Anuario Ipa 2023 43 Digital

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

COMITÉ EJECUTIVO Presidente Vicepresidente Vicepresidente 2do Secretario Tesorero Protesorero Vocal Titular Vocal Titular Vocal Titular Vocal Titular Vocal Titular Director Ejecutivo

Pablo Popik Juan Pablo Ceballos Martina Azcurra Ana Laura Allegue Ariel Stolar Jorge Maqui Gustavo Gallino Miguel Laborde Alejandro Chapero Verónica Bucala Jorge de Zavaleta Gabriel Rodríguez Garrido

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.

EMPRESAS SOCIAS

4

SOCIOS INSTITUCIONALES

5

ÍNDICE ÍNDICE GENERAL Introducción Índice de precios - P.B.I. Energía y materias primas Mapa petroquímico Producción petroquímica Productos petroquímicos Reciclado en la industria plástica Productos químicos Empresas

9 11 15 39 43 51 135 139 151

ÍNDICE DE ANUNCIANTES AIR LIQUIDE ARGENTINA ALPEK POLYESTER ARGENTINA APLA BIO4 / CARBON NEUTRAL CAIRPLAS CAIP COMPAÑIA MEGA CIQYP DOW ECOPLAS EMERSON HYTECH PLAPIQUI PLAQUIMET PROFERTIL P-VIRTUAL QUIMICA INDUSTRIAL BAHIENSE TECHINT INGENIERIA Y CONSTRUCCION TOPSOE TRANSCLOR UBAJAY S.A. UNIPAR UNIVERSIDAD AUSTRAL YPF PR3 PAMPA ENERGIA PETROCUYO

59 63 67 71 75 79 83 87 91 95 99 103 107 111 115 119 123 127 131 133 143 145 147 149 Retiro de Tapa Retiro de Contratapa Contratapa

INTRODUCCIÓN Esta 43° 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 2013-2022. 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, ciclohexanona, 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.

ÍNDICE DE PRECIOS - PBI

ÍNDICES DE PRECIOS ÍNDICE DE PRECIOS AL CONSUMIDOR (BASE: 2013 = 100,0)

AÑO

ARGENTINA

1

ESTADOS UNIDOS

PARIDAD CAMBIARIA OFICIAL 2

$/U$S3

2013

100,0

100,0

5,48

2014

142,7

101,6

8,12

2015

180,6

101,7

9,27

2016

243,8

103,0

14,78

2017

318,2

105,2

16,57

2018

419,5

107,8

28,09

2019

654,6

109,7

48,24

2020

957,4

111,1

70,59

2021

1.455,2

116,3

95,16

2022

2.503,9

125,6

130,81

(1) Fuente: Gobierno de la Provincia de San Luis - Dirección Provincial de Estadística y Censos. (2) Fuente: U.S. Department of Labor - Bureau of Labor Statistics. (3) Fuente: Banco Central de la Républica Argentina.

PRODUCTO BRUTO INDUSTRIAL AÑO

HABITANTES (Millones)1

PBI A PRECIOS DE MERCADO

(Millones de pesos a precios de 2004)2

Total

Industrias Manufactureras

2013

41,5

720.407

130.926

2014

42,0

702.306

124.309

2015

42,5

721.487

125.261

2016

43,0

706.478

118.245

2017

43,5

726.390

121.288

2018

44,0

707.377

115.461

2019

44,5

693.224

108.352

2020

45,0

624.295

100.016

2021

45,5

689.211

115.912

2022

46,0

725.346

121.656

(1) Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADíSTICA Y CENSOS - Censos 2010 y 2022 (2) Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE ESTADÍSTICA Y CENSOS - Dirección Nacional de Cuentas Nacionales

13

14

Energía y Materias Primas

PETRÓLEO

RESERVAS (miles de m3) 2018 Cuenca

Comprob

2019 Prob

2020

Comprob

Prob

Comprob

2021 Prob

Comprob

2022 Prob

Comprob

Prob

Austral

10.716

5.011

10.093

4.946

8.555

3.674

6.975

1.435

S/D

S/D

Cuyana

14.744

4.153

7.060

2.009

6.757

1.103

6.320

1.349

S/D

S/D

Golfo San Jorge

232.513

77.288

212.560

74.637

208.445

78.654

203.550

78.243

S/D

S/D

Neuquina

118.294

75.335

161.985

90.444

156.902

107.709

208.066

133.167

S/D

S/D

Noroeste

3.213

1.262

3.019

1.052

2.620

1.203

2.155

944

S/D

S/D

379.480

163.050

394.720

173.090

383.279

192.343

427.066

215.138

450.000

235.500

Totales

Fuente: Secretaría de Energía. Para 2022 se carece de información oficial al cierre del anuario. La estimación está basada en una mayor exploración. 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

2018

2019

2020

2021

2022

1.170.179

1.251.543

1.211.885

898.462

751.759

1.398.879

1.355.736

1.190.375

1.116.562

1.083.152

Golfo San Jorge

13.478.863

13.326.400

12.423.759

11.877.140

11.754.196

Neuquina

12.028.547

13.271.452

13.839.761

15.652.347

19.853.221

Noroeste Totales

309.613

282.866

322.454

235.923

267.880

28.386.081

29.487.997

28.988.234

29.780.433

33.710.208

Producción de petróleo

m3

3.815.692

5.716.737

6.972.322

9.777.711

14.433.824

no convencional

%

13,4%

19,4%

24,1%

32,0%

42,8%

Fuente: IAPG Observaciones: La producción de condensados y gasolinas está incluída en la producción de petróleo. En 2017 están excluidas las gasolinas.

