Plan Abastecimiento de Gas Natural v2010

5/10/2018 Plan Abastecimiento de Gas Natural v2010 - slidepdf.com

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

Consolidación de comentarios, propuestas

DOCUMENTO TEMPRANO

Ministerio de Minas y EnergíaRepública de Colombia



Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano 2

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]
















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 DEABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .............................................................. 11 INTRODUCCION .................................................................................................. 14 1. ACTUALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES DEL PLAN DEABASTECIMIENTO 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 DEMANDAESPERADA ........................................................................................................... 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




I. ANTECEDENTES

En el mes de octubre de 2009, la Unidad de Planeación Minero Energética presentó laversión 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 el1° de diciembre de 2009.

Dentro del proceso de socialización, el documento fue presentado a diferentes agentes yentidades 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 yrecomendaciones generales que enmarcaron los lineamientos de las comunicaciones queposteriormente fueron recibidos por escrito.

El presente documento consolida los comentarios recibidos por tema y tipo de agentedentro de la cadena de prestación del servicio, los cuales retroalimentaron a la Unidad enlos aspectos que deberían ser agregados, modificados o descartados, y que han servidocomo punto de partida para el desarrollo de la nueva versión del Plan de Abastecimientode para el Suministro y Transporte de Gas Natural. Vale aclarar que este documentopresenta la síntesis de los comentarios, recomendaciones y propuestas sobre la versiónpreliminar del Plan, pero no las aclaraciones, posiciones ni preguntas realizadas sobre elmismo; no obstante, éstas han sido consideradas durante el desarrollo de la siguiente

versión.

Finalmente se presenta para consideración de los agentes y terceros interesados, ladefinición de las principales variables que hacen parte de los escenarios deabastecimiento, y que serán detallados en el documento final que será complementadocon los requerimientos del Decreto 2730 de 2010, en cuanto a planeación indicativa delSistema Nacional de Transporte.

I.1. PARTICIPACIÓN DE LOS AGENTES

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




Tabla 1. Comunicaciones recibidas con Comentarios

No. AGENTE FECHA

1 MARIA CLAUDIA DÍAZ 09/11/20092 CNOGAS 18/11/20093 ISAGEN 27/11/2009

4ASOCIACIÓN COLOMBIANADEL PETRÓLEO

30/11/2009

5 INVERCOLSA 30/11/20096 ACOLGEN 01/12/20097 ANDESCO 01/12/20098 DNP 01/12/20099 ECOPETROL 01/12/200910 EMGESA 01/12/2009

11 EPM 01/12/200912 EPSA 01/12/200913 GAS NATURAL 01/12/200914 GAZEL 01/12/200915 GECELCA 01/12/200916 NATURGAS 01/12/200917 PROMIGAS 01/12/200918 TGI 01/12/200919 UNIVERSIDAD DE LOS ANDES 01/12/200920 TERMOEMCALI 18/12/2009

I.2. MATRIZ DE COMENTARIOS

La información que se presenta a continuación resume los comentarios recibidos porcategoría según tipo de agente.




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 c ifras 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 YREGULATORIO

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 DEABASTECIMIENTO

Revisar preliminarmente el desarrollo de reservas no probadas -

Se debería llegar hasta el planteamiento de la necesidad de unafuente 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 PLANDE ABASTECIMIENTO

A excepción del transporte y la dist ribución, la planificación sólo

debería ser indicativa y no obligatoria y centralizada.




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 decarácter probabilístico a fin de estanlecer escenarios

con sus respectivos niveles de certeza.

CRITERIOS DECONFIABILIDAD

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.


Proveer al regulador las herramientas que permitan

incorporar dentro del marco normativo vigente, losincentivos adecuados para lograr los comportamientos

requeridos por parte de los agentes.


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.


No es clara la coherencia entre la propuesta deestablecer 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.




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.

METODOLOGÍAValorar 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.


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.


Analizar señales de política y regulación que conduzcan a

los volúmenes ofrecidos por los productores y otorgar

condiciones de firmeza en la oferta.


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.


El sector gas debería recoger la experiencia del sectoreléctrico 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.




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.

METODOLOGÍASelección 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.


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

dentro de los criterios de confiabilidad - Establecer criterios de confiabilidad para lacapacidad de los campos productores y los gasoductos.


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


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.


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.




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 - Ac tualizar 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.


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.


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

condiciones de oferta disponible del gas en firme.


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 t ransporte - 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.


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.




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

En general, los resultados del proceso de socialización del Plan de Abastecimiento para elsuministro y transporte de gas natural permiten identificar la necesidad de ajustar elmecanismo de planeación a partir de una estructura flexible que responda a los cambiosque 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 lasnecesidades de la demanda nacional es modificado por un análisis de la perspectiva deabastecimiento ante diferentes escenarios de incorporación de oferta nacional yextranjera. Con el tiempo, la dinámica del sector permitirá identificar los escenarios sobrelos cuales será conveniente profundizar en su estudio y proposición, esto implica unaactualización periódica del documento para evaluar la situación de abastecimiento delsector.

La siguiente versión del Plan de Abastecimiento incorporará un diagnóstico sectorial conlos antecedentes, la identificación de la situación actual y la problemática a resolver. Seempleará la información más reciente al momento de su elaboración, considerando laconsolidación del CNOGAS, las reservas de gas disponibles en la ANH, la últimadeclaración de producción divulgada por el Ministerio de Minas y Energía, los planes deexpansión de oferta y de capacidad de transporte de gas. En cuanto a la proyección de lademanda de gas se empleará la determinada por la UPME utilizando sus modelos, eincorporando la afectación del precio del gas a partir de cada escenario de abastecimientoconsiderado.

El nuevo esquema implantado por el Decreto 2730 de 2010 en temas tales como lacontratación de suministro y transporte de gas natural, el almacenamiento estratégicopara el sector no termoeléctrico obligado a contratar suministro en firme, y para el sectortermoeléctrico que decida optar por esta alternativa para respaldar sus obligaciones deenergía firme, sugiere llevar la planeación de la expansión del sistema nacional detransporte de gas hacia un análisis de cifras promedio acotadas por el nivel de intencióndel sector termoeléctrico de mantener almacenamiento estratégico y la posible ubicaciónde dicho almacenamiento.

La UPME generará espacios con el sector termoeléctrico para establecer conjuntamenteescenarios donde se identifiquen las posibles alternativas acogidas por este sector pararespaldar sus obligaciones de energía firme.

La extensión de las exportaciones de gas será establecida según el análisis del factorR/P, así mismo las cantidades proyectadas serán las determinadas por la UPME a partirdel comportamiento histórico, en donde la cantidad exportada es muy cercana a los




excedentes de capacidad de producción de los campos de La Guajira, no comprometidapara el día de gas. En cuanto a los criterios de abastecimiento se tendrá en cuenta lacobertura universal para la demanda nacional.

Tal como se mencionó anteriormente, esta versión del Plan no pretende establecer unasolución definitiva sino que busca ofrecer una serie de alternativas que puedan irsefiltrando 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 cuantoal abastecimiento y confiabilidad del servicio de gas natural, y plantea la evaluación de laconveniencia por parte del MME de construir una planta de regasificación, este Plan y susactualizaciones, pretende ser el documento base sobre el cual se realice dichaevaluación.

Como resultado del proceso de consulta se identificó la necesidad de realizar análisis yestudios adicionales que permitan establecer el comportamiento de los agentes del sectorante ciertos escenarios. Considerando el tiempo necesario para su realización, estosresultados 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 considerainadecuado tratar temas como la coordinación de mantenimientos de infraestructura degas puesto que esta es una tarea que corresponde al planeamiento operativo de cortoplazo actualmente desarrollado por el CNOGAS.




DOCUMENTO TEMPRANO




INTRODUCCION

La evolución del sector del gas natural tiene dos periodos claramente definidos en suhistoria. El punto de inflexión se produce en el momento de la expedición de la Ley deServicios 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, tuteladosiempre 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 desdemediados de los 70´s hasta la expedición de la Ley 142 (1994).

Durante este periodo el gas se desarrolló principalmente en la Costa Atlántica. Seconstruyó 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 dedicadosexclusivamente a estos mercados: Apiay para el primero, El Centro y Provincia para elsegundo; y Palermo, San Francisco y Rio Ceibas para el tercero.

Este desarrollo fue exitoso dentro de sus limitaciones, llegándose a un nivel superior almillón de usuarios domésticos, y dando energía para la industria y para la generacióneléctrica, 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 alsistema 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 deServicios 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 delgas natural, y finalmente el gas llega a casi todas las capitales de departamento deColombia, llegando por el sur-occidente hasta Popayán. El número de usuarios hasobrepasado los cuatro millones y medio, y el número de vehículos con gas natural llega amás 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 mercadode vendedores, es decir, para contratos en firme, existe más demanda que oferta.




Existe abundante oferta para contratos en interrumpibles, pues muchos contratos firmesde los generadores eléctricos son revendidos en el mercado secundario interrumpible, engran proporción de corto plazo.

Esta situación en épocas normales, funciona en buena forma, sin embargo cuando sepresenta el fenómeno de El Niño la situación no es manejable, pues muchos de aquelloscomercializadores y agentes que compran en el mercado secundario interrumpible, noestán en condiciones de cortar el gas cuando se les solicita, por motivos de diferenteíndole.

Esta nueva situación del mercado no fue acompañada de una evolución regulatoria quepermitiese corregir estas disfunciones del mercado.

La CREG pensó que el mercado por si solo corregiría estas distorsiones, con elargumento, válido bajo una situación de mercado, de que llegado un Niño, los contratosinterrumpibles serían interrumpidos y el mercado se equilibraría solo. Pero llegó El Niño2009-2010, y no fue así, pues la mayoría de los agentes que estaban con gasinterrumpible solicitaron el apoyo del gobierno ante la amenaza de corte. El gobiernointervino pues muchos de estos contratos interrumpibles eran para usuarios regulados ypara 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, 180197de 2010.

A esto hay que agregar la situación de poco control, seguimiento y verificación en loscontratos 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 firmetienen clausulas que permiten al vendedor pagar una indemnización en caso de falla en elsuministro, 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, tampocola disponibilidad de éstos fue suficiente, tal como se vio en el pasado Niño, a pesar de queen 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 yéste tuvo ciertas distorsiones, tanto contractuales como logísticas que impidieron queoperaran los mecanismos como se esperaba.

También se confió en que la expansión del transporte estaría disponible en el tiempocorrecto. Especialmente sensible es el caso del gasoducto Ballena - Barrancabermeja. Sinembargo estas obras no estuvieron listas a tiempo, y esto en gran parte debido a la faltade contratación por parte de los productores-comercializadores responsables de tener gasdisponible para entrega en Barrancabermeja.




