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F-DI-04
Avance - Plan de Abastecimiento de
Combustibles Líquidos
2016 - 2036
Unidad de Planeación Minero Energética
Subdirección de Hidrocarburos
Abril de 2016
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
1. Antecedentes
• El Plan Nacional de Desarrollo 2014 - 2018 indica que el Gobierno
Nacional garantizará condiciones para asegurar disponibilidad y
suministro de combustibles líquidos.
• La Subdirección de Hidrocarburos de la Unidad de Planeación
Minero Energética - UPME, debe elaborar los planes indicativos de
abastecimiento de hidrocarburos con base en los lineamientos
establecidos por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y proponer
estrategias para satisfacer los requerimientos de la población.
Unidad de Planeación Minero Energética
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1. Antecedentes
Cadena de los hidrocarburos
Upstream
• Exploración
• Perforación
• Extracción
Midstream
• Transporte
• Almacenamiento
Downstream
• Refinación
• Distribución
• Comercialización
Derivados del Petróleo
ACPM
Gasolina
Jet
Fuel Oil
GLP
Queroseno
No Derivados del Petróleo
Biodiesel
Etanol
Unidad de Planeación Minero Energética
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1. Antecedentes - Sistema
Agentes Sistema
Importador
Almacenador
Refinador
Productor
Distribuidor Mayorista
Distribuidor Minorista
Infraestructura
Poliductos
Puertos
Estaciones de Bombeo
OTROS
Unidad de Planeación Minero Energética
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1. Antecedentes
Consumo Combustibles Líquidos - 2015
Fuente: SICOM
ACPM46,8%
GMC36,8%
JET9,1%
GME1,5%COMBUSTOLEO
(FO6)1,4%
ETANOL1,4%
B 1001,4%
DIESEL MARINO1,3%
QUEROSENO0,2%
AVIGAS0,1%
Otros7,2%
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
1. Antecedentes - Definiciones
ABASTECIMIENTO CONFIABILIDAD
Capacidad del sistema, oferta +transporte, para atender 100 %de la demanda de petróleo ycada producto combustible bajoanálisis según escenarios deProducción, transporte ydemanda.
Capacidad del sistema paraatender el 100% de la demandade cada producto combustiblebajo análisis, en condiciones defalla de los elementos delsistema y otras contingenciasque se definan.
Fuente: COSENIT
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
2. Oferta - Escenarios Producción de Petróleo
-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
201
5
201
6
201
7
201
8
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9
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0
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1
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2
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3
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4
202
5
202
6
202
7
202
8
202
9
203
0
203
1
203
2
203
3
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4
203
5
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6
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7
203
8
203
9
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0
kB
PD
Bajo
Escenario Tipo Reserva MBBL
Bajo Probadas 2281,1
Unidad de Planeación Minero Energética
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-
200
400
600
800
1,000
1,200
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201
5
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6
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7
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0
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1
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2
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3
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7
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8
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9
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0
203
1
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2
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3
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5
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6
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7
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kB
PD
Medio Bajo
2. Oferta - Escenarios Producción de Petróleo
Escenario Tipo Reserva MBBL
Bajo Probadas 2282,7
Medio Probadas + Posibles + EOR 4522,9
Unidad de Planeación Minero Energética
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-
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
201
5
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7
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8
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0
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1
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2
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5
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6
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7
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8
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9
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0
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1
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2
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5
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6
203
7
203
8
203
9
204
0
kB
PD
Alto Medio Bajo
2. Oferta - Escenarios Producción de Petróleo
Escenario Tipo Reserva MBBL
Bajo Probadas 2281,1
Medio Probadas + Posibles + EOR 4522,9
Alto Probadas + Posibles + EOR + YTF 7050,4
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2. Oferta - Refinerías
Participación derivados
Carga: 225kbpd 250kbpd 160kbpd
Fuente: Ecopetrol
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2. Oferta - Biocombustibles
Etanol
Biodiesel
0
2
4
6
8
10
12
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
kBP
D
Producción Historica de Biocombustibles
Biodiesel Etanol
Fuente: SICOM
Planta UbicaciónCapacidad
[BBL/día]
Participación
[%]
Aceites Manuelita Meta 2,363 16.2%
Biocastilla Meta 295 2.0%
Biocombustibles Sostenibles del Caribe Magdalena 1,969 13.5%
BioD Cundinamarca 3,939 27.0%
Biodiesel de la Costa S.A.S. Atlántico 197 1.3%
Ecodiesel de Colombia Santander 2,363 16.2%
La Paz Boyacá 1,379 9.4%
Odín Energy Magdalena 709 4.9%
Oleoflores Cesar 1,186 8.1%
Romil de Colombia Atlántico 197 1.3%
Total 14,596 100%
Planta UbicaciónCapacidad
[BBL/día]
Participación
[%]
GPC Meta 157 1.5%
Ingenio del Cauca Cauca 2,201 20.9%
Ingenio Mayagüez Valle del Cauca 1,572 14.9%
Ingenio Providencia Valle del Cauca 1,887 17.9%
Ingenio Risaralda Risaralda 629 6.0%
Manuelita S.A. Valle del Cauca 1,572 14.9%
Riopaila Castilla Valle del Cauca 2,516 23.9%
Total 10,535 100%
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Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
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3. Demanda - Supuestos
• Se utiliza la actualización de proyección de demanda de combustibles
líquidos realizada por la UPME en noviembre de 2015.