17

Energía y Materias Primas

PETRÓLEO

POZOS PERFORADOS TERMINADOS Avanzada Exploración

2018

2019

2020(1)

2021(1)

2022

33

51

18

18

26

39

32

9

19

30

Desarrollo

885

727

320

588

631

Total

957

810

347

625

687

86

91

62

56

82

Servicio

Observaciones: (1) Se observa una gran caída en pozos de exploración y producción lo que supone caída de reservas.

18

Energía y Materias Primas

PETRÓLEO

PRODUCCIÓN, ELABORACIÓN, IMPORTACIÓN, EXPORTACIÓN y RESERVAS Producción (m3) Elaboración Petróleo Nacional (m ) 3

Elaboración Petróleo Importado (m3) Exportación (m3)

2018

2019

2020

2021

2022

28.386.081

29.487.997

27.960.990

29.780.433

33.710.208

26.614.520

27.626.434

24.277.486

27.328.213

28.323.600

581.759

0

0

0

126

2.691.182

2.520.012

2.688.342

4.502.498

5.325.317

Importación (m3) (1)

379.480

0

0

0

0

Reservas Comprobadas (miles de m3)

163.050

394.720

383.279

427.066

450.000

Reservas Probables (miles de m3)

116.741

156.655

192.343

215.138

235.000

Años de Reserva

13,4

13,4

13,2

14,3

13,3

Precio exportación (dólares/t)

475

409

S/D

497

687

Observaciones: (1) Incluye Crudo FOS de YPF S.A.. Crudo FOS (Foward Oil Sail) son los crudos que se venden por contrato. Fuente: Secretaría de Energía.

YPF S.A.

50.800

20.900

—

—

3.580

13.200

2.700

12.900

5.200

—

ISOMERIZACIÓN

ALQUILACIÓN

MIENTO NAFTA

HIDROTRATA-

MIENTO D.O.

HIDROTRATA-

CATALÍTICO

CRAQUEO

HIDROCRACKING

DE VACÍO

COQUE FONDO

CATALÍTICA

REFORMACIÓN

TÉRMICO

CRAQUEO

VISCOSIDAD

REDUCTOR

VACÍO

ATMOSFERICA

DESTILACIÓN

CAPACIDAD DE REFINACIÓN (m3 por día operativo)

360

—

La Plata

30.000

10.400

—

—

1.600

7.500

—

9.500

2.400

—

—

—

Luján de Cuyo

16.800

10.500

—

—

1.500

5.700

2.700

3.400

2.800

—

360

—

Plaza Huincul

4.000

—

—

—

480

—

—

—

—

—

—

—

AXION (Campana)

15.000

8.400

—

—

1.700

5.600

—

4.500

6.800

2.800

—

—

DAPSA

1.741

495

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

Dock Sud

1.170

245

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

571

250

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

4.150

—

—

—

500

—

—

—

—

—

—

—

4.850

2.000

700

—

1.400

—

—

1.250

—

—

—

480

—

—

—

—

2.300

—

—

—

—

—

—

—

6.000

2.400

670

826

—

—

—

—

—

—

—

—

18.000

6.500

2.000

—

2.500

1.000

—

4.100

4.000

—

280

—

1.000

500

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

750

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

—

102.291

41.195

3.370

11.980

19.800

2.700

22.750

16.000

2.800

640

480

Lomas de Zamora REFINOR (Campo Durán)

TRAFIGURA (Bahía Blanca)

PAMPA ENERGÍA (Pto. Gral. San Martín)

OIL COMBUSTIBLES (S. Lorenzo)

SHELL (Dock Sud) PETROLERA DEL CONOSUR REFIPAMPA (La Pampa) TOTALES

826

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

19

Energía y Materias Primas

GAS NATURAL

RESERVAS (millones de m3) 2018

2019 Prob

Comprob

2020 Prob

Comprob

2021 Prob

Comprob

2022

Cuenca

Comprob

Austral

107.739

67.887

100.875

65.812

96.130

60.209

78.778

15.103

Prob

Comprob

S/D

Prob

S/D

Cuyana

418

79

206

31

225

34

161

34

S/D

S/D

Golfo San Jorge

43.798

17.087

41.616

15.703

36.933

15.481

36.332

16.625

S/D

S/D

Neuquina

203.864

101.158

240.262

106.446

252.383

114.581

268.514

97.725

S/D

S/D

Noroeste

14.862

1.348

13.510

1.648

12.116

1.355

8.149

760

S/D

S/D

Totales

370.681

187.559

336.471

189.641

397.787

191.660

391.535

130.248

445.000

146.456

Fuente: Secretaría de Energía. Para 2022 se carece de información oficial al cierre del anuario. La estimación está basada en una mayor exploración. Observaciones: Comprob: Comprobadas Prob: Probables

