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F-DI-04
BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL 2017
Octubre 17 de 2017
I Jornada UPME de Gas Natural – Balance de Gas Natural
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Agenda
• Oferta de Gas Natural– Reservas y producción gas natural– Declaración de producción 2017– Escenarios de incorporación de petróleo y gas
natural 2016-2036• Demanda de Gas Natural
– Seguimiento a las proyecciones– Proyecciones por sector de consumo
• Balance Oferta - Demanda
BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL 2017
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
OFERTA GAS NATURAL
Reservas gas natural
Declaración de producción de gas natural
Definición de escenarios de incorporación de reservas de 2016-2036
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Reservas gas natural
5320,77 GPC 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%
Cesar Ranchería
Catatumbo
VSM
Cordillera Oriental
VMM
VIM
Guajira
Llanos Orientales
R.Probadas R.Probables R.Posibles
Cuenca P1 P2 P3
Llanos Orientales 59% 40% 11%
Guajira 22% 0% 0%
VIM 11% 30% 42%
VMM 4% 15% 14%
Cordillera Oriental 4% 8% 13%
VSM 1% 1% 2%
Catatumbo 0% 1% 1%
Cesar Ranchería 0% 5% 17%
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Evolución reservas gas natural
21%
-4%
-7%
8%
4%
-2%-4%
3%
16%
-17%
-6%
6%
-9%-8%-8%
-2%
8,5
7,16,6
7,06,4
5,95,45,3
-22%
-17%
-12%
-7%
-2%
3%
8%
13%
18%
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
% V
aria
ción
TP
C
R. Probadas R. Probables R. Posibles Variación
Reevaluación de reservas:
� Caída precios petróleo� Baja actividad
exploratoria
2015 - 2016Reservas totales (-2%)P1: -8%P2: +18%P3:+24%
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Producción gas natural
887
1.0111.073 1.077 1.105
1.1991.153
1.0781.027
955
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
GB
TU
D
Cusiana Cupiagua Gibraltar Otros Interior
Zona Aislada La Guajira La Creciente Otros Costa
Disminución de la producción
Principales cuencas productoras:
� Llanos Orientales� Guajira� VIM (Nelson, Bonga,
Mamey)
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Resoluciones MME 31159 del 3 de abril de 2017 y 313 85 del 7 de junio de 2017
Declaración de producción gas natural
1.857 GBTUDDic 2017
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Declaración de producción 2017 por cuenca
Fuente: MME. 2017. Cálculos: UPME
Principales aportes:
• VIM 36%• Guajira 20%• Llanos 11%• Imp 28%
Cuenca Llanos Orientales fuerte
declinación a partir de abril de 2024
Cupiagua - Abril 2024Cusiana - Enero 2025
0200400600800
100012001400160018002000
ene.
-17
jul.-
17en
e.-1
8ju
l.-18
ene.
-19
jul.-
19en
e.-2
0ju
l.-20
ene.
-21
jul.-
21en
e.-2
2ju
l.-22
ene.
-23
jul.-
23en
e.-2
4ju
l.-24
ene.
-25
jul.-
25en
e.-2
6ju
l.-26
GB
TU
D
Llanos Orientales Valle Inferior del MagdalenaGuajira Valle Medio del MagdalenaValle Superior del Magdalena CatatumboCordillera Oriental Cesar Ranchería
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Cantidades importadas disponibles para la venta
Fuente: MME. 2017. Cálculos: UPME
-
20
40
60
80
100
120
140
160en
e.-1
7
jun.
-17
nov.
-17
abr.
-18
sep.
-18
feb.
-19
jul.-
19
dic.
-19
may
.-20
oct.-
20
mar
.-21
ago.
-21
ene.
-22
jun.
-22
nov.
-22
abr.
-23
sep.
-23
feb.
-24
jul.-
24
dic.
-24
may
.-25
oct.-
25
mar
.-26
ago.
-26
GB
TU
D
Importación Ecopetrol - BallenaSPECImportación Petromil (CARDON IV - VEN IMP)
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Declaración de producción 2017
Fuente: MME. 2017. Cálculos: UPME
Disponible para la venta:PTDV + CIDV
Producción comprometida: volumen de gas productor tiene comprometido para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, incluye exportaciones y el gas para las refinerías.0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
ene.
-17
jul.-
17
ene.
-18
jul.-
18
ene.
-19
jul.-
19
ene.
-20
jul.-
20
ene.
-21
jul.-
21
ene.
-22
jul.-
22
ene.
-23
jul.-
23
ene.
-24
jul.-
24
ene.
-25
jul.-
25
ene.
-26
jul.-
26
GB
TU
D
PTDV CIDVPC- Contratos suministro consumo interno PC- Refinería de BarrancabermejaPC- Refinería de Cartagena Gas de operación
PTDV & CIDV
PC
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F-DI-04
Declaración de producción 2013 - 2017
500
700
900
1.100
1.300
1.500
1.700
1.900
2.100
ene.
-13
ago.
-13
mar
.-14
oct.-
14m
ay.-
15di
c.-1
5ju
l.-16
feb.
-17
sep.
-17
abr.
