sitiuacion actual y futura del mercado del gas
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miércoles, 30 de diciembre de 2009
SITUACION ACTUAL Y FUTURA DEL MERCADO DE GAS
BORIS VILLA GALLOGerente de Gas ( e )
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AGENDA
Foro Gas Natural
• Balance oferta -demanda largo plazo y reservas
• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios
• Respaldo firme del gas
• Contratación a largo plazo
• Preguntas para reflexionar
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AGENDA
Foro Gas Natural
• Balance oferta -demanda largo plazo y reservas
• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios
• Respaldo firme del gas
• Contratación a largo plazo
• Preguntas para reflexionar
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BALANCE OFERTA DEMANDA TOTAL PAIS, GBTUDP50, 2008-2020
Con base en balances realizados conjuntamente UPME y asociados a Naturgas, sin nuevos hallazgo
y sin contar con el gas metano asociado a carbón, la oferta nacional y las importaciones de Venezuela
estarían en capacidad de atender la demanda nacional P50 hasta 2018.
Por lo que la sostenibilidad del mercado a largo plazo requiere nuevas fuentes de gas, cuya viabilidad
dependerá de señales regulatorias claras y estables.
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
2 0 0 8
2 0 0 9
2 0 1 0
2 0 1 1
2 0 1 2
2 0 1 3
2 0 1 4
2 0 1 5
2 0 1 6
2 0 1 7
2 0 1 8
2 0 1 9
2 0 2 0
G B T U d
Interior La Creciente Guajira Importación Demanda
Balance P50, con importaciones en la base Capacidad deatención de lademanda 2018
Foro Gas Natural
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Sep./ 09 Requerimientos
máximos
Balance
proyectado 2013Demanda
Promedio (térmica +no térmica)* 44+ 414 44+ 414 44+630
Térmica adicional x Niño o adicional por
requerimiento máximo de capacidad Total 122580 249707 249923
OfertaOferta campos Interior * (en 2013 incluyeexpansiones)
286 286 476
Capacidad gasoducto B-Bca Total 195481 195481 260736
(Déficit )/ SuperavitSustitución en GRB(Déficit )/ Superavit
(99)30
(69)
(226)30
(196)
(187)
5
BALANCE EN EL INTERIOR PAÍS
INTERIOR PAIS (MPCD)
Para requerimientos máximos de generación térmica dados por capacidad instalada , la oferta
de gas en el interior del país es insuficiente actualmente y en el futuro.
* Promedio mayo –julio /09Foro Gas Natural
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Sep/ 09 Requerimientosmáximos
Balanceproyectado 2013
DemandaPromedio (térmica + no térmica)Térmica adicional x Niño o requerimiento
máximo
151+160
71
151+160
335
151+247
335Total 382 646 733
OfertaTotal
- Envío al interior B-Bca
Oferta disponible
790195
595
790195
595
668 __260
408Excedente para exportaciónDéficit
2130
0(51)
0(325)
COSTA ATLANTICA (MPCD)
BALANCE COSTA ATLÁNTICA
Foro Gas Natural
Para requerimientos máximos de generación térmica dados por capacidad instalada , la oferta
de gas en la costa atlántica es insuficiente actualmente y en el futuro.
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7
RESERVAS DE GAS TOTAL PAIS 2008
El país cuenta con reservas de gas probables y posibles que podrán ser desarrolladas si se cuenta
con incentivos regulatorios que permitan a productores manejar sus propios riesgos y ampliar los
mercados.
