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Abastecimiento de gas natural en Colombia

Angela Cadena, Beatriz Herrera y Guillermo González

Cartagena, octubre de 2012

INQUIETUDES

• Estado de las reservas actuales en Colombia (con y sin niño). Factor R/P.

• Estado actual de las exploraciones de gas natural en la costa atlántica principalmente y en Colombia.

• Percepción de la UPME, en cuanto a la explotación de gases no convencionales (shale gas, entre

otros) principalmente en la Costa y en Colombia, ¿que estudios se han efectuado y cuantas reservas de

gas han arrojado dichos estudios?

• ¿Cómo ve la UPME la liberación del precio Guajira?

• Planes de masificación del gas natural del Gobierno.

• ¿Cuando vamos a comenzar a importar gas de Venezuela? Que compromisos estatales se habían

estructurado en este sentido, y que se ha avanzado para que se comience a dar la importación?.

• Cuál es la posición de la UPME respecto a la posible estructuración de un esquema de Subsidio al

GLP?.

• ¿Cuál es la posición de la UPME en cuanto a la construcción de las dos (2) plantas de LNG que se

tienes previstas construir en las costas colombianas, para darle mayor confiabilidad al sistema?

AGENDA

• Introducción

• Situación actual

– Consumos actuales y demanda esperada de energía

– Oferta y demanda de gas natural

– Precios del gas natural

• Plan de abastecimiento de gas natural

– Reservas, producción y demanda de hidrocarburos

– Reservas

– Oferta

– Demanda

– Metodología y escenarios

Antecedentes UPME

◙ Constitución política de 1991.

◙ Decreto 2119 de 1992 – Unidad Administrativa Especial (vinculada al

Ministerio).

◙ Ley 143 de 1994 – Unidad Administrativa Especial (adscrita al Ministerio) -

Funciones a la UPME (Artículo 16).

◙ Decreto Ley Decreto Ley 1687 de 1997 - Suprime Unidad de Información

Minero Energética.

◙ Decreto Ley 2740 de 1997 - Suprime funciones de INEA y se asignan a la

UPME.

◙ Decreto Ley 2741 de 1997 - Fusiona UPME – UIME.

◙ Decretos 255 y 256 de 2004 – Restructuración de la Unidad y definición de

la planta de personal.

Fundamentos

Unidad de Planeación Minero Energética - UPME -

PROPOSITO: Realizar la planificación integral del sector minero energético mediante

evaluaciones y diagnósticos de la oferta y demanda de los recursos minero energéticos,

elaborando planes y programas de largo plazo para el Ministerio de Minas y Energía, en forma

indicativa, permanente y coordinada con agentes públicos y privados, bajo esquemas de desarrollo

sostenible.

VISIÓN: La UPME en el 2014, se consolida como la autoridad técnica nacional, que articula el

planeamiento integral y la información de los sectores energético y minero, promoviendo el

desarrollo sostenible del país.

MISIÓN: Desarrollar de manera participativa el planeamiento integral y la gestión de la

información de los sectores energético y minero, para contribuir al desarrollo sostenible del país,

con un talento humano comprometido, idóneo y calificado, soportado en tecnología de punta

Funciones

Responsabilidades relevantes de la UPME:

1. Establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los agentes económicos del país,

considerando la integración regional y mundial, según criterios tecnológicos, económicos, sociales y

ambientales.

2. Elaborar y actualizar los planes Nacional Minero, Energético Nacional, de Expansión de Generación y

Transmisión de Energía Eléctrica, Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural y los demás planes

subsectoriales, (FNCE, combustibles líquidos) en concordancia con el PND.

3. Evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes y usos energéticos no

convencionales (CIURE-PROURE).

4. Establecer y operar los mecanismos y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de

minerales energéticos, hidrocarburos, energía y determinar las prioridades para satisfacer tales

requerimientos, de conformidad con la conveniencia nacional.

