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Colombian Oil & Gas
Carlos Mantilla McCormick
Agosto de 2016
Perspectiva de la inversión y retos en el
Sector de Gas Natural
Contenido
• Antecedentes
• Visión sectorial de TGI
• Gas Offshore en Colombia
• Señal de precios
• Planeación Gobierno
• Perspectivas para la Inversión en la Actividad de Transporte de Gas
Natural
• Retos en el desarrollo de infraestructura en Colombia
• Conclusiones
3
1997 2015 Variación
1.093 MPCD58% Llanos32% Guajira
570 MPCD75% Guajira
25% Resto del país
Producción 94%
Demanda1063 MPCD
42% Costa51% Interior del país
567 MPCD68% Costa
32% Interior del país88%
Transporte 7.715 km4.000 KM (aprox)
93%
Antecedentes
4
1997 2015
8,2 millones de usuariosEstrato 1 y 2 de 59%
1 millón de usuariosUsuarios
GNV15. 000 vehículos
20 EDS538.213 vehículos
749 EDS
Variación
Cobertura 82 %20 %
Precios(Bogotá)
ElectricidadUSD 37,36 /MBTU
Gas NaturalUSD 13,13 /MBTU
Antecedentes
Competitividad actual
MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIAGas Natural e Industria Petroquímica
Reservas (Tcf) y factor R/P (años)Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos
Reservas de gas natural por tipo – 2013Fuente : Unidad de Planeación Minero Energética
3%4%
12%
31%
50%
Others
Middle Magdalena
Lower Magdalena
Guajira
Llanos Orientales
Reservas totales de gas
natural de 4,7 Tcf con un
factor R/P de 10,5 años
en 2014
Las Reservas de los
llanos y la guajira
corresponden al 80% del
total del país.
Aunque las reservas se
han mantenido
relativamente
constantes la producción
ha incrementado su
pendiente.
De acuerdo con la
UPME las reservas de
11.5 TPC alcanzan
hasta 2035 no obstante
ante fenómenos
climáticos se pueden
presenta problemas en
el año 2023 inclusive
antes 2018
Reservas de Gas Natural por cuenca– 2013Fuente : Unidad de Planeación Minero Energética
3.07.9
2.0
5.5
Shortage
0.91.0 0.5
Abundance
11.7
21.7
Bas
e
1.2
10.0
5.5
1.2
5.0
5.5
Yet to find
New developmentsNon conventional
Proved reserves
Escenarios de incorporación de reservas(Tcf)Fuente : Unidad de Planeación Minero Energética
86%
8%6%
Probable
Possible
Proved
20112010 2013 20142012
15,1 14,410,5
1215,7
Total reservesR/P ratio
5,4 5,4 5,7 5,5
4,7
(1) Fuente: ANH – Agencia Nacional de Hidrocarburos
(2) Ecopetrol – El Gas en el presente y futuro de Ecopetrol – Marzo 2016 – Fuente: Naturgas
Descubrimientos de Gas Recientes (1)(2)
Página 6
Pozo Bonga y MameyHocol – 30 MPCD
Pozo Palmer -1Corozo-1100 MPCDCanacol
Pozo Clarinete Canacol21 MPCD
Pozo PayeroEquionEn pruebas extensas
Pozo El Difícil 10 MPCDPS Energy
Orca-15 TCF Rec. Contingentes
EcopetrolKronos-1 Fuerte Sur
-Delimitación-Ecopetrol - Anadarko
Calasu-1 Fuerte Norte -Delimitación-
Ecopetrol - Anadarko
+ 220 MPCDGibraltar Fase II24,7 MPCDEcopetrol
VolcaneraEcopetrol40 MPCDPendiente aprobación de proyectos
Orca 2
SiluroMolusco
Producción adicionalde gas natural onshore
~ + 20% vs. producción actual
MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA
MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA
(1) Fuente: ANH – Agencia Nacional de Hidrocarburos
TEA(3)
Colombia tiene grandes potenciales de Gas Offshore
Area de perforación Área de producción
Bloques costa afuera adjudicados(1)
Fuente: ANH - Agencia Nacional de Hidrocarburos Colombia tiene producción costa afuera en la
actualidad únicamente en el campo de gas de
Chuchupa (La Guajira)
El desarrollo de la operación costa afuera inició
su consolidación tras la Ronda 2012 con la
adjudicación de 11 bloques
Durante la Ronda 2014, se adjudicaron 5
bloques en aguas del Caribe
Estimativos sobre la prospectividad en cuencas costa
afuera
– 25-87 TCF ( ANH) 2-8x la reserva
Gas Offshore en Colombia
Actualmente Colombia produce gas offshore en el campo
Chuchupa de la Guajira
Se tienen firmados un total de 24 contratos offshore en
Colombia.