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AGENDA
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• Balance oferta -demanda largo plazo y reservas
• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios
• Respaldo firme del gas
• Contratación a largo plazo
• Preguntas para reflexionar
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ECOPETROL ADICIONA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN
Campo Producción
(MPCD)
Fecha entrada
Producción
Infraestructura de
transporte
Guajira 50 May-09
Ampliación Ballena-Barranca 190 a 262MPCD, en cronogramapara abril/10
Gibraltar 30 Dic-10Se estima un año deretraso. Nov. 2010
CusianaLTO II
70 Jun-10Ampliación Cusiana – Vasconia, para julio/10
Cupiagua 210 Jul-11Ampliación Cusiana – Vasconia, paraenero/11
TOTAL 360
Para aumentar oferta, entre el 2009 y el 2011 con participación de Ecopetrol se
incorporan 360 MPCD de nueva capacidad de producción
ChuchupaBallenaRiohacha
Hato Nuevo
MaicaoSanta Marta
Barranquilla
Cartagena
Güepajé
La CrecienteArianna
El JoboMontería
Cerromatoso
Mompós
Casacara
Noreán
CerritoCúcutaPiñal
ProvinciaPayoa
Gibraltar
CantagalloLlanito
La Cira InfantasOpón
La PuntaCusiana
Apiay
Toqui -ToquiManá
AbanicoMontañueloDon Pedro -Monserrate
EspinoRío CeibasSanta Clara
Fundación
BarrancabermejaBucaramanga
Sebastopol
Medellín
VasconiaLa Belleza Belén
Cogua
Bogotá
Neiva
Cali
Mariquita
ArmeniaPereira
CampoProducción
TGI
Promigas
Progasur
TransmetanoTranscogas
Transoriente
Transgastol
Transoccidente
Coinobras
Convenciones
©2009 Google – Datos de mapa © 2009LeadDog
Consulting, MapLink/Tele Atlas, EuropaTechnologies
El Centro
Yopal
20 mi
20 km
Cupiagua
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ChuchupaBallenaRiohacha
Hato Nuevo
MaicaoSanta Marta
Barranquilla
Cartagena
Güepajé
La CrecienteArianna
El JoboMontería
Cerromatoso
Mompós
Casacara
Noreán
Cerrito
CúcutaPiñalProvinciaPayoa
Gibraltar
CantagalloLlanito
La Cira InfantasOpón
La Punta
Cusiana
Apiay
Toqui -Toqui
ManáAbanicoMontañuelo
Don Pedro -Monserrate
EspinoRío CeibasSanta Clara
Fundación
BarrancabermejaBucaramanga
Sebastopol
Medellín
VasconiaLa Belleza Belén
Cogua
Bogotá
Neiva
Cali
Mariquita
ArmeniaPereira
CampoProducción
TGI
Promigas
Progasur
Transmetano
Transcogas
Transoriente
Transgastol
Transoccidente
Coinobras
Convenciones
©2009 Google – Datos de mapa © 2009LeadDog
Consulting, MapLink/Tele Atlas, EuropaTechnologies
El Centro
Yopal
20 mi
20 km
10
Con adición de nueva oferta de gas de campos pequeños, Ecopetrol continúa
contribuyendo a la diversificación de fuentes de suministro.
ADICIÓN DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN - CAMPOS MENORES
Campo Estimado producción(MPCD)
Sardinata
• Corto plazo (1) 1,2
• Largo plazo 4,0
Don Pedro (2) 9 ,0
Mezcla Dina
TOTAL
1,5 – 3,5
15,7 -17,7
Notas:
(1) En producción desde junio de 2009
(2) En producción desde agosto de 2008
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ECOPETROL logra importante participación en actividad exploratoria en las últimas
rondas realizadas por la ANH, de forma directa o en asociación, con el propósito de
aumentar las reservas de crudo y gas.
RONDABloques
ofertadosTotal bloquesadjudicados
Bloques adjudicadosa ECP
RONDA CARIBE 2007 (Sep.18 /07) 13 9 8
RONDA COLOMBIA 2008 (Nov. 7 /08) 43 22 4
MINIRONDA 2008 (Dic.4 /08) 102 50 4
TOTAL 158 81 16
0 2 4 6 8 10 12 14 16
Ecopetrol S.A.
Petroleos Colombianos
ONGC Videsh Ltd.
Operaciones Pet. Andinas
Petro Andina Resources Inc.
Petrobrás Colombia Limited
Golden Oil Corp.
Hocol S.A.
Lewis Energy Colombia Inc.
MetaPetroleum Ltd.
Omega Energy Colombia
Pacific Stratus Energy Colombia Ltd.
Tecpecol S.A.