5. Asesorar en materia de planeación sectorial al Ministerio de Minas y Energía realizando estudios

económicos cuando se requiera y apoyar con información de mercados de interés sectorial a los

agentes.

6. Organizar, operar y mantener la base única de información estadística oficial del sector minero-

energético, procurar la normalización de la información obtenida, elaborar y divulgar el balance minero-

energético, la información estadística, los indicadores del sector, así como los informes y estudios de

interés para el mismo. (actualmente certificado por ISO y el DANE).

Estructura actual

Subdirección de

Planeación Minera

Consejo Directivo

Dirección General

Secretaría General

Subdirección de

Planeación Energética

Subdirección de

Información

TOTAL CARGOS: 66

Ley 1362 del 3 de Dic./2009 crea dentro de la estructura orgánica de la Unidad de Planeación Minero Energética

Consejo Directivo:

1. El Ministro de Minas y Energía o el Viceministro, quien lo preside.

2. El Director de la entidad encargada del despacho de energía.

3. El Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.

4. Dos personas de reconocida idoneidad conocedores del sector de hidrocarburos y conocimientos financieros nombrados

por el Ministro de Minas y Energía, de terna presentada por tres gremios del sector

Estructura propuesta

Consejo Directivo

Subdirección de Energía

Generación

Transmisión y distribución

Modelos

Cobertura

Subdirección de Hidrocarburos

Petróleo y combustibles

líquidos

Gas

Combustible

Modelos 2

Subdirección de

Proyectos

Universalización del Servicio

Proyectos Transmisión Generación

Desarrollo y promoción de infraestructura

URE & FNCE

Subdirección Minera

Planeamiento y Modelamiento

Investigación y análisis sectorial

de Mercados

Industria Extractiva y

Transformadora

Demanda

Subdirección de Demanda

Oferta

Sectores y usos

Modelos

Dirección General

Oficina de Información

Asuntos

Temáticos

Tecnologías de

Información

Investigación de Información

Secretaría General

Asesores: Planeación,

Aspectos socio-ambientales,

Jurídico

TOTAL CARGOS: 115

AGENDA

• Introducción







– Reservas

– Oferta

– Demanda


Consumo final de energía

Residencial22%

Comercial y Público

6%

Industrial24%

Transporte38%

Agropecuario y Minero

7%

Construcción1%

No Identificado2%

Consumo Final Sectorial 2010

Gas Natural17.28%

Petróleo2.30%

Carbón3.08%

Biomasa12.15%

Electricidad17.83%

GLP2.92%

Gmotor11.83%

Kero4.24%

Diesel 21.70%

Fuel Oil0.24%

Biocmbustible2.05%

Otros4.40%

Consumo Final - Fuentes 2010

Consumo final: 230,325 Tcal

Energía primaria: 80,153 Tcal

Energía secundaria: 150,172 Tcal

Fuente: UPME

Proyección de demanda

0

50

100

150

200

250

300

350

20

00

20

02

20

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20

10

20

12

20

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20

18

20

20

20

22

20

24

20

26

20

28

20

30

Mil

lon

es B

EP

Gas natural Gasolina Electricidad Diesel Carbón

Biomasas GLP Combust. Aviac. Otros derivados

Historia Proyección

Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%

Fuente: UPME

3.10%

3.48%

2.69% Diesel

Electricidad

Gas Natural

Prospectiva Energética – Escenario base

Objetivos de la política energética

La energía es factor de desarrollo económico y bienestar social

fundamental.

Maximizar el aporte de los recursos energéticos al desarrollo del

país.

Garantizar el abastecimiento energético eficiente, confiable y

oportuno aún bajo situaciones críticas.

Fortalecer mecanismos de mercado para dar las señales

oportunas y de requerimientos de expansión.