-18
nov.
-18
jun.
-19
ene.
-20
ago.
-20
mar
.-21
oct.-
21m
ay.-
22di
c.-2
2ju
l.-23
feb.
-24
sep.
-24
abr.
-25
nov.
-25
jun.
-26
GB
TU
D
2013 2014 2015 2016 2017
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Declaraciones de producción 2013-2017
Fuente: MME – Concentra 2017
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Reservas GN 2016 Vs Declaración de producción 2017
Fuente: ANH – MME. 2017. Cálculos: UPME
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Estudio para revisar y actualizar las variables delentorno nacional e internacional, que impactan eldesarrollo de la actividad exploratoria dehidrocarburos en Colombia y construir tresescenarios de incorporación de reservas depetróleo y gas con un horizonte mínimo de 20años , incluyendo recursos convencionales y noconvencionales, así como las inversionesasociadas a cada escenario. (2016-2036)
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La definición de escenarios es una técnica utilizada en ambientes de alta incertidumbre, donde se requiere hacer consideraciones de largo plazo.
Metodología – Definición de escenarios
Los escenarios son construidos con base en variable s que influyen el desarrollo futuro del sector de hidrocarburos.
1. Se identifican las variables con mayor influencia en el desarrollo del sector y que además presentan alto grado de incertidumbre.
2. Las variables identificadas se distribuyen en una matriz de nivel de impacto e incertidumbre, para determinar cuales son las más importantes para la definición de escenarios (variables críticas).
3. A partir de la selección de variables críticas, se identifica para cada una los principales estadios futuros posibles (mutuamente excluyentes �∩ ∅) y colectivamente exhaustivos (∈ � � 1).
4. Se construyen los escenarios mediante la combinación de estadios determinados para cada variable crítica.
5. Se seleccionan los escenarios representativos. (por consenso)� Más probable (estadios de mayor
probabilidad)� Más favorable� Más adverso (estadios negativos)
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Se identificaron10 variables clave que afectarán los escenarios de oferta de hidrocarburos
Identificación de variables
Fuerzas diferenciadoras de escenarios
Alto
Bajo
Bajo Alto
Nivel deImpacto
Nivel de Incertidumbre
Precio de los HC
Hallazgos hidrocarburos Convencional
Seguridad
Interconexión Regional
Oferta energéticos de
vecinos
Cambio Climático
Potencial Crudos Pesados
Potencial No Convencionales
Términos Fiscales
Licenciamiento Ambiental
Disponibilidad mano de obra y servicios
Energías Renovables
Infraestructura de Transporte
Factor de Recobro
Potencial Offshore
Factores Sociales
Fuerzas comunes a todos los escenarios
Fuerzas de baja Importancia para los escenarios
Concentración de la industria
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Definición de escenarios
Escenario Precios de petróleo y gas Licenciamiento am biental Conflictividad social Términos fiscales Infrae structura
Abundancia
Precios de crudo internacional mayores a 60 USD/bl resultado de un mercado con una demanda mayor a la oferta.
Precios de Gas Natural Henry Hub entre mayores a 5 USD/MBTU por crecimiento de la demanda y limitada entrada de plantas de licuefacción.
Mejoramiento de los procesos de licenciamiento ambiental y reducción de tiempos de aprobación.
Definición y aplicación de los procedimientos para el desarrollo de YnC.
Oposición aislada a algunos proyectos petroleros.
El proceso de paz permite la exploración y desarrollo de nuevos proyectos en cuencas frontera y con alta conflictividad previa (Caguan Putumayo, Catatumbo, etc.)
Términos fiscales competitivos para el desarrollo de proyectos offshore, de crudos pesados y No Convencionales.
El gobierno incrementa su participación en el Goverment Take al aumentar los precios.
Disminución relativa de los costos de transporte por oleoducto dada el incremento de producción.
Desarrollos de gas en el offshore estimulan el crecimiento de la demanda y nuevas inversiones en infraestructura de gas natural.
Base
Precios de crudo internacional entre 45 – 60 USD/bl en un mercado equilibrado de oferta y demanda.
Precios de Gas Natural Henry Hub entre 3 – 5 USD/MBTU dado por alta liquidez de LNG.
Licencias ambientales con tiempos de aprobación promedio de 6 meses.
Dificultad en la aprobación de las licencias ambientales para proyectos no convencionales.
Intervención marginal de entes del Estado ajenos al sector en temas de licencias ambientales.
Nivel de conflictividad media. Altas demandas en las comunidades con tradición petrolera por mayor inversión.
Mayor intervención del estado en las zonas frontera para mediar los conflictos sociales.
Revisión periódica de términos fiscales para asegurar la competitividad del país en relación a México y los demás países de la región.
Adopción de términos fiscales diferenciados por tipo de HC (pesados, gas, offshore, etc.)
Ajuste al esquema de cálculo de tarifas de oleoductos para mantener la competitividad de la industria.
Incentivos regulatorios para el desarrollo de infraestructura para la importación y transporte de gas natural.
Escasez
Precios de crudo internacional entre 30 – 45 USD/bl resultado de un mercado internacional con sobreoferta de crudo y poco crecimiento de la demanda.
