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Repuacuteblica de Colombia Ministerio de Minas y Energiacutea
Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica
Plan de Abastecimiento de Gas Natural Mayo de 2014
Repuacuteblica de Colombia Ministerio de Minas y Energiacutea Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica UPME wwwupmegovco Elaboroacute Subdireccioacuten de Hidrocarburos Carrera 50 No 26 ndash 20 PBX (57) 1 2220601 FAX (57) 1 2219537 Bogotaacute DC Colombia Mayo de 2014
Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Tabla de Contenido
Presentacioacuten 12
1 Introduccioacuten 14
11 Antecedentes 14
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN 16
121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 17
122 Lineamientos Teacutecnicos 18
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural 20
21 Contexto Internacional 20
211 Reservas 20
212 Produccioacuten y consumo de gas natural 22
213 Balance 25
22 Mercado del Gas Natural Licuado 27
221 Cadena del servicio 27
222 Actividad de Licuefaccioacuten 27
223 Actividad de Transporte 28
224 Actividad de regasificacioacuten 29
225 Distribucioacuten del mercado del GNL 29
226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial 30
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial 33
23 Contexto Nacional 37
231 Reservas y produccioacuten 37
232 Oferta 39
233 Consumo 40
234 Sistema de transporte 43
24 Planta de regasificacioacuten 48
3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia 50
31 Poliacutetica sectorial 51
311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) 52
312 Decreto 2100 de 2011 53
313 Regulacioacuten 55
32 Organizacioacuten de la industria 57
321 Restricciones a la integracioacuten vertical 59
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos 60
323 Gestioacuten de la informacioacuten 64
324 Tarifas 64
325 Confiabilidad 65
326 Conclusiones 66
4 Proyecciones de precios de gas natural 68
41 Supuestos considerados 68
411 Precio del gas Guajira 68
412 Precio del Gas Cusiana 72
42 Tarifas de Transporte 74
43 Resultados 74
5 Escenarios de Oferta de Gas Natural 77
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas 77
52 Escenarios de Suministro 83
522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural 84
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural 85
53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural 87
531 Antecedentes 87
532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico 88
533 Demanda de gas natural para el sector industrial 93
534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 96
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico 100
536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 107
537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico 109
54 Demanda agregada nacional de gas natural 110
6 Balance de gas natural 112
61 Balance de oferta y demanda 112
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda 114
621 Marco teoacuterico de la demanda de gas 115
622 Resultados de la demanda 117
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda 120
624 Marco teoacuterico de la oferta de gas 120
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural 122
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta 124
63 Marco teoacuterico del balance 124
631 Resultados del balance 125
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance 127
7 Confiabilidad 129
711 Eventos de fuerza mayor 135
712 Eventos planeados 137
713 Ampliacioacuten de suministro 142
8 Anaacutelisis Financiero 153
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema 153
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte 153
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos 154
822 Costo incremento de capacidad compresores y loops 156
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema 158
831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes 158
832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving 158
9 Conclusiones y Recomendaciones 161
91 Conclusiones 161
92 Recomendaciones 162
Iacutendice de Graacuteficas
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 19
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural 21
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012 22
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012 23
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012 24
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural 25
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural 28
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten 34
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten 36
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural 38
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos 39
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector 41
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida 42
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior 46
Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa 47
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural 48
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA) 59
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014 63
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme 63
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural 69
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia 70
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira 71
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana 73
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira 75
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana 76
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030 79
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios 80
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base 81
Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural 84
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta 85
Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten 86
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes 87
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural 88
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural 89
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones 90
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones 91
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico 92
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio 92
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia 94
Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales 95
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio 95
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento 97
