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Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte de Gas Natural - Versión 2010

Consolidación de comentarios, propuestas

DOCUMENTO TEMPRANO

Ministerio de Minas y Energía República de Colombia

Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano

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República de Colombia

Ministerio de Minas y Energía

Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, www.upme.gov.co

Elaboró: Subdirección de Planeación Energética - Grupo de Hidrocarburos

Equipo de Trabajo:

Helena Giovahanna Guayara [email protected]

Veronica Ortiz Cerón [email protected]

Sandra Johanna Leyva [email protected]

Juan Felipe Cárdenas [email protected]

Con la asesoría del consultor

Jorge Pinto Nolla [email protected]

Carrera 50 No. 26 – 20

PBX: (57) 1 2220601 FAX (57) 1 2219537

Bogotá D.C. Colombia

Octubre de 2010

http://www.upme.gov.co/

mailto:[email protected]





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TABLA DE CONTENIDO

I. ANTECEDENTES ............................................................................................. 4

I.1. PARTICIPACIÓN DE LOS AGENTES .............................................................. 4

I.2. MATRIZ DE COMENTARIOS ........................................................................... 5

II. CONSIDERACIONES PARA EL DESARROLLO DEL PLAN DE

ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .............................................................. 11

INTRODUCCION .................................................................................................. 14

1. ACTUALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES DEL PLAN DE

ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .............................................................. 17

1.1. RESERVAS .................................................................................................... 17

1.2. OFERTA ......................................................................................................... 18

1.3. DEMANDA ...................................................................................................... 19

2. COMPORTAMIENTO DE LA DISPONIBILIDAD DE GAS Vs. LA DEMANDA

ESPERADA ........................................................................................................... 22

3. ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO ...................................................... 33

3.1. RECLASIFICACIÓN DE RESERVAS PROBABLES A PROBADAS .............. 34

3.2. ADICIÓN DE RESERVAS A PARTIR DE NUEVOS DESCUBRIMIENTOS ... 44

3.3. INCORPORACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL ....................................... 50

3.4. IMPORTACIONES DESDE VENEZUELA ...................................................... 54

3.5. IMPORTACIONES DE GAS NATURAL LICUADO - GNL .............................. 54

4. SUMINISTRO DE GAS NATURAL LICUADO - GNL ...................................... 83

5. CONSIDERACIONES INSTITUCIONALES .................................................... 89

CONCLUSIONES .................................................................................................. 92


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I. ANTECEDENTES

En el mes de octubre de 2009, la Unidad de Planeación Minero Energética presentó la versión preliminar del documento “Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte de Gas Natural”; e informó que el plazo para recibir comentarios y sugerencias vencía el 1° de diciembre de 2009. Dentro del proceso de socialización, el documento fue presentado a diferentes agentes y entidades de los sectores de energía y gas natural. Así mismo, se realizó un taller con la participación de agentes y terceros interesados donde se presentaron comentarios y recomendaciones generales que enmarcaron los lineamientos de las comunicaciones que posteriormente fueron recibidos por escrito. El presente documento consolida los comentarios recibidos por tema y tipo de agente dentro de la cadena de prestación del servicio, los cuales retroalimentaron a la Unidad en los aspectos que deberían ser agregados, modificados o descartados, y que han servido como punto de partida para el desarrollo de la nueva versión del Plan de Abastecimiento de para el Suministro y Transporte de Gas Natural. Vale aclarar que este documento presenta la síntesis de los comentarios, recomendaciones y propuestas sobre la versión preliminar del Plan, pero no las aclaraciones, posiciones ni preguntas realizadas sobre el mismo; no obstante, éstas han sido consideradas durante el desarrollo de la siguiente versión. Finalmente se presenta para consideración de los agentes y terceros interesados, la definición de las principales variables que hacen parte de los escenarios de abastecimiento, y que serán detallados en el documento final que será complementado con los requerimientos del Decreto 2730 de 2010, en cuanto a planeación indicativa del Sistema Nacional de Transporte.

I.1. PARTICIPACIÓN DE LOS AGENTES

El interés por aportar al desarrollo y consolidación del sector gas natural se refleja en la activa intervención de los agentes y terceros interesados que participaron en los diferentes espacios de discusión, así como en aquellos que remitieron comentarios y observaciones sobre la versión preliminar. A continuación se presenta la relación de las comunicaciones remitidas a la Unidad:


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Tabla 1. Comunicaciones recibidas con Comentarios

No. AGENTE FECHA

1 MARIA CLAUDIA DÍAZ 09/11/2009

2 CNOGAS 18/11/2009

3 ISAGEN 27/11/2009

4 ASOCIACIÓN COLOMBIANA DEL PETRÓLEO

30/11/2009

5 INVERCOLSA 30/11/2009

6 ACOLGEN 01/12/2009

7 ANDESCO 01/12/2009

8 DNP 01/12/2009

9 ECOPETROL 01/12/2009

10 EMGESA 01/12/2009

11 EPM 01/12/2009

12 EPSA 01/12/2009

13 GAS NATURAL 01/12/2009

14 GAZEL 01/12/2009

15 GECELCA 01/12/2009

16 NATURGAS 01/12/2009

17 PROMIGAS 01/12/2009

18 TGI 01/12/2009

19 UNIVERSIDAD DE LOS ANDES 01/12/2009

20 TERMOEMCALI 18/12/2009

I.2. MATRIZ DE COMENTARIOS La información que se presenta a continuación resume los comentarios recibidos por categoría según tipo de agente.


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Tabla 2. Resumen comentarios Productores Comercializadores

PRODUCTOR COMERCIALIZADOR

GENERALES

Centrar la planificación en las actividades que de acuerdo con la

Ley 142 de 1994, componen el servicio de gas combustible - La

planificación debería ser indicativa y no obligatoria, esto conlleva

el cambio de políticas sobre las cuales se ha creado el sector -

Consolidar conclusiones y resultados - Actualizar cifras base -

Revisar alcance de la propuesta de modificar contratos de E&P.

METODOLOGÍAMayor participación de los agentes para obtener una visión

conjunta.

OFERTA - DEMANDA

Incluir el potencial de recursos y reservas de gas de nuevas

áreas - Tomar como referencia para la estimación de la oferta la

capacidad de producción y no la relación contractual (contratos

firme) - Aplicar una metodología probabilística para la

determinación de la demanda - En la demanda termoeléctrica

considerar la presencia de situaciones críticas de hidrología.

MARCO NORMATIVO Y

REGULATORIO

Acompañar las alternativas de las señales regulatorias que

permitan contar con la capacidad de transporte suficiente y

mantener la confiabilidad en la prestación del servicio en

situaciones críticas.

ALTERNATIVAS DE

ABASTECIMIENTO

Revisar preliminarmente el desarrollo de reservas no probadas -

Se debería llegar hasta el planteamiento de la necesidad de una

fuente externa de gas natural, la decisión del lugar, capacidad,

etc., deberá ser analizado por el inversionista - Emplear valores

de largo plazo en la estimación del costo de transporte marítimo.

REGLAMENTO DEL PLAN

DE ABASTECIMIENTO

A excepción del transporte y la distribución, la planificación sólo

debería ser indicativa y no obligatoria y centralizada.


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Tabla 3. Resumen comentarios Transportador

TRANSPORTADOR

GENERALES

Contextualizar la actual situación (antecedentes -

Diagnóstico) - El plan debe mantenerse como indicativo

y no implicar un cambio del modelo vigente - Actualizar

información base - Actualizar los costos inversión en

infraestructura de transporte pues los considerados

incorporan el hundimiento de costos.

METODOLOGÍA

Para el sector termoeléctrico considerar capacidades

contratadas en transporte - Generar una metodología de

carácter probabilístico a fin de estanlecer escenarios

con sus respectivos niveles de certeza.

CRITERIOS DE

CONFIABILIDAD

Se debe buscar asegurar la disponibilidad de gas para

todos los sectores de consumo antes que proponer la

sustitución por combustibles líquidos - Por confiabilidad,

seguridad y cobertura las plantas de almacenamiento

deberían conectarse a los sistemas troncales o

regionales de transporte y no directamente a los

sistemas de distribución.

MARCO NORMATIVO Y

REGULATORIO

Proveer al regulador las herramientas que permitan

incorporar dentro del marco normativo vigente, los

incentivos adecuados para lograr los comportamientos

requeridos por parte de los agentes.

ALTERNATIVAS DE

ABASTECIMIENTO

Evaluar escenarios adicionales como desarrollo de

reservas no probadas antes que proponer una solución

particular - considerar dentro del análisis, proyectos de

interés y alcance regional - Analizar el impacto en la

tarifa por el desarrollo de alternativas.

REGLAMENTO DEL PLAN

DE ABASTECIMIENTO

No es clara la coherencia entre la propuesta de

establecer un Comité Asesor de Planeamiento del

Sistema Nacional de Transporte, y el modelo vigente del

sector gas natural, en el que las señales para la

expansión se dan mediante la suscripción de contratos

a largo plazo entre Remitentes y Transportadores.


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Tabla 4. Resumen comentarios Distribuidor Comercializador

DISTRIBUIDOR COMERCIALIZADOR

GENERALES

No es necesariamente adecuado presuponer que

solamente se obtendrán ofertas firmes en el evento de

nuevos hallazgos - analizar el tema de precios en el

contexto de la competitividad del energético frente a

sustitutos.

METODOLOGÍA

Valorar las diferentes alternativas ponderando sus

probabilidades y riesgos, debe aplicar una metodología

probabilística para selección de alternativas.

OFERTA - DEMANDA Profundizar en la disponibilidad de gas de Venezuela.

CRITERIOS DE

CONFIABILIDAD

Los criterios de confiabilidad deben incluir el 100% de los

usuarios finales de gas natural en el país - La ampliación

de la capacidad de transporte debe considerar alternativas

de expansión que ofrezcan confiablidad al sistema.

MARCO NORMATIVO Y

REGULATORIO

Analizar señales de política y regulación que conduzcan a

los volúmenes ofrecidos por los productores y otorgar

condiciones de firmeza en la oferta.

ALTERNATIVAS DE

ABASTECIMIENTO

valorar el desarrollo de la planta de regasificación frente a

la explotación de las reservas probadas no desarrolladas

con las que cuenta el país y adicionalmente la posibilidad

de importación de Venezuela.

REGLAMENTO DEL PLAN

DE ABASTECIMIENTO

El sector gas debería recoger la experiencia del sector

eléctrico en Colombia y de otros países, en los cuales se

han acogido esquemas que conjugan la inversión privada

con la coordinación y operación centralizada, esquemas

que minimizan los costos de transacción en el mercado

de gas.


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Tabla 5. Resumen comentarios Termoeléctricos

TERMOELÉCTRICO

GENERALES

Apoyarse en estudios preliminares (UPME/ANH-NATURGAS-CNO) - Análisis

integrados gas/electricidad para determinar confiabilidad en situaciones críticas -

Actualizar el documento anualmente - Realizar analisis bajo efectos y restricciones

causados por el Fenómeno de El Niño - Generar escenarios determinísticos críticos

para la demanda termoeléctrica ya que escenarios promedio no reflejan las

verdaderas necesidades - Evaluar costo de implementación de alternativas Vs. costo

de racionamiento - Generar soluciones para manener la contratación requerida en el

cargo por confiabilidad - Ante en incremento esperado en el costo de este

combustible, Incluir un análisis que tenga en cuenta los combustibles sustitutos, el

incremento de las tarifas y su impacto en el comportamiento y disponibilidad a pagar

por parte de la demanda - aclarar para qué planta y en qué casos se plantea la

sustitución de combustibles líquidos para generación térmica - Consolidar resultados

y conclusiones.

METODOLOGÍA

Selección de diferentes alternativas a partir de resultados obtenidos al analizar

diferentes variables - Incluir análisis de operación y mantenimiento para cada

alternativa.

OFERTA - DEMANDA

Analizar alternativas de abastecimiento para la refinación del petróleo - Incluir la

prospección de la ANH con el potencial a partir de la exploración de pozos y

probabilidades de escenarios de descubrimiento de gas - Considerar el consumo del

sistema de compresión por incremento de la demanda - Estudiar escenarios de

demanda de capacidad de transporte y no solo los promedios - considerar cambios

regulatorios en la en la formación de precios de oferta de las plantas térmicas -

Realizar sencibilidades en la demanda de gas térmoeléctrico - Reevaluar los

incrementos de exportaciones de gas por periodos adicionales a los contemplados

contractualmente.

CRITERIOS DE

CONFIABILIDAD

Incluir la demanda de los sectores Termoeléctrico y de Gas Natural Vehicular - GNV,

dentro de los criterios de confiabilidad - Establecer criterios de confiabilidad para la

capacidad de los campos productores y los gasoductos.

MARCO NORMATIVO Y

REGULATORIOAnalizar la implementación del Hub en vasconia desde el punto de vista regulatorio.

ALTERNATIVAS DE

ABASTECIMIENTO

Ajustar e incluir los costos de referencia empleados en la valoración de los índices de

inversión de la planta de regasificación - Analizar diversos indicadores financieros -

Incluir un análisis costo/beneficio de las alternativas - Complementar cada alternativa

con las modificaciones normativas y regulatorias requeridas para su implementación -

considerar como escenarios más probables, el desarrollo de reservas off shore o

ampliación de campos existentes - Evaluar la alternativa de traer el GNL desde la

cuenca del Atlántico, a través del canal de Panamá, hasta Buenaventura - Definir

cómo se remuneraría estos tipos de inversión.

REGLAMENTO DEL PLAN

DE ABASTECIMIENTO

La conformación del Comité es una excelente iniciativa para hacer partícipe a la

industria de la definición de los criterios y estrategias para establecer la expansión

que requiera la industria en el largo plazo - La conformación del Comité debe

garantizar la participación de representantes termoeléctricos y del operador del

mercado de electricidad - La iniciativa es apropiada, siempre y cuando su alcance se

enmarque como un ente asesor de la UPME para la obtención de un Plan indicativo

que realmente sirva de referencia para la expansión del sector.


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Tabla 6. Resumen comentarios Demanda y Terceros

DEMANDA Y TERCEROS

GENERALES

Apoyarse en estudios preliminares (UPME/ANH-NATURGAS-CNO) - Analizar la

tendencia a declarar la producción disponible como interrumpible - No considerar

producción interrumpible dentro del balance oferta demanda - Consolidar resultados y

conclusiones - Actualizar cifras base - Creación del Comité Asesor de Planeamiento de

Gas (art. 17, Ley 143) - Revisar alcance de la propuesta de modificar contratos de E&P -

Considerar el impacto del mensaje en los medios de comunicación - Actualizar los

costos de infraestructura de transporte - Presentar un mayor detalle de la proyección de

precios empleados en el estudio.

METODOLOGÍA

Mayor participación de los agentes para obtener una visión conjunta - Considerar el

desarrollo interno de reservas - Analizar escenarios probabilísticos para la proyección de

demanda y la ocurrencia de escenarios de abastecimiento - Considerando la longitud

entre países exportadores de GNL y Colombia, la distancia entre ciudades es marginal

por lo pierde importancia como criterio de selección.

OFERTA - DEMANDA

Incluir expansión de Cusiana - Actualizar capacidades de producción previstas para los

próximos 10 años - Incluir en el análisis las reservas probables y efectuar un análisis

probabilístico de su desarrollo - Considerar el consumo del sistema de compresión por el

incremento de la demanda - El cierre de ciclo de Flores debería reflejarse en un

incremento en el consumo de gas - Realizar un análisis específico para el sector GNV -

Considerar un depacho simultáneo y a plena capacidad de la totalidad del parque térmico

a gas del país - Considerar la elasticidad precio de la demanda - Plantear diferentes

escenarios de hidrolgía para tener sencibilidad en la generación térmica.

CRITERIOS DE

CONFIABILIDAD

Definir el costo de racionamiento de gas natural y determinar la real posibilidad de

sustitución de gas - Incluir criterios de confiabilidad ante indisponibilidades de capacidad

de producción y de transporte - Propoender por la cobertura universal sin excluir

usuarios.

MARCO NORMATIVO Y

REGULATORIO

Analizar los efectos que tiene la actual política energética y el marco regulatorio en las

condiciones de oferta disponible del gas en firme.

ALTERNATIVAS DE

ABASTECIMIENTO

Analizar la expansión de la oferta nacional antes de incorporar infraestructura de

importación - Ante la posible ubicación de la planta de regasificación en la costa

atlántica, analizar la alternativa de almacenamiento en un punto central del interor -

Analizar infraestructura adicional para atender la confiabilidad del sistema tales como

Peak Shaving - Analizar diversos indicadores financieros - Incluir análisis de escenarios

probabilisticos enla expansión de suministro y transporte - Defenir una ubicación general

por costa, sin especificar la ciudad - Analizar factortes derterminantes para la ubicación

de la planta - Especificar capacidad de almacenamiento - Identificar con mayor precisión

los costos unitarios de las plantas de regasificación.