Precios de Gas Natural Henry Hub entre 1 – 3 USD/MBTU por alta disponibilidad de LNG.
Dificultad para obtener licencias ambientales debido a la presión de múltiples agentes de Estado de índole nacional y local.
No viabilidad a los proyectos de No Convencionales o en áreas sensibles ambientalmente.
Nivel de conflictividad alta por el incremento de desempleo y falta de inversión en las zonas con tradición petroleras.
Dificultad en el desarrollo de actividad en zonas de frontera por demandas sociales.
El Estado adopta incentivos contra cíclicos para atraer inversión pero los bajos precios de HC dificultan la promoción de la inversión.
Menores niveles de utilización de ductos resultan en costos de transporte excesivamente altos.
Desbalance regionales en la atención de la demanda de gas debido a cuellos de botella en la infraestructura de transporte.
Para la construcción de los escenarios se consideró la evolución de las variables y la consistencia entre las mismas
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Recursos - componentes
Los escenarios de oferta toman en cuenta cinco componentes: producción existente, no desarrollado, EOR, “yet-to-find” y no convencional
Componente 1
Componente 2
Componente 3
Componente 4
NoConvencionales
Yet-to-Find
RecuperaciónSecundaria
Reservas NoDesarrolladas
Existente
Componente 5
Proyección del volumen anual de producción
Componente 2 : Incorporación de reservas Probables y Posibles para los campos existentes tomando como base el perfil de producción reportado por las empresas operadoras
Componente 3 : Recursos contingentes o prospectivos provenientes de la implementación de proyectos de Recuperación Mejorada a través mejoramiento del factor de recob ro
Componente 4 : Descubrimientos y desarrollo de nuevos campos (“yet to find”) conforme a estudios recientes de todas las cuencas
Componente 5 : Hallazgos, desarrollo y producción de CBM, Shale Gas y Shale Oil en cuencas como Magdalena Medio, Cordillera Oriental, y Cesar Ranchería.
2
3
4
5
Componente 1 : Perfil de producción de las reservas probadas de los campos existentes en producción según proyecciones de las empresas operadoras
1
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Estimación de la incorporación de recursos por componente
Hipótesis
Escasez Base Abundancia
30 - 45 USD/bl 45 - 60 USD/bl >60 USD/bl
1 - 3 MMBTU 3 - 5 MMBTU >5 MMBTU
( ̴ $37 USD/bl -2 MMBTU)
( ̴ $52 USD/bl -4 MMBTU)
( ̴ $67 USD/bl -6 MMBTU)
Reservas
Existentes
Reservas Probadas reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas para cada escenario
Gas (BCF) 100% (4,343) 100% (4,343) 100% (4,343)
Reservas No
Desarrolladas
Reservas Probables y Posibles reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas para cada
escenario en tiempo y porcentaje de incorporación
Probables - Gas (BCF)
50% (316) 75% (479) 90% (579)
Posibles- Gas (BCF) 25% (96) 50% (197) 75% (299)
Total reservas no desarrolladas
412 BCF 676 BCF 878 BCF
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Estimación de la incorporación de recursos por componente
Hipótesis
Escasez Base Abundancia
30 - 45 USD/bl 45 - 60 USD/bl >60 USD/bl
1 - 3 MMBTU 3 - 5 MMBTU >5 MMBTU
( ̴ $37 USD/bl - 2 MMBTU)
( ̴ $52 USD/bl - 4 MMBTU)
( ̴ $67 USD/bl - 6 MMBTU)
Rec
urs
os
po
r
des
cub
rir
"YT
F"
YTF Gas Natural Gas (TPC) 0.4 TPC Onshore
4.4 TPC : con 1.5 en Sinú
offshore y 1.5 en Guajira offshore
8.6 TPC : con 4.2 en Sinú offshore y 2 en Guajira
offshore
No Convencionales
Perfiles de producción para los descubrimientos definidos en cada escenario:
Todos los proyectos inician exploración en 2024 - 2026
CBM
No se incorporan reservas
No se incorporan reservas
1 Proyecto CBM 1,100 BCF
Shale gas 2 Shale Gas 500 BCF c/u
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Incorporación de reservas de gas natural por escena rio (2016-2036)
4.343 4.343 4.343
878 676
8.617
4.430
436
2.100
02.0004.000
6.0008.000
10.000
12.00014.00016.00018.000
Abundancia Base Escasez
Existente Descubrimientos No Desarrollados YTF No convencionales
GPC Abundancia Base Escasez
Total Reservas a Producir 15,938 9,449 5,191
Incorporación de Reservas 11,595 5,106 848
Incorporación Promedio Anual 580 255 42
En el caso del gas natural, la incorporación prevista de reservas es de entre 0.8 y 11 TCF según el escenario
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Oferta de gas natural por componenteEscenario Base
En el Escenario Base la oferta de gas se mantiene en 1000 GPCD hasta 2027-2018 cuando inicia la producción en el offshore, alcanzando el pico de producción en el año 2030.