PRODUCCIÓN ( millones de m3) Cuenca

2018

2019

2020

2021

2022

Austral

11.521

12.040

11.534

10.858

9.915

Cuyana

49

50

49

49

51

Golfo San Jorge

4.948

4.681

4.158

3.937

4.078

Neuquina

28.393

30.733

27.651

28.915

32.923

Noroeste

2.109

1.842

1.704

1.533

1.403

47.020 6.241 3.567

49.347 5.347 1.790

45.096 5.462 1.780

45.292 4.705 3.405

48.369 3.591 2.580

Precio importación por gasoducto (US$/MMBTU)

8,0

6,5

3,4

5,4

11,9

Precio GNL (US$/MMBTU) (1)

7,8

6,8

4,6

5,6

28,2

millones de m3

21.067

19.313

21.555

26.584

%

43

43

48

55

Totales Importación Gas Natural por Gasoducto Importación GNL

Producción de Gas no convencional Tight y Shale Observaciones: (1) No incluye gastos de regasificación. Fuente: Secretaría de Energía.

20

Energía y Materias Primas

GAS NATURAL

PRODUCCIÓN, IMPORTACIÓN, EXPORTACIÓN DIRECTA Y ENTREGA A GASODUCTOS (millones de m3 de 9.300 Kcal) 2018

2019

2020

2021

2022

47.020

49.347

45.096

45.292

48.369

211

281

93

37

21

1.075

1.201

1.016

977

931

45.734

47.865

43.987

44.278

47.417

5.278

5.426

4.908

4.792

4.989

3.603

3.865

2.972

3.340

3.408

Retenido MEGA

1.729

1.766

1.902

1.712

2.088

Retenido en plantas de tratamiento

1.641

1.482

1.500

1.481

1.728

1

2

0

16

141

33.482

35.325

32.705

35.382

36.888

0

0

0

2.445

1.825

9.808

7.137

7.242

8.235

6.128

45.076

42.462

39.947

41.173

41.191

7,9

6,6

4

S/D

S/D

millones de m3

16.618

21.746

19.313

21.554

26.534

%

35,3%

44,1%

42,8%

47,6%

54,9%

Producción bruta Reinyección Gas aventado Producción neta Consumo en yacimientos Entrega a generadores e industria en boca de pozo

(1)

Exportación directa Gas local entregado a TGS Y TGN - Entrada a gasoducto Balance y movimientos varios

(2)

Importación Gas Total inyectado a gasoductos, incluye importación (1) Precio medio importación (US$/MMBTU) Producción de gas natural no convencional Fuente: IAPG, ENARGAS, INDEC. Observaciones: (1) A partir de 2015 incluye industria.

(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) 2018

2019

2020

2021

2022

10.614

10.210

10.463

10.544

11.312

Consumo comercial y oficial

1.688

1.855

1.400

1.554

1.688

Consumo industrial sin RTP Cerri ni petroquímico

9.658

10.726

9.427

8.752

9.094

Centrales eléctricas alimentadas por gasoductos

17.189

15.105

14.220

16.157

13.404

GNC

2.400

2.462

1.879

2.343

2.376

RTP Cerri

1.558

1.519

1.716

1.800

1.623

Consumo Petroquímico

1.977

1.507

1.622

1.563

1.941

45.084

43.384

40.727

42.713

41.438

118

528

313

456

2.350

0

0

100

0

0

1.578

1.486

1.425

1.281

1.442

(1.704)

(2.937)

(2.776)

(833)

(2.214)

119

530

471

472

2.491

4,5

4,5

S/D

S/D

S/D

S/D

S/D

2

S/D

S/D

Consumo residencial y distribución SDB

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 Exportación total

(2)

Precio exportación (US$/MMBTU) Precio exportación GNL (US$/MMBTU)

(1)

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

21

Energía y Materias Primas

GAS NATURAL

GAS NATURAL 2022: CUADRO DE SITUACIÓN Promedios Diarios (Millones de metros cúbicos 9300 Kcal por día calendario)

Producción Bruta Consumo en Yacimiento Reinyectado a Yacimiento Venteado Entregado a Generadores Exportación Directa Plantas de Tratamiento

Exportación Total 6,8

Importación Gas 16,8

Gas Entregado a Transportadoras 101,1

132,5 13,7 0,1 2,6 9,3 0,4 4,7

MEGA Retenido 5,7

Gas Natural Licuado Promedio Diario¹ 9,3 MMm³

Uso en Gasoductos 3,5

CONSUMIDORES DEL GAS NATURAL TRANSPORTADO Residencial 31,0 Comercial y Oficial 4,6

Industria en General 24,9

GNC 6,5

Petroquímica 5,3 + (1,5 Etano)