• La proyección tiene en cuenta variables como Producto Interno Bruto
(PIB), Índices de Precios al Consumidor (IPC), precios de los
energéticos, crecimiento de la población, entre otras.
• Se considera un volumen de robo y contrabando constante a lo largo
del periodo de análisis tomando como año base el 2014.
• El porcentaje de mezcla de biocombustibles se mantiene constante.
• Fuentes de la información: Departamento Administrativo Nacional de
Estadística (DANE), Departamento Nacional de Planeación (DNP),
Ecopetrol, CENIT, Ministerio de Minas y Energía, Ministerio de
transporte, UPME, entre otras.
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
3. Demanda – Proyección nacional
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
20
12
20
13
20
14
20
15
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16
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26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
Dem
an
da [
BP
D]
Base Alto Bajo
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3. Demanda – Proyección nodal
La proyección de demanda para cada uno de los nodos se realiza
teniendo su participación histórica de consumo de cada uno de los
combustibles tomando como referencia el agregado nacional.
El volumen de robo y contrabando esta asociado a los nodos Baranoa,
Chimitá y Lisama.
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Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
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4. Balance – Análisis de abastecimiento
Fuente: COSENIT
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4. Balance – Análisis de abastecimiento
Fuente: COSENIT
Unidad de Planeación Minero Energética
F-DI-04
4. Balance – Análisis de abastecimiento
Fuente: COSENIT
0
10
20
30
40
50
602
01
52
01
62
01
72
01
82
01
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02
02
02
12
02
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02
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02
42
02
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02
62
02
72
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02
92
03
02
03
12
03
22
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32
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03
62
03
72
03
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03
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KB
l/d
ía
Balance de jet - Total País
Demanda
Oferta
Esc. Medio de demanda
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4. Balance – Análisis de abastecimiento
Fuente: COSENIT
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4. Balance – Análisis de abastecimiento
Fuente: COSENIT
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4. Balance – Análisis de abastecimiento
Fuente: COSENIT
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Capacidades (Kbl/día) Ampliaciones (Kbl/día)
Ducto Diseño Operacional Actual Año 1 Amplia 1 Año 2 Amplia 2
Cartagena-Baranoa 30.0 27.0 27.0 2015 6.8 2025 6.8
Galán-Lisama* 25.5 23.7 21.4 2016 10.7 2017 10.7
Lisama-Chimitá 25.5 23.7 21.4 2021 5.4 2033 5.4
Galán-Sebastopol 293.3 252.7 192.7 2022 48.2 2030 48.2
Sebastopol-Salgar 165.8 125.0 125.0 2027 31.3 2036 31.3
Salgar-Mansilla 94.7 83.3 83.3 2031 20.8
Sebastopol-Tocancipá 100.0 90.0 30.0 2033 7.5
Sebastopol-Medellín 68.4 58.1 58.1 2018 14.5 2026 14.5
Medellín-Cartago 49.1 44.2 44.2 2031 11.1
Salgar-Manizales 26.3 19.7 17.0 2020 4.3 2027 4.3
Manizales-Pereira 26.3 19.7 17.5 2025 4.4 2033 4.4
Pereira-Cartago 26.3 19.7 17.8
Cartago-Yumbo 45.0 38.7 37.4 2024 9.3 2032 9.3
Salgar-Gualanday 26.3 20.5 20.5 2021 5.1 2028 5.1
Gualanday-Neiva 12.0 10.0 10.0 2022 2.5 2030 2.5
4. Balance – Análisis de abastecimiento
Análisis de capacidades de transporte
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Supuestos
Escenarios de Producción de Petróleo. Se toma el escenario medio a partir de Reservas Probadas, Probables y Posibles + Recuperación Mejorada (EOR).