0
500
1000
1500
2000
2500
30002
01
6
20
17
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18
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20
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30
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31
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20
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20
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20
35
20
36
MP
CD
No Convencionales YTF
No Desarrolladas Existente
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Oferta de gas natural por componenteEscenario Abundancia
El Escenario de Abundancia refleja una alta prospectividad de Gas Natural offshore duplicando la producción actual.
0
500
1000
1500
2000
2500
30002
01
6
20
17
20
18
20
19
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20
20
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24
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28
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20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
MP
CD
No Convencionales YTF
No Desarrolladas Existente
Unidad de Planeación Minero Energética
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Oferta de hidrocarburos por componenteEscenario escasez
En el escenario de Escasez se caracteriza por muy poca actividad E&P por lo que la oferta de gas declina y se mantiene una tendencia a la baja continua.
0
500
1000
1500
2000
2500
30002
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6
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20
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28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
MP
CD
No Convencionales YTF No Desarrolladas Existente
Unidad de Planeación Minero Energética
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Escenarios incorporación reservas gas natural
0
500
1000
1500
2000
2500
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
MP
CD
abundancia base escasez
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Combinación declaración de producción y estudio para la definición de escenarios de incorporación de reservas de hidrocarburos
Escenarios oferta gas natural 2017
0200400600800
10001200140016001800200022002400
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
MP
CD
abundancia base escasezDP 2017 (Prod.Nal) 90%Base Esc. Base resultante
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Combinación declaración de producción PP (incluye SPEC hasta Nov 2026) y estudio para la definición de escenarios de incorporación de reservas de hidrocarburos
Escenarios oferta gas natural 2017
-
200,00
400,00
600,00
800,00
1.000,00
1.200,00
1.400,00
1.600,00
1.800,00
MP
CD
DP 2017 (Prod.Nal) Esc. Base resultante ESC. MEDIO OFERTA
SPEC - Nov 2026
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Sectores de consumo
Demanda de Gas Natural
Demanda Nacional Gas Natural
Residencial Terciario Industrial Petroquímico PetroleroTermoeléctricoTransporte
Vectores de Corrección del Error VEC
ModeloTécnico -
económico
Expectativas de consumo
de ECP y consumos
identificados por
proyectos futuros
Modelo Programación Dual Estocástica
Desarrollados en la subdirección de Demanda
Expectativas de consumo de acuerdo a proyectos identificados del sector
Desarrollados en la subdirección de Energía
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Seguimiento a las proyecciones
600
900
1200
1500
1800
en
e.-
13
mar
.-1
3
may
.-1
3
jul.
-13
sep
.-1
3
no
v.-1
3
en
e.-
14
mar
.-1
4
may
.-1
4
jul.
-14
sep
.-1
4
no
v.-1
4
en
e.-
15
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.-1
5
may
.-1
5
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-15
sep
.-1
5
no
v.-1
5
en
e.-
16
mar
.-1
6
may
.-1
6
jul.
-16
sep
.-1
6
no
v.-1
6
en
e.-
17
mar
.-1
7
may
.-1
7
GBTUD
400
500
600
700
800
en
e.-
13
mar
.-1
3
may
.-1
3
jul.
-13
sep
.-1
3
no
v.-1
3
en
e.-
14
mar
.-1
4
may
.-1
4
jul.
-14
sep
.-1
4
no
v.-1
4
en
e.-
15
mar
.-1
5
may
.-1
5
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-15
sep
.-1
5
no
v.-1
5
en
e.-
16
mar
.-1
6
may
.-1
6
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-16
sep
.-1
6
no
v.-1
6
en
e.-
17
mar
.-1
7
may
.-1
7
GBTUD
Con termoeléctricas
Sin termoeléctricas ni petrolero
Fuente: UPME, Chevron, Ecopetrol, Concentra, 2017
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Error Medio Cuadrático
Seguimiento a las proyecciones
Julio 2014
Noviembre 2014
Marzo 2015
Junio 2015
Diciembre 2015
Julio 2016
Diciembre 2016
Abril2017
MSE 3,51% 3,32% 2,64% 1,09% 1,22% 0,6% 0,71% 0,68%
Fuente: UPME, 2017
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Revisión Julio2014
RevisiónNoviembre 2014
Revisión Marzo2015
Revisión Junio2015
RevisiónDiciembre 2015
Revisión Julio2016
Revisión Noviembre2016
Revisión Abril 2017
Sesgo (B) Modelo (M) Aleatorio (R)
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Vectores Auto Regresivos (VAR)
• Técnica usada en macroeconomía para relacionar elcomportamiento dinámico conjunto de un grupo de variables. Esel método prevalente para modelar series de tiempo.
• Un sistema VAR contiene un grupo de m variables, que seexpresan como una función lineal de p de rezagos de sí misma yde las otra m-1 variables, más un término de error.
� � �� + ������ + ⋯ + ������ + ������ + ⋯ + ������ + ��
� � �� + ������ + ⋯ + ������ + ������ + ⋯ + ������ + ��
Modelos econométricos de proyección
Fuente: Parker, J. A. (2012). Learning Time-Series Econometrics. Portland: Reed College. Retrieved 08 28, 2014, from http://academic.reed.edu/economics/parker/s14/312/tschapters/S13_Ch_5.pdf
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Vectores de Corrección del Error (VEC)
• Cuando las variables son individualmente no estacionarias debenser cointegradas. Si las variables son cointegradas deben teneruna tendencia estocástica común, alrededor de la cual se muevenjuntas alrededor de trayectorias no estacionarias.