Retenido por TGS 4,9 Generación Eléctrica 36,7

Exportación 6,8

(1) Promedio Anual

22

MAPA DE GASODUCTOS, OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS

P

Nor Andino Gas Line

Atacama Gas Line

A

R

A

G

U

O

Jujuy

PACÍFIC

SAN SALVADOR DE JUJUY

Fo

SALTA

rm

Salta

os

A

Y

a ASUNCIÓN

Noreste Gas Line

Tucumán

OCÉANO

SAN MIGUEL DE TUCUMÁN

Santiago del Estero

Chaco

FORMOSA

Catamarca SANTIAGO DEL ESTERO

Norte Gas Line

SAN FERNANDO DEL VALLE DE CATAMARCA

Misiones

RESISTENCIA

CORRIENTES MISIONES

La Rioja

Corrientes Aldea BrasileraUruguayana Gas line

Santa Fe San Juan

TGM Gas line CÓRDOBA

SAN JUAN

Córdoba

R PA

AN

Á

Entre Rios

SANTA FE

Aldao - Sta. Fé Gas line

Colón-Pausandú Gas line

San Luis

MENDOZA

U R U G U AY

ROSARIO

SANTIAGO DE CHILE

SAN LUIS

Casablanca Gas line

San JerónimoGral. Rodriguez Gas line

Gasandes Gas line Noroeste Gs.As. Gas line

Mendoza

BUENOS AIRES

Centro Oeste Gas line

SANTA ROSA

Cruz del Sur Gas line

LA PLATA

NEUBA II Gas line

MONTEVIDEO MagdalenaPunta Indio Gas Line

Buenos Aires

La Pampa

Neuquén

De la Costa Gas Line

NEUQUÉN

NEUBA I Gas line

Cordillerano Gas line

Rio Negro

O

Chubut

C

RAWSON

N

O

A

TL

Á

N

TI

C. Rivadavia - Bs. As. Gas line

C

San Martín Gas line

ÉA

COMODORO RIVADAVIA

O

CHILE

LA RIOJA

Santa Cruz

23

SAN JUAN

Córdoba

AN

Entre Rios

Colón-Pausandú Gas line

MAPA DE UGASODUCTOS, R U G U AY OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS (cont.)

San Luis

MENDOZA

R PA

SANTA FE Aldao - Sta. Fé Gas line

ROSARIO

SANTIAGO DE CHILE

SAN LUIS

Casablanca Gas line

San JerónimoGral. Rodriguez Gas line

Gasandes Gas line Noroeste Gs.As. Gas line

Mendoza

BUENOS AIRES

SANTA ROSA

Cruz del Sur Gas line

LA PLATA

NEUBA II Gas line

Centro Oeste Gas line

MONTEVIDEO MagdalenaPunta Indio Gas Line

Buenos Aires

La Pampa

Neuquén

De la Costa Gas Line

NEUQUÉN

NEUBA I Gas line

Cordillerano Gas line

Rio Negro

O

Chubut

C

RAWSON

N

O

A

TL

Á

N

TI

C. Rivadavia - Bs. As. Gas line

C

ÉA

COMODORO RIVADAVIA

O

San Martín Gas line

Santa Cruz

PosesiónCabo Negro Gas line

ISLAS MALVINAS

RIO GALLEGOS

Bandurria Gas line Methanex Gas line S. Sebastián-Ushuaia Gas line USHUAIA

24

Tierra del Fuego

Energía y Materias Primas

GASODUCTOS

GASODUCTOS DESDE

HASTA

EMPRESA OPERADORA

DENOMINACIÓN

CAPAC. (MMm3/d)

Madrejones (Bol.) Campo Durán

Campo Durán San Jerónimo

PLUSPETROL TGN

Bermejo (Bol.) Salta Juarez Gato Colorado Yacuiba (Bolivia) Pichanal Campo Durán Atacama Gas Line

Ramos Juarez Gato Colorado Coronda Santo Tomé San Pablo(Br) Tocopìlla (Ch.) Antofagasta (Ch.) Salar del Hombre Muerto Argentina (Frontera) Uruguayana Colón Concordia Gualeguaychú

YPFB

TGN TGN TGN TGN TGN

TGM TGM T.Entrerriano I T.Entrerriano II T.Entrerriano III

Paysandú Casablanca San Juan Mendoza Buenos Aires

TGN TGN GAS CUYANA TGN

Petrouruguay Casablanca

San Jerónimo Loma La Lata La Mora

Buenos Aires Beazley Santiago (Ch.)