Esta es una realidad que debe ser enfrentada con medidas regulatorias y deinfraestructura. Por ello se expidió el Decreto 2730, para llenar el vacío en amboscampos, con regulación y con infraestructura de transporte y de importación de gasnatural.

La situación del pasado Niño, tenderá a empeorarse hacia el futuro, en la medida que lademanda continuará creciendo y de no producirse nuevos descubrimientos, la ofertacontinuará encogiéndose paulatinamente.

La elaboración del presente Plan de Abastecimiento por parte de la UPME permiteevaluar esta situación y resolverla. La UPME, como responsable de la planeación, debehacer la evaluación lo más precisa posible del comportamiento de la demanda y de laoferta en los próximos años, para apoyar al MME y a la CREG en la toma de lasdecisiones 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 buscadesarrollar las capacidades necesarias para enfrentar las necesidades del mercado delgas natural en los próximos años.

El decrecimiento de la oferta en el próximo futuro, requerirá de importaciones para poderatender adecuadamente el mercado, para esto será necesario desarrollar la regulacióncorrespondiente que permita que se instale la infraestructura necesaria para poderimportar gas natural y transportarlo hacia los centros de consumo, así como pararemunerar estas inversiones.

En este aspecto la regulación de la CREG requiere de una serie de ajustes que permitanque esto se vuelva una realidad. Por ello el Plan de Abastecimiento requiere coordinarsecon un apoyo regulatorio fuerte que lo haga viable.

Por ello la propuesta de la UPME, es un Plan de Abastecimiento que sea actualizadoregularmente 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 decontar con una retroalimentación permanente de estos en la elaboración del Plan.




1. ACTUALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES DELPLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

A continuación se presenta un resumen anticipado de los principales elementos queintegran el balance oferta – demanda del sector gas natural, la situación deabastecimiento en el corto y mediano plazo considerando la situación actual de reservas ycapacidad de producción, la perspectiva de incorporación de reservas nacionales y laspropuestas de abastecimiento, aspectos que serán complementados en la versióndefinitiva del plan de abastecimiento para el suministro y transporte de gas natural, queincluirá la expansión indicativa del sistema de transporte de gas natural en los términosestablecidos 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 naturalde 8.45 Tera Pies Cúbicos - TPC, de las cuales 4.73 TPC corresponden a la categoría dereservas 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 - GPCrespecto a las del 31 de diciembre de 2008, gracias a la reclasificación y aporte decampos como Pauto y Gibraltar, que presentaron un incremento de 476 y 57 GPCrespectivamente.

10%

34%

26%

5%

21%

2%

1%

1%

56%

POSIBLES

PROBABLES

GUAJIRA

Otros Costa

CASANARE

GIBRALTAR

PAYOA-PROV

MAG MEDIO

SUR

Otros Int

PROBADAS




Cabe destacar que en el campo Chuchupa reporta un decrecimiento de reservasprobadas de 208 GPC, mientras que el campo Ballena muestra un incremento del mismotipo de reservas de 23 GPC para el año 2009. Por su parte, el campo la Creciente reporta433 GPC como reservas probadas para el mismo año.

Las reservas probables reportadas por la ANH a 31 de diciembre de 2009 ascienden a2.903 GPC, mostrando un incremento de 901 GPC respecto del 2008, de los cuales el60% corresponde a los campos del Magdalena Medio y el 39% a las reservas probablesde los campos del Casanare.

1.2. OFERTA

La capacidad de producción de gas natural en Colombia muestra una tendencia crecienteque se mantendrá por dos años más de acuerdo con la información reportada al Ministeriode Minas y Energía en virtud del Decreto 2687 de 2008. El aumento de dichos volúmenesse debe principalmente a trabajos realizados en los campos maduros, lo que ha permitidomaximizar las reservas e incrementar la oferta de gas natural para satisfacer el sostenidocrecimiento de la demanda.

En el año 2009, la oferta de gas natural incrementó 15% respecto al 2008 al pasar de 874MPCD a 1.003 MPCD, registrándose una tasa de crecimiento promedio anual en losúltimos 10 años del 5.8%.

Las principales fuentes de producción nacional de gas natural se concentran en loscampos Ballena y Chuchupa, en la Costa Atlántica y en Cusiana y Cupiagua, localizadosen el Interior del país. Durante el año 2009, los campos de La Guajira y Cusiana, fueronresponsables del 86% del suministro, de los cuales el 66% corresponde a Guajira y el20% 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

+ O tros 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

1000

1200

MPCD




De otra parte, el potencial de producción de gas natural de los diferentes camposexistentes utilizado para el ejercicio de planificación, corresponde al reportado por losproductores al Ministerio de Minas y Energía en virtud del Decreto 2687 de 2008, ypublicado 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 acuerdocon 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 cualse ha incrementado en 2.7% respecto del promedio diario anual de 2009. Sin embargo, seestima que dicha capacidad disminuirá hasta 725 MPCD en el año 2019, debido a ladeclinación natural de los campos productores y considerando únicamente la oferta actualy las reservas remanentes a diciembre de 2009. Lo anterior equivale a una disminución de4,2% promedio anual en el periodo evaluado.

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

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S_GUAJIRA S_CASANARE S_LA CRECIENTE

S_OTROS COSTA S_GIBRALTAR S_PROVINCIA-PAYOAS_MAGDALENA MEDIO S_SUR OTROS




Lo corrido del presente año se ha caracterizado por el inició de la recuperación económicadel país y la finalización del Fenómeno de El Niño, lo cual implicaría un aumento delconsumo de gas natural y otros energéticos en el sector productivo, y que se mantengandurante algunos meses altos consumos de gas natural en el sector eléctrico.Considerando lo anterior, se espera para el presente año en el escenario base uncrecimiento 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 elSistema Interconectado Nacional, de manera que el consumo de gas natural parageneración eléctrica se reduciría de manera drástica. Así, la demanda total de gas naturalse contraería un 12.5%, a pesar de que en los demás sectores se espera un incrementode su consumo. Se consideran exportaciones promedio de 170 MPCD y 210 MPCD paralos años 2010 y 2011, respectivamente.

Entre los años 2011-2020 se prevé en el escenario base una tasa de crecimiento mediade 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 elescenario alto se espera que la demanda nacional alcance en el año 2020 magnitudes de1200 MPCD y de 1730 MPCD en el año 2030, con exportaciones promedio de 210 MPCDy 240 MPCD para los años 2010 y 2011, respectivamente.

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M P C D

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL GNCV REFINERIA

PETROQUIMICA COMPRESORAS Termoeléctrica Exportaciones




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 encuentradisponible en el sistema de información de petróleo y gas colombiano www.sipg.gov.co , sección proyecciones de demanda.

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M P C D

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL GNCV REFINERIA

PETROQUIMICA COMPRESORAS Termoeléctrica Exportaciones

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






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

De acuerdo con la información sobre disponibilidad de gas natural declarada por losproductores, se realizó un análisis regional, Costa Atlántica e Interior, luego la informaciónsobre disponibilidad de gas natural declarada se contrastó con los escenarios dedemanda base y alto generados por la UPME, con una resolución mensual que permiteidentificar mejor los tiempos en los que se presentarían problemas de abastecimiento degas natural en el país. Considerando que el análisis parte de la declaración de produccióny de las reservas probadas, proyectos de incremento de oferta como los de Cupiagua1 se

consideran como alternativas de abastecimiento (cuyo análisis se presenta en unasección posterior), por lo que sus volúmenes no se consideran en el escenario base quese presenta a continuación.

Los resultados indican una situación de autoabastecimiento hasta el año 20152, y unagotamiento 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 balancenacional como en los balances regionales. 3 La capacidad de producción con posterioridad al 2019 es referencial y fue calculada con la tasa dedeclinación promedio interanual 2012 – 2019

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M P C D

Oferta Nacional Escenario Medio Escenario Alto

4,73 TPC

Oferta según declaración de producción Oferta estimada




Se observa una capacidad de producción excedentaria de gas desde mediados del 2010y hasta el 2015 que eventualmente podría tener como destino las exportaciones; de locontrario estos volúmenes no producidos se “guardan ” y podrían producirse másadelante, 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 periodo2010 - 2014, permite diferir la producción excedentaria de los primeros años yeventualmente extender el horizonte de suministro del campo. Sin embargo, esteescenario requiere ser sometido a pruebas de comportamiento de yacimiento, por lo quedependiendo del resultado, su análisis se dará a conocer en la versión definitiva del plande abastecimiento4. A continuación se presenta el análisis de los balances regionales.

Para comenzar, se aclara que la información presentada en las gráficas de balanceregional entre enero de 2009 y agosto de 2010, corresponde a información histórica; eneste sentido las exportaciones se presentan bajo la curva Producción Disponible . Lasproyecciones 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 lade los campos de La Guajira, La Creciente, Guepajé y Ariana. Los envíos de gas de lacosta al interior fueron estimados a partir de la diferencia entre el total de producción delos campos del interior5 y la demanda alta del interior.

La situación de abastecimiento de la costa muestra que se podría atender la demanda dela costa y realizar envíos de gas al interior hasta el año 2019, sin embargo la declinaciónde la producción de los campos de La Guajira hace que se disminuya progresivamente losenvíos de gas al interior a partir del 2014. La capacidad de producción excedentaria seacerca a los 400 MPCD en el 2011, sin embargo parte de esta capacidad se destinará alas 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 habrácaído por debajo de la propia demanda de la costa. Bajo este escenario las reservasprobadas 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 essuministrada por los campos de La Guajira, por lo que este escenario requiere ser evaluado con losoperadores del campo.5 Campos del Casanare, Payoa – Provincia, Gibraltar, Magdalena Medio, campos del Sur y otrosno interconectados.




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 lasdemandas alta y media del interior.

Bajo estas consideraciones, y no obstante se llega al máximo nivel de ocupación delgasoducto Ballena-Barrancabermeja (260 MPCD), el balance muestra el inicio del déficitpara el escenario de demanda alto antes de finalizar el año 2013. Esta situación seagudizará en la medida en que se disminuya el gas proveniente de la costa producto de ladeclinación en la producción de los campos de La Guajira. Finalmente las reservasprobadas de gas de los campos del interior (2.1 TPC), se agotarían poco después del año

2030.

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M P C 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




Gráfica 8. Balance Interior

Cálculos: UPME

El factor R/P de referencia nacional, calculado de acuerdo con el procedimientoestablecido 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 unnivel de reservas de 1.33 TPC. Hacia el mediano plazo se observa que durante el 2014 elfactor 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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M P C D

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

Gas por encontrar Interior Demanda Media Demanda Alta

2.1 TPC

ProyecciónUPME




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 antesituaciones habituales de comportamiento de la demanda, su configuración debe sersometida además a los requerimientos adicionales del sector termoeléctrico originadosdurante eventos cálidos que producen un incremento en el aporte de la generacióntermoeléctrica al Sistema Interconectado Nacional – SIN, aspecto que se analiza acontinuación.