REGLAMENTO DEL PLAN

DE ABASTECIMIENTO

Elaborar un diagnóstico que justifique la trascendencia de la modificación propuesta -

Recomiendar a la CREG ajustes en el marco regulatorio para que las decisiones de

inversión impulsadas, aprobadas o negadas por la UPME sean consistentes con el

marco regulatorio vigente y no afecten a terceros - No se considera adecuado migrar a un

nivel de planeación centralizada sin establecer las razones que justifiquen el cambio, el

impacto del mismo y sin entender las implicaciones sobre el modelo regulatorio vigente.


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II. CONSIDERACIONES PARA EL DESARROLLO DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

En general, los resultados del proceso de socialización del Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de gas natural permiten identificar la necesidad de ajustar el mecanismo de planeación a partir de una estructura flexible que responda a los cambios que se produzcan en la situación de oferta del energético en el mediano y largo plazo. De esta manera, el planteamiento de selección de única alternativa para satisfacer las necesidades de la demanda nacional es modificado por un análisis de la perspectiva de abastecimiento ante diferentes escenarios de incorporación de oferta nacional y extranjera. Con el tiempo, la dinámica del sector permitirá identificar los escenarios sobre los cuales será conveniente profundizar en su estudio y proposición, esto implica una actualización periódica del documento para evaluar la situación de abastecimiento del sector. La siguiente versión del Plan de Abastecimiento incorporará un diagnóstico sectorial con los antecedentes, la identificación de la situación actual y la problemática a resolver. Se empleará la información más reciente al momento de su elaboración, considerando la consolidación del CNOGAS, las reservas de gas disponibles en la ANH, la última declaración de producción divulgada por el Ministerio de Minas y Energía, los planes de expansión de oferta y de capacidad de transporte de gas. En cuanto a la proyección de la demanda de gas se empleará la determinada por la UPME utilizando sus modelos, e incorporando la afectación del precio del gas a partir de cada escenario de abastecimiento considerado. El nuevo esquema implantado por el Decreto 2730 de 2010 en temas tales como la contratación de suministro y transporte de gas natural, el almacenamiento estratégico para el sector no termoeléctrico obligado a contratar suministro en firme, y para el sector termoeléctrico que decida optar por esta alternativa para respaldar sus obligaciones de energía firme, sugiere llevar la planeación de la expansión del sistema nacional de transporte de gas hacia un análisis de cifras promedio acotadas por el nivel de intención del sector termoeléctrico de mantener almacenamiento estratégico y la posible ubicación de dicho almacenamiento. La UPME generará espacios con el sector termoeléctrico para establecer conjuntamente escenarios donde se identifiquen las posibles alternativas acogidas por este sector para respaldar sus obligaciones de energía firme. La extensión de las exportaciones de gas será establecida según el análisis del factor R/P, así mismo las cantidades proyectadas serán las determinadas por la UPME a partir del comportamiento histórico, en donde la cantidad exportada es muy cercana a los


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excedentes de capacidad de producción de los campos de La Guajira, no comprometida para el día de gas. En cuanto a los criterios de abastecimiento se tendrá en cuenta la cobertura universal para la demanda nacional. Tal como se mencionó anteriormente, esta versión del Plan no pretende establecer una solución definitiva sino que busca ofrecer una serie de alternativas que puedan irse filtrando en la medida que evolucione la situación de oferta del sector gas. Por otra parte, si bien de Decreto 2730 de 2010 incorpora nuevas disposiciones en cuanto al abastecimiento y confiabilidad del servicio de gas natural, y plantea la evaluación de la conveniencia por parte del MME de construir una planta de regasificación, este Plan y sus actualizaciones, pretende ser el documento base sobre el cual se realice dicha evaluación. Como resultado del proceso de consulta se identificó la necesidad de realizar análisis y estudios adicionales que permitan establecer el comportamiento de los agentes del sector ante ciertos escenarios. Considerando el tiempo necesario para su realización, estos resultados serán incorporados en versiones posteriores del Plan de Abastecimiento. Dentro de estos análisis se encuentran:

Análisis de sustitutos y efectos sobre la demanda

Costos de racionamiento para el sector gas natural

Elasticidad precio de la demanda de gas natural

Análisis probabilístico de la proyección de demanda de gas natural

Evaluación de exportaciones excedentes de gas regasificado

Gasoductos internacionales Finalmente, tomando en cuenta el alcance del plan de abastecimiento, se considera inadecuado tratar temas como la coordinación de mantenimientos de infraestructura de gas puesto que esta es una tarea que corresponde al planeamiento operativo de corto plazo actualmente desarrollado por el CNOGAS.


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DOCUMENTO TEMPRANO


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INTRODUCCION La evolución del sector del gas natural tiene dos periodos claramente definidos en su historia. El punto de inflexión se produce en el momento de la expedición de la Ley de Servicios Públicos, Ley 142 de 1994. Periodo anterior a la Ley 142 de 1994 Este es un periodo marcado por la existencia de un mercado de compradores, tutelado siempre por Ecopetrol, con una regulación bajo el control del MME, basada en el concepto de pague lo demandado para los contratos. Esta situación duró unos treinta años desde mediados de los 70´s hasta la expedición de la Ley 142 (1994). Durante este periodo el gas se desarrolló principalmente en la Costa Atlántica. Se construyó el gasoducto de Promigas entre los campos de la Guajira (Ballena, Chuchupa) y las ciudades de Cartagena, Barranquilla y Santa Marta. También hubo desarrollos aislados en el interior en Villavicencio y Bogotá; Barrancabermeja y Bucaramanga; y Neiva. Esto a partir de campos dedicados exclusivamente a estos mercados: Apiay para el primero, El Centro y Provincia para el segundo; y Palermo, San Francisco y Rio Ceibas para el tercero. Este desarrollo fue exitoso dentro de sus limitaciones, llegándose a un nivel superior al millón de usuarios domésticos, y dando energía para la industria y para la generación eléctrica, sobretodo en la Costa Atlántica, y para la refinería de Barrancabermeja. A raíz del apagón del año 1992/1993, el gobierno nacional le dio un impulso adicional al sistema de gas, mediante la toma de la decisión de construir los gasoductos Ballena - Barrancabermeja, Mariquita - Cali, y Cusiana - Vasconia. Y en 1994, se expidió la Ley de Servicios Públicos, Ley 142, que dio origen a la CREG. Periodo posterior a la Ley 142 de 1994 Estas dos situaciones fueron la oportunidad para la creación de un mercado nacional del gas natural, y finalmente el gas llega a casi todas las capitales de departamento de Colombia, llegando por el sur-occidente hasta Popayán. El número de usuarios ha sobrepasado los cuatro millones y medio, y el número de vehículos con gas natural llega a más de trescientos mil, y la demanda total llega en épocas normales a casi un GPCD. La situación del mercado ha evolucionando de un mercado de compradores a un mercado de vendedores, es decir, para contratos en firme, existe más demanda que oferta.


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Existe abundante oferta para contratos en interrumpibles, pues muchos contratos firmes de los generadores eléctricos son revendidos en el mercado secundario interrumpible, en gran proporción de corto plazo. Esta situación en épocas normales, funciona en buena forma, sin embargo cuando se presenta el fenómeno de El Niño la situación no es manejable, pues muchos de aquellos comercializadores y agentes que compran en el mercado secundario interrumpible, no están en condiciones de cortar el gas cuando se les solicita, por motivos de diferente índole. Esta nueva situación del mercado no fue acompañada de una evolución regulatoria que permitiese corregir estas disfunciones del mercado. La CREG pensó que el mercado por si solo corregiría estas distorsiones, con el argumento, válido bajo una situación de mercado, de que llegado un Niño, los contratos interrumpibles serían interrumpidos y el mercado se equilibraría solo. Pero llegó El Niño 2009-2010, y no fue así, pues la mayoría de los agentes que estaban con gas interrumpible solicitaron el apoyo del gobierno ante la amenaza de corte. El gobierno intervino pues muchos de estos contratos interrumpibles eran para usuarios regulados y para GNV. El MME intervino el mercado, mediante normas de racionamiento de gas natural, 181654, 181686, 181739, 181846, 182003, 182108 de 2009, y 180330, 180394, 180194, 180197 de 2010. A esto hay que agregar la situación de poco control, seguimiento y verificación en los contratos en firme de suministro de gas, especialmente aquellos de las centrales térmicas. Esta falta de seguimiento, se vio reflejada en el hecho de que muchos contratos en firme tienen clausulas que permiten al vendedor pagar una indemnización en caso de falla en el suministro, lo cual hace la firmeza algo relativo, y esto también se vio en el pasado Niño. Contratos con este tipo de clausulas no pueden ser aceptados como firmes por cuanto, aunque en principio las plantas térmicas pueden pasar a combustibles líquidos, tampoco la disponibilidad de éstos fue suficiente, tal como se vio en el pasado Niño, a pesar de que en este caso, la CREG había tenido el cuidado de hacer auditorias a las plantas térmicas, pero no a los suministradores. Así, en el caso de la generación eléctrica a gas, la CREG también confió en el mercado y éste tuvo ciertas distorsiones, tanto contractuales como logísticas que impidieron que operaran los mecanismos como se esperaba. También se confió en que la expansión del transporte estaría disponible en el tiempo correcto. Especialmente sensible es el caso del gasoducto Ballena - Barrancabermeja. Sin embargo estas obras no estuvieron listas a tiempo, y esto en gran parte debido a la falta de contratación por parte de los productores-comercializadores responsables de tener gas disponible para entrega en Barrancabermeja.


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Esta es una realidad que debe ser enfrentada con medidas regulatorias y de infraestructura. Por ello se expidió el Decreto 2730, para llenar el vacío en ambos campos, con regulación y con infraestructura de transporte y de importación de gas natural. La situación del pasado Niño, tenderá a empeorarse hacia el futuro, en la medida que la demanda continuará creciendo y de no producirse nuevos descubrimientos, la oferta continuará encogiéndose paulatinamente. La elaboración del presente Plan de Abastecimiento por parte de la UPME permite evaluar esta situación y resolverla. La UPME, como responsable de la planeación, debe hacer la evaluación lo más precisa posible del comportamiento de la demanda y de la oferta en los próximos años, para apoyar al MME y a la CREG en la toma de las decisiones correctas. El Plan de Abastecimiento, es una tarea asignada a la UPME en el Decreto 2687 de 2008, el cual ya fue publicado en su versión preliminar en 2009. Este documento busca desarrollar las capacidades necesarias para enfrentar las necesidades del mercado del gas natural en los próximos años. El decrecimiento de la oferta en el próximo futuro, requerirá de importaciones para poder atender adecuadamente el mercado, para esto será necesario desarrollar la regulación correspondiente que permita que se instale la infraestructura necesaria para poder importar gas natural y transportarlo hacia los centros de consumo, así como para remunerar estas inversiones. En este aspecto la regulación de la CREG requiere de una serie de ajustes que permitan que esto se vuelva una realidad. Por ello el Plan de Abastecimiento requiere coordinarse con un apoyo regulatorio fuerte que lo haga viable. Por ello la propuesta de la UPME, es un Plan de Abastecimiento que sea actualizado regularmente y que involucre coordinación permanente con la CREG y el MME. Adicionalmente se plantea la constitución de una Comisión Asesora de Planeamiento, constituida mayoritariamente por representantes de los Agentes de sector, con el fin de contar con una retroalimentación permanente de estos en la elaboración del Plan.


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1. ACTUALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES DEL PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

A continuación se presenta un resumen anticipado de los principales elementos que integran el balance oferta – demanda del sector gas natural, la situación de abastecimiento en el corto y mediano plazo considerando la situación actual de reservas y capacidad de producción, la perspectiva de incorporación de reservas nacionales y las propuestas de abastecimiento, aspectos que serán complementados en la versión definitiva del plan de abastecimiento para el suministro y transporte de gas natural, que incluirá la expansión indicativa del sistema de transporte de gas natural en los términos establecidos en el Decreto 2730 de 2010 (actualmente en preparación).

1.1. RESERVAS De acuerdo con la información suministrada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH, a 31 de diciembre de 2009 el país contaba con un total de reservas de gas natural de 8.45 Tera Pies Cúbicos - TPC, de las cuales 4.73 TPC corresponden a la categoría de reservas probadas y 3.72 TPC a las de reservas probables y posibles.

Gráfica 1. Distribución de las reservas de Gas Natural

Fuente: ANH

Las reservas probadas de gas natural aumentaron en 353.17 Giga Pies Cúbicos - GPC respecto a las del 31 de diciembre de 2008, gracias a la reclasificación y aporte de campos como Pauto y Gibraltar, que presentaron un incremento de 476 y 57 GPC respectivamente.

10%

34%

26%

5%

21%

2%

1%

1%

56%

POSIBLES

PROBABLES

GUAJIRA

Otros Costa

CASANARE

GIBRALTAR

PAYOA-PROV

MAG MEDIO

SUR

Otros Int

PROBADAS


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Cabe destacar que en el campo Chuchupa reporta un decrecimiento de reservas probadas de 208 GPC, mientras que el campo Ballena muestra un incremento del mismo tipo de reservas de 23 GPC para el año 2009. Por su parte, el campo la Creciente reporta 433 GPC como reservas probadas para el mismo año. Las reservas probables reportadas por la ANH a 31 de diciembre de 2009 ascienden a 2.903 GPC, mostrando un incremento de 901 GPC respecto del 2008, de los cuales el 60% corresponde a los campos del Magdalena Medio y el 39% a las reservas probables de los campos del Casanare.

1.2. OFERTA La capacidad de producción de gas natural en Colombia muestra una tendencia creciente que se mantendrá por dos años más de acuerdo con la información reportada al Ministerio de Minas y Energía en virtud del Decreto 2687 de 2008. El aumento de dichos volúmenes se debe principalmente a trabajos realizados en los campos maduros, lo que ha permitido maximizar las reservas e incrementar la oferta de gas natural para satisfacer el sostenido crecimiento de la demanda. En el año 2009, la oferta de gas natural incrementó 15% respecto al 2008 al pasar de 874 MPCD a 1.003 MPCD, registrándose una tasa de crecimiento promedio anual en los últimos 10 años del 5.8%. Las principales fuentes de producción nacional de gas natural se concentran en los campos Ballena y Chuchupa, en la Costa Atlántica y en Cusiana y Cupiagua, localizados en el Interior del país. Durante el año 2009, los campos de La Guajira y Cusiana, fueron responsables del 86% del suministro, de los cuales el 66% corresponde a Guajira y el 20% a Cusiana, que equivalen a 665 MPCD y 200 MPCD, respectivamente.

Gráfica 2. Evolución de la oferta de Gas Natural

Fuente: UPME

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

+ Otros Interior 80 75 63 62 63 66 75 84 76 88

+ Otros Costa 11 10 9 7 5 4 6 4 35 49

+ Cusiana, Cupiagua 14 16 19 46 74 114 170 197 194 200

+ Guajira 468 489 508 473 469 467 450 459 569 665

0

200

400

600

800

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MPCD


19

De otra parte, el potencial de producción de gas natural de los diferentes campos existentes utilizado para el ejercicio de planificación, corresponde al reportado por los productores al Ministerio de Minas y Energía en virtud del Decreto 2687 de 2008, y publicado mediante las Resoluciones MME 180663, 180765, 180881 y 181125 de 2010. En la siguiente grafica se presenta el potencial de producción a nivel nacional, de acuerdo con las resoluciones mencionadas.

Gráfica 3. Potencial de Producción de gas Natural (MPCD)

Fuente: Resoluciones MME 180663, 180765, 180881 y 181125 de 2010

A junio de 2010, el país contaba con una capacidad de producción de 1093 MPCD, la cual se ha incrementado en 2.7% respecto del promedio diario anual de 2009. Sin embargo, se estima que dicha capacidad disminuirá hasta 725 MPCD en el año 2019, debido a la declinación natural de los campos productores y considerando únicamente la oferta actual y las reservas remanentes a diciembre de 2009. Lo anterior equivale a una disminución de 4,2% promedio anual en el periodo evaluado.

1.3. DEMANDA Para el desarrollo de este ejercicio se recurrió a los insumos más actualizados disponibles como las series históricas y la proyección de población publicada por el DANE, proyecciones macroeconómicas de entidades como el MHCP, DNP y el Banco de la República, el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y Energía, y la información disponible en el Sistema Único de Información – SUI, de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

S_GUAJIRA S_CASANARE S_LA CRECIENTES_OTROS COSTA S_GIBRALTAR S_PROVINCIA-PAYOAS_MAGDALENA MEDIO S_SUR OTROS


20

Lo corrido del presente año se ha caracterizado por el inició de la recuperación económica del país y la finalización del Fenómeno de El Niño, lo cual implicaría un aumento del consumo de gas natural y otros energéticos en el sector productivo, y que se mantengan durante algunos meses altos consumos de gas natural en el sector eléctrico. Considerando lo anterior, se espera para el presente año en el escenario base un crecimiento de 4.3%.