Oferta de petróleo

Sistema colombiano de hidrocarburos

Probadas74%

Probables18%

Posibles8%

Reservas de Petróleo Evolución de Producción de Petróleo

Reservas probadas: 2,260 MBls

Reservas probables: 554 Mbls

Reservas posibles: 255 Mbls

687

604578

541 528 525 529 531

588

671

785

915 932

-15.0%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

0

200

400

600

800

1,000

20

00

20

01

20

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20

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20

07

20

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20

09

20

10

20

11

20

12

Mil

es B

PD

Producción Petróleo Tasa Crecimiento

Fuente: MME

Fuente: MME

Reservas de gas natural

Fuente: MME

Reservas totales 6.6 TPC

R. Probadas 5.4 TPC

R. Probables 0.65 TPC

R. Posibles 0.51 TPC R. Probables

0.65

R.Posibles 0.51 Otros

0.97

Guajira, 2.05

Cusiana, 1.85

Creciente0.47

Gibraltar 0.12

R. Probadas5.4

Reservas de gas natural – diciembre 2011


•Disminución de las reservas

totales: 6.41%

•Aumento de las reservas

probadas: 45.84%

Fuente: ANH


•Participación de las reservas

probadas: 82%

•Aumento de las reservas

posibles para los años 2026 -

2030

Fuente: ANH

Producción de gas natural

•La producción con destino

el interior representa el 44%

del país

•La producción con destino

la Costa representa el 33%

del país

•Las exportaciones

representan el 20%

Fuente: Cnogas

Producción de gas natural

Fuente: Cnogas

Demanda de gas natural

Fuente: Cnogas

Participación de la demanda de gas natural

Fuente: Cnogas

Comparativo de precios

Fuente: ICIS, Platts, EIA, Cnogas Cálculos:UPME

AGENDA

• Introducción







– Reservas

– Oferta

– Demanda


Factores de éxito y variables críticas

FACTORES DE ÉXITO DEL SECTOR DE

HIDROCARBUROS

1. Aumento de la inversión en el sector promovida por un marco

regulatorio favorable y promoción internacional

2. Apertura de oportunidades de inversión bajo distintos

esquemas de negocio

3. Éxito exploratorio e incremento del conocimiento geológico

4. Modernización de ECOPETROL e incorporación de recurso

humano calificado

5. Disponibilidad de infraestructura heredada de la década

pasada, previo a la declinación de producción

6. Mayor productividad por la inclusión de nuevos esquemas de

perforación

7. Aumento de factor de recobro en cuencas maduras por el uso

de nuevas tecnologías

8. Mercado internacional favorable y altos precios de crudo

9. Mejora en seguridad del país.

VARIABLES CRÍTICAS ACTUALES Y FUTURAS

1. Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas)

2. Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuencas de

Los Llanos)

3. Potencial de no convencionales (gas asociado al carbón, shale

gas, shale oil, arenas bituminosas)

4. Factor de recobro de hidrocarburos

5. Precio internacional de energéticos (precio de referencia del

barril de crudo)

6. Política estatal petrolera (government take)

7. Factores medio ambientales (restricción de la actividad de E&P

por razones ambientales)

8. Factores socio culturales, nivel de conflicto (restricción de la

actividad de E&P por razones sociales

Escenarios de incorporación de reservas

SUPUESTOS

ESCENARIOS

Escasez

Base

Abundancia

1. Reservas probadas en producción

Perfiles de producción según empresas operadores (reservas probadas a 31 de diciembre

de 2011), Petróleo 2,259 MBls y Gas 5.46 TPC. Igual para todos los escenarios.