Análisis sin modernización de la Refinería de Barrancabermeja.
Escenarios de crecimiento de la demanda de combustibles:
•Se asume el escenario medio salvo para el Jet fuel donde se toma el escenario alto.
•Se incluye la demanda por concepto de robos y contrabando (RYC).
4. Balance – Análisis de abastecimiento
Unidad de Planeación Minero Energética
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Análisis de alternativas de abastecimiento
RCA
Pozos
Copey
GRB
Sebastopol
Coveñas
60
98+40
10098
Faltante interior año 2031: 198 Kbl/día
Importado 60Importado 82Excedentes 56
RCA
Pozos
Copey
GRB
Sebastopol
Coveñas
60
56
60
138
Importado 60Excedentes 56
Importado 82
1. CAR-COP-GAL 2. CAR-COV-SEB
4. Balance – Análisis de abastecimiento
Faltante interior año 2031: 198 Kbl/día
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Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
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5. Análisis de confiabilidad
Análisis de riesgos:
Salida de operación de uno o variostramos de la red de poliductos.
Salida de operación de la refinería deBarrancabermeja o Cartagena
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Análisis de riesgos:
Para esto se requiere almacenamiento estratégico complementando el de terminalesy ampliando la infraestructura de transporte a fin de suplir vía importación el faltantede producción local mientras la refinería entra en operación.
• Salida de operación de la Refinería de Barrancabermejapor un tiempo indeterminado.Evento Crítico
• Sustituir la producción de Barrancabermeja porimportaciones adicionales a las que normalmente seríannecesarias para equilibrar oferta y demanda decombustibles en condiciones de operación normales.
Supuesto
5. Análisis de confiabilidad
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Supuestos ante salida de operación de Refinería:
• Se propone un periodo de25 días desde ladetección de la falla hastala entrega del productoen terminales.
Día 0
•Sale GRB
•Autorización Uso Inv.Estratégicos
•Inicia Gestión Compra CL
Día 15-20
•Llegada Producto importado
•Sistema en operación ycapacidad máxima
•Continua usoAlmacenamiento estratégico
Día 25
•Llegada productoimportado a terminales
Día 25+
•Se agotan inventariosestratégicos
•El sistema opera conproductos importados
Día N
•Entra en operaciónRefinería
•Se reponen inventarios yAlmacenamientoestratégico
5. Análisis de confiabilidad
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Almacenamientos e Inventarios estratégicos
Deben estar integrado a la red de poliductos para su entrega inmediata ensituaciones de crisis y permitir la rotación de los productos.
Los sistemas de almacenamiento estratégico deben contar con el productofísico para cada combustible.
Los inventarios estratégicos tendrán dedicación exclusiva para atender estoseventos y no para atender aspectos operativos del servicio.
Alternativas para los inventarios estratégicos: 100% en los terminales y 100%en la zona de Barrancabermeja menos un volumen mínimo (prudente) enterminales
5. Análisis de confiabilidad
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F-DI-04
Análisis alternativa de confiabilidad
RCA
Pozos
Copey
GRB
Sebastopol
Coveñas
60
225+40
100225
Faltante interior año 2031: 325 Kbl/día
Importado 60Importado 209Excedentes 56
RCA
Pozos
Copey
GRB
Sebastopol
Coveñas
60
56
60
265
Importado 60Excedentes 56
Importado 209
1. CAR-COP-GAL 2. CAR-COV-SEB
Faltante interior año 2031: 325 Kbl/día
5. Análisis de confiabilidad
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Abastecimiento + Confiabilidad
Abastecimiento Confiabilidad
PC-GALCAR-COP-GAL
CAR-COP-GAL (Ampliación)
CAR-COV-SEB (Nueva)
CAR-COV-SEB (Ampliación)
CAR-COP-GAL (Nueva)
1
2
Fuente: COSENIT
5. Análisis de confiabilidad
PC-GALCAR-COV-SEB
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3. Análisis Abastecimiento y Confiabilidad
Análisis financiero
• CAPEX y OPEX en cada caso deductos.