TGN

Centro Oeste

34,00

Gasandes

10,00

El Portón Loma La Lata Medanito Plaza Huincul

Pacífico Gas Line Concepción Allen Zapala

Puesto Touquet Loma La Lata Sierra Barrosa Cerri Buchanal Bragado

Plaza Huincul Buenos Aires Cerri Buenos Aires Las Heras Vedia-Chacabuco

TGN CHILLINGER METROGAS YPF NOVA CORP. TGS CAMUZZI GAS DEL SUR PLUSPETROL TGS TGS

Neuba II Neuba I

Punta Lara

Montevideo

TGS/TGN CAMUZZI GAS DEL NORTE GASODUCTO CRUZ DEL SUR

Aldea Brasilera Argentina (Frontera) I) Aldea Brasilera II) Colón III) Concepción del Uruguay Colón Ruta 14 Mendoza Beazley Beazley

Punta Indio Castelli

ENARSA En licitación TGN PLUSPETROL

Norte BJRM Gasoducto del NEA (Primera etapa) Gasoducto del NEA (Segunda etapa) Norandino Atacama Puna

Transneuquino Pacífico

DIAM. (pulg.)

2- 5

43

12

24,60

T:1.454,80 P:1.107,80 27,55

24 24/16 12 3/4

1,50 10,00 10,00

348 655 482 T:1.500 P:1.000

14-16

PLANTAS COMPRES

HP

2001 9

164.18

1960 1990 Inicio:2008 Finalización: 2010

1

30 4/12

2010

8,00

1,055

20/16/12

1999

8,50

942

20

1999

32,00

186

10,00

415

24

2000

10,00

25

20

2000

2,50 0,75 0,75

275 109 54

16 12 12

1999 1999 1999

1,00

15

10

1998

2,00

10,50

16

166

12

1981

217

18

1981

T:1.257,80 P: 884,30 962,60 579 465

30/18 30/24 24/ 22 30 24

8

181.740

1981 1997

50

20

2004

9,00

644 (Arg: 299)

20/24

1999

5,00

110

24

1970

0,10

66

6

12,00

12,80

6

32,00

2,201

30/36

6

145.980

1988

15,00

1,971

24/30

8

68.310

1970 1974

Anillo Bs.As. Noroeste

39,40

82,10

36/30

Cruz del Sur I

3,00

1999

381 200,44

2001 24/ 18

2002

181 COMP. GAS DE LA COSTA

AÑO

4,30

Magdalena Tordillo

LONGITUD (Km)

De la Costa

680

3/ 18

25

Energía y Materias Primas

GASODUCTOS

GASODUCTOS (CONT.) CAPAC. (MMm3/d)

LONGITUD (Km)

DIAM. (pulg.)

TGS

2,50

170

16

Gral.Conesa

TGS / CAMUZZI

0,45 0,50

T: 67,30 P: 219,60

Plaza Huincul

San Carlos de Bariloche

TGS

Cordillerano

1,20

Cañadón Seco Cóndor San Sebastián

Buenos Aires Buenos Aires Cóndor

TGS

San Martín

Sarmiento

Gral. San Martín

TGS

El Tordillo

C.Dragón (El Zorro)

Gral. San Martín

PAN AMERICAN

El Zorro-S.Martín

Los Perales Las Mesetas Cerro Bayo

Cerro Bayo

YPF

El Cóndor Chile (Frontera)

Arg (Frontera) Posesión (Ch.)

YPF ENAP

El Cóndor Posesión

San Martín Gas Line

El Cóndor

SIPETROL

San Sebastián

Bandurria

San Sebastián

DESDE

HASTA

EMPRESA OPERADORA

Tandil

Mar del Plata

Plaza Huincul

DENOMINACIÓN

PLANTAS COMPRES

HP

10/8 8

1

2.240

1953

T: 243,90 P: 68,90

8 12

3

10.640

1984

19,10 36,00 36,00

3,756

30

16

364.800

1949 1973 1978

0,50

17,20

AÑO

1974

30

2001

22,00

10

70,80

10

2,00 1,80

7,80 0,64

12

1999

Methanex Patagonia

1,50

1,20

8

1999

PAN AMERICAN

Methanex

2,00

48,50

10

1997

Ushuahia

TGS

S.Seb.-Ushuahia

2,00

250

8

San Francisco (Córdoba)

Selva (Sgo del Estero)

CECRECE

Gasoducto de la Leche

Cerro Dragon Field (CGSJ)

Esquel

EMGASUD

Gasoducto Patagónico

1,20

1170,00

2006

Campo Boleadoras

Río Turbio

Pcia S. Cruz, Distrigas S.A.

Campo Boleadoras Río Turbio

178,00

2007

Campo

Distrigas Plant (Calafate)

Pcia S. Cruz, Distrigas S.A.

Campo Boleadoras Distrigas Plant

181,00

2007

Gral. San Martín

Posesion Gas Line

Boleadoras Las Bases Field Santa Cruz

Interconección con Gasoducto Medanito- Mainque y Neuba II Tierra del Fuego

Observaciones: T: Troncal P: Paralelos Fuente: IAPG Actualización: Julio 2009

26

CHEVRON SAN JORGE

36

En licitación

37,7

8

2006

01/06/2009

Energía y Materias Primas

GASODUCTOS

SITUACIÓN DE LOS GASODUCTOS TRONCALES - AÑO 2021 Gasoducto

Operador

Capacidad

(1)

(Millones m3/d)

Gasoducto del Norte C.Durán-S.Jerónimo-BA

(6)