• En el caso de dos variables y una relación de cointegración, sehace la primera diferencia de la ecuación y se incluye un términode corrección del error que mide la desviación del período previodel equilibrio de largo plazo.
Modelos econométricos de proyección
∆�� �� + ���∆��� + ⋯ + ���∆��� + ���∆��� + ⋯ + ���∆���− �� ��� − �� − ����� + �
��� − �� − �����Relación de cointegración
Fuente: Parker, J. A. (2012). Learning Time-Series Econometrics. Portland: Reed College. Retrieved 08 28, 2014, from http://academic.reed.edu/economics/parker/s14/312/tschapters/S13_Ch_5.pdf
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Criterios estadísticos
• Los modelos elegidos para cada una de las regiones de consumosfueron seleccionados de acuerdo a los siguientes criterios:• Bondad de Ajuste: Se evalúan los criterios de información de Akaike,
Schwarz y el logaritmo de máxima verosimilitud, tanto para la elección delnúmero de rezagos del modelo, como para elegir entre modelos.
• Explicación de la demanda por parte del modelo: Se evalúa tanto el R2como el estadístico F y el error estándar.
• Adicionalmente, se utilizaron variables dicótomas para evitar que el modelosiga tendencias temporales que lleven a sobre o sub estimaciones de lademanda.
• Los escenarios alto y bajo se determinan sobre el escenario de mayorprobabilidad. Para este caso no se emplea la desviación estándar sino elerror estándar, con la siguiente fórmula:
Modelos econométricos de proyección
������ !" �$%" � " &�'" � ������ !" (�)!" ± +,-% ∗ � " ��%á�)�
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Residencial• Para las proyecciones de demanda de gas natural tanto nacionales como
regionales, se empleo una combinación de un modelo VEC y un modeloVAR, que integra como variables endógenas la Demanda de cadaRegión, el Precio del gas natural en boca de pozo, Precios de GLP (IP) yla cobertura del servicio en número de hogares como variable exógena.
PROYECCIONES DE DEMANDA
Variables del modelo residencial
Variables Periodicidad
Demanda de Gas Natural MensualPrecio de suministro GN TrimestralPrecio de suministro GLP Trimestral
Cobertura Trimestral
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
• En 2016 los usuarios residenciales aumentaron en un 6,27%, alcanzando los 8.468.701 conectados a la red. La demanda del sector residencial en 2016 creció al 1,98%
• A 2031 se proyectan incrementos 1,75% promedio anual. Las regiones de mayor crecimiento son Noroeste y Suroeste, con crecimientos anuales promedio por encima del 2,5% (en los últimos 6 años han presentado crecimientos de 7,8% y 4,3% anual promedio
respectivamente).
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GBTUD
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GBTUD CENTRO COSTA SUROESTE
NOROESTE NORESTE CQR
TOLIMA GRANDE
Sector ResidencialPROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Terciario• Para las proyecciones de demanda de gas natural tanto nacionales como
regionales, se empleo un modelo VEC, que integra como variablesendógenas la Demanda de cada Región, el Precio del gas natural enboca de pozo, Precios de GLP (ingreso del productor) y la cobertura delservicio en número de usuarios como variable exógena.
PROYECCIONES DE DEMANDA
Variables del modelo comercial
Variables Periodicidad
Demanda de Gas Natural Mensual
Precio de suministro GN TrimestralPrecio de suministro GLP Trimestral
Cobertura Trimestral
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
• El sector terciario presentó un crecimiento de 5,84% en 2016. Al igual que en el sectorresidencial, el crecimiento estuvo impulsado por el aumento en el número de usuarios que seconectaron al sistema, pasando de 146.330 en 2015 a 154.508 en 2016.
• A 2031 se proyectan incrementos 2,84% promedio anual (3,7% entre 2010 y 2016). En elsector terciario se espera que la región Centro se mantenga como la de mayor consumo. Seproyecta que las regiones de los santanderes (Noreste), Antioquia (Noroeste) y Valle delCauca (Suroeste), aumenten por encima del 3% de acuerdo a su capacidad de aumentar elnúmero de usuarios.
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GBTUD
Histórico
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GBTUDCENTRO COSTA NORESTE
NOROESTE SUROESTE CQR
TOLIMA GRANDE
Sector Terciario
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Industrial• Se empleó un modelo VEC, que integra como variables endógenas la
Demanda de cada Región, el Precio del gas natural en boca de pozo,Precios de Carbón Mineral y PIB industrial. Para la demanda regional seutilizaron modelos de mínimos cuadrados dinámicos, relacionando lademanda de cada región con la nacional.