8 Empresas (2 bloques c/u)
17 empresas (1 bloque c/u)
16
5
4
4
4
4
3
3
3
3
3
3
3
2
1
BLOQUES EXPLORATORIOS OBTENIDOS
ACTIVIDAD EXPLORATORIA
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PROYECTOS DE EXPLORACIÓN
Ecopetrol le apuesta al Offshore Caribe y Piedemonte parael desarrollo del recurso gasífero en Colombia
OFF-SHORE CARIBEEstimado recursos:
13 - 35 TCF
Bloques: Tayrona , Fuerte Norte ySur, RC4 y RC5Socios de ECP: PEC, EXXONMOBIL, PETROBRAS, BHP, BP
INVERSIÓN MUS$ 155
OFF-SHOREPACÍFICO
Estimado recursos:
5 -10 TCF
GAS ASOCIADO ALCARBÓN
Estimado recursos:1.5 - 3.5 TCF
RancheríaSocio de ECP: Drummond
PIEDEMONTEEstimado recursos:
2 - 5 TCF
Bloques: Sirirí, Odisea, Tangaray CóndorSocios de ECP: Talisman, Lukoil
INVERSIÓN MUS$ 216
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SÍSMICA
ESTUDIOS
PERFORACIÓN
En el corto plazo se perforan oportunidades gas prone de alta materialidad y seadquirirá sísmica clave para la generación de prospectos gasíferos
GEOQUÍMICAOffshore
Se estima unainversión en estos
proyectos a 2011 de34 MUS$ en Sísmicay 135 MUS$ enpozos
PERDICES210 Km
PERDICESGranate
PERDICESTupale
SIRIRÍ Gibraltar-3
SIRIRÍ Rhodes-1
QUEBRADALARGACacique
Sísmica en bloquesRC 6, 7, 8, 9 y 10 .
4323 Km equiv.
Batimetría
PROYECTOS DE EXPLORACIÓN
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AGENDA
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• Balance oferta-demanda largo plazo y reservas
• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios
• Respaldo firme del gas
• Contratación a largo plazo
• Preguntas para reflexionar
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Fuente: Información Sistema de Información NEON XM. Cálculos propios ECP
En situación de hidrología crítica como la actual, la generación térmica a gas representa un
respaldo muy importante del sistema eléctrico.
Recientemente se ha evidenciado que generación con líquidos no es solución. Además esa
infraestructura tampoco es remunerada para tener disponibilidad de respaldo de la energía firme
A futuro ¿como se remunerará la disponibilidad del suministro de gas que garantice la energía
firme?
RESPALDO A LA ENERGÍA FIRME DE LA GENERACIÓN A GAS
9.5%
14.7%
37.1% 32.9%
82.0% 72.2%
49.8% 55.1%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
E n e - 0 9
F e b - 0 9
M a r - 0 9
A b r - 0 9
M a y - 0 9
J u n - 0 9
J u l - 0 9
A g o - 0 9
S e p - 0 9
O c t - 0 9
N o v - 0 9
P o r c e
n t a j e d e p a r t i c i p a c i ó n
Participación fuentes de generación
Promedio de GAS Promedio de HIDRAULICA Promedio de CARBON
Promedio de FUEL OIL Promedio de COGENERADORES Promedio de MENORES
INFORMACION
NO PUBLICADA
POR XM
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1.35 1.341.25
1.091.00 0.99
0.850.77
0.40
(0.06)(0.09) (0.27)
(0.40)
(0.20)
-
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
T e b s a
F L O R E S 2
F L O R E S 1
P r o l e c t r i c a
T s i e r r a
T y o p a l 2
F L O R E S 3
T c e n t r o
M e r i l
T E m c a l i I
T v a l l e
T d o r a d a
U S $ / M B T U
Diferencia Cargo por confiabilidad vs. Costos fijos
transporte (Guajira) para capacidad remunerada -2009
16
Se ilustra el monto de cargo disponible,
luego de descontar cargos fijos por
transporte (pareja 50-50).
• ¿Cómo remunerar garantía de suministro?
• Si se requiere respaldo firme con gas ¿Se
debería revisar el cargo por confiabilidad
y/o su distribución?