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

Colombia dispone de una oferta de electricidad conformada principalmente por centraleshidráulicas y térmicas a gas y a carbón, con una participación mayoritaria de las centraleshidráulicas. Al finalizar el 2009, la capacidad efectiva neta del Sistema InterconectadoNacional –SIN, alcanzó un valor de 13,495 MW (ver tabla 7).

La generación de energía eléctrica es suministrada principalmente por el parquehidroeléctrico 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 lacogeneración.

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

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3,78

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2,43

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

Reservas de referencia Factor R/P

T P C

A Ñ O S




Tabla 7. Capacidad efectiva neta

Fuente: XM

El comportamiento del clima durante el año hace que el nivel de los embalses varíedependiendo de la estacionalidad de las lluvias, con un pico hacia octubre/noviembre quesupera 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 elpaís 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 lageneración termoeléctrica a sus niveles máximos de tal manera que permita llegar a losmeses de verano con suficientes reservas en los embalses para sortear la sequía. A suvez, el incremento de la generación termoeléctrica impone un estrés al sistema nacionalde transporte de gas natural, cuya capacidad no fue diseñada bajo parámetros dedemandas pico. De esta manera es posible que se generen restricciones en la atenciónde la demanda en ciertos tramos del sistema.

Si bien no existe un patrón que permita identificar la periodicidad e intensidad delfenómeno de El Niño, estadísticamente es posible determinar que en promedio sepresenta cada 3 años, sin embargo, como se muestra en la siguiente gráfica del ÍndiceOceánico El Niño – ONI7 (Oceanic Niño Index ), cada evento tiene característicasdiferentes en cuanto a intensidad y duración.

6 El embalse agregado es una medida porcentual del nivel de los embalses que alimentan al parque degeneración hidroeléctrica del Sistema Interconectado Nacional. 7 El índice ONI se obtiene mediante el promedio móvil trimestral de la anomalía de la temperatura superficialdel 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%




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…). Sinembargo, eventos cuya intensidad ha sido clasificada entre moderada y fuerte, y quetienen incidencia sobre la situación energética del país, ocurre en promedio cada 6.5años, con periodos de ocurrencia entre 4 y 10 años, y con periodos de duración entre 11 y19 meses.

Si bien en cualquier momento de la presente década puede presentarse un fenómeno deEl Niño, se encuentra poco probable que éste ocurra antes del 2014 con una intensidadcatalogada entre moderada y fuerte, es decir que pueda generar alarmas sobre lasituación energética del país.

No obstante, para superar la incertidumbre asociada al momento de inicio del próximofenómeno de El Niño, se identificará su efecto si ocurriera en cada uno de los años entreel 2011 y el 2020. Los consumos de gas para el sector termoeléctrico que se presentan acontinuación corresponden a los valores promedio año empleados en los balancesmostrados al principio de este capítulo, y al promedio de las 25 series más secas las 100series de la simulación del MPODE, las cuales habitualmente reflejan loscomportamientos presentados en eventos cálidos históricos por lo que podrían asumirsecomo 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

A

n o m a l í a d e l a T S M

- ° C




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

Fuente: UPME

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

Tabla 9. Consumo estimado de gas natural para generación termoeléctricaPromedio Anual (MPCD)

Fuente: UPME

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

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 74,2 133,82018 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 Niño2011 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

Año COSTA INTERIOR




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 disminuciónen los envíos de gas hacia el interior para mantener la generación termoeléctrica en lacosta10.

Las siguientes gráficas presentan los requerimientos de gas ante la ocurrencia de eventosEl Niño durante el periodo 2011 – 2020 (los balances regionales para cada año sepresentan 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 sectortermoeléctrico 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 48,02019 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 déficitpor 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 déficitpor efecto Niño




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

Gráfica 11. Requerimientos de gas estimado en la Costa Atlántica ante la ocurrencia defenómenos 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 pocacriticidad ante fenómenos de El Niño entre los años 2011 y 2012, con algunasnecesidades puntuales por un corto periodo; esto debido a la disminución de lasexportaciones 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 parasatisfacer sus propias necesidades. De esta manera, ante cualquier Niño que se presenteentre el 2013 y el 2020, crece la necesidad incorporar nueva oferta de gas en el interior.

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M P C D

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




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

Cálculos: UPME

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M P C D

Suminis tro campos I nterior Suminis tro Cupiag ua Fas e I Suminis tro Cupiag ua Fas e I I

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

Demanda Media Demanda Alta

2.1 TPC




3. ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO

Luego de presentar el análisis de la disponibilidad de gas natural frente a la demandaestimada y la determinación de posibles déficits, así como las fechas eventuales de suocurrencia, a continuación se presentan las alternativas consideradas para incrementar elsuministro de gas natural y fortalecer el sistema de oferta de gas colombiano, permitiendoresolver las dificultades de abastecimiento descritas en la sección anterior.

No obstante los escenarios presentan un periodo de evaluación de 20 años (hasta el2030), 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 lasituación de oferta interna permitirá ajustar las estrategias de abastecimiento, que en todocaso serán objeto de permanente seguimiento mediante versiones posteriores del plan deabastecimiento.

Se consideran diferentes escenarios de nueva oferta tanto nacional como extranjerabuscando abarcar diferentes posibilidades que permitan aumentar la disponibilidad de gasnatural, 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 potencialocurrencia 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 lared existente antes de proponer nuevas expansiones11. El presente documento temprano del Plan de abastecimiento de gas natural busca alternativas de abastecimiento sujeto ala actual red de gasoductos, las ampliaciones propuestas por los transportadores yminimizando nuevos trabajos de ampliación. Sin embargo este aspecto será validado conel análisis específico de la red de transporte (actualmente en desarrollo), en los términosdel Decreto 2730 de 2010, y que será complemento del documento definitivo del Plan deabastecimiento de suministro y transporte de gas natural.

11 No obstante todos los escenarios serán evaluados.




3.1. RECLASIFICACIÓN DE RESERVAS PROBABLES A PROBADAS

Si bien el 44% de las reservas de gas natural del país están clasificadas como probablesy posibles, son las primeras las que deberían considerarse dentro de un ejercicio deplanificación para evaluar su efecto en la producción de gas natural y por lo tanto en elbalance.

A 31 de diciembre de 2009, las reservas probables de gas natural del país correspondíana 2.9 TPC, distribuidas principalmente en los campos del Casanare, Magdalena Medio yLa Guajira12. De acuerdo con información consolidada por la ANH, el perfil de producciónde 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 reservasprobables, corresponde principalmente a Cupiagua a partir de 2011; producción adicionalde campos del Magdalena Medio a partir de 2011; y producción adicional de los camposde La Guajira a partir de 2015.

La menor incertidumbre asociada a la producción de las reservas probables correspondea las de Cupiagua, donde ECOPETROL ha anunciado el inicio de producción de susfases 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: “lascantidades 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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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

M P C D

Demanda Reservas Probadas Reservas Probables Probadas + Probables




Una vez disponibles las respectivas facilidades de producción de Cupiagua, parte deestas reservas deberían ser declaradas como probadas. Para el presente ejercicio setoma como probadas las reservas necesarias para mantener la producción nominal hastafinalizar el periodo de planeación (2020), correspondiente a cantidades entre el 40% y el50% de las reservas probables.

Por otro lado, la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en el 2011 se consideranecesaria sólo ante la presencia de un fenómeno de El Niño entre el 2011 y el 2013 (vertablas 10 y 11), en caso contrario, la oferta disponible sería suficiente para abastecer lademanda hasta mediados del 2013. De esta manera, a continuación se presenta elbalance regional considerando la entrada de Cupiagua en el 2011 o en el 2013, momentoen 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 BallenaBarrancabermeja durante los años 2011 a 2013, producto de los menores requerimientosde gas de la Costa al interior. Este gas de la costa no requerido por el interior, generaaltos excedentes de producción de hasta 400 MPCD que eventualmente podrían serexportados.

Por otro lado, el momento del inicio del déficit en la costa permanece intacto hacia el año2019, fecha en la que también finalizan los envíos de gas de la costa al interior debido a laproducción 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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M P C D




2.68 TPC

ProyecciónUPME




En el interior se asume la entrada en producción de Cupiagua en julio de 2011 con 140MPCD. A partir de entonces y hasta finalizar el 2013 se consideran como envíos de gasde la costa al interior, la cantidad de gas necesaria para satisfacer los requerimientos dela 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 remanenteen el interior que no es requerida por la demanda, y que debido a restricciones detransporte entre Vasconia y Sebastopol, tampoco podrá enviarse hacia el MagdalenaMedio 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 2011produce una modificación en el comportamiento del factor R/P, haciendo que este llegue a7 durante el 2017.

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M P C D

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




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

Cálculos: UPME

De acuerdo con ECOPETROL, la producción de gas de la segunda fase de Cupiaguaprevista 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 sedispone para el mercado a partir del 2017, en primer lugar se requeriría una tercera fasede ampliación del gasoducto Cusiana – Vasconia que permita transportar los 70 MPCDadicionales de la segunda fase de Cupiagua. El nuevo balance del interior presentaría lasiguiente 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

10

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


T P C

A Ñ O S




Gráfica 17. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en2011 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 partirdel segundo semestre del 2013 se hace necesaria la incorporación de la producciónasociada a la primera fase de Cupiagua. A partir del 2015 la baja producción de loscampos de La Guajira permite atender la demanda de la costa y los requerimientos delinterior.

La producción de los campos de La Guajira podrá seguir la demanda hasta finales del2018, Finalmente, el déficit en la Costa se iniciaría hacia el año 2019. Si se considera elescenario medio de demanda, el déficit de la costa se iniciaría hacia mediados del mismoaño.

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M P C D

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

2.1 TPC




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 losenvíos de gas de la costa tendrían que disminuirse a partir del 2015. La producción degas de Cupiagua fase I se requerirá hacia finales del 2013 una vez la refinería deBarrancabermeja se encuentre en su fase de máxima producción. Para la misma fecha serequiere 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 partirdel 2016.

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M P C D



Capacida d Prod. C osta

2.68 TPC

ProyecciónUPME




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 deocupación durante los años 2011 y 2012, incrementándose durante el 2014 y 2015. Haciael 2019 se desocupa por no recibir más gas de la costa debido a la declinación de esoscampos. 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 año2015.

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M P C D

Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II

Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Media

Demanda Alta

2.1 TPC

ProyecciónUPME

0.75 TPC




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

Cálculos: UPME

La incorporación de la segunda fase de Cupiagua a partir del 2017 reduce pero nosoluciona la situación de déficit en el interior.