Ecopetrol es actualmente el líder en exploración offshore
en el país con una participación en 14 contratos.
• Nuevos prospectos encontrados ORCA 1 (Bloque
Tayrona) y Kronos (Bloque Fuerte Sur)
• Se crearon beneficios fiscales:
– Extensión de los tiempos de exploración y producción
– Creación de zonas francas offshore
– Ingreso de bienes de capital para exportación sin
impuesto e IVA
– Tasa de impuestos diferencial de 15%
– Exención del pago del CREE
Awarded offshore blocks (2)
Source: ANH – Agencia Nacional de Hidrocarburos
Fuente: ANH
Fuente: ANH
Retos para incorporar este gas al Sistema Nacional de Transporte y su comercialización
en exportaciones.
POTENCIAL DE SHALE GAS EN COLOMBIA
Ecopetrol
© BP p.l.c. 2015
Fuente: Arctas
Bucaramanga
Cupiagua
Cusiana
Bogotá
Neiva
Cali
Medellín
Chuchupa
Ballena
Cartagena
Refinery
Barrancabermeja
Refinery
2,00
2,12
3,00
0,02
Ballena – Barrancabermeja
Centro Oriente
Mariquita – Cali (BOMT)
La Sabana
Boyacá Santander
Cusiana – La Belleza
Morichal – Yopal
Cusiana – Apiay – Usme
Colombia tiene grandes potenciales de Shale Gas
Campos con shale gas potencial disponible
Fuente: ANH
La infraestructura de
TGI se encuentra
cercana a los mayores
yacimientos de shale
gas identificados
Comparación del Precio de Guajira Vs. Referentes internacionales
10
0
2
4
6
8
10
12
14
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
USD
/MB
TU
Germany (AGIP) $/m Btu UK (Heren NBP Index) $/m Btu US Henry Hub $/m Btu Guajira
Fuente: www.bp.comGuajira ha subido de 2 a 6 USD/MBTU (3x), de manera opuesta a lo que
pasa en el mundo
MERCADO DE GAS NATURAL EN COLOMBIA
• Los precios de los campos Offshore tendrán como referencia la planta de regasificación
• Actualmente TGI en el sistema Ballena – Barrancabermeja tiene una capacidad de 260 MPCD que se utiliza alrededor del 50%. Es una oportunidad para el gas de ORCA y de Venezuela.
• La demanda del interior es la que más ha crecido en los últimos años y la que tiene un mayor potencial de crecimiento.
Señal de Precios
• Criterios técnicos y de eficiencia en transporte
Un sólo sistema hidráulico, con gas a presión
Transporta y almacena
Requiere confiabilidad y continuidad del servicio
Expansión y operación integrada
Gran economía de escala para expansión
Preferible gran diámetro y evitar compresión
Monopolio natural regulado
Capacidad técnica y músculo financiero
gas natural ≠ electricidad
Visión sectorial de TGI
Planeación Gobiernos
UPME
BogotáCusiana
Vasconia
Sebastopol
Barranca
Ballena
Armenia
Cali
Gualanday
Neiva
Apiay
LNG Buenaventura -
Gasoducto a Yumbo
(500 MPCD - 24”)
Exp. Porvenir - La Belleza y
La Belleza - Vasconia
(Hasta 450 y 320 MPCD)
Usme
Cogua
Exp. Cusiana – Apiay
(Hasta 64 MPCD)
Bidireccionalidad:
Cali - Mariquita
Mariquita - Vasconia
Exp. Mariquita - Gualanday
(Hasta 32 MPCD)
Anillo: El Jobo - Medellín -
Mariquita - Bogotá
Mariquita
Pereira
Proyectos de Ampliación
Proyectos de Confiabilidad
Ampliación Gasoductos Jobo –
Sincelejo y Sincelejo – Cartagena,
en 120 y 200 MPCD.