Centro Oeste Beazley- Mendoza-Buenos Aires

Utilización (1) (%) máx mensual

Gas Entregado

media anual

TGN

25,2

105

85

TGN

32,8

103

90

58,0

104

88

TOTAL TGN General San Martín (San Sebastián-Cóndor-Bs As)(2)

TGS

35,7

55

42

NEUBA I Neuquén-Bahía Blanca

TGS

14,7

100

94

NEUBA II Neuquén-Buenos Aires

TGS

32,1

100

92

TGS

53,3

113

103

Regasificado

16.280

2.284

(4)

Cerri - Buenos Aires (2) TOTAL TGS

(Millones m3/año)

82,5

(3)(5)

CAPACIDAD TOTAL GASODUCTOS TRONCALES

29.771 29.812

140,5

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) En 2020 no habría operado el barco de Bahía Blanca, sólo el de 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

27

Energía y Materias Primas

OLEODUCTOS

OLEODUCTOS LONGITUD (Km)

HASTA

EMPRESA OPERADORA

Aguaray Campo Durán Chango Norte Ballivian Palmar Largo

Campo Durán Palmar Largo Balbuena Cornejo Juarez

REFINOR PLUSPETROL EP TECPETROL PAMPA ENERGÍA PLUSPETROL EP

El Vinalar Vizcacheras La Ventana B-104 Agrelo

Martinez de Tineo B-104 B-104 Agrelo Lujan de Cuyo

YPF

Piedras Coloradas Tupungato Puesto Hernández Aguas del Carrizo Cerro Divisadero Malargüe Confluencia Sur El Portón-Chihuido de la Salina-Chihuido de la Salina Sur Paso de las Bardas Puesto Hernández

Tupungato Agrelo Aguas del Carrizo Cerro Divisadero Malargüe Luján de Cuyo Aguas del Carrizo

VINTAGE YPF

CHEVRON

12,00

Filo Morado

YPF

60,00

4/6/8/103/4

Filo Morado Concepción (Ch.)

32,00 424,00

16

Filo Morado El Trapial Puesto Hernández Señal Picada Punta Barda Catriel Oeste

Punta Barda Puesto Hernández Medanito Plant Catriel Oeste Catriel Oeste Medanito Plant

YPF OLEODUCTO TRANSANDINO S.A. YPF CHEVRON ODELVAL

Bajo del Piche 25 de Mayo-Medanito Medanito El Santiagueño Loma las Yeguas Aguada Pichana Entre Lomas Medanito Loma La Lata Lindero Atravesado Los Bastos Aguada Baguales Al Norte de la Dorsal Río Neuquén Plaza Huincul Challacó

Medanito Plant Medanito Plant Medanito Plant ODELVAL Medanito Plant Loma la Lata Loma la Lata La Escondida ODELVAL Allen Lindero Atravesado Centenario Agua Toledo Challacó Plaza Huincul Centenario Allen Allen

YPF PETRQ. C. RIVADAVIA PETRQ. C. RIVADAVIA RME TOTAL TOTAL PAMPA ENERGÍA ODELVAL YPF

Plaza Huincul Estancia Vieja Loma Negra Allen

Challacó Allen Allen Puerto Rosales

YPF CHEVRON CHEVRON ODELVAL

P.Rosales Jepenner (Brandsen) La Plata

La Plata Refinería Campana Dock Sud

YPF EBYTEM YPF

28

DENOMINACIÓN

CAPAC. (MMm3/d)

DESDE

4.000

YPF

7.500 15.500 9.000 2.680 10.100

DIAM. (pulg.)

15,00 200,00 133,00

8/6 6

60,00 30,00 32,00 6,00 20,60 12,00 13,00 7,00 18,50 525,00

6 8 7 14 12 16 16 6/10 6 16

AÑO

1990 1989

YPF

Estensioro Pedrals

17.000

22.100

YPF

3.120

TECPETROL PLUSPETROL EP PIONEER RÍO ALTO ODELVAL ODELVAL

1.800 1.200 1.800 28.800 5.280

Line 1 Line 2

4200 2.900/5.600 +2.600 10.000

59,00 24,00 129,60 18,00 5,00 31,00 33,00 7,50

24,00

12 10 14 8/6 6 6/4/3 6/5/4 10/8 12,60

9,80 110,00 60,00

62 30 8 14/16 6

20,00 9,60 19,00 135,10 112,50

8 103/4 14 10 8 8 14 32 22

Line1 Line 2

35.600

22,00 42,00 20,63 513,10

Puerto Tigre Fuel Line

42.300 15.840 10.000

585,00 168,00 51,00

1998 1994

1971 1982/ 1997/ 2000

3

1969

1976 1961

1961 1962 1973 2002

Energía y Materias Primas

OLEODUCTOS

OLEODUCTOS (CONT.) DESDE

HASTA

EMPRESA OPERADORA

COLHUE HUAPI

La Escondida

Cerro Tortuga

El Trébol Escalante Cañadón Perdido

Escalante Cañadón Perdido Caleta Córdova

YPF

Anticlinal Grande

Caleta Córdova

Tordillo El Trébol

DENOMINACIÓN

CAPAC. (MMm3/d)

LONGITUD (Km)

DIAMETRO (pulg.)