PROYECCIONES DE DEMANDA
Variables del modelo industrial
Variables Periodicidad
Demanda de Gas Natural MensualPrecio de suministro GN TrimestralPrecio de suministro CM Trimestral
PIB Industrial Trimestral
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
• En 2016 la industria presentó una caída de 4,66% en el consumo de gas natural.• El crecimiento proyectado del sector es 2,25% anual en promedio
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GBTUD
Histórico
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GBTUDCOSTA CENTRO SUROESTE
NOROESTE NORESTE CQR
TOLIMA GRANDE
Sector Industrial
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
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USD/MBTU
Histórico
pg
pgha
pghb
pgext
Sector Industrial - Sensibilidad de precios
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
335,45
357,59
316,36
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GBTUD
Histórico Medio
Alto Bajo
dg(pgha) dg(pghb)
dg(pgext)
Sector Industrial - Sensibilidad de precios
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
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2020
2021
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2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
RESIDENCIAL TERCIARIO INDUSTRIAL
Crecimiento de la demanda sectorial
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Petroquímica• Se empleó un modelo VEC para cada región, que integra como variables
endógenas la Demanda, el Precio del gas natural en boca de pozo y elÍndice de Producción Industrial para el sector de Químicos Básicos (CIIU2041), publicado por el Departamento Nacional de Estadísticas, DANE.
PROYECCIONES DE DEMANDA
Variables del modelo petroquímicos
Variables Periodicidad
Demanda de Gas Natural MensualPrecio de suministro GN Trimestral
IPI Químicas Básicas Trimestral
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
• En 2016 la demanda del sector cayó en 3,28%, como consecuencia del aumento en los precios del energético, en particular en la costa.
• No se espera la entrada de proyectos en el sector, por lo que se esperaría que la demanda se mantuviera en los niveles actuales
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GBTUD
Histórico
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GBTUD
COSTA NOROESTE
Sector Petroquímica
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Transporte (GNVC)
Se empleo un modelo técnico - económico en el software ENPEP en le cualse tuvieron en cuenta consumos históricos, precios tanto de la tecnologíacomo del energético y el comportamiento de sustitutos como la gasolina.
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Se asumió una competitividad del GNVC del 30%, un escenario de preciosdel petróleo de 40USD/barril, entrada de taxis eléctricos y buses a GNVtanto en Bogotá como en otras ciudades afectando la proyección dedemanda.
Variables del modelo transporte
Variables Periodicidad
Demanda de Gas Natural Vehicular AnualCompetitividad histórica del GNV AnualPrecio de venta Gasolina Motor Anual
Demanda de Gasolina Motor AnualPIB (revisión Ag. 2016), Población, TRM Anual
Sector Transporte (GNVC ) - Supuestos
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Transporte (GNVC)
PROYECCIONES DE DEMANDA
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MPCD
Histórico Proy. 2016 % Proy. 2016 % Histórico
Históricos Proyección
1996 - 2016 2017 - 2022
20 años 5 años
13.73% 0.79%
2007 - 2016 2017 - 2026
10 años 10 años
0.50% 0.53%
2011 - 2016 2017 - 2031
5 años 15 años
-0.79% -0.16%
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Fuente: MinMinas, UPME (2017)
Sector Transporte (GNVC) - Conversiones
PROYECCIONES DE DEMANDA
Porcentaje de vehículos sobre el total nacional.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
• Durante 2016, el sector transporte tuvo una caída significativa en su consumo de gas natural. Con respecto a 2015, la demanda del sector cayó un 11,07%.
• Para el horizonte de proyección la demanda se mantiene constante.
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GBTUD
Histórico
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GBTUD CENTRO COSTA SUROESTE
NOROESTE CQR TOLIMA GRANDE
NORESTE
Sector Transporte (GNVC)PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector PetroleroSe utilizan datos reportados por la compañía colombiana de PetróleosECOPETROL, de acuerdo a sus expectativas de consumo en susinstalaciones actuales y a proyectos de expansión y los volúmenesreportados como producción comprometida para las refinerías en laDeclaración de Producción de 2017. Adicionalmente se tienen identificadosotros proyectos de recuperación mejorada, en los cuales es fundamental eluso del gas natural, y adicionan reservas de petróleo brindando al paísautoabastecimiento de petróleo, principalmente para carga a refinerías.
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
De acuerdo a las hipótesis realizadas, la incorporación de reservas de crudo podría estar entre 1 y 7 MMBls dependiendo principalmente del escenario YTF y el recobro mejorado.
Incorporación de reservas de crudo por escenario (2016-2036)
MMBbl Abundancia Base Escasez
Total Reservas a Producir 9,609 5,720 2,804
Incorporación de Reservas 7,615 3,726 1,109
Incorporación Promedio Anual 381 186 55
1.994 1.994 1.695
1.394 762326
728388
4.493
2.576642
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6.000
8.000
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12.000
Abundancia Base Escasez
Existente Recobro Mejorado No Desarrolladas YTF No convencionales
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Oferta de hidrocarburos por componenteEscenario BaseEn el Escenario Base la oferta de crudo se mantiene sobre los 800 KBPD en los
próximos cuatro años.