• ¿Fijar un nivel por encima del cual seacepta el nivel de riesgo que implica la no
entrega en firme?
Nota: Se considera que el gas consumido actualmente es de Guajira,
es decir utilizan el gasoducto desde Ballena hasta cada planta.
Sistema eléctrico remunera disponibilidad de infraestructura de generación para atender energía
firme pero el cargo no es suficiente para remunerar activos de generación y costos fijos por la
infraestructura ociosa de gas que se requiere para garantizar la firmeza en suministro y transporte.
REMUNERACIÓN POR CAPACIDAD DISPONIBLE
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Proyecciones de XM al 2019, presentan baja generación en el interior, frente a los altos
requerimientos de gas exigidos para la remuneración de la capacidad total de la planta con
el cargo por confiabilidad.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
0 1 - N o v - 0 9
0 1 - A b r - 1 0
0 1 - S e p - 1 0
0 1 - F e b - 1 1
0 1 - J u l - 1 1
0 1 - D i c - 1 1
0 1 - M a y - 1 2
0 1 - O c t - 1 2
0 1 - M a r - 1 3
0 1 - A g o - 1 3
0 1 - E n e - 1 4
0 1 - J u n - 1 4
0 1 - N o v - 1 4
0 1 - A b r - 1 5
0 1 - S e p - 1 5
0 1 - F e b - 1 6
0 1 - J u l - 1 6
0 1 - D i c - 1 6
0 1 - M a y - 1 7
0 1 - O c t - 1 7
0 1 - M a r - 1 8
0 1 - A g o - 1 8
0 1 - E n e - 1 9
0 1 - J u n - 1 9
G B T U D
Consumo gas térmicos Interior
Escenario Nov.09 Coordinado
Proyección XM
EMCALI
TERMOVALLE 2
MERILECTRICA
TERMODORADA1
TERMOCENTRO
TERMOSIERRA
Requerimiento CXC
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
0 1 - N o v - 0 9
0 1 - A b r - 1 0
0 1 - S e p - 1 0
0 1 - F e b - 1 1
0 1 - J u l - 1 1
0 1 - D i c - 1 1
0 1 - M a y - 1 2
0 1 - O c t - 1 2
0 1 - M a r - 1 3
0 1 - A g o - 1 3
0 1 - E n e - 1 4
0 1 - J u n - 1 4
0 1 - N o v - 1 4
0 1 - A b r - 1 5
0 1 - S e p - 1 5
0 1 - F e b - 1 6
0 1 - J u l - 1 6
0 1 - D i c - 1 6
0 1 - M a y - 1 7
0 1 - O c t - 1 7
0 1 - M a r - 1 8
0 1 - A g o - 1 8
0 1 - E n e - 1 9
0 1 - J u n - 1 9
G B T U D
Consumo gas térmicos Interior
Escenario Nov.09 Coordinado
Proyección XM
EMCALI
TERMOVALLE 2
MERILECTRICA
TERMODORADA1
TERMOCENTRO
TERMOSIERRA
Requerimiento CXC
REMUNERACIÓN POR CONSUMO INTERIOR DEL PAÍS
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Proyecciones de XM al 2019, muestran reducción en la generación a gas de la Costa Atlántica
frente a la generación histórica.
