Description
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)
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