Gráfica 4. Demanda Nacional de Gas Natural – Escenario Base (MPCD)

Fuente: UPME

Para el año 2011 se espera una recuperación del nivel de los embalses que alimentan el Sistema Interconectado Nacional, de manera que el consumo de gas natural para generación eléctrica se reduciría de manera drástica. Así, la demanda total de gas natural se contraería un 12.5%, a pesar de que en los demás sectores se espera un incremento de su consumo. Se consideran exportaciones promedio de 170 MPCD y 210 MPCD para los años 2010 y 2011, respectivamente. Entre los años 2011-2020 se prevé en el escenario base una tasa de crecimiento media de 4.0%, alcanzándose una demanda nacional de 1070 MPCD, y entre los años 2020-2030 de 2.2%, de manera que la demanda nacional llegue a 1330 MPCD. Para el escenario alto se espera que la demanda nacional alcance en el año 2020 magnitudes de 1200 MPCD y de 1730 MPCD en el año 2030, con exportaciones promedio de 210 MPCD y 240 MPCD para los años 2010 y 2011, respectivamente.

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MPC

D

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL GNCV REFINERIA

PETROQUIMICA COMPRESORAS Termoeléctrica Exportaciones


21

Gráfica 5. Demanda Nacional de Gas Natural – Escenario Alto (MPCD)

Fuente: UPME

El documento completo con el análisis del comportamiento de cada sector de consumo de esta proyección de demanda, correspondiente a la revisión de julio de 2010, se encuentra disponible en el sistema de información de petróleo y gas colombiano www.sipg.gov.co, sección proyecciones de demanda.

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MPC

D

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL GNCV REFINERIA

PETROQUIMICA COMPRESORAS Termoeléctrica Exportaciones

http://www.sipg.gov.co/


22

2. COMPORTAMIENTO DE LA DISPONIBILIDAD DE GAS Vs. LA DEMANDA ESPERADA

De acuerdo con la información sobre disponibilidad de gas natural declarada por los productores, se realizó un análisis regional, Costa Atlántica e Interior, luego la información sobre disponibilidad de gas natural declarada se contrastó con los escenarios de demanda base y alto generados por la UPME, con una resolución mensual que permite identificar mejor los tiempos en los que se presentarían problemas de abastecimiento de gas natural en el país. Considerando que el análisis parte de la declaración de producción y de las reservas probadas, proyectos de incremento de oferta como los de Cupiagua1 se consideran como alternativas de abastecimiento (cuyo análisis se presenta en una sección posterior), por lo que sus volúmenes no se consideran en el escenario base que se presenta a continuación. Los resultados indican una situación de autoabastecimiento hasta el año 20152, y un agotamiento de las 4.73 TPC de reservas probadas poco después del 20303.

Gráfica 6. Balance Nacional de Gas Natural

Cálculos: UPME

1 Las reservas totales de Cupiagua a 31 de diciembre de 2009 están declaradas como reservas probables.

2 La información de enero de 2009 a julio de 2010 corresponde a información histórica, tanto en el balance

nacional como en los balances regionales. 3 La capacidad de producción con posterioridad al 2019 es referencial y fue calculada con la tasa de

declinación promedio interanual 2012 – 2019

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-30

MP

CD

Oferta Nacional Escenario Medio Escenario Alto

4,73 TPC

Oferta según declaración de producción Oferta estimada


23

Se observa una capacidad de producción excedentaria de gas desde mediados del 2010 y hasta el 2015 que eventualmente podría tener como destino las exportaciones; de lo contrario estos volúmenes no producidos se “guardan” y podrían producirse más adelante, por ejemplo a partir del 2015. Para este último caso se realizó un ejercicio de cálculo del perfil de producción de Guajira, ajustándolo a la curva de demanda. Dicho perfil, inferior al del potencial durante el periodo 2010 - 2014, permite diferir la producción excedentaria de los primeros años y eventualmente extender el horizonte de suministro del campo. Sin embargo, este escenario requiere ser sometido a pruebas de comportamiento de yacimiento, por lo que dependiendo del resultado, su análisis se dará a conocer en la versión definitiva del plan de abastecimiento4. A continuación se presenta el análisis de los balances regionales. Para comenzar, se aclara que la información presentada en las gráficas de balance regional entre enero de 2009 y agosto de 2010, corresponde a información histórica; en este sentido las exportaciones se presentan bajo la curva Producción Disponible. Las proyecciones se presentan a partir de septiembre de 2010. El balance de la Costa Atlántica considera la demanda alta y media de la costa, adicionando los envíos de gas de la costa al interior por el gasoducto Ballena – Barrancabermeja y las exportaciones a Venezuela; por el lado de la oferta se consideró la de los campos de La Guajira, La Creciente, Guepajé y Ariana. Los envíos de gas de la costa al interior fueron estimados a partir de la diferencia entre el total de producción de los campos del interior5 y la demanda alta del interior.

La situación de abastecimiento de la costa muestra que se podría atender la demanda de la costa y realizar envíos de gas al interior hasta el año 2019, sin embargo la declinación de la producción de los campos de La Guajira hace que se disminuya progresivamente los envíos de gas al interior a partir del 2014. La capacidad de producción excedentaria se acerca a los 400 MPCD en el 2011, sin embargo parte de esta capacidad se destinará a las exportaciones, las cuales podrían ser factibles operativamente hasta finalizar el 2014. Hacia mediados del 2019 la capacidad de producción de los campos de la Costa habrá caído por debajo de la propia demanda de la costa. Bajo este escenario las reservas probadas de gas de los campos de la costa (2.6 TPC), se agotarían hacia el año 2029.

4 Se asume que la producción marginal para seguir el comportamiento de la demanda es

suministrada por los campos de La Guajira, por lo que este escenario requiere ser evaluado con los operadores del campo. 5 Campos del Casanare, Payoa – Provincia, Gibraltar, Magdalena Medio, campos del Sur y otros

no interconectados.


24

Gráfica 7. Balance Costa Atlántica

Cálculos: UPME

El balance del interior involucra en la oferta la producción de los campos del Casanare, Payoa – Provincia, Gibraltar, Magdalena Medio, y otros no interconectados, adicionalmente considera el gas proveniente de la costa a través del Gasoducto Ballena-Barrancabermeja, de igual forma, en el escenario de demanda se consideran las demandas alta y media del interior. Bajo estas consideraciones, y no obstante se llega al máximo nivel de ocupación del gasoducto Ballena-Barrancabermeja (260 MPCD), el balance muestra el inicio del déficit para el escenario de demanda alto antes de finalizar el año 2013. Esta situación se agudizará en la medida en que se disminuya el gas proveniente de la costa producto de la declinación en la producción de los campos de La Guajira. Finalmente las reservas probadas de gas de los campos del interior (2.1 TPC), se agotarían poco después del año 2030.

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MPC

D

Suministro Costa Gas por encontrar Costa Al interior B-B

D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp Producción Disponible

Capacida d Prod. Costa

2.6 TPC

Proyección UPME


25

Gráfica 8. Balance Interior

Cálculos: UPME

El factor R/P de referencia nacional, calculado de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución 18 2349 de 2009 y tomando como referencia el escenario alto de demanda, indica que a finales del 2019 se llegaría a un nivel de 2.43 años con un nivel de reservas de 1.33 TPC. Hacia el mediano plazo se observa que durante el 2014 el factor R/P llega a un valor de 7 años, es decir que a partir de entonces los productores-comercializadores no podrían disponer libremente de las reservas probadas.

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MPC

D

Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Al interior B-B

Gas por encontrar Interior Demanda Media Demanda Alta

2.1 TPC

Proyección UPME


26

Gráfica 9. Comportamiento de las reservas de gas natural y factor R/P

Cálculos: UPME

Si bien los resultados de este análisis son un reflejo del estado de abastecimiento ante situaciones habituales de comportamiento de la demanda, su configuración debe ser sometida además a los requerimientos adicionales del sector termoeléctrico originados durante eventos cálidos que producen un incremento en el aporte de la generación termoeléctrica al Sistema Interconectado Nacional – SIN, aspecto que se analiza a continuación.

2.1. SITUACIÓN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ANTE LA OCURRENCIA DEL FENÓMENO DE EL NIÑO

Colombia dispone de una oferta de electricidad conformada principalmente por centrales hidráulicas y térmicas a gas y a carbón, con una participación mayoritaria de las centrales hidráulicas. Al finalizar el 2009, la capacidad efectiva neta del Sistema Interconectado Nacional –SIN, alcanzó un valor de 13,495 MW (ver tabla 7). La generación de energía eléctrica es suministrada principalmente por el parque hidroeléctrico con cerca del 75% de la generación total, las plantas termoeléctricas aportan cerca del 20%, y el restante es aportado por las plantas menores y la cogeneración.

4,353,93

3,533,15

2,792,45

2,141,85

1,581,33

1,120,91 0,73

8,578,11

7,687,29

6,35

5,22

4,44

3,78

3,05

2,43

1,891,46

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Reservas de referencia Factor R/P

TP

CA

ÑO

S


27

Tabla 7. Capacidad efectiva neta

Fuente: XM

El comportamiento del clima durante el año hace que el nivel de los embalses varíe dependiendo de la estacionalidad de las lluvias, con un pico hacia octubre/noviembre que supera el 80% del embalse agregado6, y mínimos cercanos al 50% hacia marzo/abril, durante el verano. Esta situación varía ante la presencia del fenómeno de El Niño ya que sus efectos en el país se reflejan en una importante disminución de las lluvias, y por lo tanto del nivel de los embalses. Ante esta circunstancia, se deben dar las señales para que se aumente la generación termoeléctrica a sus niveles máximos de tal manera que permita llegar a los meses de verano con suficientes reservas en los embalses para sortear la sequía. A su vez, el incremento de la generación termoeléctrica impone un estrés al sistema nacional de transporte de gas natural, cuya capacidad no fue diseñada bajo parámetros de demandas pico. De esta manera es posible que se generen restricciones en la atención de la demanda en ciertos tramos del sistema. Si bien no existe un patrón que permita identificar la periodicidad e intensidad del fenómeno de El Niño, estadísticamente es posible determinar que en promedio se presenta cada 3 años, sin embargo, como se muestra en la siguiente gráfica del Índice Oceánico El Niño – ONI7 (Oceanic Niño Index), cada evento tiene características diferentes en cuanto a intensidad y duración.

6 El embalse agregado es una medida porcentual del nivel de los embalses que alimentan al parque de

generación hidroeléctrica del Sistema Interconectado Nacional. 7 El índice ONI se obtiene mediante el promedio móvil trimestral de la anomalía de la temperatura superficial

del mar - TSM.

Tipo de recurso MW %

Hidráulica 8.525,0 63,2%

Térmica 4.362,0 32,3%

Gas Natural 2.757,0

Carbón 984,0

Fuel Oil 434,0

Combustoleo 187,0

Menores 573,8 4,3%

Hidráulica 472,0

Térmica 83,4

Eólica 18,4

Cogenerador 35,0 0,3%

Total SIN 13.495,8 100,0%


28

Gráfica 10. Comportamiento del índice ONI durante las últimas 6 décadas

Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA)

Se observa que el máximo periodo transcurrido entre dos eventos Niño ha sido de 6 años8 (1951 – 1957 – 1963), mientras que el periodo mínimo es de un año (1968 – 1969…). Sin embargo, eventos cuya intensidad ha sido clasificada entre moderada y fuerte, y que tienen incidencia sobre la situación energética del país, ocurre en promedio cada 6.5 años, con periodos de ocurrencia entre 4 y 10 años, y con periodos de duración entre 11 y 19 meses. Si bien en cualquier momento de la presente década puede presentarse un fenómeno de El Niño, se encuentra poco probable que éste ocurra antes del 2014 con una intensidad catalogada entre moderada y fuerte, es decir que pueda generar alarmas sobre la situación energética del país. No obstante, para superar la incertidumbre asociada al momento de inicio del próximo fenómeno de El Niño, se identificará su efecto si ocurriera en cada uno de los años entre el 2011 y el 2020. Los consumos de gas para el sector termoeléctrico que se presentan a continuación corresponden a los valores promedio año empleados en los balances mostrados al principio de este capítulo, y al promedio de las 25 series más secas las 100 series de la simulación del MPODE, las cuales habitualmente reflejan los comportamientos presentados en eventos cálidos históricos por lo que podrían asumirse como consumos ante un fenómeno de El Niño.

8 Se considera la presencia de un evento El Niño, cuando el índice ONI es superior a 0.5°C

-2,5

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-1

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57-58 65

72-73

82-83

86 - 8791-92

97-98

02-0309-10

An

om

alía

de

la T

SM-°

C


29

Tabla 8. Resultados promedio y 25% mayores de la corrida MPODE para estimar el consumo de gas natural para generación termoeléctrica – Promedio Anual (MPCD)

Fuente: UPME

Al comparar estos resultados con los consumos promedio de gas presentados durante el último evento cálido9, correspondientes a 328 MPCD en la costa y 116 MPCD en el interior, se encuentra una similitud respecto a las 25 series más secas de los años 2017 para el interior y el 2018 para la costa. Estos consumos serán asumidos para cada uno de los años 2013 a 2020, como consumos de gas ante el fenómeno de El Niño:

Tabla 9. Consumo estimado de gas natural para generación termoeléctrica

Promedio Anual (MPCD)

Fuente: UPME

A continuación se presentan los déficits pico y promedio estimados del balance costa e interior, asumiendo los consumos de gas para generación termoeléctrica con Niño de la tabla anterior, y su respectiva comparación con el escenario base - sin Niño. Posteriormente se muestran las gráficas de balance regional con efecto Niño para cada año.

9 septiembre de 2009 a mayo de 2010

Promedio >75% Promedio >75%

2011 111,0 216,3 25,1 35,7

2012 116,4 269,5 28,9 42,6

2013 138,4 181,8 31,6 42,9

2014 99,4 159,9 55,5 102,4

2015 88,0 165,1 44,9 76,4

2016 93,1 163,3 55,8 92,9

2017 110,0 286,3 74,2 133,8

2018 105,7 333,6 70,7 127,5

2019 100,7 263,2 53,8 104,7

2020 108,0 266,4 59,5 100,9

COSTA INTERIORAño

Sin Niño Con Niño Sin Niño Con Niño

2011 111,0 333,6 25,1 133,8

2012 116,4 333,6 28,9 133,8

2013 138,4 333,6 31,6 133,8

2014 99,4 333,6 55,5 133,8

2015 88,0 333,6 44,9 133,8

2016 93,1 333,6 55,8 133,8

2017 110,0 333,6 74,2 133,8

2018 105,7 333,6 70,7 133,8

2019 100,7 333,6 53,8 133,8

2020 108,0 333,6 59,5 133,8

AñoCOSTA INTERIOR


30

Tabla 10. Déficit Promedio estimado de gas natural por año (MPCD)

Fuente: UPME

Tabla 11. Déficit Pico estimado de gas natural por año (MPCD)

Fuente: UPME

Ante cualquier evento Niño con las anteriores características, se limitan las exportaciones de gas para atender la demanda termoeléctrica. Así mismo se evidencia una disminución en los envíos de gas hacia el interior para mantener la generación termoeléctrica en la costa10. Las siguientes gráficas presentan los requerimientos de gas ante la ocurrencia de eventos El Niño durante el periodo 2011 – 2020 (los balances regionales para cada año se presentan en el Anexo 1). Se observa que ante fenómenos de El Niño, la demanda de la

10

Estos escenarios son referenciales. La distribución efectiva del gas entre la costa y el interior para el sector

termoeléctrico dependerá del resultado diario del despacho eléctrico.

Sin Niño Con Niño Sin Niño Con Niño Costa Interior

2011 0,0 0,0 0,0 5,3 0,0 5,3

2012 0,0 0,0 0,0 19,6 0,0 19,6

2013 0,0 0,0 2,1 133,7 0,0 131,6

2014 0,0 0,3 40,4 279,2 0,3 238,9

2015 0,0 20,7 96,4 361,6 20,7 265,2

2016 0,0 79,2 208,8 400,5 79,2 191,7

2017 0,0 144,4 330,8 424,4 144,4 93,6

2018 5,2 203,6 400,3 448,4 198,4 48,0

2019 37,3 258,1 416,2 474,7 220,8 58,6

2020 98,6 315,4 465,8 518,7 216,8 52,9

AñoDéficit Costa Déficit Interior

Incremento de déficit

por efecto Niño

Sin Niño Con Niño Sin Niño Con Niño Costa Interior

2011 0,0 0,0 0,0 45,2 0,0 45,2

2012 0,0 0,0 0,0 83,7 0,0 83,7

2013 0,0 0,0 12,8 234,5 0,0 221,7

2014 0,0 4,0 82,3 378,0 4,0 295,7

2015 0,0 82,1 146,1 410,1 82,1 264,0

2016 0,0 153,7 277,9 435,6 153,7 157,7

2017 0,0 218,2 398,5 460,4 218,2 61,9

2018 28,1 276,5 445,3 485,3 248,4 40,0

2019 62,4 330,7 456,0 512,7 268,3 56,7

2020 120,0 388,3 505,5 560,8 268,3 55,3

AñoDéficit Costa Déficit Interior

Incremento de déficit

por efecto Niño


31

costa puede ser abastecida ante cualquier Niño entre el 2010 y el 2014, a costa de menores envíos de gas al interior. Para cada Niño que se presente a partir del 2015, será necesario incorporar nueva oferta de gas.