Cargos por consumo tampoco remuneran la alta infraestructura ni el costo de oportunidad por
dejar disponible el gas requerido en momentos críticos
0
50
100
150
200
250
300
350
0 1 - N
o v - 0
9
0 1 - A
b r - 1 0
0 1 - S
e p - 1
0
0 1 - F
e b - 1
1
0 1 - J u
l - 1 1
0 1 - D
i c - 1
1
0 1 - M
a y - 1
2
0 1 - O c t - 1 2
0 1 - M
a r - 1 3
0 1 - A g o - 1
3
0 1 - E
n e - 1
4
0 1 - J u
n - 1
4
0 1 - N
o v - 1
4
0 1 - A
b r - 1 5
0 1 - S
e p - 1
5
0 1 - F
e b - 1
6
0 1 - J u
l - 1 6
0 1 - D
i c - 1
6
0 1 - M
a y - 1
7
0 1 - O c t - 1 7
0 1 - M
a r - 1 8
0 1 - A g o - 1
8
0 1 - E
n e - 1
9
0 1 - J u
n - 1
9
G B T U D
Consumo gas Térmicas Costa
Escenario medio Nov.09 Coordinado
Proyección XM
PROELECTRIC2
PROELECTRIC1
FLORES 3
FLORES 2
FLORES 1
CC_FLORES4
TEBSAB
Requerimiento CXC
0
50
100
150
200
250
300
350
0 1 - N
o v - 0
9
0 1 - A
b r - 1 0
0 1 - S
e p - 1
0
0 1 - F
e b - 1
1
0 1 - J u
l - 1 1
0 1 - D
i c - 1
1
0 1 - M
a y - 1
2
0 1 - O c t - 1 2
0 1 - M
a r - 1 3
0 1 - A g o - 1
3
0 1 - E
n e - 1
4
0 1 - J u
n - 1
4
0 1 - N
o v - 1
4
0 1 - A
b r - 1 5
0 1 - S
e p - 1
5
0 1 - F
e b - 1
6
0 1 - J u
l - 1 6
0 1 - D
i c - 1
6
0 1 - M
a y - 1
7
0 1 - O c t - 1 7
0 1 - M
a r - 1 8
0 1 - A g o - 1
8
0 1 - E
n e - 1
9
0 1 - J u
n - 1
9
G B T U D
Consumo gas Térmicas Costa
Escenario medio Nov.09 Coordinado
Proyección XM
PROELECTRIC2
PROELECTRIC1
FLORES 3
FLORES 2
FLORES 1
CC_FLORES4
TEBSAB
Requerimiento CXC
Nota: En los cálculos no se tienen en cuenta a Termocartagena y Termocandelariaque se declararon con Fuel Oil No. 6 y Diesel respectivamente,
para el cargo por confiabilidad.
REMUNERACIÓN POR CONSUMO COSTA ATLÁNTICA
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19
Otros sectores de demanda de gas diferentes al térmico y con consumos mas estables
también requieren garantizar confiabilidad en el suministro a largo plazo y en la
eventualidades de mantenimientos, o interrupciones súbitas.
• Pequeña distribución difícilmente compite con grandes consumidores ¿se les
debería reservar gas a costo de oportunidad?
• Los usuarios residenciales, industriales, GNV le han apostado al gas natural
RESPALDO AL SUMINISTRO FIRME – OTROS SECTORES
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En los últimos años el crecimiento en el sector industrial (5,6%) y el GNCV (29,6%) han dinamizado el mercado del gas en
Colombia
Crecimiento
Demanda 2003 -
2009
Interanual
Termoeléctrico -2,8%GNCV 29,6%
Industrial 5,6%
ECP + RCSA -1,7%
Petroquímico -5,8%
Residencial 8,0%
Total País 4,4%
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Primer
Trimestre
94.2 106.1 110.8 113.1 117.8 142.6 149.912.9 11.2 12.2 12.3 12.3
11.7 7.992.3 90.6 87.6 96.7 93.588.3 83.9
193.9 207.1 226.4259.7
309.6 291.1 256.715.6
21.333.1
52.4
66.3 74.9
72.9180.5 178.6
188.6
187.1
159.9 150.7146.1
146.8 205.6
Exportación
Termoeléctrico
GNCV
Industrial
ECP + RCSA
Petroquímico
Residencial
598.4 614.8
658.7721.2
759.5
759.4 717.4
906.1 923.0 Total con Exp.
Total Nalcional
DEMANDA POR SECTORES
Fuente: Ecopetrol S.A.
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Para lograr la confiabilidad real futura del sistema energético (eléctrico y gas), se requiere
pensar en soluciones y señales de remuneración sostenibles para:
Búsqueda y/o desarrollo de nuevas fuentes de gas desde la exploración, desarrollo de
reservas , así como opciones de importación.
La remuneración de los cargos fijos que la confiabilidad de la cadena de suministro
requiere como: capacidad adicional, almacenamiento, costo de oportunidad por no ventafirme a otros sectores o países, etc.