Gráfica 21. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en2013 y Fase II en 2017

Cálculos: UPME

4,343,94

3,53 3,703,29

2,902,54

2,201,88

1,571,31

1,05

0,83

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


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M P C D


Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Media

Demanda Alta

2.1 TPC

ProyecciónUPME




Cupiagua y el fenómeno de El NiñoLos resultados del balance regional considerando la oferta de Cupiagua Fase I y laocurrencia del fenómeno de El Niño, no presentan modificaciones a la situación deabastecimiento en la Costa, donde se requerirá de oferta adicional con cualquierfenómeno de El Niño que se presente a partir del año 2015.

Gráfica 22. Balance Costa Atlántica ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño yCupiagua Fase I

Cálculos: UPME

Para el interior se observa la conveniencia de disponer del gas de Cupiagua desde el2011 para superar posibles Niños durante los años 2011, 2012 ó 2013. De lo contrario suincorporación no sería necesaria hasta finalizar el 2013. (Ver gráfica 19). Cualquierfenómeno de El Niño que ocurra a partir del 2014 implicará la incorporación de ofertaadicional a la estimada ante el escenario Sin Niño.

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M P C D

Suministro Costa Gas por encontrar Costa Demanda Adicional Niño



2.68 TPC

ProyecciónUPME




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 seconsidera necesaria solo hasta el 2013, siempre y cuando no se presente un fenómenode 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 elinterior para el 2016; sin embargo, éste aparece ante la ocurrencia de un fenómeno de ElNiño en el 2014 ó 2015. Finalmente la incorporación de la segunda fase de Cupiaguaaporta pero no soluciona la situación de déficit en el interior, así mismo se requeriría de laampliación del tramo Cusiana – Vasconia en 70 MPCD adicionales.

A continuación se presenta el resumen del déficit estimado considerando a CupiaguaFase I en 2011 o en 2013, así como Cupiagua en 2017, con y sin eventos cálidos:

0

200

400

600

800

1000

1200

e n e / 0 9

s e p / 0 9

m a y / 1 0

e n e / 1 1

s e p / 1 1

m a y / 1 2

e n e / 1 3

s e p / 1 3

m a y / 1 4

e n e / 1 5

s e p / 1 5

m a y / 1 6

e n e / 1 7

s e p / 1 7

m a y / 1 8

e n e / 1 9

s e p / 1 9

m a y / 2 0

e n e / 2 1

s e p / 2 1

m a y / 2 2

e n e / 2 3

s e p / 2 3

m a y / 2 4

e n e / 2 5

s e p / 2 5

m a y / 2 6

e n e / 2 7

s e p / 2 7

m a y / 2 8

e n e / 2 9

s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D

Suminis tro campos Inter ior Suminis tr o C upiagua Fa se I Suminis tro C upia gua Fase I I

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


2.1 TPC




Tabla 12. Déficit pico estimado por año considerando la incorporación de gas deCupiagua 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 escenariosresultado 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 lopresenta la ANH en la promoción del Open Round 2010, en la que concluye que bajo unescenario conservador, los recursos por descubrir podrían estar entre los 34.000 y los82.000 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 en2011

Cupiuagua Fase I en2013

Cupiuagua Fase II en2017




Gráfica 24. Resultado de los estudios realizados sobre el potencial hidrocarburíferode 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 deexploración y producción (E&P) y contratos de evaluación técnica (TEA).

Con el Open Round 2010 desarrollado en junio de 2010, la ANH buscaba asignar 229bloques de las áreas Tipo 1, 2 y 315, y suscribir los contratos E&P y/o contratos TEAespecial, 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 delcumplimiento de los requisitos de evaluación de la Ronda Colombia 2010, finalmentefueron asignados 76 bloques, así:

15 Tipo 1: E&P MinirondaTipo 2: E&P cuencas con nueva prospectividadTipo 3: TEA especialwww.anh.gov.co

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






Tabla 13. Resultados Open Round 2010

Fuente: ANH * Estimación UPME

De esta manera, la actividad exploratoria en el país por efecto de la Ronda Colombia2010 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 actividadexploratoria con el objeto de evaluar la posible adición de reservas a partir de lasestimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para laANH, como el IHS (2008), para los escenarios bajo y medio, y la consolidación de variosestudios16 para el escenario alto.

Según los resultados de estos estudios, la estimación del potencial de recursos de gasnatural estaría por el orden de 7.194 GPC, 10.466 GPC y 546.364 GPC, para losescenarios bajo, medio y alto, respectivamente. La distribución de las reservas estimadaspor 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




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 yTEA, incluyendo los resultados de la Ronda Colombia 2010, es posible estimar elporcentaje de área por cuenca sobre la cual se ejecuta o ejecutará alguna actividadexploratoria, así como las áreas en las que no se desarrolla ningún tipo de actividad, talcomo se muestra a continuación

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

% SINACTIVIDAD% TEA % E&P




Los resultados muestran que en todas las cuencas se desarrolla o desarrollará algún tipode 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 sobrela 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

35

1

6

5 4

7

0

2

46

8

10

12

14

16

18

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

TEA E&P Sin Actividad




El volumen de reservas estimadas que se podrían adicionar corresponde al de aquellascuencas sobre las cuales existiría una mayor probabilidad de encontrarlas másrápidamente, debido a su mayor actividad exploratoria. Para este ejercicio se consideranlas reservas estimadas de las cuencas sobre las cuales se ejecutan contratos E&P enmás 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 reservassimilares a las probadas al 31 de diciembre del 2009, siempre y cuando se realizaranhallazgos de gas en estas 6 cuencas al mismo tiempo.

Ahora bien, considerando la baja probabilidad de que esto suceda al mismo tiempo, anteun escenario en el que se descubra gas hacia el 2012 en por lo menos una de lascuencas, 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 delgas proveniente de nuevos hallazgos será mínimo de seis años a partir de la fecha de sudescubrimiento.

En conclusión, si bien la estimación del potencial de gas en Colombia presenta cifrasalentadoras, sus resultados no serán visibles en el corto y mediano plazo, periodo en elque se deberán tomar las medidas adecuadas para asegurar el abastecimiento interno degas 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




No se descarta que durante la presente década se descubra y se ponga en producciónalgún nuevo yacimiento de gas natural en Colombia, sin embargo es poco probable quealgún nuevo descubrimiento de proporciones importantes, entre en producción antes del2020.

Por otro lado, para un escenario de garantía de abastecimiento, no sería correcto incluirhallazgos hipotéticos con poca o ninguna base que apoye su inclusión. Este tipo desupuestos caben para análisis de mercado, pero no así para seguridad de abastecimientodonde no hay lugar para errores.

3.3. INCORPORACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL

A nivel de yacimientos no convencionales, Arthur D’ Little (2008) ha estimado importantesvolúmenes de gas que podrían aportar al abastecimiento nacional, lo que requerirá tantode las normas como de la tecnología adecuada para su desarrollo. La ubicación de estosrecursos 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




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 quepodrían 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 yno es producto de gasificación.

El GMC es metano (CH4) generado en forma natural, junto a pequeñas cantidades deotros hidrocarburos y otros gases distintos a los hidrocarburos, contenidos en losmantos de carbón como resultado de un proceso físico y químico. Es producidodesde 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 lasuperficie. El carbón tiene porosidad, pero una permeabilidad muy baja, para poderproducir 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 lepermiten al agua, al gas natural, y a otros fluidos, migrar desde la matriz porosa hacialos pozos productores.

La rata de producción de GMC es producto de varios factores que varían de unacuenca a otra, desarrollo de permeabilidad por fracturas, migración del gas,maduración del carbón, distribución del carbón, estructura geológica, tipo determinación 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 rocamadre que generó los hidrocarburos que entrampa al reservorio con volúmenesinteresantes 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 encantidades comerciales requiere aumentar la permeabilidad de la roca conprocedimientos de fracturamiento, el auge del Shale Gas en los últimos años se debeal desarrollo de la tecnología en fracturamiento hidráulico.

Tight Gas (arenas compactas): Tight gas es el término comúnmente usado parareferirse a yacimientos de baja permeabilidad que producen en mayor porcentaje gasnatural 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

PRODUCTO

VOLÚMEN

(TPC)Gas asociado al Carbón (CBM) 7,5

Shale Gas 32

Tight Gas 1,2

Hidratos de Gas 400

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







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

Gráfica 29. Esquema geológico de Reservorios de Gas Natural

Fuente: EIA

Hidratos de Metano: Los hidratos de gas son un tipo de sustancias químicascristalinas que se originan de forma natural a partir del agua y de gases de poco pesomolecular. Tienen una estructura de jaula, que es agua en forma de hielo y metano uotros gases como inclusión en la estructura. Son sustancias sólidas similares al hielo,sin embargo, se pueden formar a temperaturas sobre el punto de congelación delagua. Generalmente todos los gases (exceptuando el hidrógeno, helio y neón) forman

hidratos, sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son loshidratos de metano.

Los hidratos de metano se pueden formar en los sedimentos de los fondos marinos yen tierra en las zonas de “permafrost” de las regiones Árticas del hemisferio norte. Laformación de hidratos de metano en los sedimentos de los fondos marinos estácontrolada por la temperatura, presión, composición de la mezcla de metano y deotros gases y la impureza iónica de los contenidos en los poros de las rocassedimentarias del fondo marino. Aparentemente, la mayoría de los hidratos marinosestán restringidos a los bordes de los continentes, donde el fondo es lo




suficientemente profundo y donde las aguas ricas en nutrientes descargan materialesorgánicos parcialmente en descomposición, de tal forma que las bacterias loconvierten en metano.

Los depósitos conocidos están en entornos bastante hostiles desde el punto de vistade la posible extracción. Pero, además del problema general de accesibilidad a losyacimientos, existen otras cuestiones que hasta ahora han impedido el uso de esterecurso. Al contrario de lo que sería deseable, los hidratos de gas se encuentrangeneralmente dispersos en grandes volúmenes de material sólido. Además dado queel gas natural está atrapado en el material helado, se necesita energía para liberarlo ytraerlo a la superficie, por lo que de momento, su extracción resulta inviableeconómicamente.

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 asu desarrollo, la UPME inició procesos de consulta para identificar la potencialidad de suincorporación a la oferta nacional. Por lo anterior y considerando que aún no se cuentacon respuesta a las solicitudes de información, en el presente documento no se hacereferencia 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







3.4. IMPORTACIONES DESDE VENEZUELA

A pesar de haber un contrato firmado entre ECOPETROL y PDVSA donde esta última secomprometió a enviar gas desde Venezuela a partir del año 2012, y no obstante en el año2009 Repsol hizo un descubrimiento en el golfo de Venezuela de alrededor de 6 TCF, seasume que desde Venezuela no habrá importaciones garantizadas. Para efectos deseguridad de abastecimiento, por su alta incertidumbre, no son consideradas lasimportaciones desde Venezuela, aunque no se descarta que eventualmente seproduzcan, 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 asícomo los mecanismos óptimos vistos desde lo económico y lo operativo que permitamaximizar 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 quees perfectamente controlable, pues se puede planificar su puesta en funcionamiento, asícomo escoger su ubicación.