Gráfica 11. Requerimientos de gas estimado en la Costa Atlántica ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño entre los años 2011 a 2020

Cálculos: UPME

La situación de abastecimiento de gas en el interior del país presenta un estado de poca criticidad ante fenómenos de El Niño entre los años 2011 y 2012, con algunas necesidades puntuales por un corto periodo; esto debido a la disminución de las exportaciones de gas, y a la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja. A partir del 2013, cae la disponibilidad de gas de la costa ya que se requerirá para satisfacer sus propias necesidades. De esta manera, ante cualquier Niño que se presente entre el 2013 y el 2020, crece la necesidad incorporar nueva oferta de gas en el interior.

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MPC

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Suministro Costa Gas por encontrar Costa Demanda Adicional Niño

Al interior B-B D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp


2.68 TPC

Proyección UPME


32

Gráfica 12. Requerimientos de gas estimado en el interior del país ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño entre los años 2011 a 2020

Cálculos: UPME

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Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II

Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Adicional Niño

Demanda Media Demanda Alta

2.1 TPC


33

3. ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO Luego de presentar el análisis de la disponibilidad de gas natural frente a la demanda estimada y la determinación de posibles déficits, así como las fechas eventuales de su ocurrencia, a continuación se presentan las alternativas consideradas para incrementar el suministro de gas natural y fortalecer el sistema de oferta de gas colombiano, permitiendo resolver las dificultades de abastecimiento descritas en la sección anterior. No obstante los escenarios presentan un periodo de evaluación de 20 años (hasta el 2030), se busca identificar soluciones de abastecimiento para un periodo de diez años, tal como lo establece el Decreto 2687 de 2008. De esta manera, la propia dinámica de la situación de oferta interna permitirá ajustar las estrategias de abastecimiento, que en todo caso serán objeto de permanente seguimiento mediante versiones posteriores del plan de abastecimiento. Se consideran diferentes escenarios de nueva oferta tanto nacional como extranjera buscando abarcar diferentes posibilidades que permitan aumentar la disponibilidad de gas natural, entre estas:

Reclasificación de reservas probables a probadas

Adición de reservas a partir de nuevos descubrimientos

Incorporación de gas no convencional

Importaciones gas natural de Venezuela

Importación de Gas Natural Licuado por la costa atlántica

Importación de Gas Natural Licuado por la costa pacífica

Importación de Gas Natural Licuado por las costas atlántica y pacífica El ejercicio consiste en analizar la situación de demanda y oferta incluyendo la potencial ocurrencia de un fenómeno de El Niño durante el periodo analizado. En cuanto a la situación de transporte, se parte de la necesidad de optimizar el uso de la red existente antes de proponer nuevas expansiones11. El presente documento temprano del Plan de abastecimiento de gas natural busca alternativas de abastecimiento sujeto a la actual red de gasoductos, las ampliaciones propuestas por los transportadores y minimizando nuevos trabajos de ampliación. Sin embargo este aspecto será validado con el análisis específico de la red de transporte (actualmente en desarrollo), en los términos del Decreto 2730 de 2010, y que será complemento del documento definitivo del Plan de abastecimiento de suministro y transporte de gas natural.

11

No obstante todos los escenarios serán evaluados.


34

3.1. RECLASIFICACIÓN DE RESERVAS PROBABLES A PROBADAS

Si bien el 44% de las reservas de gas natural del país están clasificadas como probables y posibles, son las primeras las que deberían considerarse dentro de un ejercicio de planificación para evaluar su efecto en la producción de gas natural y por lo tanto en el balance. A 31 de diciembre de 2009, las reservas probables de gas natural del país correspondían a 2.9 TPC, distribuidas principalmente en los campos del Casanare, Magdalena Medio y La Guajira12. De acuerdo con información consolidada por la ANH, el perfil de producción de estas reservas podría ser el que se muestra a continuación:

Gráfica 13. Perfil de producción de gas natural a partir de reservas probadas y probables

Fuente: ANH

El incremento de oferta de gas natural asumiendo la producción de las reservas probables, corresponde principalmente a Cupiagua a partir de 2011; producción adicional de campos del Magdalena Medio a partir de 2011; y producción adicional de los campos de La Guajira a partir de 2015. La menor incertidumbre asociada a la producción de las reservas probables corresponde a las de Cupiagua, donde ECOPETROL ha anunciado el inicio de producción de sus fases I y II, para julio de 2011 y enero 2017, respectivamente13.

12

El 97.7% de las reservas probables se encuentran distribuidas en estas tres zonas productoras 13

Comunicación ECOPETROL 2-2010-087-758, sobre la planta de gas de Cupiagua fases I y II: “las cantidades y fechas indicadas podrían variar de acuerdo a los eventuales cambios que surjan en las diferentes fases de maduración del proyecto por lo cual existe una incertidumbre inherente a sus resultados, que no permite asegurar que los pronósticos sean exactos. (…)”

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MP

CD

Demanda Reservas Probadas Reservas Probables Probadas + Probables


35

Una vez disponibles las respectivas facilidades de producción de Cupiagua, parte de estas reservas deberían ser declaradas como probadas. Para el presente ejercicio se toma como probadas las reservas necesarias para mantener la producción nominal hasta finalizar el periodo de planeación (2020), correspondiente a cantidades entre el 40% y el 50% de las reservas probables. Por otro lado, la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en el 2011 se considera necesaria sólo ante la presencia de un fenómeno de El Niño entre el 2011 y el 2013 (ver tablas 10 y 11), en caso contrario, la oferta disponible sería suficiente para abastecer la demanda hasta mediados del 2013. De esta manera, a continuación se presenta el balance regional considerando la entrada de Cupiagua en el 2011 o en el 2013, momento en el que la demanda sin considerar un Niño, lo requerirá.

Cupiagua en 2011 De este escenario se destaca el bajo nivel de utilización del gasoducto Ballena Barrancabermeja durante los años 2011 a 2013, producto de los menores requerimientos de gas de la Costa al interior. Este gas de la costa no requerido por el interior, genera altos excedentes de producción de hasta 400 MPCD que eventualmente podrían ser exportados. Por otro lado, el momento del inicio del déficit en la costa permanece intacto hacia el año 2019, fecha en la que también finalizan los envíos de gas de la costa al interior debido a la producción declarada para ese año de los campos de La Guajira.

Gráfica 14. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2011

Cálculos: UPME

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2.68 TPC

Proyección UPME


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En el interior se asume la entrada en producción de Cupiagua en julio de 2011 con 140 MPCD. A partir de entonces y hasta finalizar el 2013 se consideran como envíos de gas de la costa al interior, la cantidad de gas necesaria para satisfacer los requerimientos de la Refinería de Barrancabermeja, menos el gas que le proveen los campos de Payoa – Provincia y Magdalena Medio. Por otro lado entre el 2011 y el 2013 se observa una capacidad de producción remanente en el interior que no es requerida por la demanda, y que debido a restricciones de transporte entre Vasconia y Sebastopol, tampoco podrá enviarse hacia el Magdalena Medio para disminuir los envíos de la costa.

Gráfica 15. Balance Interior ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2011

Cálculos: UPME

La incorporación de los 0.8 TPC de reservas probadas de gas de Cupiagua en el 2011 produce una modificación en el comportamiento del factor R/P, haciendo que este llegue a 7 durante el 2017.

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Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase ISuministro Cupiagua Fase II Al interior B-BGas por encontrar Interior Demanda MediaDemanda Alta

2.1 TPC

0.8 TPC


37

Gráfica 16. Comportamiento de las reservas de gas natural y factor R/P ante la incorporación de Cupiagua en el 2011

Cálculos: UPME

De acuerdo con ECOPETROL, la producción de gas de la segunda fase de Cupiagua prevista para enero de 2017 con 70 MPCD se destinará para reinyección, sin embargo “estarán disponibles si el mercado los requiere”14. De esta manera, asumiendo que se dispone para el mercado a partir del 2017, en primer lugar se requeriría una tercera fase de ampliación del gasoducto Cusiana – Vasconia que permita transportar los 70 MPCD adicionales de la segunda fase de Cupiagua. El nuevo balance del interior presentaría la siguiente situación.

14

Presentación ECOPETROL - XII Asamblea y Congreso Anual de Naturgas, Abril de 2009.

4,35

5,364,93

4,524,11

3,723,36

3,022,70

2,402,13 1,88 1,66

11,6811,33 11,04 10,75

9,63

8,20

7,24

6,45

5,49

4,643,90

3,322,88

0

2

4

6

8

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12

14

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022


TP

CA

ÑO

S


38

Gráfica 17. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en 2011 y Fase II en 2017

Cálculos: UPME

Cupiagua en 2013 Para la Costa Atlántica se mantiene la máxima capacidad de producción, la cual se reparte entre la demanda de la costa, los envíos de gas al interior y exportaciones. A partir del segundo semestre del 2013 se hace necesaria la incorporación de la producción asociada a la primera fase de Cupiagua. A partir del 2015 la baja producción de los campos de La Guajira permite atender la demanda de la costa y los requerimientos del interior. La producción de los campos de La Guajira podrá seguir la demanda hasta finales del 2018, Finalmente, el déficit en la Costa se iniciaría hacia el año 2019. Si se considera el escenario medio de demanda, el déficit de la costa se iniciaría hacia mediados del mismo año.

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Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase ISuministro Cupiagua Fase II Al interior B-BGas por encontrar Interior Demanda MediaDemanda Alta

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Gráfica 18. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2013

Cálculos: UPME

La situación al interior del país se hace crítica más rápidamente, considerando que los envíos de gas de la costa tendrían que disminuirse a partir del 2015. La producción de gas de Cupiagua fase I se requerirá hacia finales del 2013 una vez la refinería de Barrancabermeja se encuentre en su fase de máxima producción. Para la misma fecha se requiere tener finalizadas las obras de la segunda fase del proyecto de ampliación del gasoducto desde Cusiana. De esta manera el déficit en el interior se presentaría a partir del 2016.

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2.68 TPC

Proyección UPME


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Gráfica 19. Balance Interior ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2013

Cálculos: UPME

En este caso el gasoducto Ballena – Barrancabermeja presenta un bajo nivel de ocupación durante los años 2011 y 2012, incrementándose durante el 2014 y 2015. Hacia el 2019 se desocupa por no recibir más gas de la costa debido a la declinación de esos campos. Por otro lado, la incorporación de los 0.75 TPC de reservas de Cupiagua modifican el comportamiento del factor R/P, haciendo que éste llegue a 7 durante el año 2015.

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Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Media

Demanda Alta

2.1 TPC

Proyección UPME

0.75 TPC


41

Gráfica 20. Comportamiento de las reservas de gas natural y factor R/P ante la incorporación de Cupiagua en el 2013

Cálculos: UPME

La incorporación de la segunda fase de Cupiagua a partir del 2017 reduce pero no soluciona la situación de déficit en el interior.

Gráfica 21. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en 2013 y Fase II en 2017

Cálculos: UPME

4,343,94

3,53 3,703,29

2,902,54

2,201,88

1,571,31

1,050,83

8,588,11

9,038,60

7,50

6,19

5,26

4,48

3,60

2,84

2,19

1,661,27

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Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Media

Demanda Alta

2.1 TPC

Proyección UPME


42

Cupiagua y el fenómeno de El Niño

Los resultados del balance regional considerando la oferta de Cupiagua Fase I y la ocurrencia del fenómeno de El Niño, no presentan modificaciones a la situación de abastecimiento en la Costa, donde se requerirá de oferta adicional con cualquier fenómeno de El Niño que se presente a partir del año 2015.

Gráfica 22. Balance Costa Atlántica ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño y

Cupiagua Fase I

Cálculos: UPME

Para el interior se observa la conveniencia de disponer del gas de Cupiagua desde el 2011 para superar posibles Niños durante los años 2011, 2012 ó 2013. De lo contrario su incorporación no sería necesaria hasta finalizar el 2013. (Ver gráfica 19). Cualquier fenómeno de El Niño que ocurra a partir del 2014 implicará la incorporación de oferta adicional a la estimada ante el escenario Sin Niño.

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Suministro Costa Gas por encontrar Costa Demanda Adicional Niño



2.68 TPC

Proyección UPME


43

Gráfica 23. Balance Interior ante fenómenos del Niño y Cupiagua fase I

Cálculos: UPME

De estos escenarios se concluye que la incorporación de la oferta de Cupiagua se considera necesaria solo hasta el 2013, siempre y cuando no se presente un fenómeno de El Niño entre el 2011 y ese año; de lo contrario se genera una mayor disponibilidad de gas para exportar. En condiciones normales, la incorporación de Cupiagua fase I desplaza el déficit en el interior para el 2016; sin embargo, éste aparece ante la ocurrencia de un fenómeno de El Niño en el 2014 ó 2015. Finalmente la incorporación de la segunda fase de Cupiagua aporta pero no soluciona la situación de déficit en el interior, así mismo se requeriría de la ampliación del tramo Cusiana – Vasconia en 70 MPCD adicionales. A continuación se presenta el resumen del déficit estimado considerando a Cupiagua Fase I en 2011 o en 2013, así como Cupiagua en 2017, con y sin eventos cálidos:

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may

/24

en

e/2

5

sep

/25

may

/26

en

e/2

7

sep

/27

may

/28

en

e/2

9

sep

/29

may

/30

MPC

D


Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Adicional Niño


2.1 TPC


44

Tabla 12. Déficit pico estimado por año considerando la incorporación de gas de Cupiagua Fases I y II (MPCD)

*Valores del 2011 al 2016 corresponden a cualquiera de los escenarios con Cupiagua en 2011 ó 2013. Fuente: UPME

3.2. ADICIÓN DE RESERVAS A PARTIR DE NUEVOS DESCUBRIMIENTOS El potencial hidrocarburífero del país presenta una gran diversidad de cifras y escenarios resultado de las diferentes metodologías empleadas en los estudios realizados desde la década de los 80’s hasta el 2009, así como de las áreas objeto de análisis. Así lo presenta la ANH en la promoción del Open Round 2010, en la que concluye que bajo un escenario conservador, los recursos por descubrir podrían estar entre los 34.000 y los 82.000 Millones de Barriles Equivalentes de Petróleo (MBOE).

Sin Niño Con Niño Sin Niño Con Niño Sin Niño* Con Niño*

2011 0,0 0,0 0,0 45,2

2012 0,0 0,0 0,0 83,7

2013 0,0 94,5 0,0 234,5

2014 0,0 238,0 0,0 238,0

2015 0,0 270,1 0,0 270,1

2016 137,9 295,6 137,9 295,6

2017 258,5 320,4 258,5 320,4 188,5 250,4

2018 305,3 345,3 305,3 345,3 235,3 275,3

2019 316,0 372,7 316,0 372,7 246,0 302,7

2020 365,5 420,8 365,5 420,8 295,5 350,8

Año

Cupiuagua Fase I en

2011

Cupiuagua Fase I en

2013

Cupiuagua Fase II en

2017


45

Gráfica 24. Resultado de los estudios realizados sobre el potencial hidrocarburífero

de Colombia

Fuente: ANH

Esta prospectiva se encontraría distribuida en las 22 cuencas sedimentarias de Colombia, sobre las cuales la ANH realiza un significativo trabajo de asignación de áreas para la exploración y explotación de hidrocarburos mediante la celebración de contratos de exploración y producción (E&P) y contratos de evaluación técnica (TEA). Con el Open Round 2010 desarrollado en junio de 2010, la ANH buscaba asignar 229 bloques de las áreas Tipo 1, 2 y 315, y suscribir los contratos E&P y/o contratos TEA especial, en alrededor de 47 millones de hectáreas distribuidas en las diferentes cuencas. Como resultado del proceso de validación de las ofertas presentadas y la verificación del cumplimiento de los requisitos de evaluación de la Ronda Colombia 2010, finalmente fueron asignados 76 bloques, así:

15

Tipo 1: E&P Minironda

Tipo 2: E&P cuencas con nueva prospectividad Tipo 3: TEA especial www.anh.gov.co

http://www.anh.gov.co/


46

Tabla 13. Resultados Open Round 2010

Fuente: ANH * Estimación UPME

De esta manera, la actividad exploratoria en el país por efecto de la Ronda Colombia 2010 se incrementa en alrededor del 27%:

Tabla 14. Actividad Exploratoria de Hidrocarburos en Colombia

Fuente: ANH – Cálculos UPME

Sobre las diferentes cuencas se realizó un ejercicio de identificación de la actividad exploratoria con el objeto de evaluar la posible adición de reservas a partir de las estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la ANH, como el IHS (2008), para los escenarios bajo y medio, y la consolidación de varios estudios16 para el escenario alto. Según los resultados de estos estudios, la estimación del potencial de recursos de gas natural estaría por el orden de 7.194 GPC, 10.466 GPC y 546.364 GPC, para los escenarios bajo, medio y alto, respectivamente. La distribución de las reservas estimadas por cuenca se detalla a continuación.

16

Ziff (2007), UIS (2007), EAFIT (2007), Halliburton (2007), IHS (2008), Halliburton (2008).