• Llenado de línea.
• Inversiones en tanques dealmacenamiento.
• Cálculos VPN CAPEX-OPEX-llenadode línea y demanda paradeterminar “cargo por galón paraasegurar abastecimiento yconfiabilidad” de nuevasinversiones en ductos yalmacenamiento estratégico.
EVALUACIÓN FINANCIERA COMBINADA (DUCTOS +
ALMACENAMIENTOS)
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3. Análisis Abastecimiento y Confiabilidad
Costos implementación por alternativa
Abastecimiento Confiabilidad
PC-GALCAR-COP-GALUSD 872.8M
CAR-COP-GAL (Ampliación)USD 781.5M
CAR-COV-SEB (Nueva)USD 902.2M
PC-GALCAR-COV-SEBUSD 902.2M
CAR-COV-SEB (Ampliación)USD 519.1M
CAR-COP-GAL (Nueva)USD 872.8M
USD 1,654.3M
USD 1,775M
USD 1,421.3M
USD 1,775M
1
2
Fuente: COSENIT
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Inversiones 2016 2017 2018Distribución 20% 50% 30%
En GRB 534,2 1.335,6 801,4En Terminales 502,0 1.255,1 753,1En Sebastopol 489,1 1.222,9 733,7
3. Análisis Abastecimiento y Confiabilidad
Costos implementación – Análisis financiero
Distribución Inversiones
MUSD Tanques Producto Ductos Total
En Barranca 577,4 439,5 1654,3 2671,2
En Terminales 649,4 439,5 1421,4 2510,2
En Sebastopol 584,8 439,5 1421,4 2445,7
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3. Análisis Abastecimiento y Confiabilidad
Remuneración
Valor Presente Cargo ResultanteUbicación
Almacenamiento Estratégico
Inv.& Costos [MUS$]
Volumen [Mgal]
US$/gal $COP/gal*
En GRB 3.418 47.182 0,072 217En Terminales 3.212 47.182 0,068 204En Sebastopol 3.130 47.182 0,066 199
• Cobro Inicia: 2016
• Cobro Finaliza: 2040
• WACC=12,5%
• TRM=3,000 COP
Supuestos
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3. Análisis Abastecimiento y Confiabilidad2
91
24
8
22
8
21
7
27
3
23
3
21
4
20
4
26
6
22
7
20
9
19
9
180
200
220
240
260
280
300
320
2025 2030 2035 2040
$C
OP
/gal
Cargo Según Horizonte de Descuento
En GRB En Terminales En Sebastopol
21
7 2
40
26
5
29
4
32
7
20
4 2
25
24
9
27
7
30
7
19
9 2
20
24
3
26
9
29
9
180
220
260
300
340
2016 2017 2018 2019 2020$
CO
P/g
al
Impactos del retraso en el Inicio del Cobro
En GRB En Terminales En Sebastopol
Los cargos que se presentan en este ejercicio, corresponden a un análisis de sensibilidaddesarrollado por la UPME, y es la CREG la encargada de establecer estos valores.
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Agenda
1. Antecedentes
2. Oferta
3. Demanda
4. Balance - Análisis Abastecimiento
5. Análisis de confiabilidad
6. Conclusiones y Recomendaciones
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6. Conclusiones y recomendaciones
• Contar con varias entradas de productos importados en lugar de una sola
como ocurre hoy, diversifica el riesgo de puertos, así como interconectar
la refinería de Cartagena a los mercados del interior del país.
• Fallas en sistemas de almacenamiento son de menor impacto por contar
con varios terminales y varios tanques por producto.
• Si se inician las importaciones de petróleo a finales de la próxima
década, el país tendrá que asumir nuevos riesgos por su condición de
importador.
• Definir un marco de competencia que permita la participación de nuevos
agentes con experiencia en construcción y operación de líneas de
transporte y almacenamientos de productos combustibles.