Viabilidad en la demanda
RESPALDO A LA ENERGÍA FIRME DEL GAS
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AGENDA
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• Balance oferta -demanda largo plazo y reservas
• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios
• Respaldo firme del gas
• Contratación a largo plazo
• Preguntas para reflexionar
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CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZO - DEMANDA
Del lado de la demanda se requieren contratos a largo plazo así:
Sector térmico para respaldar obligaciones de energía firme a largo plazo
Sector domiciliario y GNCV necesitan estabilidad y seguridad de suministro
Sector industrial ha solicitado contratación a largo plazo para mantener los procesos
actuales y para nuevos proyectos
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CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZO - OFERTA
Del lado de la oferta, contratación a largo plazo requiere:
Evaluar y asumir los riesgos asociados al yacimiento y a las
fallas de los equipos de superficie que permitan asegurar la
garantía de suministro vs la economía de remuneración.
Asumir las actuales penas por fallas en el servicio a sectores
regulados, que llegan a ser hasta 20 veces mayores al valor del
suministro de gas.
Involucrar cambios regulatorios que alteran las reglas de
juego, interpretando o adicionando responsabilidades no
pactadas inicialmente.
Un claro estimulo para balancear los anteriores riesgos.
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Internacionalmente los contratos de largo plazo se usan para sanción de
proyectos. En mercados maduros los contratos son de corto a mediano
plazo.
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CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZODECLARACIÓN PDOF ECOPETROL S.A.
Notas:
(1) PDOF ECP: Potencial Disponible para Ofertar en Firme de Cusiana
(2) PDOI ECP: Potencial Disponible para Ofertar en Interrumpible
(3) CCCN: Cantidades Comprometidas en Contratos que Atienden la Demanda Nacional
(4) CCCE: Cantidades Comprometidas en Contratos que Atienden la Exportación
(5) CC ECP: Cantidades Comprometidas con Ecopetrol+ Cantidades comprometidas en acuerdos internos de suministro
(6) PP ECP: Potencial Producción propiedad Ecopetrol
La PDOF de Ecopetrol S.A. en Cusiana LTOII se subastará en diciembre de 2009 por un
período de 5 años.
-
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
M
B
T
U
D
Decreto 2687 de 2008
CCCN CCCE CC ECP + MOU PDOF ECP PDOI ECP PP ECP
Cusiana LTOII (participación ECP)
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CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZODECLARACIÓN PDOF ECOPETROL S.A.
La mayoría de la capacidad de producción de ECP está contratada hasta finales de 2011 y
2012.
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0
50
100
150
200
250
300
350400
450
500
550
600
650
700
750
E n e - 0 9
A b r - 0 9
J u l - 0 9
O c t - 0 9
E n e - 1 0
A b r - 1 0
J u l - 1 0
O c t - 1 0
E n e - 1 1
A b r - 1 1
J u l - 1 1
O c t - 1 1
E n e - 1 2
A b r - 1 2
J u l - 1 2
O c t - 1 2
E n e - 1 3
A b r - 1 3
J u l - 1 3
O c t - 1 3
E n e - 1 4
A b r - 1 4
J u l - 1 4
O c t - 1 4
E n e - 1 5
A b r - 1 5
J u l - 1 5
O c t - 1 5
E n e - 1 6
A b r - 1 6
J u l - 1 6
O c t - 1 6
E n e - 1 7
A b r - 1 7
J u l - 1 7
O c t - 1 7
E n e - 1 8
A b r - 1 8
J u l - 1 8
O c t - 1 8
E n e - 1 9
A b r - 1 9
J u l - 1 9
O c t - 1 9
E n e - 2 0
A b r - 2 0
J u l - 2 0
O c t - 2 0
G B T U
D
Contratación Firme por sectores y suministro interno ECP
Exportación Térmico Distribución Industrial GNCV ECP
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SUBASTA CUSIANA LTOII
PRODUCTO: Gas natural proveniente de los campos del Casanare
de propiedad de Ecopetrol S.A. (Cusiana, Cupiagua,
Pauto y Floreña) , que alimentará la Planta LTOII.