2. Reservas a adicionar por recuperación mejorada (EOR)

31 campos con proyectos específicos de recuperación mejorada con distinto grado de cumplimiento en el aumento de la recuperación mejorada , objetivo según los escenarios

Oíl: 314 MBls, (considerando 30% de ejecución)



3. Descubrimientos no Desarrollados

Reservas y perfiles de producción en campos con reservas no desarrolladas e IHS

(reservas probables según escenario)

Oíl: 1,390 MBls Gas: 0.9 TPC



4. Recursos por descubrir (Yet to Find)

Perfiles de producción para los descubrimientos, definidos según escenario

Crudo Convencional: 2,869 MBls Crudo Pesado: 804 Bls

Gas: 1 TPC

Crudo Convencional: 3,551 MBls Crudo Pesado: 1,205 MBls

Gas: 3 TPC

Crudo Convencional:

10,991 MBls Crudo Pesado: 13,026 MBls Gas: 5 TPC

5.No Convencionales

Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de

recursos no convencionales en cada escenario

Oil: 0 MBls Gas: 0 TPC

Oil: 1,000 MBls Gas: 2 TPC

Oil:10,000 MBls Gas: 10 TPC

Shale Oil -

Tar Sands – Shale Gas - Coal Bed Methane -

Shale Oil: 1,000 MBls

Tar Sands - Shale Gas: 1 TPC CBM: 1 TPC

Shale Oil: 4,000 MBls

Tar Sands: 6,000 MBls Shale Gas: 6 TPC CBM: 4 TPC

Escenario de referencia

Hallazgos

Hidrocarburos

Convencional

Potencial No

Convencionales*

Potencial

Crudos

Pesados*

Factor

de Recobro

Precio

Internacional

Energéticos

Política

Estatal

Petrolera

Factores

Ambientales

Factores

Socio

Culturales

Marginal

2.5 TPC

2,900 MBls

5%

Nulo

0 TPC

0 MBls

30%

Marginal

500 MBls

15%

Status Quo

< 26%

30%

< 50

USD/barril

10%

Favorable a

Inversión

(Status Quo)

35%

< Requisitos vs.

Otros Países

Petroleros

20%

Desarrollo en

eq. con la

Comunidad

30%

Modesto

3 TPC

3,600 MBls

40%

Shales /CBM

2 TPC

1,000 MBls

40%

Bajo

800 MBls

30%

Medio

26% - 29%

40%

50-75

USD/barril

30%

> Government.

Take

35%

Equilibrio

Legislación y

Des.

Sustentable

50%

Oposición

Aisladas a

Proyectos

40%

Alto

5 TPC

11,000 MBls

40%

Shales/CBM/

Arenas

10 TPC

10,000 MBls

20%

Medio

1,200 MBls

40%

Alto

29% - 35%

20%

75-125

USD/barril

50%

Intervención

Leve

20%

Restricción

Radical (priori-

dad ambiental)

30%

Limitada

Concertación

30%

Extraordinario

10 TPC

>15,000 MBls

5%

Todos

> 20 TPC

> 20,000 MBls

10%

Alto

> 13,000 MBls

15%

Máximo

> 35%

10%

>125

USD/barril

10%

Intervención

Severa

10%

Producción esperada de petróleo

Producción de petróleo - Escenario de referencia

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

13

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27

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28

20

29

20

30

Mil

lon

es

Bls

R. Probadas Recup. Mejorada R. Probables + R. Posibles YTF

Fuente: UPME- Estudio ADL

Reservas probadas: 29.6%

Recuperación mejorada: 4.1%

Probables+Posibles: 18.2%

YTF: 48.1%

Máxima producción 2015:

1.27 MBPD

Incorporación Total: 9,100

Mbls en 18 años

Proyección de oferta y demanda de hidrocarburos

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

20

11

20

12

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20

29

20

30

Imp

orta

ció

n /

Ex

po

rtac

ión

KB

PDP

rod

uc

ció

n/C

on

su

mo

KB

PD

Producción Demanda Exp/Imp

Excedentes de Petróleo

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

-10,000

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

20

11

20

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20

13

20

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20

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20

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20

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20

20

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20

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20

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29

20

30

Pro

du

cción / C

on

sum

o

Imp

ort

ació

n /

Exp

ort

ació

n K

BP

D

Exp/Imp Producción Demanda

Balance ACPM

Balance Gasolina

Fuente: UPME- Estudio ADL

Excedentes exportables de petróleo ~ 700 KBPD

Gasolina autosuficiencia hasta 2024

ACPM deficitarios casi todo el periodo de análisis

Escenario referencia de producción de petróleo

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

-60,000

-50,000

-40,000

-30,000

-20,000

-10,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

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20

18

20

19

20

20

20

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20

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20

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20

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20

26

20

27

20

28

20

29

20

30

Pro

du

cción

/ Co

nsu

mo

KB

PDIm

po

rtac

ión

/ E

xpo

rtac

ión

KB

PD

Exp/Imp Producción Demanda

Reservas esperadas de gas natural

5.5 5.5 5.5

0.9 1.2 1.21.0

3.05.0

2.0

10.0

0

5

10

15

20

25

Escasez Base Abundancia

Te

ra P

ies

Cú

bic

os

No Convencionales

YTF Convencionales

Nuevos Desarrollos

R. Probadas

• Reservas en el escenario (base

o) de referencia: 11.7 TPC

• Los 2 TPC de gas no

convencional:

•1TPC de Shale Gas

•1 TPC de CBM (gas

asociado a carbón)

Fuente: Estudio ADL

Producción esperada de gas natural

Costa Atlántica - Escenario de referencia

Fuente: Estudio ADL

Oferta de gas natural – Escenario base

•Declaración de producción

mayo de 2012

•Se toma el potencial de

producción

Fuente: MME y UPME

Demanda de gas natural – Escenario base

Fuente: UPME

Demanda Costa Atlántica

Fuente: MME y UPME

Balance nacional – Escenario base

Fuente: MME y UPME

•Se evidencia un déficit a

partir del año 2018, sin la

incorporación de nueva

oferta.

Plan de abastecimiento -

Metodología

El plan se elabora tomando en

cuenta escenarios que

evalúan el comportamientos

de las principales variables

que tienen incidencia en el

planeamiento, con el fin de

visualizar alternativas futuras y

minimizar incertidumbres.

Horizonte de 10 años

n-Escenarios

Oferta Demanda

Escenario – 2 Equilibrio oferta

demanda

Escenario -1 Abastecimiento

Escenario – 3 Déficit corto

plazo

Escenario – n Exportación en

largo plazo


Escenarios de oferta

Escenario

Oferta Base

Escenario nuevas incorporaciones

Plantas de Regasificación

Importaciones de Venezuela

Incorporación Gas No convencional

1 2 3

4

5


Escenarios de demanda

Escenario

Demanda Base

Escenario Termoeléctrico Niño

Ampliación de la cobertura y

crecimientos vegetativos

Aumento de las conversiones de GNV

(e industria)

Exportación de energía a Panamá

1 2 3

4

5

Resultados del plan de abastecimiento GN

OFERTA

Importaciones de GNL-Corto Plazo.

Incorporación Reservas Recursos no Convencionales-Mediano Plazo.

Inversión importantes para el desarrollo del potencial gasífero Colombiano-Largo Plazo.

Eliminación de barreras mediante la coordinación Interinstitucional (Energía-Ambiente).

Adecuada coordinación entre autoridades sector Minero-Energético.

INFRAESTRUCTURA

Definición punto de partida proyecto de regasificación.

Ampliaciones algunos tramos interior .

Gas atrapado en la Costa (La Creciente 20 MPCD).

Gestor de Mercado

De acuerdo con lo definido por el Decreto 2100 de 2011 y los documentos de consulta publicados por la

CREG y las necesidades del sector:

1. Manejo de información operativa y comercial. (Cantidades y precios )

2. Labores comerciales liquidación de contratos

3. Subastas de corto y largo plazo

4. Análisis de información e indicadores

5. Manejo del mercado primario y secundario

6. Manejo mantenimientos

7. Respuesta a las Entidades Gubernamentales

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