El análisis que se presenta a continuación describe la situación de abastecimiento de gasnatural 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 iniciaráprogresivamente primero en el interior hacia el año 2013 y luego en la Costa Atlántica amediados del 2019. La Alternativa 1, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes apartir de importaciones de GNL por la Costa Atlántica.

COSTA ATLÁNTICA

COSTA PACÍFICA

COSTAS ATLÁNTICA YPACÍFICA

SIN CUPIAGUA

CON CUPIAGUA

SIN NIÑO

CON NIÑO




Sin Cupiagua Fase I:

Sin la incorporación de Cupiagua, el déficit en el interior comenzará hacia finales del2013. La capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja estará copada para esemomento, por lo que la capacidad excedentaria de producción podría ser exportada. Sinembargo, considerando la situación de mediano y largo plazo, se plantea la posibilidad deampliar gradualmente la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja Iniciando enel 2013 con 70 MPCD adicionales, hasta llegar a una capacidad total de 470 MPCD apartir del año 2018.

Con el gasoducto Ballena – Barrancabermeja ampliado a 330 MPCD para el segundosemestre del 2013, la capacidad de producción excedentaria en la costa podría enviarseal 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 quepara el caso en cuestión y considerando el periodo sobre el cual se proponen lasalternativas (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 , osistemas de regasificación Offshore, cuya adecuación se toma entre 18 y 24 meses. Sinembargo 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 periodo2014 – 2020, tendrán como destino el interior del país en volúmenes que coparán lacapacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja (hasta 470 MPCD). A partir de

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

e n e

/ 0 9

a g o

/ 0 9

m a r

/ 1 0

o c t /

1 0

m a y

/ 1 1

d i c / 1 1

j u l / 1 2

f e b / 1 3

s e p

/ 1 3

a b r

/ 1 4

n o v

/ 1 4

j u n

/ 1 5

e n e

/ 1 6

a g o

/ 1 6

m a r

/ 1 7

o c t /

1 7

m a y

/ 1 8

d i c / 1 8

j u l / 1 9

f e b / 2 0

s e p

/ 2 0

a b r

/ 2 1

n o v

/ 2 1

j u n

/ 2 2

e n e

/ 2 3

a g o

/ 2 3

m a r

/ 2 4

o c t /

2 4

m a y

/ 2 5

d i c / 2 5

j u l / 2 6

f e b / 2 7

s e p

/ 2 7

a b r

/ 2 8

n o v

/ 2 8

j u n

/ 2 9

e n e

/ 3 0

a g o

/ 3 0

M P C D

Suministro Costa Importaciones Costa Nuevo déficit CostaAl interior B-B D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp

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

2.68 TPC

ProyecciónUPME




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

Gráfica 33. Balance Interior – Alternativa 1

Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase ICon 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 deregasificación correspondiente al déficit identificado en el 2020 (485 MPCD).

0

200

400

600

800

1000

1200

e n e / 0 9

a g o / 0 9

m a r / 1 0

o c t / 1 0

m a y / 1 1

d i c / 1 1

j u l / 1 2

f e b / 1 3

s e p / 1 3

a b r / 1 4

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j u n / 1 5

e n e / 1 6

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m a r / 1 7

o c t / 1 7

m a y / 1 8

d i c / 1 8

j u l / 1 9

f e b / 2 0

s e p / 2 0

a b r / 2 1

n o v / 2 1

j u n / 2 2

e n e / 2 3

a g o / 2 3

m a r / 2 4

o c t / 2 4

m a y / 2 5

d i c / 2 5

j u l / 2 6

f e b / 2 7

s e p / 2 7

a b r / 2 8

n o v / 2 8

j u n / 2 9

e n e / 3 0

a g o / 3 0

M P C D


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


2.1 TPC

ProyecciónUPME




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 periodo2016 – 2020, tendrá como destino el interior del país en volúmenes que superan lacapacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, de tal forma que será necesarioampliar su capacidad a 330 MPCD en el 2016. A partir de entonces y considerando elinicio del déficit en la Costa, las importaciones ayudarán a cubrir la demanda tanto de laCosta 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 elproveniente de la costa en cantidades de hasta 330 MPCD permitirán mantener elabastecimiento hasta el año 2020.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

e n e / 0

9

a g o / 0

9

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0

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0

m a y / 1 1

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1

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2

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3

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3

a b r / 1

4

n o v / 1

4

j u n / 1

5

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6

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6

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o c t / 1

7

m a y / 1 8

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8

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9

f e b / 2

0

s e p / 2

0

a b r / 2

1

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1

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2

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3

a g o / 2

3

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4

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4

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5

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5

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6

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7

s e p / 2

7

a b r / 2

8

n o v / 2

8

j u n / 2

9

e n e / 3

0

a g o / 3

0

M P C D

Suministro Costa Importaciones Costa Nuevo déficit Costa


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

2.68 TPC

ProyecciónUPME




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

Cálculos: UPME

El resumen de las capacidades de regasificación y los requerimientos sobre el gasoductoBallena – 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 delinterior del país.

0

200

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600

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1000

1200

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o c t / 1 7

m a y / 1 8

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j u l / 1 9

f e b / 2 0

s e p / 2 0

a b r / 2 1

n o v / 2 1

j u n / 2 2

e n e / 2 3

a g o / 2 3

m a r / 2 4

o c t / 2 4

m a y / 2 5

d i c / 2 5

j u l / 2 6

f e b / 2 7

s e p / 2 7

a b r / 2 8

n o v / 2 8

j u n / 2 9

e n e / 3 0

a g o / 3 0

M P C D


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


2.1 TPC

ProyecciónUPME

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020Capacidad de regasificaciónGNL - 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




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 Atlánticarequeriría de la incorporación de infraestructura de regasificación a partir del 201318, oincrementos en la misma que llegaría hasta los 950 MPCD19 para Niños entre el 2014 y el2020.

Desde el punto de vista del transporte se requeriría disponer de una capacidad de 330MPCD a partir del 2013 y hasta de 560 MPCD en el 2020. En todo caso estascapacidades máximas disminuirán dependiendo del año en el que efectivamente sepresente El Niño. La siguiente gráfica representa el abastecimiento de gas natural en laCosta Atlántica ante fenómenos del El Niño entre los años 2011 y 2020 20.

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 deEl Niño entre los años 2011 y 2012, pero sugiere la necesidad de incorporarinfraestructura 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 año19 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 ElNiño, durante la década 2011-2020 tan solo se presentaría uno de los diez eventos que se presentan en lasgráficas 36 y 37.

0

100

200

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s e p / 1 3

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s e p / 1 5

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e n e / 2 7

s e p / 2 7

m a y / 2 8

e n e / 2 9

s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D

Suministro Costa Abastecimiento Costa - I mportaciones 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.

ProyecciónUPME

560 MPCD




Considerando el tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos de infraestructura, espoco probable que ésta esté lista para atender los requerimientos de la demanda ante laocurrencia 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 losrequerimientos de infraestructura y se disminuyen las necesidades de regasificación a unmáximo de 810 MPCD, y de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja a unmáximo de 420 MPCD (para la atención de un Niño durante el 2020), alejando laposibilidad de desatención de la demanda en el corto plazo.

0

200

400

600

800

1000

1200

e n e / 0 9

s e p / 0 9

m a y / 1 0

e n e / 1 1

s e p / 1 1

m a y / 1 2

e n e / 1 3

s e p / 1 3

m a y / 1 4

e n e / 1 5

s e p / 1 5

m a y / 1 6

e n e / 1 7

s e p / 1 7

m a y / 1 8

e n e / 1 9

s e p / 1 9

m a y / 2 0

e n e / 2 1

s e p / 2 1

m a y / 2 2

e n e / 2 3

s e p / 2 3

m a y / 2 4

e n e / 2 5

s e p / 2 5

m a y / 2 6

e n e / 2 7

s e p / 2 7

m a y / 2 8

e n e / 2 9

s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D


Al interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Gas por encontrar Interior

Demanda Adicional Niño Demanda Media Demanda Alta

2.1 TPC

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




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 análisisDOFA 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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200

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800

1000

1200

e n e / 0 9

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s e p / 1 1

m a y / 1 2

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s e p / 2 7

m a y / 2 8

e n e / 2 9

s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D




2.1 TPC


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


400 400 440/300 470/331 470/331 490/350 510/370 560/420





Tabla 20. Análisis DOFA – Alternativa 1

Fortalezas

Al concentrarse por el Caribe, fortalece esemercado, y le da alta confiabilidad.

Permite a los transportadores continuaroperando en condiciones similares a lasactuales.

Amenazas

Al concentrarse en el Caribe, tiene el riesgo deque haya un descubrimiento que haga lainversión innecesaria.

Que haya problemas en los puertos parainstalar las facilidades de importación.

En caso de que se presente un Niño, hay másriesgo de desabastecimiento en el interior.

Debilidades

Al entrar por el Caribe, el gas importado ha decompetir con el gas de Guajira por el uso delgasoducto Ballena -Barrancabermeja.

Puede llegar muy caro el gas importado a Cali,pues se le ha de sumar al precio de importaciónel costo del transporte.

Requiere inversiones adicionales en el sistemade transporte.

Oportunidades

Eventualmente puede permitir en un futuro quela osta Caribe colombiana, se convierta en unHUB de exportaciones e importaciones.

3.5.2. ALTERNATIVA 2. POR LA COSTA PACÍFICA


Partiendo del mismo escenario de abastecimiento, el déficit se iniciará progresivamenteprimero en el interior en el segundo semestre del año 2013 y luego en la Costa Atlánticaen el 2019. La Alternativa 2, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes conimportaciones de GNL hacia el interior (Cali) a partir de la Costa Pacífica. En primertérmino 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 suconstrucción debería haber iniciado en el 2010.

Los tiempos necesarios para adecuar el sistema a esta alternativa hace inviable suejecución, de esta manera se presentaría un déficit en el interior desde finales del 2013 yhasta que se dispusiera de la infraestructura de importación y transporte por el Pacífico.





Cálculos: UPME

Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte desde el puertoen el Pacífico hasta el punto de conexión con el SNT, los volúmenes regasificado seincrementarán gradualmente hasta llegar a los 625 MPCD (año 2020), por lo que seránecesario 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 cantidadesde 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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m a y / 3 0

M P C D

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

2.68 TPC

ProyecciónUPME





Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I:

Al considerar la entrada de la primera fase de Cupiagua en el 2013, el desabastecimientoiniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2016 y luego en la CostaAtlántica en el 2019.