TIPO CONTRATOÁREA (Ha) -

Aprox

TOTAL

BLOQUESDESIERTOS ASIGNADOS

ÁREA ASIGNADA

(Ha)*

E&P - Minironda 6.055.158 139 80 59 2.570.000

E&P - Cuencas con

nueva prospectividad8.459.046 34 27 7 1.742.000

TEA Especial 33.253.683 56 46 10 5.938.000

Total 47.767.887 229 153 76 10.250.000

Actividad Área (Ha)

+ Open Round

2010_ÁREA (Ha) -

Aprox

Exploración (E&P) 21.436.064 26.451.064

Producción 2.073.781 2.073.781

Evaluación Técnica (TEA) 17.207.085 23.145.085


47

Gráfica 25. Distribución de la Estimación del Potencial de Gas por Cuenca

Fuente: Estudios realizados para la ANH

Una vez consolidada la información de áreas asignadas por cuenca en contratos E&P y TEA, incluyendo los resultados de la Ronda Colombia 2010, es posible estimar el porcentaje de área por cuenca sobre la cual se ejecuta o ejecutará alguna actividad exploratoria, así como las áreas en las que no se desarrolla ningún tipo de actividad, tal como se muestra a continuación

Gráfica 26. Esquema de partición de cada cuenca para identificar la intensidad de la actividad exploratoria

Cuenca i

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Bajo Medio Alto

COLOMBIA

TUMACO OFFSHORE

LOS CAYOS

CHOCO OFFSHORE

CHOCO

TUMACO

URABA

CORDILLERA ORIENTAL

GUAJIRA - GUAJIRA OFF SHORE

CESAR - RANCERÍA

CAUCA - PATÍA

SINU - SAN JACINTO

VAUPÉZ AMAZONAS

CAGUAN PUTUMAYO

VSM

VMM

VIM

CATATUMBO

LLANOS

% SIN ACTIVIDAD

% TEA

% E&P


48

Los resultados muestran que en todas las cuencas se desarrolla o desarrollará algún tipo de actividad exploratoria, pero en algunas cuencas con mayor intensidad que en otras.

Tabla 15. Actividad Exploratoria por Tipo de Contrato y % de Área de la Cuenca

Fuente: ANH

Esta tabla muestra el número de cuencas sobre las cuales se desarrolla algún tipo de actividad exploratoria, clasificando además el por porcentaje del área de la cuenca sobre la cual se desarrolla dicha actividad.

Gráfica 27. Actividad Exploratoria por Tipo de Contrato y % de Área de la Cuenca

Cálculos: UPME

La tabla 15, o la representación de la gráfica 27, podría leerse así:

En 16 cuencas se ejecutan contratos TEA, en menos del 20% de su área.

En 6 cuencas se ejecutan contratos TEA, entre el 20% y el 50% de su área.

En 13 cuencas se ejecutan contratos E&P, en menos del 20% de su área.

En 3 cuencas se ejecutan contratos E&P, entre el 20% y el 50% de su área.

En 5 cuencas se ejecutan contratos E&P, entre el 51% y el 80% de su área.

En 1 cuenca se ejecutan contratos E&P, en más del 80% de su área.

6 cuencas se encuentran sin actividad en menos del 20% de su área.

5 cuencas se encuentran sin actividad entre el 20% y el 50% de su área.

4 cuencas se encuentran sin actividad entre el 51% y el 80% de su área.

7 cuencas se encuentran sin actividad en más del 80% de su área.

Actividad < 20% 20% - 50% 51% - 80% > 80%

TEA 16 6 0 0

E&P 13 3 5 1

Sin Actividad 6 5 4 7

% del área de la Cuenca

16

6

0 0

13

3

5

1

65

4

7

0

2

4

6

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10

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14

16

18

< 20% 20% - 50% 51% - 80% > 80%

TEA E&P Sin Actividad


49

El volumen de reservas estimadas que se podrían adicionar corresponde al de aquellas cuencas sobre las cuales existiría una mayor probabilidad de encontrarlas más rápidamente, debido a su mayor actividad exploratoria. Para este ejercicio se consideran las reservas estimadas de las cuencas sobre las cuales se ejecutan contratos E&P en más del 50% de su área, que corresponden a las siguientes 6 cuencas:

Catatumbo Valle Inferior del Magdalena Valle Medio del Magdalena Valle Superior del Magdalena Guajira – Guajira Off Shore Sinu Off Shore

El potencial de gas estimado para estas 6 cuencas se presenta a continuación:

Tabla 16. Potencial de Gas Estimado por Cuenca

Fuente: ANH 1: IHS (2008) 2: Ziff (2007), UIS (2007), EAFIT (2007), Halliburton (2007), IHS (2008), Halliburton (2008)

Estos resultados sugieren que en el escenario bajo se podrían incorporarían reservas similares a las probadas al 31 de diciembre del 2009, siempre y cuando se realizaran hallazgos de gas en estas 6 cuencas al mismo tiempo. Ahora bien, considerando la baja probabilidad de que esto suceda al mismo tiempo, ante un escenario en el que se descubra gas hacia el 2012 en por lo menos una de las cuencas, sus reservas podrían considerarse para efectos de oferta solo hacia el año 2018, lo anterior partiendo del criterio según el cual el periodo para la comercialización del gas proveniente de nuevos hallazgos será mínimo de seis años a partir de la fecha de su descubrimiento. En conclusión, si bien la estimación del potencial de gas en Colombia presenta cifras alentadoras, sus resultados no serán visibles en el corto y mediano plazo, periodo en el que se deberán tomar las medidas adecuadas para asegurar el abastecimiento interno de gas natural.

CUENCA Bajo - GPC1 Medio - GPC1 Alto - GPC2

CATATUMBO 262 262 2.229

VIM 1.636 2.360 8.390

VMM 650 650 8.664

VSM 502 502 1.277

GUAJIRA 171 570 15960

GUAJIRA OFF SHORE -

SINU OFF SHORE1.288 2.280 369.998

TOTAL 4.509 6.624 406.518


50

No se descarta que durante la presente década se descubra y se ponga en producción algún nuevo yacimiento de gas natural en Colombia, sin embargo es poco probable que algún nuevo descubrimiento de proporciones importantes, entre en producción antes del 2020. Por otro lado, para un escenario de garantía de abastecimiento, no sería correcto incluir hallazgos hipotéticos con poca o ninguna base que apoye su inclusión. Este tipo de supuestos caben para análisis de mercado, pero no así para seguridad de abastecimiento donde no hay lugar para errores.

3.3. INCORPORACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL A nivel de yacimientos no convencionales, Arthur D’ Little (2008) ha estimado importantes volúmenes de gas que podrían aportar al abastecimiento nacional, lo que requerirá tanto de las normas como de la tecnología adecuada para su desarrollo. La ubicación de estos recursos y sus volúmenes asociados, se han identificado preliminarmente así:

Gráfica 28. Perspectivas de gas no convencional en Colombia – Ubicación

Fuente: Arthur D. Little Inc. (2008)

Metano asociado al carbón

Shale Gas

Tight Gas

Hidratos de Metano


51

Tabla 17. Potenciales de Gas no convencional

Fuente: Arthur D. Little Inc. (2008)

A continuación se presenta la definición de los diferentes recursos no convencionales que podrían ser encontrados en el país17:

Gas Metano asociado al Carbón: Es conocido como GMC (Gas Metano de Carbón), entendiéndose que es el gas proveniente de los microporos de las vetas de carbón y no es producto de gasificación.

El GMC es metano (CH4) generado en forma natural, junto a pequeñas cantidades de otros hidrocarburos y otros gases distintos a los hidrocarburos, contenidos en los mantos de carbón como resultado de un proceso físico y químico. Es producido desde los mantos de poca profundidad y junto con grandes volúmenes de agua. El GMC se produce mediante pozos que permiten que el gas y el agua fluyan a la superficie. El carbón tiene porosidad, pero una permeabilidad muy baja, para poder producir los fluidos de las vetas de carbón hacia el interior de los pozos el carbón debe poseer un sistema de permeabilidad secundaria como las fracturas que le permiten al agua, al gas natural, y a otros fluidos, migrar desde la matriz porosa hacia los pozos productores. La rata de producción de GMC es producto de varios factores que varían de una cuenca a otra, desarrollo de permeabilidad por fracturas, migración del gas, maduración del carbón, distribución del carbón, estructura geológica, tipo de terminación de los pozos, manejo de la producción de agua.

Shale Gas (Arcillas con gas): es un tipo de gas que se encuentra alojado en la roca madre que generó los hidrocarburos que entrampa al reservorio con volúmenes interesantes para su explotación. El Shale Gas es el gas natural producido a partir de la pizarra, la cual tiene baja permeabilidad, por lo que la producción de gas en cantidades comerciales requiere aumentar la permeabilidad de la roca con procedimientos de fracturamiento, el auge del Shale Gas en los últimos años se debe al desarrollo de la tecnología en fracturamiento hidráulico.

Tight Gas (arenas compactas): Tight gas es el término comúnmente usado para referirse a yacimientos de baja permeabilidad que producen en mayor porcentaje gas natural seco. La mejor definición de yacimientos Tight gas es la de un yacimiento que

17

Información tomada del U.S. Energy Information Administration www.eia.doe.gov

PRODUCTOVOLÚMEN

(TPC)

Gas asociado al Carbón (CBM) 7,5

Shale Gas 32

Tight Gas 1,2

Hidratos de Gas 400

http://www.eia.doe.gov/


52

no es capaz de producir a tasas económicamente rentables y en el que solo se pueden recuperar cantidades favorables de gas, si el pozo es estimulado con técnicas de fracturamiento o es producido por pozos horizontales o multilaterales. De allí podemos afirmar que no hay yacimientos típicos de Tight gas, estos pueden ser tanto profundos como someros, con alta o baja presión y temperatura, homogéneos o naturalmente fracturados.

Gráfica 29. Esquema geológico de Reservorios de Gas Natural

Fuente: EIA

Hidratos de Metano: Los hidratos de gas son un tipo de sustancias químicas cristalinas que se originan de forma natural a partir del agua y de gases de poco peso molecular. Tienen una estructura de jaula, que es agua en forma de hielo y metano u otros gases como inclusión en la estructura. Son sustancias sólidas similares al hielo, sin embargo, se pueden formar a temperaturas sobre el punto de congelación del agua. Generalmente todos los gases (exceptuando el hidrógeno, helio y neón) forman hidratos, sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son los hidratos de metano. Los hidratos de metano se pueden formar en los sedimentos de los fondos marinos y en tierra en las zonas de “permafrost” de las regiones Árticas del hemisferio norte. La formación de hidratos de metano en los sedimentos de los fondos marinos está controlada por la temperatura, presión, composición de la mezcla de metano y de otros gases y la impureza iónica de los contenidos en los poros de las rocas sedimentarias del fondo marino. Aparentemente, la mayoría de los hidratos marinos están restringidos a los bordes de los continentes, donde el fondo es lo


53

suficientemente profundo y donde las aguas ricas en nutrientes descargan materiales orgánicos parcialmente en descomposición, de tal forma que las bacterias lo convierten en metano. Los depósitos conocidos están en entornos bastante hostiles desde el punto de vista de la posible extracción. Pero, además del problema general de accesibilidad a los yacimientos, existen otras cuestiones que hasta ahora han impedido el uso de este recurso. Al contrario de lo que sería deseable, los hidratos de gas se encuentran generalmente dispersos en grandes volúmenes de material sólido. Además dado que el gas natural está atrapado en el material helado, se necesita energía para liberarlo y traerlo a la superficie, por lo que de momento, su extracción resulta inviable económicamente.

Gráfica 30. Localización de Reservorios de hidratos de metano

Fuente: http://gsc.nrcan.gc.ca/gashydrates/canada/index_e.php

Respecto de este tipo de recursos y debido a la poca información disponible en relación a su desarrollo, la UPME inició procesos de consulta para identificar la potencialidad de su incorporación a la oferta nacional. Por lo anterior y considerando que aún no se cuenta con respuesta a las solicitudes de información, en el presente documento no se hace referencia a dicha alternativa. No obstante, cabe mencionar que el Gobierno Nacional ha establecido el marco normativo (Decreto 2730 de 2010), para que dicho gas pueda ser incorporado a la oferta nacional.

http://gsc.nrcan.gc.ca/gashydrates/canada/index_e.php


54

3.4. IMPORTACIONES DESDE VENEZUELA A pesar de haber un contrato firmado entre ECOPETROL y PDVSA donde esta última se comprometió a enviar gas desde Venezuela a partir del año 2012, y no obstante en el año 2009 Repsol hizo un descubrimiento en el golfo de Venezuela de alrededor de 6 TCF, se asume que desde Venezuela no habrá importaciones garantizadas. Para efectos de seguridad de abastecimiento, por su alta incertidumbre, no son consideradas las importaciones desde Venezuela, aunque no se descarta que eventualmente se produzcan, en algún momento, durante la década.

3.5. IMPORTACIONES DE GAS NATURAL LICUADO - GNL Ante la incertidumbre asociada a la incorporación de reservas internas de gas natural en el corto y mediano plazo, es necesario considerar la incorporación de oferta extranjera así como los mecanismos óptimos vistos desde lo económico y lo operativo que permita maximizar el uso de la infraestructura actual. En este sentido se plantea la importación de GNL por las costas Atlántica y/o Pacífica. Esta opción permite enfrentar en forma efectiva situaciones de desabastecimiento ya que es perfectamente controlable, pues se puede planificar su puesta en funcionamiento, así como escoger su ubicación. El análisis que se presenta a continuación describe la situación de abastecimiento de gas natural ante diferentes combinaciones de ubicación de la infraestructura de regasificación, la ocurrencia del fenómeno de El Niño, y la eventual incorporación de gas de Cupiagua.

Gráfica 31. Escenarios de abastecimiento considerados a partir de GNL

3.5.1. ALTERNATIVA 1. POR LA COSTA ATLÁNTICA Tal como se ha mencionado, se visualiza que el desabastecimiento se iniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2013 y luego en la Costa Atlántica a mediados del 2019. La Alternativa 1, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes a partir de importaciones de GNL por la Costa Atlántica.

COSTA ATLÁNTICA

COSTA PACÍFICA

COSTAS ATLÁNTICA Y PACÍFICA

SIN CUPIAGUA

CON CUPIAGUA

SIN NIÑO

CON NIÑO


55

Sin Cupiagua Fase I: Sin la incorporación de Cupiagua, el déficit en el interior comenzará hacia finales del 2013. La capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja estará copada para ese momento, por lo que la capacidad excedentaria de producción podría ser exportada. Sin embargo, considerando la situación de mediano y largo plazo, se plantea la posibilidad de ampliar gradualmente la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja Iniciando en el 2013 con 70 MPCD adicionales, hasta llegar a una capacidad total de 470 MPCD a partir del año 2018. Con el gasoducto Ballena – Barrancabermeja ampliado a 330 MPCD para el segundo semestre del 2013, la capacidad de producción excedentaria en la costa podría enviarse al interior y así superar el déficit del año 2013 en el interior. Para el 2014 se plantea la importación de GNL con una capacidad de regasificación que para el caso en cuestión y considerando el periodo sobre el cual se proponen las alternativas (10 años), corresponderá al déficit identificado en el 2020 (625 MPCD). El inicio de operación de la infraestructura que permita importar GNL a partir del 2014, limita las opciones hacia sistemas tipo Floating Storage and Regasification Unit – FSRU, o sistemas de regasificación Offshore, cuya adecuación se toma entre 18 y 24 meses. Sin embargo se tendría un muy ajustado cronograma para disponer de dicha infraestructura.

Gráfica 32. Balance Costa Atlántica – Alternativa 1

Cálculos: UPME

De esta manera, la oferta proveniente de las importaciones de GNL durante el periodo 2014 – 2020, tendrán como destino el interior del país en volúmenes que coparán la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja (hasta 470 MPCD). A partir de

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Suministro Costa Importaciones Costa Nuevo déficit Costa


Producción Disponible Capacida d Prod. Costa Abastecimiento interior (Imp.)

2.68 TPC

Proyección UPME


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entonces y considerando el inicio del déficit en la Costa, las importaciones ayudarán a cubrir la demanda tanto de la Costa como del interior.

Gráfica 33. Balance Interior – Alternativa 1

Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I Con la oferta de gas de Cupiagua, el déficit de suministro en el interior iniciará en el 2016, se plantea la importación de GNL a partir de esa fecha con una capacidad máxima de regasificación correspondiente al déficit identificado en el 2020 (485 MPCD).

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Al interior B-B Abastecimiento interior (Imp.) Nuevo déficit Interior


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Proyección UPME


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Gráfica 34. Balance Costa Atlántica – Alternativa 1 + Cupiagua Fase I

Cálculos: UPME

De esta manera, la oferta proveniente de las importaciones de GNL durante el periodo 2016 – 2020, tendrá como destino el interior del país en volúmenes que superan la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, de tal forma que será necesario ampliar su capacidad a 330 MPCD en el 2016. A partir de entonces y considerando el inicio del déficit en la Costa, las importaciones ayudarán a cubrir la demanda tanto de la Costa como del interior. En el interior se considera la oferta de gas de la primera fase de Cupiagua (140 MPCD) en el 2013, fecha a partir de la cual la demanda lo requerirá. Dicho gas más el proveniente de la costa en cantidades de hasta 330 MPCD permitirán mantener el abastecimiento hasta el año 2020.

