinery Exit General Mosconi Tucumán Montecristo

REFINOR

Villa Mercedes

YPF

2.880 5.000 5.000 5.000 5.000

LONGITUD (Km)

1960

12

1960

14

1970

10.000

379

Villa Mercedes

Montecristo

YPF

12.000

320

Malargüe

Luján de Cuyo

YPF

10.100

28,69

La Matanza

Ezeiza

YPF

10.000

34

Punta General Belgrano

Dock Sud (Propanoducto)

700

32,19

Villa Mercedes La Plata La Plata

Loma La Lata

La Matanza

Dna.Inflamables Punta General Belgrano

YPF

YPF YPF

Bahia Blanca

CÍA. MEGA

Cañadón Alfa

Cabo Negro

TOTAL

Loma La Lata

Challacó

YPF

Cóndor (Arg.)

San Sebastián (Arg.)

Posesión (Frontera Arg.) Bandurria (Frontera Arg.)

Observaciones: (1) En toneladas /hora Fuente: IAPG. Actualización: Julio 2009

PETROBRAS

PAN AMERICAN

5.000

10.000 700

200(1)

1.512

1.450

600

600

AÑO

12

YPF

17.000

DIÁMETRO (pulgadas)

1.109

San Lorenzo

Luján de Cuyo

32

CAPACIDAD (m3/d)

338

16/ 14

699

12

52

12

1970

1972

1968

12

1969

602

12

2000

127

6

2000

12/20

2006

87

8

4

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:11 Página 33

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS ETANO (t)

2011

Mega 497.500 TGS 313.200 Producción total 810.700 Gas natural equivalente al Etano Retenido MEGA(1) 528 483 Gas natural equivalente al Etano Retenido TGS(1) Total Etano Equivalente(1) 1.011

2012

514.548 310.098 824.646 546 478 1.024

2013

522.646 314.646 837.292 555 485 1.040

2014

590.980 298.028 889.008 627 460 1.087

2015

600.972 277.660 878.632 638 428 1.066

Fuente: IAPG Observaciones: En todos los casos se asume que las variaciones de inventario son mínimas y como, además, no se dispone de información sobre las mismas, se consideran nulas a los fines de esta publicación (1) En millones de m3 de 9.300 Kcal

PROPANO Producción (t)

2011

Obtenido a partir de líquidos de gas natural Petrobras Argentina (incluye Petrol. Entre Lomas) 47.400 TOTAL Austral 152.000 YPF S.A. 76.900 TGS 269.000 Mega 306.600 Refinor 169.700 Otros 121.800 Propano (no fraccionado) en LPG obtenido de gas natural ( 60%) 38.300 Subtotal a partir de gas natural 1.181.700 Obtenido en refinerías y petroquímicas 180.736 Total país 1.362.436

2012

48.094 63.562 57.159 306.613 269.115 195.883 115.798

2013

45.756 37.456 76.008 295.563 276.660 189.892 98.652

2014

37.000 35.603 67.276 335.276 311.682 186.853 89.840

2015

21.435 0 14.657 312.339 318.612 176.693 81.193

39.310 1.095.534 178.865 1.274.399

41.525 1.061.51 172.493 1.234.006

40.501 1.104.031 171.154 1.275.185

39.508 964.437 170.024 1.134.461

2012

2013

2014

2015

Fuente: IAPG, IPA

PROPANO Destino de la Producción Producción Consumo petroquímico Consumos como combustible Exportación Exportación como LPG Exportación total Importación Precio medio exportación (FOB U$/t) (1) LPG indiluído distribuido por redes

2011

1.362.436 53.961 621.213 614.160 77.820 691.980 4.718 772 46.000

1.274.399 49.947 769.910 421.028 43.533 464.561 10.019 700 17.406

1.234.006 (2) 86.700 768.207 443.862 35.175 479.037 16 702 73.367

1.275.185 100.500 677.129 471.639 45.590 517.229 19.6732 656 22.329

1.134.461 119.689 677.129 493.604 29.499 517.229 2 287 108.729

2011

2012

2013

2014

2015

Fuente: IAPG, INDEC, IPA Observaciones: El LPG exportado fue considerado como una mezcla 50% propano y 50% butano (1) Fuente: ENARGAS, se asume 100% Propano aunque podría contener algo de Butano,incluído en el consumo como combustible. (2) Se trata de LPG (mezcla C 3 y C4) con preponderancia de Propano

BUTANO Producción (t)

Petrobras Argentina (incluye Petrol. Entre Lomas) 21.434 TOTAL Austral 115.200 YPF S.A. 51.400 TGS 177.000 Mega 206.300 Refinor 93.700 Otros 103.218 Butano en LPG obtenido de gas natural (40%) 25.600 Subtotal a partir de gas natural 793.852 316.796 Subtotal de refinerías y petroquímicas Total país 1.110.648 Fuente: IAPG