De esta manera se propone la adecuación de infraestructura de regasificación en la costaPacífica. En primer lugar se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad deCali con la Costa Pacífica, para tenerlo listo en el 2016 se requerirá iniciar su construcciónen el 2013. Su capacidad corresponderá con la de la infraestructura de regasificación, quecalculada 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 enoperación 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 ya su vez realizar envíos de gas al interior hasta el 2019. A partir de entonces se invierte elflujo del gas por el gasoducto Ballena – Barrancabermeja para poder abastecer a la Costacon gas proveniente del interior (150 MPCD aprox.).

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s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D


Al interior B-B Abastecimiento interior Nuevo déficit Interior

Demanda Media Demanda Alta Abastecimiento Int-Costa

2.1 TPC

ProyecciónUPMEPosible déficit por indisponibilidad de infraestructura en el 2013




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) apartir 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 laCosta Pacífica.

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

Cálculos: UPME

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s e p / 2 7

m a y / 2 8

e n e / 2 9

s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D

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

2.68 TPC

ProyecciónUPME

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200

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e n e / 0 9

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s e p / 2 5

m a y / 2 6

e n e / 2 7

s e p / 2 7

m a y / 2 8

e n e / 2 9

s e p / 2 9

m a y / 3 0

M P C D


Al interior B-B Abastecimiento interior Nuevo déficit Interior

Demanda Media Demanda Alta Abastecimiento Int-Costa

2.1 TPC

ProyecciónUPME




El transporte del gas natural desde Cali hacia el interior del país requerirá deadecuaciones y ampliaciones en los tramos de los gasoductos Cali – Mariquita – Vasconia – Sebastopol – Barrancabermeja22. El gas del interior más el proveniente de lasimportaciones de GNL permitirán mantener el abastecimiento hasta el año 2020.

Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:


Cálculos: UPME


La ocurrencia de un fenómeno de El Niño implicaría disponer de infraestructura deregasificación 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 porlo 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 los950 MPCD24.

La configuración actual del sistema podría satisfacer los requerimientos de gas ante laocurrencia de fenómenos del Niño durante los años 2011 ó 2012, sin embargo ante unNiño en el 2013 se requerirá disponer de infraestructura de regasificación en la CostaPacífica 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 elgasoducto 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 2020Importaciones de GNL CostaPacífica (MPCD)

200 200 200 280/140 400/260 470/330 530/390 625/485

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






Cálculos: UPME

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


Cálculos: UPME

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s e p / 2 9

m a y /

3 0

M P C D

Suministro Costa Abastecimiento Costa - Importaciones Gas por encontrar Costa

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

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

ProyecciónUPME

0

200

400

600

800

1000

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e n e / 0 9

s e p / 0 9

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M P C D




Interior Costa

Posible déficit por indisponibilidad de infraestructura ante Niño en el 2013




La incorporación de Cupiagua permite solventar los mayores requerimientos hasta el año

2013. De esta manera, la incorporación de infraestructura de regasificación se requerirá apartir 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 análisisDOFA para la alternativa 2, se presentan a continuación:


Cálculos: UPME

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M

P C D




Interior Costa


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

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 250 400/260 500/360 590/450 680/540 765/625 845/705 950/810Gasoducto Cali - Mariquita -Vasconia (MPCD) 210 350/210 450/310 530/390 620/480 695/555 765/625 870/730Gasoducto 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





Tabla 23. Análisis DOFA – Alternativa 2Fortalezas

Da confiabilidad al SNT, pues al tenersuministro por el Pacífico, permite que elsistema tenga un nuevo punto de acceso degas natural, y no compite con nuevosdescubrimientos en la Costa Atlántica, ni coneventuales importaciones de Venezuela.

Al entrar el gas por el Pacífico, garantizaabastecimiento de gas a las plantas del interioren caso de Niño.

Amenazas

Al ser la importación por el Pacífico, se dejamás desprotegido el mercado de la CostaAtlántica.


Que haya un gran descubrimiento en el interiordel país.

Debilidades

Al ser la importación de gas por el Pacífico,requiere la construcción, en primer lugar, de ungasoducto entre la Costa Pacífica y Cali.

Requiere de muchas inversiones adicionales enel sistema de transporte.

Puede llegar muy caro el gas importado a laCosta Atlántica, pues se ha de sumar el preciode importación y el costo del transporte.

Oportunidades

Permite desarrollar con más fuerza el mercadodel gas en el Pacífico y en el sur occidente.

Al entrar por el Pacífico, permite llegar el gasmás barato al sur occidente del país.

3.5.3. ALTERNATIVA 3. COSTAS ATLÁNTICA Y PACÍFICA


El déficit en el interior comenzará hacia finales del 2013. La capacidad del gasoductoBallena – Barrancabermeja estará copada para ese momento, por lo que la capacidadexcedentaria 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, deesta 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 CostaAtlántica con una capacidad de hasta 435 MPCD, lo que implica iniciar dichas obras en el2012. De esta manera se podrá superar el déficit de gas del interior hasta el 2015.





Cálculos: UPME

A partir del 2016, el Déficit del interior supera los 330 MPCD, por lo que se plantea laadecuación de facilidades de importación de GNL por la Costa Pacífica con unacapacidad de regasificación de 190 MPCD, de esta manera se reducen las adecuacionesen 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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Suministro Costa GNL Costa Atlántica Nuevo déficit Costa


EXPORTACIONES Capacida d Prod. Costa GNL Costa-Int

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M P C D


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

Nuevo déficit Interior Demanda Media Demanda Alta

ProyecciónUPME





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


Cálculos: UPME

Una vez copada la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermejaserá 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 delgasoducto que lo conecte al SNT, así como las adecuaciones necesarias para invertir elflujo del gas en el gasoducto Cali – Mariquita – Vasconia.

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M P C D

Suministro Costa GNL Costa Atlántica Nuevo déficit Costa


EXPORTACIONES Capacida d Prod. Costa GNL Costa-Int

ProyecciónUPME





Cálculos: UPME

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


Cálculos: UPME


Bajo esta alternativa, cualquier requerimiento adicional para atender la demanda ante unNiño será planteado en la Costa Atlántica. De esta manera será necesario disponer deuna capacidad máxima de regasificación de hasta 760 MPCD, y de transporte por elgasoducto Ballena – Barrancabermeja de hasta 370 MPCD.

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M P C D


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

Nuevo déficit Interior Demanda Media Demanda Alta

ProyecciónUPME


200 200 200/150 250/300 300/200 350/250 435/295


330 330 330 330 330 330 330 330

Importaciones de GNL CostaPacífica (MPCD)

190 190 190/190 190/190 190/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 190 190 190/190 190/190 190/190Sin Cupiagua /Con Cupiagua





Cálculos: UPME

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


Cálculos: UPME

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

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M P C D

Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I

Suministro Cupiagua Fase II Al interior B-BAbastecimiento Interior - Importaciones Importaciones Pacífico

Gas por encontrar Interior Demanda Media





A partir del 2014 se dispondría de la regasificación en la Costa Atlántica por lo que seenviaría gas al interior en volúmenes de hasta 370 MPCD. Para no realizar ampliacionesadicionales sobre este gasoducto, cualquier ocurrencia del fenómeno de El niño entre losaños 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 flujodel 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, 2012ó 2013. Las importaciones de gas en la Costa Atlántica serían necesarias para atender lademanda ante fenómenos de El Niño a partir del 2014 y llegarían a un máximo de 620MPCD.

Así mismo, para evitar las intervenciones sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermejase requeriría de las importaciones de gas por la Costa Pacífica ante Niños a partir del2015, 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 transporteante la ocurrencia del fenómeno de El Niño:

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M P C D

Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase IIAl interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Importaciones Pacífico






Cálculos: UPME

Tabla 26. Análisis DOFA – Alternativa 3

Fortalezas

Alternativa con alta confiabilidad pues tienesuministro por el Caribe y por el Pacífico.

Al comenzar por el Caribe, fortalece esemercado, y le da alta confiabilidad.

Requiere de pocas inversiones adicionales enel sistema de transporte.

Amenazas

Al tener la primera infraestructura deregasificación por el Caribe, tiene el riesgo deque haya un descubrimiento que haga lainversión innecesaria.


En caso de que se presente un Niño antes delaño 2019, hay más riesgo dedesabastecimiento en el interior.

Debilidades

Al comenzar por el Caribe, el gas importado hade competir con el gas de Guajira por el uso delgasoducto Ballena - Barrancabermeja.

Puede llegar muy caro el gas importado a Calien la 1ª etapa, pues se le ha de sumar al preciode importación el costo del transporte.

Oportunidades

Permite crear una red de suministro de gasnatural con dos puntos de entrada, uno en cadauno de los extremos del sistema.


En la 2ª etapa, al entrar por el Pacífico, permitellegar el gas más barato al sur occidente delpaís.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Capacidad de regasificaciónGNL - Costa Atlántica (MPCD)

260 380/240 310/170 400/260 490/350 570/430 665/525 760/620


330 370 330 330 330 330 330 370

Importaciones de GNL CostaPacífica (MPCD)

190/190 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190Sin Cupiagua /Con Cupiagua




3.5.4. ALTERNATIVA 4. COSTAS PACÍFICA Y ATLÁNTICA


El escenario de desabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior en elsegundo 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 deGNL hacia el interior a partir de la Costa Pacífica y luego en la Costa Atlántica. En primertérmino se requiere construir un gasoducto de 300 MPCD para conectar a la ciudad deCali con la Costa Pacífica, el cual debería estar listo en el 2013, por lo que suconstrucción debería haber iniciado en el 2010.

Los tiempos necesarios para adecuar el sistema a esta alternativa hace inviable suejecución, de esta manera se presentaría un déficit desde finales del 2013 y hasta que sedispusiera 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 regasificadose incrementarán gradualmente hasta llegar a los 240 MPCD, lo que requiere de laampliación de los tramos Cali – Mariquita – Vasconia.

A partir del 2016 se copará la capacidad de regasificación en el Pacífico por lo que seránecesario incorporar infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica, con unacapacidad de hasta 385 MPCD. De esta manera no será necesario realizar intervencionessobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja y se podrá abastecer la demanda hasta el2020.

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M P C D

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

ProyecciónUPME





Cálculos: UPME


Al considerar la entrada de la primera fase de Cupiagua en el 2013, el escenario dedesabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2016 yluego en la Costa Atlántica en el 2019.

De esta manera se propone la adecuación de infraestructura de regasificación en la costaPacífica. En primer lugar se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad deCali con la Costa Pacífica, para tenerlo listo en el 2016 se requerirá iniciar su construcciónen el 2013. Para minimizar las adecuaciones en el sistema de transporte desde Cali hastaVasconia, se propone una capacidad de regasificación de 190 MPCD.