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Gráfica 35. Balance Interior – Alternativa 1 + Cupiagua Fase I

Cálculos: UPME

El resumen de las capacidades de regasificación y los requerimientos sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja ante los escenarios analizados, se presenta a continuación:

Tabla 18. Requerimientos de regasificación y transporte – Alternativa 1

Cálculos: UPME

De no disponerse del gas de Cupiagua ni de la ampliación en el gasoducto Ballena – Barrancabermeja en el año 2013, se genera una alerta en la atención de la demanda del interior del país.

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Al interior B-B Abastecimiento interior (Imp.) Nuevo déficit Interior


2.1 TPC

Proyección UPME

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Capacidad de regasificación

GNL - Costa Atlántica (MPCD)250 250 300/160 400/260 470/330 530/390 625/485

Gasoducto Ballena -

Barrancabermeja (MPCD)330 330 400 440/300 440/300 470/330 470/330 470/330

Sin Cupiagua /Con Cupiagua


59

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño

Ante fenómenos de El Niño, la alternativa de importaciones de gas por la Costa Atlántica requeriría de la incorporación de infraestructura de regasificación a partir del 201318, o incrementos en la misma que llegaría hasta los 950 MPCD19 para Niños entre el 2014 y el 2020. Desde el punto de vista del transporte se requeriría disponer de una capacidad de 330 MPCD a partir del 2013 y hasta de 560 MPCD en el 2020. En todo caso estas capacidades máximas disminuirán dependiendo del año en el que efectivamente se presente El Niño. La siguiente gráfica representa el abastecimiento de gas natural en la Costa Atlántica ante fenómenos del El Niño entre los años 2011 y 202020.

Gráfica 36. Balance Costa Atlántica – Alternativa 1 ante fenómenos de El Niño

Cálculos: UPME

El análisis muestra la capacidad del sistema para solventar la ocurrencia del fenómeno de El Niño entre los años 2011 y 2012, pero sugiere la necesidad de incorporar infraestructura de regasificación ante la ocurrencia de un Niño en el año 2013 con la respectiva ampliación de la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja hasta los 400 MPCD.

18

Si es que un Niño cuya magnitud sea catalogada entre mediano y fuerte ocurre durante este año 19

Capacidad de regasificación necesaria ante un fenómeno de El Niño en el 2020 20

Se debe tener presente que de acuerdo con el análisis estadístico de la ocurrencia del fenómeno de El

Niño, durante la década 2011-2020 tan solo se presentaría uno de los diez eventos que se presentan en las gráficas 36 y 37.

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Suministro Costa Abastecimiento Costa - Importaciones Gas por encontrar Costa

D adicional N. con Importaciones Al interior B-B D. Media + B-B + Exp

D. Alta + B-B + Exp Gas Costa - Int.

Proyección UPME

560 MPCD


60

Considerando el tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos de infraestructura, es poco probable que ésta esté lista para atender los requerimientos de la demanda ante la ocurrencia de un fenómeno de El Niño en el 2013.

Gráfica 37. Balance Interior – Alternativa 1 ante fenómenos de El Niño

Cálculos: UPME

Ahora bien, de disponerse de la primera fase de Cupiagua, se desplazan los requerimientos de infraestructura y se disminuyen las necesidades de regasificación a un máximo de 810 MPCD, y de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja a un máximo de 420 MPCD (para la atención de un Niño durante el 2020), alejando la posibilidad de desatención de la demanda en el corto plazo.

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Demanda Adicional Niño Demanda Media Demanda Alta

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Posible déficit por indisponibilidad de infraestructura ante un Niño en el 2013


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Gráfica 38. Balance Interior – Alternativa 1 + Cupiagua Fase I ante fenómenos de El Niño

Cálculos: UPME

Los requerimientos de regasificación y capacidad de transporte, así como un análisis DOFA de la Alternativa 1 se presentan a continuación:

Tabla 19. Requerimientos de regasificación y transporte ante fenómenos de El Niño – Alternativa 1

Cálculos: UPME

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GNL - Costa Atlántica (MPCD)250 400/260 500/360 590/450 680/540 765/625 845/705 950/810

Gasoducto Ballena -

Barrancabermeja (MPCD)400 400 440/300 470/331 470/331 490/350 510/370 560/420



62

Tabla 20. Análisis DOFA – Alternativa 1

Fortalezas Al concentrarse por el Caribe, fortalece ese mercado, y le da alta confiabilidad. Permite a los transportadores continuar operando en condiciones similares a las actuales.

Amenazas Al concentrarse en el Caribe, tiene el riesgo de que haya un descubrimiento que haga la inversión innecesaria. Que haya problemas en los puertos para instalar las facilidades de importación. En caso de que se presente un Niño, hay más riesgo de desabastecimiento en el interior.

Debilidades Al entrar por el Caribe, el gas importado ha de competir con el gas de Guajira por el uso del gasoducto Ballena -Barrancabermeja. Puede llegar muy caro el gas importado a Cali, pues se le ha de sumar al precio de importación el costo del transporte. Requiere inversiones adicionales en el sistema de transporte.

Oportunidades Eventualmente puede permitir en un futuro que la osta Caribe colombiana, se convierta en un HUB de exportaciones e importaciones.

3.5.2. ALTERNATIVA 2. POR LA COSTA PACÍFICA

Sin Cupiagua Fase I: Partiendo del mismo escenario de abastecimiento, el déficit se iniciará progresivamente primero en el interior en el segundo semestre del año 2013 y luego en la Costa Atlántica en el 2019. La Alternativa 2, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes con importaciones de GNL hacia el interior (Cali) a partir de la Costa Pacífica. En primer término se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad de Cali con la Costa Pacífica (Gasoducto del Pacífico), el cual debería estar listo en el 2013, por lo que su construcción debería haber iniciado en el 2010. Los tiempos necesarios para adecuar el sistema a esta alternativa hace inviable su ejecución, de esta manera se presentaría un déficit en el interior desde finales del 2013 y hasta que se dispusiera de la infraestructura de importación y transporte por el Pacífico.


63


Cálculos: UPME

Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte desde el puerto en el Pacífico hasta el punto de conexión con el SNT, los volúmenes regasificado se incrementarán gradualmente hasta llegar a los 625 MPCD (año 2020), por lo que será necesario ampliar la capacidad y adecuar los tramos Cali – Mariquita – Vasconia21. Así mismo, a partir del año 2019 la Costa Atlántica recibiría gas del interior en cantidades de hasta 150 MPCD, lo que requiere de la inversión del flujo del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, y así mantener el abastecimiento hasta el año 2020.

21

Cantidades y costos de referencia serán detallados en el documento definitivo.

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Suministro Costa Abastecimiento Int-Costa Nuevo déficit CostaAl interior B-B D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + ExpProducción Disponible Capacida d Prod. Costa

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Proyección UPME


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Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I: Al considerar la entrada de la primera fase de Cupiagua en el 2013, el desabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2016 y luego en la Costa Atlántica en el 2019. De esta manera se propone la adecuación de infraestructura de regasificación en la costa Pacífica. En primer lugar se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad de Cali con la Costa Pacífica, para tenerlo listo en el 2016 se requerirá iniciar su construcción en el 2013. Su capacidad corresponderá con la de la infraestructura de regasificación, que calculada sobre el déficit estimado para el año 2020, será de 485 MPCD. Se plantea la adecuación de infraestructura de importación de GNL para que entre en operación en el 2016, eso quiere decir que desde 2014 se han de iniciar los trabajos para contar con esta disponibilidad. El gas disponible en la Costa Atlántica podrá atender los requerimientos de esta región y a su vez realizar envíos de gas al interior hasta el 2019. A partir de entonces se invierte el flujo del gas por el gasoducto Ballena – Barrancabermeja para poder abastecer a la Costa con gas proveniente del interior (150 MPCD aprox.).

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Al interior B-B Abastecimiento interior Nuevo déficit Interior

Demanda Media Demanda Alta Abastecimiento Int-Costa

2.1 TPC

Proyección UPMEPosible déficit por indisponibilidad de infraestructura en el 2013


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Gráfica 41. Balance Costa Atlántica – Alternativa 2 + Cupiagua fase I

Cálculos: UPME

En el interior se considera la oferta de gas de la primera fase de Cupiagua (140 MPCD) a partir del 2013. De esta manera, el déficit en el interior se aplazará hasta el año 2016, momento en el cual se inicia la operación de la infraestructura de regasificación en la Costa Pacífica.

Gráfica 42. Balance Interior – Alternativa 2 + Cupiagua fase I

Cálculos: UPME

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Al interior B-B Abastecimiento interior Nuevo déficit Interior

Demanda Media Demanda Alta Abastecimiento Int-Costa

2.1 TPC

Proyección UPME


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El transporte del gas natural desde Cali hacia el interior del país requerirá de adecuaciones y ampliaciones en los tramos de los gasoductos Cali – Mariquita – Vasconia – Sebastopol – Barrancabermeja22. El gas del interior más el proveniente de las importaciones de GNL permitirán mantener el abastecimiento hasta el año 2020. Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:


Cálculos: UPME

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño La ocurrencia de un fenómeno de El Niño implicaría disponer de infraestructura de regasificación en el interior a partir del 2013 (si es que el fenómeno del Niño se presenta durante este año), mayores y más tempranos envíos de gas del interior a la Costa23 y por lo tanto de la ampliación del gasoducto Barrancabermeja – Ballena hasta de 500 MPCD. Así mismo la capacidad de regasificación en la Costa Pacífica se incrementaría hasta los 950 MPCD24. La configuración actual del sistema podría satisfacer los requerimientos de gas ante la ocurrencia de fenómenos del Niño durante los años 2011 ó 2012, sin embargo ante un Niño en el 2013 se requerirá disponer de infraestructura de regasificación en la Costa Pacífica y la correspondiente conexión con el SNT.

22

Cantidades y costos de referencia serán detallados en el documento definitivo. 23

Dependiendo del momento de ocurrencia del fenómeno de El Niño, la inversión del flujo de gas por el

gasoducto Ballena – Barrancabermeja podía iniciarse en el 2015. 24

Valores máximos correspondientes a la atención de la demanda ante un Niño en el 2020.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Importaciones de GNL Costa

Pacífica (MPCD)200 200 200 280/140 400/260 470/330 530/390 625/485

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 200 200 200 280/140 400/260 470/330 530/390 625/485

Gasoducto Cali - Mariquita -

Vasconia (MPCD)220 340/200 400/260 460/320 540/400

Gasoducto Vasconia -

Sebastopol (MPCD)340/340 400/400 460/460 460/460

Gasoducto Sebastopol -

Barrancabermeja (MPCD)260/260 320/320 320/320



67


Cálculos: UPME

Ya se mencionó la imposibilidad de disponer de infraestructura de regasificación y transporte para el 2013, por lo que ante un Niño durante este año, seguramente se presentaría un déficit. Adicionalmente se requeriría disponer de ampliaciones en el sistema de transporte del interior (hasta 510 MPCD en el gasoducto Barrancabermeja – Ballena).


Cálculos: UPME

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Demanda Adicional Niño D adicional N. con Importaciones Al interior B-B

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Interior Costa

Posible déficit por indisponibilidad de infraestructura ante Niño en el 2013


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La incorporación de Cupiagua permite solventar los mayores requerimientos hasta el año 2013. De esta manera, la incorporación de infraestructura de regasificación se requerirá a partir del 2014:

Gráfica 45. Balance Interior – Alternativa 2 + Cupiagua Fase I ante fenómenos de El Niño

Cálculos: UPME

Las necesidades de regasificación y adecuación del sistema de transporte y el análisis DOFA para la alternativa 2, se presentan a continuación:


Cálculos: UPME

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Pacífica (MPCD)250 400/260 500/360 590/450 680/540 765/625 845/705 950/810

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 250 400/260 500/360 590/450 680/540 765/625 845/705 950/810

Gasoducto Cali - Mariquita -

Vasconia (MPCD)210 350/210 450/310 530/390 620/480 695/555 765/625 870/730

Gasoducto Vasconia -

Sebastopol (MPCD)280/280 350/350 450/450 500/500 600/600 705/705 800/800

Gasoducto Sebastopol -

Barrancabermeja (MPCD)250/250 310/310 400/400 460/460 560/560 670/670

Gasoducto Barrancabermeja -

Ballena (MPCD)300/300 400/400 510/510



69


Fortalezas Da confiabilidad al SNT, pues al tener suministro por el Pacífico, permite que el sistema tenga un nuevo punto de acceso de gas natural, y no compite con nuevos descubrimientos en la Costa Atlántica, ni con eventuales importaciones de Venezuela. Al entrar el gas por el Pacífico, garantiza abastecimiento de gas a las plantas del interior en caso de Niño.

Amenazas Al ser la importación por el Pacífico, se deja más desprotegido el mercado de la Costa Atlántica. Que haya problemas en los puertos para instalar las facilidades de importación. Que haya un gran descubrimiento en el interior del país.

Debilidades Al ser la importación de gas por el Pacífico, requiere la construcción, en primer lugar, de un gasoducto entre la Costa Pacífica y Cali. Requiere de muchas inversiones adicionales en el sistema de transporte. Puede llegar muy caro el gas importado a la Costa Atlántica, pues se ha de sumar el precio de importación y el costo del transporte.

Oportunidades Permite desarrollar con más fuerza el mercado del gas en el Pacífico y en el sur occidente. Al entrar por el Pacífico, permite llegar el gas más barato al sur occidente del país.

3.5.3. ALTERNATIVA 3. COSTAS ATLÁNTICA Y PACÍFICA

Sin Cupiagua Fase I: El déficit en el interior comenzará hacia finales del 2013. La capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja estará copada para ese momento, por lo que la capacidad excedentaria de producción en la costa podría exportarse. Se plantea la ampliación de la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja en el 2013 hasta los 330 MPCD, de esta manera la producción excedentaria de la Costa se consumirá en el interior. Para el 2014 se requiere disponer de la infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica con una capacidad de hasta 435 MPCD, lo que implica iniciar dichas obras en el 2012. De esta manera se podrá superar el déficit de gas del interior hasta el 2015.


70


Cálculos: UPME

A partir del 2016, el Déficit del interior supera los 330 MPCD, por lo que se plantea la adecuación de facilidades de importación de GNL por la Costa Pacífica con una capacidad de regasificación de 190 MPCD, de esta manera se reducen las adecuaciones en el gasoducto Cali – Mariquita – Vasconia. A partir del 2017, el Gasoducto Ballena – Barrancabermeja presentará niveles promedio de ocupación cercanos a los 300 MPCD.


Cálculos: UPME

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Al interior B-B GNL Costa-Int GNL Costa Pacífica

Nuevo déficit Interior Demanda Media Demanda Alta

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Con Cupiagua Fase I: Considerando la entrada de Cupiagua Fase I en el 2013, el inicio del déficit se traslada para el 2016. Se plantea la adecuación de infraestructura de regasificación en la costa atlántica a partir de este año, con una capacidad de hasta 295 MPCD. De esta manera, se realizarán envíos de gas al interior hasta finalizar el 2017, momento en el que se copará la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja (260 MPCD). A partir del 2018 se requerirá la incorporación de gas importado por la costa Pacífica.


Cálculos: UPME

Una vez copada la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja será necesario adecuar una segunda entrada de importaciones de GNL, por el Pacífico, con una capacidad de regasificación de 190 MPCD, la cual requiere de la construcción del gasoducto que lo conecte al SNT, así como las adecuaciones necesarias para invertir el flujo del gas en el gasoducto Cali – Mariquita – Vasconia.

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Suministro Costa GNL Costa Atlántica Nuevo déficit Costa


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Cálculos: UPME

Los requerimientos de regasificación y transporte se resumen en la siguiente tabla:


Cálculos: UPME

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño Bajo esta alternativa, cualquier requerimiento adicional para atender la demanda ante un Niño será planteado en la Costa Atlántica. De esta manera será necesario disponer de una capacidad máxima de regasificación de hasta 760 MPCD, y de transporte por el gasoducto Ballena – Barrancabermeja de hasta 370 MPCD.

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Al interior B-B GNL Costa-Int GNL Costa Pacífica

Nuevo déficit Interior Demanda Media Demanda Alta

Proyección UPME

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020



Gasoducto Ballena -

Barrancabermeja (MPCD)330 330 330 330 330 330 330 330


Pacífica (MPCD)190 190 190/190 190/190 190/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 190 190 190/190 190/190 190/190



73


Cálculos: UPME

La configuración actual del sistema permitiría atender la demanda causada por la ocurrencia de un fenómeno de El Niño entre el 2011 y el 2012. Sin embargo, considerando los tiempos necesarios para adecuar instalaciones de regasificación, se estima que éstas no estarán listas para afrontar un Niño si éste ocurriera durante el 2013.