PERIODO: Desde 1 de agosto de 2010 hasta el 30 de junio de
2015.
CANTIDAD: 32.821 MBTUD. Después de excluir las necesidades
de Ecopetrol.
Cantidad Mínima de Compra: 2.000 MBTUD.
Cantidad Máxima de Compra: PDOF LTOII.
PRECIO INICIO SUBASTA: 3,40 USD/MBTU
INDEXACIÓN DEL PRECIO: Mensual al Indice del Fuel Oil No. 6
New York (Platt´s U.S. Marketscan).Primera actualización: 1° de enero de 2010.
FECHA DE REALIZACIÓN DE LA SUBASTA: 17 de diciembre de 2009
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REGASIFICACION
Sin embargo, antes de tomar cualquier decisión se requiere realizar un estudio detallado donde se
involucre entre otros puntos:
Ubicación de la Planta
Conocimiento de los requerimientos de
infraestructura dadas las características de la demanda
colombiana que es estacional y volátil (Sector Térmico)
El costo que este proyecto implicará para la
demanda.
Posibles mecanismos de remuneración que
garanticen la viabilidad de las inversiones.
En la búsqueda de nuevas opciones de gas para Colombia que permitan solucionar problemáticas
tales como el abastecimiento de largo plazo y ante un escenario de no éxito exploratorio, Ecopetrol
considera viable la inversión en plantas de regasificación para lo cual ha realizado algunos estudios
sobre el tema.
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AGENDA
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• Balance oferta -demanda largo plazo y reservas
• Respaldo firme del gas
• Contratación a largo plazo
• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios
• Preguntas para reflexionar
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SINCRONÍA ENTRE TRANSPORTE Y SUMINISTRO
Faltan mecanismos para que los proyectos de expansión de suministro y transporte puedan ser
desarrollables en paralelo y en armonía con los contratantes de las capacidades. Hoy en día el
proceso implica altos riesgos de todos los agentes:
• Lucro cesante por retraso del transporte o suministro si alguno de los dos no entra con el otro
• Consumidor con sólo una parte contratada (transporte o suministro) enfrenta riesgo de no conseguir
la otra.
PRODUCTOR TRANSPORTADORDesarrolloconjunto y
acompasado
Desarrollo de Nueva Oferta Desarrollo del Transporte
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ALGUNAS PREGUNTAS PARA REFLEXIONAR…
¿Considera que el sector gas debe tener una remuneración por confiabilidad pararedundancia, eventos de mantenimientos o fallas en infraestructura (suministro,transporte o distribución)? ¿Qué propuestas sugieren para esta remuneración?
¿Cómo asegurar el suministro de gas para la generación térmica, de manera que:
i) la remuneración incentive desarrollo de nueva oferta de gas, y
ii) que esa confiabilidad para generación no vaya en detrimento del desarrollo
de la demanda no térmica?¿Cómo estimular la exploración y desarrollo de reservas no probadas y/o nodesarrolladas que conduzca al crecimiento y desarrollo de los mercados?
¿Cómo armonizar el desarrollo de la infraestructura de transporte y de suministro?
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ALGUNAS PREGUNTAS PARA REFLEXIONAR…
¿Cómo asegurar que la interrumpibilidad de los contratos en esta modalidad realmente se pueda
efectuar cuando otros sectores requieran la firmeza?
¿Cómo desarrollar nuevos mercados de gas internos o externos que estimulen oferta?
¿Cómo estimular para que sea atractivo para la oferta hacer contratos a largo plazo con producciónya existente?
¿Cómo estimular generación térmica a gas en la base, autogeneración o cogeneración?
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CONCLUSIONES
• Es el momento para que todos los agentes del sector trabajemos conjuntamente
y revisemos que reglas de juego le convienen al mercado de gas, de manera que
el país pueda continuar con su crecimiento basados en un incremento de laparticipación del gas en su matriz energética.
• Todos los sectores deben ser considerados y ver su viabilidad para que el
abastecimiento sea sostenible
• Es necesario que las reglas sean claras y estables. El riesgo regulatorio generaincertidumbre y desestimula la inversión en nuevos proyectos tanto de oferta
como de demanda.
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