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M P C D

Suministro campos Inter ior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II Al inter ior B-B

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

Demanda Alta GNL Int-Costa

ProyecciónUPMEPosible déficit por indisponibilidad de infraestructura en el 2013





Cálculos: UPME

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


Cálculos: UPME

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M P C D

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

ProyecciónUPME

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M P C D

Suministro campos Inter ior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II Al inter ior B-B

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

Demanda Alta GNL Int-Costa

ProyecciónUPME






Cálculos: UPME


La ocurrencia de un fenómeno de El Niño implicaría disponer de infraestructura deregasificación en la Costa Pacífica a partir del 2013 (si es que el fenómeno del Niño sepresenta durante este año), y con una capacidad de hasta 300 MPCD. Adicionalmente serequeriría de infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica a partir del 2014 conuna capacidad de hasta los 760 MPCD.

La configuración actual del sistema podría satisfacer los requerimientos de gas ante laocurrencia de fenómenos del Niño durante los años 2011 ó 2012, sin embargo ante unNiño en el 2013 se requerirá disponer de infraestructura de regasificación en la CostaPacífica y transporte hasta el SNT.


Cálculos: UPME


100 150 200 240/100 240/190 240/190 240/190 240/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 100 150 200 240/100 240/190 240/190 240/190 240/190Capacidad de regasificaciónGNL - Costa Atlántica (MPCD)

200/60 270/110 300/160 385/295


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M P C D



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

ProyecciónUPME




Como ya se ha mencionado, se cuenta con muy poco tiempo para que en el 2013 secuente con infraestructura necesaria, por lo que ante un Niño durante este añoseguramente presentaría un déficit.

Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte en el interior, éstase copará ante la ocurrencia de un fenómeno de El Niño entre los años 2014 y 2020, porlo que aprovechando la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, serequeriría de importaciones de gas por la Costa Atlántica a partir del 2014 paracomplementar las necesidades de gas en el interior.

Con esta configuración no se estima necesario realizar adecuaciones sobre el gasoductoBallena – Barrancabermeja.


Cálculos: UPME

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

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M P C D


Al interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Importaciones Pacífico






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

Cálculos: UPME


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

Alternativa 4

Cálculos: UPME

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M P C D


Al interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Importaciones Pacífico



190 190 190 190 190 250/190 250/190 300/190

Gasoducto del Pacífico (MPCD) 190 190 190 190 190 250/190 250/190 300/190Capacidad de regasificaciónGNL - Costa Atlántica (MPCD)

150 300 340/200 430/290 510/370 605/475 650/510





Tabla 29. Análisis DOFA – Alternativa 4Fortalezas

Alternativa con alta confiabilidad pues tienesuministro por el Caribe y por el Pacífico.

Al comenzar por el Pacífico, garantizaabastecimiento de gas a las plantas del interioren caso de Niño.

Requiere de pocas inversiones adicionales enel sistema de transporte.

Amenazas

Al comenzar la importación por el Pacífico, sedeja más desprotegido el mercado de la CostaAtlántica.


Que haya un gran descubrimiento en el interiordel país.

Debilidades

Al comenzar la importación de gas por elPacífico, requiere la construcción, en primerlugar, de un gasoducto entre la Costa Pacífica yCali.

Oportunidades

Permite crear una red de suministro de gasnatural con dos puntos de entrada, uno en cadauno de los extremos del sistema.


Al entrar por el Pacífico, permite llegar el gasmás barato a Cali.

Consideraciones adicionales

Dado que la expansión del sistema colombiano de transporte consiste en obrasconstruidas por las empresas transportadoras bajo la tutela del gobierno nacional, es muyposible que las empresas planteen combinaciones diferentes. Lo importante es que no sedeje al azar el cubrimiento de la demanda.

No debe olvidarse que a menos que la tendencia sea cambiada gracias a la aparición deuno o varios campos gigantes, es una realidad que los yacimientos de La Guajira, por suedad 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 unaposición claramente proactiva.

Debe recordarse asimismo, que solo una parte de las inversiones propuestascorresponden a inversiones de transporte, y que estas conciernen esencialmente a unasola empresa.

El grueso de las inversiones corresponde a infraestructura de regasificación; y estas noson inversiones de responsabilidad de las empresas transportadoras, lo que no impideque éstas últimas participen en ellas.




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 decompuestos no deseados (Hg, CO2, H2S, agua e hidrocarburos pesados). Mediante esteproceso el volumen del gas natural disminuye 600 veces.

Los volúmenes de GNL se expresan en metros cúbicos (m3) o en toneladas. Su densidadse 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 GNEquivalencia 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 pozosproductores 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 plantade licuefacción donde es procesado para su conversión en GNL en esta etapa, elrendimiento 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 parael proceso.

En segunda instancia, el GNL es almacenado hasta el momento de su embarque ytransportado por barcos metaneros hasta el mercado consumidor, donde se ubica lainfraestructura 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 los50.000 y los 260.000 m3 de GNL por buque. Como valor promedio, puede decirse que eltransporte del gas natural licuado tiene un rendimiento del 95%.

Completado el proceso, el gas natural resultante se transporta y distribuye por gasoductosa los centros de consumo. La regasificación presenta el rendimiento más alto dentro de lacadena integrada del GNL cerca del 98%.

25 Considerando un poder calorífico de 1110 BTU/PC




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 elusuario- tiene cinco componentes principales:

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

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

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

Regasificación: descarga, almacenamiento, regasificación e inyección en ramales dedistribución

Distribución a usuarios finales: a la salida de la planta de regasificación, el gas esinyectado 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 GNLasumiendo importaciones desde Alaska, Algeria, Perú y Trinidad & Tobago, y hasta lascostas Atlántica y Pacífica, buques con una capacidad de 160.000 m3 de GNL, velocidad




de 20 nudos y costos diarios de operación de $US 40.000. Los costos de transporte deGNL 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 endólares, de disponer buques autoregasificadores alquilados 26 en las costas atlántica y/opacífica, Vs., la construcción de plantas de regasificación27 con características similaresen cuanto a regasificación y con un almacenamiento del doble de la capacidad del buquemetanero. Se presentan las gráficas para las alternativas con una o dos infraestructurasde 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 GNL27 El costo unitario de inversión estimado de la planta de regasificación es de $ 1 dólar por cada piécúbico de regasificación.

Trayacto Duración UnidadesCosto

Transporte

Boil Off

gasCombustible

Costos

portuariosTOTAL

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

USD/MBTU 0,19 0,08 0,16 0,06 0,48


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

4 días

6 días

6 días

24 días

Algeria - Costa

Atlántica

T&T - Costa

Atlántica

Peru - Costa Pacífica

T&T - Costa

Pacífica*

Alaska - Costa

Pacífica

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n o v - 2

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M i l e s $ U S D

Buque - Algeria Buque - T&T Planta Reg - Algeria Planta Reg - T&T

Alquiler

Compra o

construcción

AlquilerCompra oconstrucción




Gráfica 62. Comportamiento de los costos acumulados de infraestructura de regasificaciónante las alternativas 3 ó 4

Cálculos: UPME

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

En principio, el precio final del GNL depende del mercado en el que se compre. En elmundo existen tres mercados principales que definen el rumbo de las embarcaciones deGNL, 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 enellos 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 estaríanen el centro de la definición de estos mercados, pero con tendencia hacia los mercadosfirmes en el largo plazo. Sin embargo debido a las cantidades requeridas, Colombia seríaun 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 bajosrequerimientos del mismo. Sin embargo, esta situación podría cambiar en la medida enque 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 lanecesidad del energético por parte de estos países; esto se traduce en un desincentivopara vender GNL en el mercado americano por parte de los productores. De esta manera,

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o c t - 1 4

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o c t - 1 5

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a b r - 3 0

o c t - 3 0

M i l e s $ U S D

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

Alquiler Compra oconstrucción

Alquiler Compra oconstrucción




al incursiona en el mercado del GNL el país debería pagar el costo de oportunidad devender 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 GNLa nivel mundial.

Se observa que los precios de compra de GNL en los Estados Unidos rondaban los 3.5USD/MBTU, mientras que en Europa se encontraban en 7.5 USD/MBTU en promedio yen los países Asiáticos superaban los 8.6 USD/MBTU. No obstante, aunque el precioreferencia de compra de GNL para los países americanos, en teoría correspondería al deHenry 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 lasoportunidades que se presenten; así, es previsible que para Colombia, cuando seproduzca la oportunidad de importar GNL, su precio oscilará mayoritariamente en primerlugar frente al precio en el Henry Hub, en segundo término frente al precio de venta enEuropa, y un poco menos frente al precio de venta en Asia.




G r á f i c a 6 3 . P r e c

i o s D E S

F O B

G N L

U S D / M B T U

F u e n t e : I C I S H e r e n L

N G M a r k e t s D a i l y –

2 9 / 0 9 / 2 0 1 0

w w w . i c

i s . c o m / h e r e n

http://www.icis.com/heren























5. CONSIDERACIONES INSTITUCIONALES

Considerando las expectativas futuras de suministro de gas de yacimientos nacionales, lanecesidad para Colombia de que el Plan de Abastecimiento sea operacional, es decir queel Plan pueda ser implementado, es fundamental, para ello se requiere que exista unaorganización institucional.

El proceso debe ser el resultado de la coordinación entre el sector público y el sectorprivado. El primero trazando los rumbos, definiendo las prioridades, dando las señaleseconómicas y regulatorias para que las obras se hagan, y el segundo haciendo lasinversiones y aportando su conocimiento del sector. De esta manera, la identificación y

priorización de los proyectos requeridos para garantizar el abastecimiento de Gas Naturalcontarán 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 lasnecesidades de infraestructura para garantizar el abastecimiento. Por su parte La CREGtrabaja a dos niveles:

El primero es mediante las aprobaciones tarifarias necesarias, donde los transportadoreshan de incluir sus expansiones para el próximo quinquenio.

El segundo, es diseñando los mecanismos regulatorios para que se ejecuten aquellasobras 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 decisionesrequeridas para que todos los proyectos que sean necesarios se hagan, y no se corra elriesgo 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 estetipo de proyectos sean remunerados adecuadamente por el mercado.

La CREG debería hacer el diseño tarifario y de remuneración correspondiente. En estesentido, 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 deactivos.

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 delsistema de transporte. Así mismo, el Decreto 2730 en su Artículo 2º dice que el Gestorayudará en la convocatoria de la planta de regasificación.