Cálculos: UPME

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Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I

Suministro Cupiagua Fase II Al interior B-B

Abastecimiento Interior - Importaciones Importaciones Pacífico

Gas por encontrar Interior Demanda Media



74

A partir del 2014 se dispondría de la regasificación en la Costa Atlántica por lo que se enviaría gas al interior en volúmenes de hasta 370 MPCD. Para no realizar ampliaciones adicionales sobre este gasoducto, cualquier ocurrencia del fenómeno de El niño entre los años el 2015 y 2020, requerirá del gas regasificado que se inyectaría por el Pacífico (gráfica 51), lo que requeriría de adecuaciones (mas no ampliaciones), para invertir el flujo del gas en los tramos Cali – Mariquita – Vasconia. En caso de disponerse del gas de Cupiagua y ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño, el sistema podría solventar la demanda incremental durante Niños en los años 2011, 2012 ó 2013. Las importaciones de gas en la Costa Atlántica serían necesarias para atender la demanda ante fenómenos de El Niño a partir del 2014 y llegarían a un máximo de 620 MPCD. Así mismo, para evitar las intervenciones sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja se requeriría de las importaciones de gas por la Costa Pacífica ante Niños a partir del 2015, con una capacidad de regasificación de 190 MPCD.

Gráfica 52. Balance Interior – Alternativa 3 ante fenómenos de El Niño + Cupiagua fase I

Cálculos: UPME

A continuación se presenta el resumen de las necesidades de regasificación y transporte ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño:

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Al interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Importaciones Pacífico



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Cálculos: UPME


Fortalezas Alternativa con alta confiabilidad pues tiene suministro por el Caribe y por el Pacífico. Al comenzar por el Caribe, fortalece ese mercado, y le da alta confiabilidad. Requiere de pocas inversiones adicionales en el sistema de transporte.

Amenazas Al tener la primera infraestructura de regasificación por el Caribe, tiene el riesgo de que haya un descubrimiento que haga la inversión innecesaria. Que haya problemas en los puertos para instalar las facilidades de importación. En caso de que se presente un Niño antes del año 2019, hay más riesgo de desabastecimiento en el interior.

Debilidades Al comenzar por el Caribe, el gas importado ha de competir con el gas de Guajira por el uso del gasoducto Ballena - Barrancabermeja. Puede llegar muy caro el gas importado a Cali en la 1ª etapa, pues se le ha de sumar al precio de importación el costo del transporte.

Oportunidades Permite crear una red de suministro de gas natural con dos puntos de entrada, uno en cada uno de los extremos del sistema. Permite desarrollar con más fuerza el mercado del gas en el Pacífico y en el sur occidente. En la 2ª etapa, al entrar por el Pacífico, permite llegar el gas más barato al sur occidente del país.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


GNL - Costa Atlántica (MPCD)260 380/240 310/170 400/260 490/350 570/430 665/525 760/620

Gasoducto Ballena -

Barrancabermeja (MPCD)330 370 330 330 330 330 330 370


Pacífica (MPCD)190/190 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190



76

3.5.4. ALTERNATIVA 4. COSTAS PACÍFICA Y ATLÁNTICA Sin Cupiagua Fase I: El escenario de desabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior en el segundo semestre del año 2013 y luego en la Costa Atlántica en el 2019. La Alternativa 4, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes con importaciones de GNL hacia el interior a partir de la Costa Pacífica y luego en la Costa Atlántica. En primer término se requiere construir un gasoducto de 300 MPCD para conectar a la ciudad de Cali con la Costa Pacífica, el cual debería estar listo en el 2013, por lo que su construcción debería haber iniciado en el 2010. Los tiempos necesarios para adecuar el sistema a esta alternativa hace inviable su ejecución, de esta manera se presentaría un déficit desde finales del 2013 y hasta que se dispusiera de la infraestructura de importación y transporte en el Pacífico.


Cálculos: UPME

Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte desde el puerto en el Pacífico hasta el punto de conexión con el SNT, los volúmenes de gas regasificado se incrementarán gradualmente hasta llegar a los 240 MPCD, lo que requiere de la ampliación de los tramos Cali – Mariquita – Vasconia. A partir del 2016 se copará la capacidad de regasificación en el Pacífico por lo que será necesario incorporar infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica, con una capacidad de hasta 385 MPCD. De esta manera no será necesario realizar intervenciones sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja y se podrá abastecer la demanda hasta el 2020.

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Suministro Costa GNL Int-Costa GNL Costa Atlántica

Nuevo déficit Costa Al interior B-B D. Media + B-B + Exp

D. Alta + B-B + Exp Producción Disponible GNL Costa-Int

Proyección UPME


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Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I: Al considerar la entrada de la primera fase de Cupiagua en el 2013, el escenario de desabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2016 y luego en la Costa Atlántica en el 2019. De esta manera se propone la adecuación de infraestructura de regasificación en la costa Pacífica. En primer lugar se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad de Cali con la Costa Pacífica, para tenerlo listo en el 2016 se requerirá iniciar su construcción en el 2013. Para minimizar las adecuaciones en el sistema de transporte desde Cali hasta Vasconia, se propone una capacidad de regasificación de 190 MPCD.

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Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II Al interior B-B

GNL Costa Pacífica GNL Costa-Int Nuevo déficit Interior Demanda Media

Demanda Alta GNL Int-Costa

Proyección UPMEPosible déficit por indisponibilidad de infraestructura en el 2013


78


Cálculos: UPME

Hacia el 2017 se incorporaría la infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica con una capacidad de 295 MPCD, de la cual se realizarían envíos hacia el interior para complementar la satisfacción de su demanda hasta el año 2020.


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Suministro Costa GNL Int-Costa GNL Costa Atlántica

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Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II Al interior B-B

GNL Costa Pacífica GNL Costa-Int Nuevo déficit Interior Demanda Media

Demanda Alta GNL Int-Costa

Proyección UPME


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Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:


Cálculos: UPME

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño La ocurrencia de un fenómeno de El Niño implicaría disponer de infraestructura de regasificación en la Costa Pacífica a partir del 2013 (si es que el fenómeno del Niño se presenta durante este año), y con una capacidad de hasta 300 MPCD. Adicionalmente se requeriría de infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica a partir del 2014 con una capacidad de hasta los 760 MPCD. La configuración actual del sistema podría satisfacer los requerimientos de gas ante la ocurrencia de fenómenos del Niño durante los años 2011 ó 2012, sin embargo ante un Niño en el 2013 se requerirá disponer de infraestructura de regasificación en la Costa Pacífica y transporte hasta el SNT.


Cálculos: UPME

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020


Pacífica (MPCD)100 150 200 240/100 240/190 240/190 240/190 240/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 100 150 200 240/100 240/190 240/190 240/190 240/190


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D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp Gas Costa - Int.

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Como ya se ha mencionado, se cuenta con muy poco tiempo para que en el 2013 se cuente con infraestructura necesaria, por lo que ante un Niño durante este año seguramente presentaría un déficit. Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte en el interior, ésta se copará ante la ocurrencia de un fenómeno de El Niño entre los años 2014 y 2020, por lo que aprovechando la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, se requeriría de importaciones de gas por la Costa Atlántica a partir del 2014 para complementar las necesidades de gas en el interior. Con esta configuración no se estima necesario realizar adecuaciones sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja.


Cálculos: UPME

La incorporación de Cupiagua permite solventar los mayores requerimientos de gas del interior hasta el año 2013. De esta manera, la incorporación de infraestructura de regasificación se requerirá a partir del 2014 en la Costa Pacífica y 2015 en la Costa Atlántica.

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81

Gráfica 59. Balance Interior – Alternativa 4 ante fenómenos de El Niño + Cupiagua fase I

Cálculos: UPME

Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:

Tabla 28. Requerimientos de regasificación y transporte ante fenómenos de El Niño –

Alternativa 4

Cálculos: UPME

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Pacífica (MPCD)190 190 190 190 190 250/190 250/190 300/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 190 190 190 190 190 250/190 250/190 300/190





82


Fortalezas Alternativa con alta confiabilidad pues tiene suministro por el Caribe y por el Pacífico. Al comenzar por el Pacífico, garantiza abastecimiento de gas a las plantas del interior en caso de Niño. Requiere de pocas inversiones adicionales en el sistema de transporte.

Amenazas Al comenzar la importación por el Pacífico, se deja más desprotegido el mercado de la Costa Atlántica. Que haya problemas en los puertos para instalar las facilidades de importación. Que haya un gran descubrimiento en el interior del país.

Debilidades Al comenzar la importación de gas por el Pacífico, requiere la construcción, en primer lugar, de un gasoducto entre la Costa Pacífica y Cali.

Oportunidades Permite crear una red de suministro de gas natural con dos puntos de entrada, uno en cada uno de los extremos del sistema. Permite desarrollar con más fuerza el mercado del gas en el Pacífico y en el sur occidente. Al entrar por el Pacífico, permite llegar el gas más barato a Cali.

Consideraciones adicionales Dado que la expansión del sistema colombiano de transporte consiste en obras construidas por las empresas transportadoras bajo la tutela del gobierno nacional, es muy posible que las empresas planteen combinaciones diferentes. Lo importante es que no se deje al azar el cubrimiento de la demanda. No debe olvidarse que a menos que la tendencia sea cambiada gracias a la aparición de uno o varios campos gigantes, es una realidad que los yacimientos de La Guajira, por su edad y su ritmo de explotación, tenderán a agotarse en los próximos años. Por lo anterior, si bien se da un margen de maniobra a los transportadores, el Gobierno debe asumir una posición claramente proactiva. Debe recordarse asimismo, que solo una parte de las inversiones propuestas corresponden a inversiones de transporte, y que estas conciernen esencialmente a una sola empresa. El grueso de las inversiones corresponde a infraestructura de regasificación; y estas no son inversiones de responsabilidad de las empresas transportadoras, lo que no impide que éstas últimas participen en ellas.


83

4. SUMINISTRO DE GAS NATURAL LICUADO - GNL Conceptos básicos

El GNL es gas natural en estado líquido, sometido a una temperatura de entre -166ºC y -157ºC, a una presión ligeramente superior a la atmosférica y con eliminación de compuestos no deseados (Hg, CO2, H2S, agua e hidrocarburos pesados). Mediante este proceso el volumen del gas natural disminuye 600 veces. Los volúmenes de GNL se expresan en metros cúbicos (m3) o en toneladas. Su densidad se ubica entre 430 y 470 kg/m3. Un millón de toneladas por año (1 MTPA) de GNL representa 3,62 MMm3/día, ó 128 MPCD25. Pueden establecerse las siguientes equivalencias con el gas natural (“GN”): Relación volumétrica: 1 m3 GNL = 23,9 MMBtu GN Equivalencia energética: 1 MTPA GNL = 51,8 TBtu GN La cadena integrada del gas natural licuado se compone por tres eslabones:

La licuefacción del gas, generalmente en una zona cercana a los pozos productores y lindante con la línea costera.

El transporte en buques metaneros. La regasificación e introducción a la red de transporte del país comprador.

El gas natural procedente de los yacimientos es transportado por ducto hasta una planta de licuefacción donde es procesado para su conversión en GNL en esta etapa, el rendimiento medio del proceso de licuefacción es del 90%. Esto quiere decir que el 10% del gas natural que ingresa a la planta se pierde o se utiliza como fuente de energía para el proceso. En segunda instancia, el GNL es almacenado hasta el momento de su embarque y transportado por barcos metaneros hasta el mercado consumidor, donde se ubica la infraestructura de regasificación.

Actualmente hay dos tipos de barcos que se utilizan para el transporte de GNL. Los “de membrana” y los “de esferas”. Las capacidades de transporte se encuentran entre los 50.000 y los 260.000 m3 de GNL por buque. Como valor promedio, puede decirse que el transporte del gas natural licuado tiene un rendimiento del 95%. Completado el proceso, el gas natural resultante se transporta y distribuye por gasoductos a los centros de consumo. La regasificación presenta el rendimiento más alto dentro de la cadena integrada del GNL cerca del 98%.

25

Considerando un poder calorífico de 1110 BTU/PC


84

El diagrama siguiente muestra la estructura de la cadena de GNL.

Gráfica 60. Estructura de la cadena del GNL

Fuente: SITUACION Y PERSPECTIVAS DEL GAS NATURAL LICUADO EN AMERICA DEL SUR Roberto Kozulj- Fundación Bariloche – Santiago de Chile, 29 de noviembre de 2007

El costo total de la cadena de valor de GNL -desde el reservorio hasta su recepción por el usuario- tiene cinco componentes principales:

Producción: desde el reservorio hasta la planta de GNL, incluyendo el procesamiento del gas y los gasoductos asociados

Licuefacción: tratamiento del gas, licuefacción, recuperación de líquidos y condensados, carga y almacenamiento de GNL

Transporte: por barco, desde la planta de licuefacción hasta la terminal de regasificación

Regasificación: descarga, almacenamiento, regasificación e inyección en ramales de distribución

Distribución a usuarios finales: a la salida de la planta de regasificación, el gas es inyectado en el sistema de transporte y distribución para llegar a los usuarios finales.

Para el presente ejercicio de planificación se calcularon costos de transporte de GNL asumiendo importaciones desde Alaska, Algeria, Perú y Trinidad & Tobago, y hasta las costas Atlántica y Pacífica, buques con una capacidad de 160.000 m3 de GNL, velocidad


85

de 20 nudos y costos diarios de operación de $US 40.000. Los costos de transporte de GNL considerados desde las distintas fuentes de suministro se muestran a continuación:

Tabla 30. Costos de transporte de GNL

Cálculos: UPME

*Incorpora peaje Canal de Panamá

Las siguientes graficas ilustran referencialmente los costos de inversión acumulada en dólares, de disponer buques autoregasificadores alquilados26 en las costas atlántica y/o pacífica, Vs., la construcción de plantas de regasificación27 con características similares en cuanto a regasificación y con un almacenamiento del doble de la capacidad del buque metanero. Se presentan las gráficas para las alternativas con una o dos infraestructuras de regasificación. Gráfica 61. Comportamiento de los costos acumulados de infraestructura de regasificación

ante las alternativas 1 ó 2

Cálculos: UPME

26

Asumiendo un costo de $ 1 dólar diario por cada metro cúbico de GNL 27

El costo unitario de inversión estimado de la planta de regasificación es de $ 1 dólar por cada pié cúbico de regasificación.

Trayacto Duración UnidadesCosto

Transporte

Boil Off

gasCombustible

Costos

portuariosTOTAL

Costo total (MMUSD$) 0,68 0,28 0,58 0,20 1,74

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USD/MBTU 0,04 0,02 0,04 0,06 0,16


USD/MBTU 0,07 0,03 0,06 0,06 0,21


USD/MBTU 0,07 0,03 0,06 0,20 0,35


USD/MBTU 0,27 0,11 0,23 0,06 0,66

17 días

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Atlántica

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AlquilerCompra o construcción



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Gráfica 62. Comportamiento de los costos acumulados de infraestructura de regasificación

ante las alternativas 3 ó 4

Cálculos: UPME

Se observa que desde el punto de vista económico, resulta eficiente alquilar el uso de buques autoregasificadores durante los primeros años y posteriormente, si la situación de oferta interna de gas lo amerita, se justifica su compra o la construcción de plantas de regasificación.

En principio, el precio final del GNL depende del mercado en el que se compre. En el mundo existen tres mercados principales que definen el rumbo de las embarcaciones de GNL, estos son Henry Hub en Estados Unidos; UK NBP en Europa y JCC en Japón. Los precios en estos mercados reflejan las necesidades de GNL de los países que en ellos intervienen, que van desde compras esporádicas y/o en pequeñas cantidades (Mercados flexibles – como USA), hasta la necesidad de asegurar su abastecimiento (Mercados firmes – como Japón). En este sentido las necesidades de Colombia estarían en el centro de la definición de estos mercados, pero con tendencia hacia los mercados firmes en el largo plazo. Sin embargo debido a las cantidades requeridas, Colombia sería un país tomador de precio. La referencia de precios de GNL más cercana al país corresponde al Henry Hub – USA, mercado que actualmente paga los menores precios del GNL debido a sus bajos requerimientos del mismo. Sin embargo, esta situación podría cambiar en la medida en que se disminuya la producción de gas de yacimientos no convencionales. De otra parte, los precios del GNL en los mercados de Europa y Japón reflejan la necesidad del energético por parte de estos países; esto se traduce en un desincentivo para vender GNL en el mercado americano por parte de los productores. De esta manera,

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Buque C.A. - Algeria Buque C.A. - T&T Planta Reg - Algeria Planta Reg - T&T

Alquiler Compra o construcción



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al incursiona en el mercado del GNL el país debería pagar el costo de oportunidad de vender el GNL a Colombia y no en los mercados de mayores precios. Como referencia, la gráfica 63 muestra la situación de precios de compra y venta de GNL a nivel mundial. Se observa que los precios de compra de GNL en los Estados Unidos rondaban los 3.5 USD/MBTU, mientras que en Europa se encontraban en 7.5 USD/MBTU en promedio y en los países Asiáticos superaban los 8.6 USD/MBTU. No obstante, aunque el precio referencia de compra de GNL para los países americanos, en teoría correspondería al de Henry Hub, países como Argentina o Brasil lo compran a 8.2 USD/MBTU (ver Gráfica 63). Se aprecia, que hay situaciones diversas de tipos de precio, dependiendo de las oportunidades que se presenten; así, es previsible que para Colombia, cuando se produzca la oportunidad de importar GNL, su precio oscilará mayoritariamente en primer lugar frente al precio en el Henry Hub, en segundo término frente al precio de venta en Europa, y un poco menos frente al precio de venta en Asia.