21.744 47.698 46.403 196.346 184.550 110.654 99.647 26.206 733.248 305.857 1.039.105

31.900 28.319 45.721 205.880 170.053 107.038 62.021 24.884 675.816 328.629 1.004.445

19.447 26.903 46.645 238.832 186.683 111.799 48.087 27.001 705.397 369.124 1.074.521

17.494 0 11.243 236.300 185.293 102.024 45.538 26.339 624.231 415.479 1.039.710

33

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 21/07/16 17:11 Página 34

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS BUTANO Destino de la Producción(t) Producción Consumo petroquímico Otros consumos Exportación Exportación como LPG (65%) Exportación Total Importación Precio medio exportación (FOB U$/t)

2011

1.110.648 14.642 504.821 461.834 129.704 591.538 353 816

2012

2013

Producción en refinerías Producción en petroquímicas Producción total Importación Consumo petroquímico Usos como combustible y otros destinos Fuente: Estimación propia sobre datos IAPG

282.110 34.126 316.236 1.579 303.970 13.845

BUTILENOS Producción y Destino (t) Producción en refinerías Producción en petroquímicas Producción total Consumo petroquímico Usos como combustible y otros destinos (1)

2011

2011

252.469 23.202 275.671 126.181 149.490

2015

1.039.105 14.289 670.489 311.219 43.533 354.752 424 792

1.004.445 14.649 667.244 287.762 35.175 322.937 385 801

1.074.521 16.106 732.533 295.865 30.393 326.258 377 638

1.039.710 20.993 676.548 313.138 29.500 342.638 469 312

2012

2013

2014

2015

Fuente: IAPG, INDEC, IPA Observaciones: El LPG exportado no permite discriminar entre propano y butano. Ver nota en propano

PROPILENO Producción y Destino (t)

2014

299.062 37.238 336.300 1.337 303.653 33.984

284.322 45.595 329.917 3.000 282.274 50.643

278.838 37.154 315.992 — 276.331 39.661

292.059 36.912 328.971 — 317.463 11.507

2012

2013

2014

2015

280.575 18.727 299.302 140.189 159.113

297.420 18.358 315.778 140.473 175.306

310.096 18.910 329.006 129.877 199.129

303.657 18.073 321.730 126.441 195.289

2013

2014

2015

Fuente: Estimación propia sobre datos IAPG Observaciones: (1) Al total de DLC según IAPG se le suma el consumo petroquímico de MTBE

NAFTA VIRGEN (t)

Producción (1) Consumo petroquímico (1) (2) Otros consumos (3) Exportación (1) (4) Precio Exportación (US$/t) (5) Otros cortes de nafta sin terminar(6) Producción Exportación Precio (5)

2011

2.244.499 972.176 267.777 1.004.546 885 280.838 283.609 910

2012

2.149.927 705.681 641.744 802.503 850 442.268 203.165 880

1.834.829 883.632 545.143 406.054 810

Observaciones: (1) Fuente: IAPG, IPA (2) En base al BTX producido y la nafta utilizada para la producción de etileno. (3) Mercado de combustibles (4) Nafta para cracking, incluye la gasolina natural separada en Refinor. (5) Fuente: INDEC (6) Algunos productores informan dentro de esta denominación a la nafta petroquímica

34

572.391 249.289 736

1.956.043 1.047.878 578.179 329.986 810 624.893 203.478 806

1.889.258 1.470.774 160.615 257.869 392 608.816 243.461 443

IPA 2016 interiorMacOkOKcambioorden.qxp_Maquetación 1 25/07/16 17:56 Página 35

DESTINO DE LA PRODUCCIÓN DE NAFTA VIRGEN

35

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MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS GASOLINA NATURAL (t) (1) Producción de gasolinas asociadas al gas natural (densidad estimada=0,65) Cuenca

2011

Austral Cuyana Golfo San Jorge Neuquina Noroeste Producción total

2012

2013

2014

2015

163.475 — 73.320 442.975 49.920 729.690

180.456 — 69.301 405.612 77.693 733.063

217.911 — 66.034 403.051 45.912 732.909

213.523 — 66.882 387.395 45.599 713.400

188.762 — 65.570 415.374 40.358 710.064

2011

2012

2013

2014

2015

Observaciones: (1) Mezcla de hidrocarburos, presente en el gas natural extraído del subsuelo, que se encuentra en estado vaporizado pero que puede ser separada en estado líquido por medio de operaciones de enfriamiento mecánico o por procesos industriales propios de la planta de acondicionamiento de gas natural y/o extracción de gas licuado. Separada del gas natural y a 15oC y 1 atm, se presenta en estado líquido. Debe tener: 10< TV Reid (psig)