Ampliación Gasoductos Ballena –
Cartagena.
Red Otros Transportadores
Red TGI
La UPME identifica los proyectos en
el Plan de Abastecimiento de Gas
Natural.
La CREG ha propuesto mecanismos
para la ejecución de proyectos de
confiabilidad y ampliación:
• Solicitud Tarifaria por parte del
transportador.
• Open Season.
• Subastas de proyectos incluidos
en el Plan de Abastecimiento.
Segunda entrada por la Costa:
LNG Cartagena a Gasoducto
Ballena - Barranca
• Se evidencia una declinación en las
reservas.
• La construcción de 2 plantas de
regasificación (Cartagena y
Buenaventura) dan seguridad de
abastecimiento hasta 2026.
• Serán necesaria nuevas reservas
(desarrollo de los hallazgos Offshore,
Yacimientos No Convencionales) o la
construcción de nuevas plantas de
regasificación, para garantizar el
abastecimiento a más largo plazo.
• El comercio internacional de gas
natural está creciendo con los
hallazgos y desarrollos de nuevas
tecnologías en el mundo.
Fuente: Plan de Abastecimiento de Gas - UPME
Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2016
Situación actualPerspectiva de Abastecimiento
Condiciones para la Inversión en la Actividad de Transporte de
Gas Natural• Estabilidad jurídica y regulatoria
La Ley 142 de 1994 definió el marco para los Servicios
Públicos en Colombia y ha brindado confianza para invertir en
la industria. Las metodologías tarifarias tienen una duración
mínima de 5 años, brindando estabilidad a los inversionistas.
• Oferta
El Ministerio de Minas y Energía busca la Seguridad de
Abastecimiento y la Confiabilidad, para lo cual se están
adelantando proyectos de plantas de regasificación que
permitirán la internacionalización del mercado.
• Demanda
Los sectores petroleros e Industriales, seguirán apalancando
el crecimiento de la demanda de gas.
El Gas Natural es el energético de transición debe incentivar
su uso en el transporte masivo vehicular (sustitución diésel)
• Seguridad
Las políticas de seguridad que ha venido desarrollando el
gobierno han atraído capitales externos.Fuente: CEPAL - La Inversión Extranjera Directa en América Latina y el Caribe 2016
“Doing Business Index 2016”
Retos en el desarrollo de infraestructura en
Colombia
1. Consideraciones Económicas
• El marco regulatorio deberá establecer una
metodología para la remuneración de activos de
confiabilidad
• El reconocimiento adecuado de las inversiones
realizadas por los agentes es necesario para
incentivar el desarrollo de infraestructura.
• Materialización de las expectativas de
incorporación de reservas y producción + Planta
de Regasificación del Pacífico.
2. Consideraciones Socio-Ambientales
• Existen retos para el desarrollo de todos los
proyectos de infraestructura por los aspectos
Socio-Ambientales (Comunidades, Medio Ambiente).
Los principales proyectos identificados por la UPME se
enfrentan a la situación descrita en las imágenes.
Situación Proyecto
Jobo - Medellín - Mariquita - Bogotá
Situación Proyecto
Yumbo-Buenaventura
Fuente: Plan de Abastecimiento de Gas - UPME
Conclusiones• Coordinar la nueva entrada de campos de producción con la construcción de
gasoductos.
• Retos sociales y ambientales impactan en los tiempos y costos de ejecución de
los proyectos.
• La expansión de transporte en diámetros mayores resulta en eficiencias de largo
plazo para la demanda.
• Se deben definir las señales de remuneración necesarias para desarrollar la
infraestructura que brinde confiabilidad al sistema.
• Reconocimiento de las inversiones basado en la realidad y no en modelos que se
aproximan a presupuestos de ingeniería básica.
• Promover la demanda de gas natural potencializando la inclusión del país al
mercado internacional.
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