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KB
D
Existente No DesarrolladasRecobro Mejorado YTFNo Convencionales
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KB
D
Base Abundancia
En el escenario de Escasez se caracteriza por muy poca actividad E&P por lo que la oferta de crudo se mantiene en niveles cercanos a 700 Kbls/d hasta el 2020,el recobro mejorado del escenario base y abundancia brindan autoabastecimiento de petróleo hasta 2036.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Demanda refinerías para demanda petrolera
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.-22
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-23
sep.
-23
may
.-24
ene.
-25
sep.
-25
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.-26
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-27
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.-28
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sep.
-29
GB
TU
D
Refinería Barrancabermeja
REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA-ECP
REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA-DP
Refinería Barrancabermeja con adelanto a 2023
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-17
ago.
-17
mar
.-18
oct.-
18
may
.-19
dic.
-19
jul.-
20
feb.
-21
sep.
-21
abr.
-22
nov.
-22
jun.
-23
ene.
-24
ago.
-24
mar
.-25
oct.-
25
may
.-26
dic.
-26
GB
TU
D
ECP REFICAR-ECP UPME REFICAR-DP
Barrancabermeja Cartagena
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
DEMANDA PETROLERA DE GAS NATURAL
Fuente: Ecopetrol – UPME 2017
Escenario Medio
Reficar – Barrancabermeja tiene volúmenes comprometidos en la declaración de producción 2017 (Incluidos)
Recuperación secundaria• Teca (Fase I y Fase II) Info
ECP.• Nare – volúmenes semejantes
a teca Fase II (no están incluidos) – Info: ECP
• Otros proyectos – 30 MPCD. • Termosuria - Termoocoa-
Campo Santiago reportados por ECP.
-
100
200
300
400
500
ene.
-17
jul.-
17en
e.-1
8ju
l.-18
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-19
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19en
e.-2
0ju
l.-20
ene.
-21
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21en
e.-2
2ju
l.-22
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jul.-
23en
e.-2
4ju
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25en
e.-2
6ju
l.-26
ene.
-27
jul.-
27en
e.-2
8ju
l.-28
ene.
-29
jul.-
29
GB
TU
D
Campo Santiago Termosuria y Termoocoa Otros proyectos recuperación secundaria Recobro-Teca Fase II Recobro-Teca básica y Fase I Refinería Barrancabermeja - 2023 Refinería Barrancabermeja Refinería de Cartagena
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Petrolero
PROYECCIONES DE DEMANDA
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
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16
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20
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29
20
30
20
31
GBTUD
NORESTE
CENTRO
COSTA
Fuente: UPME, Chevron, Ecopetrol, Concentra, 2017
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector TermoeléctricoLa estimación de la demanda de gas natural obedece principalmente alcomportamiento de la hidrología y a la conformación de la matriz deexpansión en generación.
Se plantean diferentes escenarios con base en el Plan de Expansión deReferencia Generación Transmisión 2016-2030.
Para el cálculo de la demanda de gas natural se utiliza el modelo energéticoSDDP, en el cual se simula la operación del SIN del forma uninodal ( Notiene en cuenta restricciones).
Los valores de combustible para la generación de seguridad se estiman conel modelo de simulación eléctrica DIGSILENT (Tiene en cuentarestricciones)
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector TermoeléctricoEl cálculo del consumo de gas de las plantas despachadas por generación de seguridad se realiza seleccionando el valor máximo entre el despacho realizado por el SDDP y la generación de seguridad estimada con el modelo DIGSILENT.
1"��2(" )� 1"(&2�%!&$��
� 3 4�� 1"��2(" 5667 8, 1"��2(" :�� )� 5�;2 !)�)8 <
8=�. �1 + ?)
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector TermoeléctricoEntradas modelo SDDP:
� Proyección de demanda de energía eléctrica UPME escenario alto.� Proyección de precios de combustibles UPME.� Costos (O&M, CERE, FAZNI, Ley 99 y AGC) para cada tecnología de
generación.� Series históricas de hidrología, viento y radiación.
Para la estimación del consumo de gas natural en el sector termoeléctrico se simularon los siguientes escenarios:
PROYECCIONES DE DEMANDA
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sector Termoeléctrico
PROYECCIONES DE DEMANDA
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100
150
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300
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29
20
30
20
31
GBTUDNORESTE CENTRO COSTA
SUROESTE NOROESTE CQR
TOLIMA GRANDE
Fuente: UPME, Chevron, Ecopetrol, Concentra, 2017
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Sectorial y Regional
PROYECCIONES DE DEMANDA
0
200
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600
800
1000
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201
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0
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1
202
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3
202
4
202
5
202
6
202
7
202
8
202
9
203
0
203
1
GBTUD TERMOELÉCTRICO INDUSTRIALGNVC RESIDENCIALPETROLERO TERCIARIOPETROQUIMICA+COMPRESORES
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
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201
6
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0
202
1
202
2
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3
202
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5
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6
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7
202
8
202
9
203
0
203
1
GBTUD
COSTA CENTRO SUROESTE
NOROESTE NORESTE CQR
TOLIMA GRANDE
DEMANDA DE GAS NATURAL (GBTUD)
Año Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo
2017 1,049 1,126 9302018 1,224 1,355 9992019 1,134 1,389 8912020 1,122 1,242 9162021 1,039 1,108 9762022 1,059 1,127 9972023 1,197 1,325 1,1282024 1,257 1,328 1,1742025 1,266 1,334 1,2042026 1,289 1,355 1,2252027 1,346 1,440 1,2472028 1,403 1,484 1,2702029 1,352 1,419 1,2882030 1,375 1,445 1,3092031 1,395 1,464 1,329
PERÍODO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIA PQ+COMPR GNVC PETROLERO TERMO TOTAL
2016 - 2031 1.75% 2.84% 2.25% -0.15% 1.01% 4.69% -1.71% 1.91%
2017 - 2021 1.98% 3.43% 3.18% -0.38% 2.09% 8.06% -20.78% -0.24%
2022 - 2026 1.76% 3.55% 2.19% 0.00% 0.53% 8.99% 9.09% 5.03%
2027 - 2031 1.51% 3.25% 1.97% 0.00% -0.26% -0.16% 1.03% 0.90%
Fuente: UPME, Chevron, Ecopetrol, Concentra, 2017
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
- 200 400 600 800
1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000
ene.