4,00

8

1.300

14,50 14,00 15,50

10/14/18

PAN AMERICAN

8.000

140,00

12/14

El Trébol Caleta Córdova

TECPETROL

3.400

5,50 35,50

Bella Vista Oeste

El Trébol

RÍO ALTO

Pampa Castillo

El Trébol

RÍO ALTO

Manantiales Behr

Cañadón Perdido

YPF

Km20

Caleta Córdova

CAPSA

1.750

6,00

Km9

Caleta Córdova

YPF

3.000

5,50

AÑO

20,00 1.500

15,35

103/4

11,60

José Segundo

El Trébol-Caleta Córdova

TECPETROL

El Huemul

Pico Truncado

VINTAGE

3.500

31,00

Los Perales-Las Mesetas Las Heras Pico Tuncado

Las Heras Pico Truncado Caleta Olivia

1.400

30,00 71,00 89,00

10/12-14/18

YPF

Estancia La Maggie

Punta Loyola

RÍO ALTO

160,00

6

5.300/4.200

183,00

10/8

1995

3.300

156,60

8

1998

6

Yac.Camp.Boleadoras

Punta Loyola

RÍO ALTO

María Inés

Punta Loyola

RÍO ALTO

0,72

Santa Cruz I Santa Cruz II

El Cóndor

Punta Loyola

RÍO ALTO

1.200

71,50

BRM

Daniel Frontera

SIPETROL

1.700

17,75

Cañadón Alfa

Río Cullen

TOTAL

1.500

26,00

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

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

El Valle Koluel Kaiké

Oleoducto Los Perales - Las Mesetas a Caleta Olivia

ALPHA

Cerro Tortugas III Oil Storage

Estancia La Escondida Plant

COLHUÉ HUAPI

Ramos

Balbuena

PLUSPETROL ENERGY S.A.

25 de Mayo - Medanito SE

El Medanito (YPF)

RÍO ALTO

Río Neuquén

Oleval Oleoducto

RÍO ALTO

Atamisqui

Punta Barda 3

TECPETROL

4

PAN AMERICAN FUEGUINA

7

Fuente: IAPG Actualización: Julio 2009

29

1990

Energía y Materias Primas

POLIDUCTOS

POLIDUCTOS LONGITUD (Km)

DIÁMETRO (pulgadas)

AÑO

1,109

12

1960

379

12

1960

338

16/14

1970

12.000

320

14

1970

5.000

699

12

1972

YPF

10.100

28,69

Dna.Inflamables

YPF

10.000

52

12

1968

Ezeiza

YPF

10.000

34

12

1969

La Plata

Punta General Belgrano

YPF

700

87

Punta General

Dock Sud (Propanoducto)

700

32,19 602

12

2000

DESDE

CAPACIDAD (m3/d)

HASTA

EMPRESA

Campo Durán

Chachapoyas

REFINOR

Campo Durán

Refinery Exit

5.000

Campo Durán

General Mosconi

5.000

Campo Durán

Tucumán

5.000

Campo Durán

Montecristo

5.000

Montecristo

San Lorenzo

YPF

10.000

Luján de Cuyo

Villa Mercedes

YPF

17.000

Villa Mercedes

Montecristo

YPF

Villa Mercedes

La Matanza

YPF

Malargüe

Luján de Cuyo

La Plata La Matanza

2.880

Belgrano Loma La Lata

Bahia Blanca

CÍA. MEGA

200(1)

Cóndor (Arg.)

Posesión (Frontera Arg.)

PAMPA ENERGÍA

1.512

Cañadón Alfa

Cabo Negro

TOTAL

1.450

San Sebastián (Arg.)

Bandurria (Frontera Arg.)

PAN AMERICAN

600

4

Loma La Lata

Challacó

YPF

600

12/20

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

30

8 127

6

2000 2006

Energía y Materias Primas

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS

ETANO (t) 2018

2019

2020

2021

2022

Mega

515.811

438.500

576.989

483.527

584.187

TGS

396.772

282.700

360.870

353.078

329.267

Producción total

912.583

721.200

937.859

836.605

913.454

547

465

612

513

620

Gas natural equivalente al Etano Retenido MEGA(1) Gas natural equivalente al Etano Retenido TGS

(1)

Total Etano Equivalente(1)

612

436

557

545

508

1.159

901

1.169

1.058

1.128

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) 2018

2019

2020

2021

2022

Obtenido a partir de líquidos de gas natural Pampa Energía (incluye Petrol. Entre Lomas) TOTAL Austral YPF S.A.