Tomando en consideración el análisis de la situación de abastecimiento planteado en estedocumento, se Identifica la urgencia de definir todas las medidas que desde el gobierno




serán tomadas para poder contar con la infraestructura requerida para importaciones deGNL 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 dePlaneamiento de la infraestructura de transporte. Que se debería institucionalizarposteriormente a la adopción del Plan de Abastecimiento por parte del Ministerio de Minasy Energía.

Este Comité permite contar con un foro de discusión permanente donde se plantean lasdiferentes alternativas de desarrollo del Sistema Nacional de Transporte (SNT).

La ventaja de contar con este Comité es que permite la validación de la necesidad dediferentes proyectos, mediante un proceso de discusión técnica abierta y participativaentre la industria y el Gobierno.

El hecho de que el Comité esté compuesto por miembros representativos de toda laindustria (transportadores, distribuidores, productores, industriales, generadoreseléctricos), garantiza el debate y la expresión de opiniones que permita identificar losproyectos críticos para garantizar el abastecimiento nacional de gas natural, acorde conlas propias iniciativas privadas.

El Comité se rige por un Reglamento que especifica los criterios, estándares yprocedimientos para el suministro de información requerida por la UPME, en laelaboración del Plan de Abastecimiento, donde se incluye el planeamiento indicativo delSNT.

Los objetivos de este Reglamento son:

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

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

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

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

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




Plan de Abastecimiento – Borradores. El Plan de Abastecimiento incluye el PlanIndicativo 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 conlos planes de Expansión quinquenales de las empresas y sus fechas de entrada enoperación.

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

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

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

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

MME procede a realizar las convocatorias respectivas, a través de la labor directadel Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, y con el apoyo de laUPME 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 21del 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.




CONCLUSIONES

Las conclusiones principales de la elaboración del Plan de Abastecimiento son lassiguientes:

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

Las reservas probadas que maneja el país ascienden a 4.73 TPC, las cuales alcanzaríansin que se produzca déficit, al ritmo de la producción y del consumo actual, hasta el año2013.

Se cuenta adicionalmente con unas reservas probables de 2.9 TPC, las cuales son unacifra relativamente modesta que alertan sobre la necesidad de que se produzcan nuevosdescubrimientos importantes en el menor tiempo posible.

Dentro de las reservas probables se encuentra los volúmenes que se espera seanproducidos para las plantas de Cupiagua en sus fases I y II, las cuales producirán en suetapa 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 aprobadas, 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 degrandes volúmenes de gas. Aunque no debe dejarse de resaltar que varias empresas seencuentran 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 enalgún momento en los años venideros, haya algún descubrimiento importante.

Como ya se mencionó, del análisis del balance demanda-producción se observa que elpaís comenzará a tener un pequeño déficit a partir del año 2013. Para ese año se esperaque inicie la declinación de los campos de La Guajira. En el caso colombiano, la altadependencia 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 susdos fases, dado que su producción está basada en reservas probables, las cuales pormetodología, no pueden ser consideradas en dicho escenario. Sin embargo en todos losescenarios se hizo una sensibilidad incluyendo dichos proyectos

32 Información suministrada por ECOPETROL 33 XII Congreso de gas natural – Naturgas Abril de 2009.




Al considerar Cupiagua, el inicio del déficit demanda-producción se traslada hasta el año2016. No obstante hasta tanto el propietario de dichas reservas quien es el único queconoce a cabalidad su disponibilidad, no las reclasifique como probadas, no es apropiadoconsiderar dichos proyectos.

Como se ha visto, la capacidad nacional de producción enfrenta grandes retos, y esimportante que el mercado, desde el punto de vista de los consumidores, se cubra contraeventualidades potenciales de fracaso en nuevos descubrimientos y en la plena utilizaciónde las reservas probables.

En el caso del gas no convencional, si bien es cierto que aparentemente las reservas sonmuy importantes, por ahora la información en relación al desarrollo de estas y laproducción esperada, es relativamente escasa.

Existen otras opciones para alimentar el mercado, concretamente aquellas relacionadascon la importación del recurso. Por el momento el único vínculo que tiene el país con elexterior en materia de gas natural es el gasoducto Antonio Ricaurte, entre Ballena(Colombia) y Maracaibo (Venezuela); este gasoducto cuenta con una capacidadampliamente suficiente, que puede eventualmente llegar hasta los 500 MPCD, sinembargo, por el momento no existe disponibilidad de gas de Venezuela, si bien es ciertoque 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 laimportación de Venezuela, a pesar de existir un gasoducto y de los descubrimientos decerca de 7 TPC en el Golfo de Venezuela, muy cerca de Maracaibo. Lo anterior, debido ala incertidumbre de cuando se desarrollen las reservas encontradas, y dado que elmercado del occidente Venezolano es deficitario en gas natural, por lo que probablementeel 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 competircomo fuente adicional de suministro, ayudando a tener un mercado del gas natural biensurtido.

Existen argumentos en el sentido de que no se requeriría importar gas puesto que puedenaparecer nuevos campos. Se trata de argumentos de mucho riesgo, puesto que nadiegarantiza dichos hallazgos.

Aunque por el momento no existe la infraestructura necesaria, otra opción para importargas, mundialmente utilizada, es traer gas natural licuado al país. La tecnología utilizadapara importar GNL consiste en instalar plantas regasificadoras, tal como lo ha hechorecientemente Chile para cubrir sus enormes déficit de gas natural.

Actualmente existe una alternativa a las plantas regasificadoras, más rápida de instalar ymás económica en el corto plazo, se trata de los buques regasificadores, tecnología queha sido aplicada desde hace un par de años exitosamente por Brasil y Argentina.

En consideración a lo dicho anteriormente, se presenta como opción principal parasolucionar el problema de abastecimiento en el mediano plazo, la puesta en operación debuques regasificadores, ubicados bien sea en la costa Pacífica y/o en la costa Caribe.




Dichas alternativas presentan una solución al abastecimiento de gas natural hasta el año2020. En el largo plazo, y dependiendo de la evolución de la oferta, en el evento de queno haya nuevos descubrimientos de gas en suficiente cantidad para alimentar el mercadonacional, se pasaría a la construcción de Plantas de Regasificación, decisión que debebasarse en un análisis económico detallado.

En el evento en que apareciera gas natural en grandes cantidades, dependiendo de suubicación y viabilidad de conexión al SNT, de acuerdo a la estrategia planteada en elpresente documento se podría llegar a prescindir parcial o totalmente de los buquesregasificadores.

Análisis de escenarios de abastecimiento

Es importante resaltar que el escenario base planteado en el presente documento paraconsideración del país, incluye la ocurrencia de un fenómeno de El Niño de mediana oalta intensidad, en el periodo comprendido entre el 2011 y 2020, inclusive. Por lo anterior,los escenarios de abastecimiento considerados como base en el presente análisisincluyen la presencia de dicho fenómeno, y la disponibilidad de la infraestructuranecesaria de suministro y transporte para cubrir sin inconvenientes dicha situación.

Como ya se dijo anteriormente, por razones de clasificación de reservas por parte de lospropietarios de las mismas, no se considera en el escenario base, la producción de lasplantas programadas para Cupiagua.

Aunque existe una muy baja probabilidad de que se presente un fenómeno de El Niño demediana o alta intensidad en los próximos dos años (2012 – 2013), cabe comentar que enel evento que esto ocurriera, se presentarían déficit moderados en el interior del país, porlo que eventualmente sería necesario recurrir a algunos racionamientos puntuales y lautilización de otros combustibles donde sea posible.

Cabe comentar que esta situación sería superable en el evento de contarse con elproyecto 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 endicho año, en el interior del país se presentan pequeños déficits, lo cual hace necesarioque 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 sevuelve crítica en el interior del país desde el año 2013, por lo que es recomendable quedicha infraestructura de transporte esté disponible en el 2013.

Adicionalmente, de producirse el fenómeno de El Niño en el 2013, se hace necesaria ladisponibilidad de gas importado regasificado. Esta necesidad podría aplazarse hasta el2015 de no presentarse el fenómeno de El Niño. Se recomienda, sin embargo, que setomen las medidas necesarias para poder contar con dicha capacidad de regasificación apartir de 2013, y a más tardar a partir de 2014, para evitar un racionamiento depresentarse el fenómeno de El Niño.




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

Se debe buscar que las inversiones se hagan dentro del procedimiento normalestablecido por la CREG en su regulación. En Colombia, la regulación hace que sean lasempresas transportadoras las responsables de sus planes de expansión, los cuales estánsujetos a la aprobación tarifaria quinquenal por parte de la CREG.

Las empresas en sus planes de expansión incluyen sus proyectos, y los someten aconsideración 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 inversiónpor parte de los transportadores, las inversiones se realicen por convocatorias por partedel MME.

De otro lado, en el tema de la infraestructura de regasificación, y dado que no se trata deinversiones propias del transporte, se requiere del desarrollo de una metodología especialpor parte de la CREG, para remunerar dichos activos. Esto lo establece el Decreto 2730de 2010.

Es importante recalcar el papel que el Ministerio jugará en la implementación del Plan deAbastecimiento, 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 expansionesnecesarias en los tiempos requeridos, para ello la CREG deberá considerar las medidasregulatorias del caso, tanto reglamentarias como tarifarias, que hagan posible dichosproyectos. El papel de la CREG en este aspecto es fundamental.

De otro lado, para aquellos proyectos de carácter nuevo como es el caso de lainfraestructura de regasificación, también es fundamental el papel que la CREG juegue,en el diseño de la estructura reglamentaria y tarifaria que haga viables financieramentedichas infraestructuras.

Finalmente, en el evento de que haya necesidad de hacer infraestructuras mediante elmecanismo de convocatorias por parte del MME, tanto de transporte como deregasificación, el papel que juegue la UPME en la identificación temprana de dichosproyectos conjuntamente con la CREG, y en alertar al MME de la necesidad de losmismos, 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.




ANEXOS




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

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Suminis tro campos Inter ior Suminis tro Cupiagua Fase I Al interior B -B


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Suministro campos I nterior Suministro C upiagua Fase I Al interior B-B


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Suminis tro campos Inter ior Suminis tro Cupiagua Fase I Al interior B -B


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M P C D

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


2.1 TPC

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2.6 TPC

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M P C D

Suminis tro campos I nt erior Suminis tro Cupiagua Fas e I Al interior B-B


2.1 TPC

ProyecciónUPME





Cálculos: UPME

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M P C D




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ProyecciónUPME

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M P C D

Suministro campos I nterior Suministro C upiagua Fase I Al interior B-B


2.1 TPC

ProyecciónUPME





Cálculos: UPME

0

100

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M P C D




2.6 TPC

ProyecciónUPME

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e

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a y / 3 0

M P C D

Suministro ca mpos Interior Suminis tro C upia gua Fas e I Al interior B-B


2.1 TPC

Proyección UPME

Documents

Plan Abastecimiento de Gas Natural v2010