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5. CONSIDERACIONES INSTITUCIONALES Considerando las expectativas futuras de suministro de gas de yacimientos nacionales, la necesidad para Colombia de que el Plan de Abastecimiento sea operacional, es decir que el Plan pueda ser implementado, es fundamental, para ello se requiere que exista una organización institucional. El proceso debe ser el resultado de la coordinación entre el sector público y el sector privado. El primero trazando los rumbos, definiendo las prioridades, dando las señales económicas y regulatorias para que las obras se hagan, y el segundo haciendo las inversiones y aportando su conocimiento del sector. De esta manera, la identificación y priorización de los proyectos requeridos para garantizar el abastecimiento de Gas Natural contarán con la garantía necesaria para estar disponibles cuando se les necesite. En este sentido, La UPME define dentro del Plan, cuales son las prioridades y las necesidades de infraestructura para garantizar el abastecimiento. Por su parte La CREG trabaja a dos niveles: El primero es mediante las aprobaciones tarifarias necesarias, donde los transportadores han de incluir sus expansiones para el próximo quinquenio. El segundo, es diseñando los mecanismos regulatorios para que se ejecuten aquellas obras e inversiones que no se encuentran en el Plan de Inversión de las empresas. Corresponde al MME, con el apoyo de información de la UPME, tomar las decisiones requeridas para que todos los proyectos que sean necesarios se hagan, y no se corra el riesgo de desabastecimiento total o parcial del mercado de gas natural. En el caso de aquellos proyectos que se requieran y donde no exista la inversión privada, se deberá proceder a una convocatoria pública que permita su realización. Correspondería a la CREG diseñar los esquemas regulatorios necesarios para que este tipo de proyectos sean remunerados adecuadamente por el mercado. La CREG debería hacer el diseño tarifario y de remuneración correspondiente. En este sentido, el Decreto 2730 de 2010 del MME facilita la tarea, puesto que define que el MME podrá solicitar a la CREG que establezca mecanismos de remuneración para este tipo de activos. Además, el Decreto 2730 crea la figura del Gestor Técnico del Sistema de transporte. Agente que será de gran utilidad para ayudar a la coordinación de las ampliaciones del sistema de transporte. Así mismo, el Decreto 2730 en su Artículo 2º dice que el Gestor ayudará en la convocatoria de la planta de regasificación. Tomando en consideración el análisis de la situación de abastecimiento planteado en este documento, se Identifica la urgencia de definir todas las medidas que desde el gobierno


90

serán tomadas para poder contar con la infraestructura requerida para importaciones de GNL en el mediano plazo.

Creación del Comité Asesor de Planeamiento del SNT En el presente Plan de Abastecimiento se plantea la creación del Comité Asesor de Planeamiento de la infraestructura de transporte. Que se debería institucionalizar posteriormente a la adopción del Plan de Abastecimiento por parte del Ministerio de Minas y Energía. Este Comité permite contar con un foro de discusión permanente donde se plantean las diferentes alternativas de desarrollo del Sistema Nacional de Transporte (SNT). La ventaja de contar con este Comité es que permite la validación de la necesidad de diferentes proyectos, mediante un proceso de discusión técnica abierta y participativa entre la industria y el Gobierno. El hecho de que el Comité esté compuesto por miembros representativos de toda la industria (transportadores, distribuidores, productores, industriales, generadores eléctricos), garantiza el debate y la expresión de opiniones que permita identificar los proyectos críticos para garantizar el abastecimiento nacional de gas natural, acorde con las propias iniciativas privadas. El Comité se rige por un Reglamento que especifica los criterios, estándares y procedimientos para el suministro de información requerida por la UPME, en la elaboración del Plan de Abastecimiento, donde se incluye el planeamiento indicativo del SNT. Los objetivos de este Reglamento son:

Especificar los criterios y estándares que serán usados por la UPME para determinar requerimientos de instalación de infraestructura de Regasificación.

Especificar los criterios y estándares que serán usados por la UPME para definir requerimientos de Almacenamiento en el SNT o en los sistemas de Usuarios y Remitentes.

Especificar los criterios y estándares que serán usados por la UPME y los Transportadores en el planeamiento y desarrollo del SNT.

Promover la interacción entre los Remitentes del SNT, la UPME y los Transportadores con respecto a cualquier propuesta de desarrollo en el sistema de los Remitentes que pueda tener un impacto en el funcionamiento del SNT.

Así entonces, el proceso para desarrollar la expansión de la infraestructura del SNT, será de ahora en adelante, el siguiente:


91

Plan de Abastecimiento – Borradores. El Plan de Abastecimiento incluye el Plan Indicativo de Expansión del Sistema de Transporte de Gas. Decreto 2730 de 2010, Artículo 1328

Comisión Asesora de Planeamiento - Discusiones

Discusiones – Planteamiento - Análisis

Plan de Abastecimiento – Versiones Discutidas

UPME – Plan de Abastecimiento Versión Final

CREG – Recibe Plan de Abastecimiento con los proyectos identificados.

CREG contrasta los proyectos propuestos en el Plan Indicativo de Expansión con los planes de Expansión quinquenales de las empresas y sus fechas de entrada en operación.

La UPME y la CREG se reúnen para identificar aquellos proyectos que no se encuentran en los Planes de Expansión de las empresas

UPME informa al MME de aquellos proyectos que no están contemplados en los Planes de Expansión de las empresas. Decreto 2730, Artículo 1329

MME analiza la conveniencia o no de realizar por convocatoria estos proyectos de acuerdo a su importancia estratégica

El MME solicita a la CREG que defina las condiciones regulatorias para el manejo de estos proyectos. Decreto 2730, Artículo 1330

MME procede a realizar las convocatorias respectivas, a través de la labor directa del Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, y con el apoyo de la UPME y de la CREG. Decreto 2730, Artículo 1331

28

La Unidad de Planeación Minero Energética deberá elaborar periódicamente un Plan Indicativo de los

requerimientos de expansión del Sistema Nacional de Transporte. 29

… (la UPME) deberá remitir al Ministerio de Minas y Energía un informe periódico sobre el progreso de los

proyectos de expansión cuya ejecución está prevista por parte de los agentes transportadores, así como

requerimientos de inversión identificados que no estén siendo desarrollados por dichos agentes. 30

El Ministerio de Minas y Energía podrá solicitarle a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) la

adopción de medidas con el objeto de que los proyectos de inversión identificados, que no estén siendo desarrollados por los transportadores, sean ejecutados, ya sea por asignación directa a estos agentes o a través de convocatorias, según estime conveniente. La Comisión definirá los mecanismos pertinentes para el logro de este objetivo. 31

Una vez se contrate el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el artículo 21

del presente decreto, será la instancia encargada de instrumentalizar los mecanismos que adopte la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) con el fin de que se ejecuten los proyectos pertinentes.


92

CONCLUSIONES

Las conclusiones principales de la elaboración del Plan de Abastecimiento son las siguientes:

Propuestas y consideraciones en la infraestructura necesaria para desarrollar el Plan de Abastecimiento:

Las reservas probadas que maneja el país ascienden a 4.73 TPC, las cuales alcanzarían sin que se produzca déficit, al ritmo de la producción y del consumo actual, hasta el año 2013. Se cuenta adicionalmente con unas reservas probables de 2.9 TPC, las cuales son una cifra relativamente modesta que alertan sobre la necesidad de que se produzcan nuevos descubrimientos importantes en el menor tiempo posible. Dentro de las reservas probables se encuentra los volúmenes que se espera sean producidos para las plantas de Cupiagua en sus fases I y II, las cuales producirán en su etapa inicial 140 y 70 MPCD32. Es de resaltar que hasta el momento, ECOPETROL como propietario de dichas reservas (Cupiagua), no ha hecho la correspondiente reclasificación de las mismas, de probables a probadas, a pesar de que en diferentes foros ha puesto como fecha tentativa de entrada en operación de Cupiagua I, julio de 201133. Preocupa el hecho de que no se perfila, por el momento, ningún descubrimiento nuevo de grandes volúmenes de gas. Aunque no debe dejarse de resaltar que varias empresas se encuentran explorando en la búsqueda del recurso, varias de ellas en la Costa Atlántica, tanto costa afuera como en tierra firme, por lo que no se pierde la esperanza de que en algún momento en los años venideros, haya algún descubrimiento importante. Como ya se mencionó, del análisis del balance demanda-producción se observa que el país comenzará a tener un pequeño déficit a partir del año 2013. Para ese año se espera que inicie la declinación de los campos de La Guajira. En el caso colombiano, la alta dependencia de una sola fuente, como son los campos de gas de La Guajira, hace que el riesgo de abastecimiento sea más agudo. No se incluyó para efectos del escenario base la producción de gas de Cupiagua en sus dos fases, dado que su producción está basada en reservas probables, las cuales por metodología, no pueden ser consideradas en dicho escenario. Sin embargo en todos los escenarios se hizo una sensibilidad incluyendo dichos proyectos

32

Información suministrada por ECOPETROL 33

XII Congreso de gas natural – Naturgas Abril de 2009.


93

Al considerar Cupiagua, el inicio del déficit demanda-producción se traslada hasta el año 2016. No obstante hasta tanto el propietario de dichas reservas quien es el único que conoce a cabalidad su disponibilidad, no las reclasifique como probadas, no es apropiado considerar dichos proyectos. Como se ha visto, la capacidad nacional de producción enfrenta grandes retos, y es importante que el mercado, desde el punto de vista de los consumidores, se cubra contra eventualidades potenciales de fracaso en nuevos descubrimientos y en la plena utilización de las reservas probables. En el caso del gas no convencional, si bien es cierto que aparentemente las reservas son muy importantes, por ahora la información en relación al desarrollo de estas y la producción esperada, es relativamente escasa. Existen otras opciones para alimentar el mercado, concretamente aquellas relacionadas con la importación del recurso. Por el momento el único vínculo que tiene el país con el exterior en materia de gas natural es el gasoducto Antonio Ricaurte, entre Ballena (Colombia) y Maracaibo (Venezuela); este gasoducto cuenta con una capacidad ampliamente suficiente, que puede eventualmente llegar hasta los 500 MPCD, sin embargo, por el momento no existe disponibilidad de gas de Venezuela, si bien es cierto que existe un compromiso de dicho país de suministrar gas a partir del 2012. A pesar de los compromisos existentes, no se recomienda como opción depender de la importación de Venezuela, a pesar de existir un gasoducto y de los descubrimientos de cerca de 7 TPC en el Golfo de Venezuela, muy cerca de Maracaibo. Lo anterior, debido a la incertidumbre de cuando se desarrollen las reservas encontradas, y dado que el mercado del occidente Venezolano es deficitario en gas natural, por lo que probablemente el gas será utilizado para sus necesidades internas antes de destinarlo a exportaciones. En cualquier caso, de llegarse a producir esta importación, este gas entraría a competir como fuente adicional de suministro, ayudando a tener un mercado del gas natural bien surtido. Existen argumentos en el sentido de que no se requeriría importar gas puesto que pueden aparecer nuevos campos. Se trata de argumentos de mucho riesgo, puesto que nadie garantiza dichos hallazgos. Aunque por el momento no existe la infraestructura necesaria, otra opción para importar gas, mundialmente utilizada, es traer gas natural licuado al país. La tecnología utilizada para importar GNL consiste en instalar plantas regasificadoras, tal como lo ha hecho recientemente Chile para cubrir sus enormes déficit de gas natural. Actualmente existe una alternativa a las plantas regasificadoras, más rápida de instalar y más económica en el corto plazo, se trata de los buques regasificadores, tecnología que ha sido aplicada desde hace un par de años exitosamente por Brasil y Argentina. En consideración a lo dicho anteriormente, se presenta como opción principal para solucionar el problema de abastecimiento en el mediano plazo, la puesta en operación de buques regasificadores, ubicados bien sea en la costa Pacífica y/o en la costa Caribe.


94

Dichas alternativas presentan una solución al abastecimiento de gas natural hasta el año 2020. En el largo plazo, y dependiendo de la evolución de la oferta, en el evento de que no haya nuevos descubrimientos de gas en suficiente cantidad para alimentar el mercado nacional, se pasaría a la construcción de Plantas de Regasificación, decisión que debe basarse en un análisis económico detallado. En el evento en que apareciera gas natural en grandes cantidades, dependiendo de su ubicación y viabilidad de conexión al SNT, de acuerdo a la estrategia planteada en el presente documento se podría llegar a prescindir parcial o totalmente de los buques regasificadores.

Análisis de escenarios de abastecimiento Es importante resaltar que el escenario base planteado en el presente documento para consideración del país, incluye la ocurrencia de un fenómeno de El Niño de mediana o alta intensidad, en el periodo comprendido entre el 2011 y 2020, inclusive. Por lo anterior, los escenarios de abastecimiento considerados como base en el presente análisis incluyen la presencia de dicho fenómeno, y la disponibilidad de la infraestructura necesaria de suministro y transporte para cubrir sin inconvenientes dicha situación. Como ya se dijo anteriormente, por razones de clasificación de reservas por parte de los propietarios de las mismas, no se considera en el escenario base, la producción de las plantas programadas para Cupiagua. Aunque existe una muy baja probabilidad de que se presente un fenómeno de El Niño de mediana o alta intensidad en los próximos dos años (2012 – 2013), cabe comentar que en el evento que esto ocurriera, se presentarían déficit moderados en el interior del país, por lo que eventualmente sería necesario recurrir a algunos racionamientos puntuales y la utilización de otros combustibles donde sea posible. Cabe comentar que esta situación sería superable en el evento de contarse con el proyecto Fase I de Cupiagua en el año en que se presentara el evento. A partir del año 2013, aún en el evento de que no se presentara fenómeno de El Niño en dicho año, en el interior del país se presentan pequeños déficits, lo cual hace necesario que por lo menos, a partir del 2014, la ampliación del gasoducto Ballena – Barrancabermeja a 330 MPCD, esté operacional. En el evento de un niño la situación se vuelve crítica en el interior del país desde el año 2013, por lo que es recomendable que dicha infraestructura de transporte esté disponible en el 2013. Adicionalmente, de producirse el fenómeno de El Niño en el 2013, se hace necesaria la disponibilidad de gas importado regasificado. Esta necesidad podría aplazarse hasta el 2015 de no presentarse el fenómeno de El Niño. Se recomienda, sin embargo, que se tomen las medidas necesarias para poder contar con dicha capacidad de regasificación a partir de 2013, y a más tardar a partir de 2014, para evitar un racionamiento de presentarse el fenómeno de El Niño.


95

Propuestas de mecanismos institucionales y regulatorios para implementar el plan de abastecimiento:

Se debe buscar que las inversiones se hagan dentro del procedimiento normal establecido por la CREG en su regulación. En Colombia, la regulación hace que sean las empresas transportadoras las responsables de sus planes de expansión, los cuales están sujetos a la aprobación tarifaria quinquenal por parte de la CREG. Las empresas en sus planes de expansión incluyen sus proyectos, y los someten a consideración de la CREG para su remuneración por vía tarifaria. Se plantea en el presente Plan de Abastecimiento, que en el caso de no darse la inversión por parte de los transportadores, las inversiones se realicen por convocatorias por parte del MME. De otro lado, en el tema de la infraestructura de regasificación, y dado que no se trata de inversiones propias del transporte, se requiere del desarrollo de una metodología especial por parte de la CREG, para remunerar dichos activos. Esto lo establece el Decreto 2730 de 2010. Es importante recalcar el papel que el Ministerio jugará en la implementación del Plan de Abastecimiento, especialmente en lo relacionado con la infraestructura de regasificación. Para ello deberá contar con la ayuda de la UPME y de la CREG. En resumen, son las empresas transportadoras las llamadas a hacer las expansiones necesarias en los tiempos requeridos, para ello la CREG deberá considerar las medidas regulatorias del caso, tanto reglamentarias como tarifarias, que hagan posible dichos proyectos. El papel de la CREG en este aspecto es fundamental. De otro lado, para aquellos proyectos de carácter nuevo como es el caso de la infraestructura de regasificación, también es fundamental el papel que la CREG juegue, en el diseño de la estructura reglamentaria y tarifaria que haga viables financieramente dichas infraestructuras. Finalmente, en el evento de que haya necesidad de hacer infraestructuras mediante el mecanismo de convocatorias por parte del MME, tanto de transporte como de regasificación, el papel que juegue la UPME en la identificación temprana de dichos proyectos conjuntamente con la CREG, y en alertar al MME de la necesidad de los mismos, será fundamental. Tanto la UPME como la CREG deberán, cada una en el ámbito de sus competencias, apoyar al MME en la formulación de las convocatorias y en su correcta ejecución.


96

ANEXOS


97

ANEXO 1. Balances regionales ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño 2011 - 2020

Gráfica 64. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2011

Cálculos: UPME

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100

200

300

400

500

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Proyección UPME

plan de abastecimiento para el suministro y transporte de ... · pdf filejorge pinto nolla...

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