-17
ago.
-17
mar
.-18
oct.-
18
may
.-19
dic.
-19
jul.-
20
feb.
-21
sep.
-21
abr.
-22
nov.
-22
jun.
-23
ene.
-24
ago.
-24
mar
.-25
oct.-
25
may
.-26
dic.
-26
GB
TU
D
Residencial TerciarioIndustrial Petroquímica + CompresoresGNVC PetroleroTermoeléctrico Oferta - Esc. AltoOferta - Esc. Base Oferta - Esc. Bajo
Esc. Medio Demanda Febrero 2024
Balance de gas natural
• Esc. medio de demanda (áreas)
• Esc. alto de oferta (PP+CIDV)
• Esc. medio de oferta (PP)
• Esc. bajo de oferta (90% PP)
Fuente: UPME - MME. 2017. Cálculos: UPME
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Balance de gas natural
Fuente: UPME - MME. 2017. Cálculos: UPME
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000en
e.-1
7ju
l.-17
ene.
-18
jul.-
18en
e.-1
9ju
l.-19
ene.
-20
jul.-
20en
e.-2
1ju
l.-21
ene.
-22
jul.-
22en
e.-2
3ju
l.-23
ene.
-24
jul.-
24en
e.-2
5ju
l.-25
ene.
-26
jul.-
26
GB
TU
D
Demanda Alta Demanda Media Demanda Baja
Oferta - Esc. Alto Oferta - Esc. Base Oferta - Esc. Bajo
Comb.Esc
Fecha déficit
OB-DA Ene 23
OB-DM Mar 23
OB-DB Feb 24
OM-DA Feb 23
OM-DM Feb 24
OM-DB Ene 25
OA-DA Sep 23
OA-DM Feb 25
OA-DB Jul 25
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Balance de gas natural
Fuente: UPME - MME. 2017. Cálculos: UPME
0200400600800
10001200140016001800200022002400
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
MP
CD
abundancia base escasezDP 2017 (Prod.Nal) 90%Base Esc. Base resultante
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Combinación declaración de producción PP (incluye SPEC hasta Nov 2026) y estudio para la definición de escenarios de incorporación de reservas de hidrocarburos
Escenarios oferta gas natural 2017
-
200,00
400,00
600,00
800,00
1.000,00
1.200,00
1.400,00
1.600,00
1.800,00
MP
CD
DP 2017 (Prod.Nal) Esc. Base resultante ESC. MEDIO OFERTA
SPEC - Nov 2026
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
GB
TU
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Esc. Alto demanda Esc. Medio Demanda Esc. Bajo demandaDP (PP sin SPEC) Esc. Base resultante ESC. MEDIO OFERTAcon planta pacífico
Offshore Nacional?Fase II Regasificación
Atlántico ?
Balance de gas natural
Fuente: UPME - MME. 2017. Cálculos: UPME
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
� Balance volumétrico entre el escenario medio de oferta y medio de demandaindica desbalance desde el mes de febrero de 2024.
� El desbalance del año 2014, se puede equilibrar con la planta de regasificación delPacífico, además de dar confiabilidad al sistema de gas natural.
� La planta de regasificación del Pacífico, por análisis eléctricos y de confiabilidadpuede requerirse antes (objeto de estudio del Plan de abastecimiento de gasnatural versión 2017).
� Los escenarios de oferta de la UPME después de 2026 consideran incorporaciónde reservas de gas natural del offshore Colombiano. Aún así se requierenvolúmenes adicionales de gas natural.
� Con combinación de escenarios aún después de 2026 se evidencian desbalances,los cuales puedes ser atendidos con gas del offshore o con una segunda fase deregasificación en el Atlántico.
� El país requiere tomar decisiones anticipadas de modo que se logre la seguridaden el abastecimiento y la confiabilidad, ojalá con gas natural Nacional, que hayque hacer?
� No existe dilema entre la planta de regasificación en el pacífico y la exploraciónOffshore, debido al tiempo en el que se tendrán los resultados de la exploraciónen el offshore Colombiano.
Conclusiones
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