0

0

0

0

0

38.810

109.864

109.397

100.878

110.428

13.960

27.085

87.437

64.665

75.118

TGS

316.989

367.283

402.532

390.930

398.900

Mega

431.986

484.230

472.168

461.170

555.710

Refinor

116.228

53.167

17.259

18.064

34.924

74.217

50.000

51.838

54.000

49.454

33.836

28.263

30.000

58.000

25.523

1.026.026

1.119.892

1.170.631

1.147.707

1.250.057

Otros Propano (no fraccionado) en LPG obtenido de gas natural ( 60%) Subtotal a partir de gas natural Obtenido en refinerías y petroquímicas

234.136

247.734

194.322

251.828

224.826

1.260.162

1.367.626

1.364.953

1.399.535

1.474.883

2018

2019

2020

2021

2022

1.260.162

1.367.626

1.364.953

1.399.535

1.474.883

74.421

39.665

35.000

68.821

53.679

Consumos como combustible

694.336

838.713

838.365

829.750

920.208

Exportación

515.894

618.902

578.094

487.521

487.521

23.949

23.806

16.401

16.850

16.882

Total país Fuente: IAPG, IPA

PROPANO Destino de la Producción Producción Consumo petroquímico

Exportación como LPG Exportación total

491.945

491.945

491.945

504.371

504.403

Importación

540

2.697

357

9.640

3.407

Precio medio exportación (FOB U$/t)

529

320

271

536

585

0

61.300

51.000

47.514

74.668

LPG indiluído distribuido por redes

(1)

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.

31

Energía y Materias Primas

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS

BUTANO Producción (t) 2018

2019

2020

2021

2022

6.314

0

0

0

0

31.453

91.340

92.238

87.240

90.850

3.745

8.689

28.999

22.366

54.566

TGS

253.958

250.852

279.659

264.225

266.660

Mega

Petrobras Argentina (incluye Petrol. Entre Lomas) TOTAL Austral YPF S.A.

256.858

292.410

281.310

264.925

327.089

Refinor

67.985

32.061

12.232

12.021

19.592

Otros

36.033

54.304

48.604

58.034

51.462

Butano en LPG obtenido de gas natural (40%) Subtotal a partir de gas natural Subtotal de refinerías y petroquímicas

22.558

18.045

15.642

16.270

17.056

678.904

747.701

758.684

725.081

827.275

464.602

418.651

292.567

311.630

368.424

1.143.506

1.166.352

1.051.251

1.036.711

1.195.699

2018

2019

2020

2021

2022

1.143.506

1.166.352

1.051.251

1.036.711

1.195.699

17.642

44.708

11.044

20.133

13.419

Otros consumos

685.171

560.814

593.217

556.432

631.676

Exportación

344.067

544.954

436.056

443.261

524.892

69.560

15.876

10.934

16.885

25.712 550.604

Total país Fuente: IAPG

BUTANO Destino de la Producción (t) Producción Consumo petroquímico

Exportación como LPG (65%) Exportación Total

413.627

560.830

446.990

460.146

Importación

429

—

—

—

—

Precio medio exportación (FOB U$/t)

457

345

287

552

586

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

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

32

2018

2019

2020

2021

2022

290.372

280.852

192.466

288.854

302.097

39.536

19.867

13.360

36.715

44.474

329.908

300.719

205.826

325.569

346.571

—

562

600

2.007

5.111

297.305

269.620

198.339

288.094

301.384

32.603

31.099

7.487

37.475

45.187

Energía y Materias Primas

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS

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

2018

2019

2020

2021

2022

257.658

250.841

179.111

330.209

277.227

6.741

19.181

13.400

16.126

16.147

264.399

270.022

192.511

346.335

293.374

79.884

71.013

60.972

60.972

123.021

184.515

199.009

131.539

285.363

170.353

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)

2018

2019

2020

2021

2022

1.498.244

1.502.189

1.547.818

1.738.142

2.420.943

68.762

41.493

69.737

33.233

70.497

Consumo petroquímico (1) (2)

686.225

802.216

830.245

872.340

730.215

Otros consumos (3)

524.019

463.984

129.749

523.738

862.867

Exportación

288.000

235.989

587.824

342.064

898.358

598

472

364

565

778

564

463

S/D

S/D

Importación

(1) (4)

Precio Exportación (US$/t) (5) Precio Importación (US$/t) Otros cortes de nafta sin terminar (6) Producción

284.666

298.593

489.370

499.378

Exportación

265.283

252.780

424.100

451.022

Importación

100.156

55.884

25.686

33.682

578

698

345

623

Precio Exportación (US$/t) (5) Observaciones: (1) Fuente: IAPG, IPA

(2) Información provista por las empresas consumidoras o, en su ausencia, estimaciones en base a la producción de BTX y la nafta consumida en 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 exportada

33

Energía y Materias Primas

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS

34

Energía y Materias Primas

MATERIAS PRIMAS PETROQUÍMICAS

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

2018

2019

2020

2021

2022

Austral

184.491

203.596

188.356

185.483

166.694

Cuyana

3.522

5.787

4.018

3.710

3.641

55.519

54.330

45.743

42.493

46.276

Neuquina

416.669

434.787

403.325

405.043

388.364

Noroeste

29.571

27.935

23.006

19.922

18.920

689.773

726.435

664.448

656.651

623.896

Golfo San Jorge

Producción total

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)