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte 97
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo 98
Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles 99
Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular
Escenario Medio 100
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia 101
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
102
Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en
Colombia 103
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional
correspondiente al despacho ideal y real 104
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector
eleacutectrico 105
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus
componentes 106
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico 106
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico 107
Graacutefica 5-30 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector 108
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio 108
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio 109
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio 109
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural 110
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio 110
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional 111
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total 112
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo 116
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido 117
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma 118
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda 119
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda 119
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda 120
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas 121
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural 124
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda 125
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances 127
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor 132
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados 132
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
133
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson 133
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis 134
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas 140
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del
sistema de gasoductos 141
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la
ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 146
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes 148
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving 149
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad 150
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 151
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 152
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad 160
Iacutendice de Tablas
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL 30
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial 32
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 40
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes 45
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur 45
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural 57
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria 65
Tabla 3-3 Cargos regulados 65
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo 78
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas 78
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base 82
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012 90
Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio 94
Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV 99
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural 104
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su
produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas 123
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas 123
Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio 136
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte 137
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema 138
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados 139
Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 144
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad 147
Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving 148
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo 155
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 156
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops 157
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops 157
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes 158
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving 159
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving 159
Iacutendice de Ilustraciones
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad 51
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio 57
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria 58
Anexos
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas 165
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de
regasificacioacuten de Cartagena 2016 167
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops 168
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
171
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
172
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving 174
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak
shaving 175
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados 176
Siglas
BTU British Thermal Unit
CNO-Gas Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural
CQR Caldas Quindiacuteo Risaralda
DANE El Departamento Administrativo Nacional de Estadiacutestica
DNP Departamento Nacional de Planeacioacuten
ECOPETROL Empresa Colombiana de Petroacuteleos
EIA Agencia Internacional de Energiacutea
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
GNV Gas natural vehicular
MHCP Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico
MME Ministerio de Minas y Energiacutea
PIAGN Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
PIB Producto Interno Bruto
SDDP Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica
SIN Sistema interconectado Nacional
SNTGN Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural
UPME Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica
Presentacioacuten El gas natural estaacute jugando un papel cada vez maacutes importante en la atencioacuten de la demanda de energiacutea a nivel mundial El mayor costo relativo de las distintas fuentes energeacuteticas e impacto ambiental que dichos recursos generan convierten al gas natural en una alternativa que ofrece mayores oportunidades de crecimiento desarrollo y eficiencias Aquellos paiacuteses que han incorporado el gas natural como insumo esencial para su funcionamiento muestran mayor pujanza y vigor no solo por el mayor dinamismo de la economiacutea sino por la competitividad industrial en teacuterminos de bajos costos y uso de nuevas tecnologiacuteas Seguacuten expertos de la Agencia Internacional de la Energiacutea (AIE) en poco maacutes de dos deacutecadas el gas no convencional podraacute representar maacutes de un cuarto de la produccioacuten mundial de gas natural gracias a la revolucioacuten del shale gas en los Estados Unidos El desarrollo de los yacimientos no convencionales estaacute modificando el mapa energeacutetico mundial y los patrones de comercio internacional Las estimaciones de demanda de gas natural de la gran mayoriacutea de analistas internacionales muestran al gas natural como la fuente energeacutetica con la mayor tasa de crecimiento en la canasta energeacutetica global tasa que seguiraacute aumentando a un ritmo significativo No en vano en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles el gas natural presenta notables ventajas ambientales una amplia disponibilidad y unos costos de suministro competitivos Por otra parte la apuesta por el GNL en el mundo constituyoacute una importante oportunidad de desarrollo al vincular paiacuteses productores con lejanos centros de consumo permitiendo a los segundos anticiparse con eacutexito a acontecimientos energeacuteticos desfavorables y asegurar la disponibilidad del recurso para la atencioacuten plena de los requerimientos ubicaacutendolos en una posicioacuten ventajosa Por ello explorar las perspectivas del mercado mundial no es por tanto para nuestro paiacutes un ejercicio trivial Colombia es un paiacutes privilegiado en teacuterminos de produccioacuten de energiacutea primaria pero los retos que se debe afrontar en el sector de gas natural para garantizar un suministro confiable de calidad y a precios competitivos son grandes Se requiere de la participacioacuten conjunta de los sectores puacuteblico y privado para lograr en el mediano y largo plazo un paiacutes competitivo y dinaacutemico que impulse el desarrollo econoacutemico sin el incremento desbordado de emisiones nocivas para el medio ambiente Son grandes los beneficios que el gas natural ha traiacutedo a Colombia y se preveacute que su aporte al sector productivo y a las familias sea creciente sustituyendo otras formas energeacuteticas maacutes costosas y menos eficientes respondiendo a las nuevas necesidades de demanda evitando subsidios cuantiosos lo cual reporta ventajas suficientes no solo desde la oacuteptica social sino desde la perspectiva ambiental hoy en diacutea cuestioacuten de la mayor importancia por los estragos que viene generando el cambio climaacutetico Este documento de prospectiva si bien obedece a un mandato de caraacutecter legal contiene un anaacutelisis de caraacutecter referencial o indicativo que responde una visioacuten integral y armoacutenica cuyo propoacutesito es dar cierta certidumbre e informacioacuten para la toma de decisiones de inversioacuten reduciendo el grado de incertidumbre asiacute como para elaborar acciones de poliacutetica El anaacutelisis constituye un esfuerzo para ofrecer nuevos elementos de estudio que permitan ampliar en conocimiento del mercado del gas natural en Colombia y su interrelacioacuten con los demaacutes mercados de energiacutea mediante la exploracioacuten del futuro bajo la teacutecnica de escenarios guardando la coherencia y compatibilidad interna de las distintas hipoacutetesis que definen cada uno de los
escenarios los cuales fueron concebidos con rigor procedimental y con la informacioacuten disponible maacutes actualizada utilizando varios escenarios bien contrastados con la finalidad de ldquocubrirrdquo adecuadamente una amplia gama de trayectorias futuras El documento aquiacute presentado estaacute integrado por nueve capiacutetulos El primero aborda los preceptos legales que rigen las responsabilidades de la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica y los fundamentos de su actuacioacuten en el contexto gubernamental Describe igualmente los elementos teacutecnicos y lineamientos generales para la elaboracioacuten del plan indicativo de abastecimiento de gas natural (PIAGN) En el capiacutetulo segundo se presenta el contexto internacional y nacional del mercado del gas natural haciendo especial eacutenfasis en la participacioacuten y evolucioacuten del gas natural en la matriz energeacutetica en cuanto a reservas produccioacuten y consumo Se hace una descripcioacuten de la cadena de valor del GNL y su comportamiento en el mercado mundial Igualmente se presenta una perspectiva del desenvolvimiento del mercado nacional la evolucioacuten de las principales variables las caracteriacutesticas de la oferta la demanda y el sistema actual de transporte El tercer capiacutetulo contiene un anaacutelisis del marco de poliacutetica y la normatividad vigente maacutes relevante que ordena las actividades dirigidas a la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural e introduce los esquemas tarifarios de las actividades reguladas En el capiacutetulo cuarto se expone el tema de los precios del gas natural los supuestos considerados para la estimacioacuten de largo plazo los cuales se basan en la consideracioacuten de que en el mediano plazo los precios nacionales seraacuten regidos por mercados internacionales en la medida que se importe gas natural de la cuenca del Caribe En el capiacutetulo cinco se analiza el comportamiento esperado de la oferta presentando los escenarios futuros de incorporacioacuten de reservas de gas natural y la produccioacuten esperada asiacute como las perspectivas de produccioacuten reportada por los agentes para los proacuteximos 10 antildeos Este capiacutetulo tambieacuten presenta la demanda futura de gas natural profundizando en los principales factores que afectan la evolucioacuten del consumo sectorial y del desarrollo del consumo regional El capiacutetulo sexto hace referencia al balance oferta demanda de gas natural luego de considerar las distintas alternativas de suministro de gas natural para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo introduciendo un anaacutelisis estocaacutestico de la oferta y demanda debido a la incertidumbre de cada variable relevante de modo que las observaciones del comportamiento del gas natural pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros Se cotejan los escenarios determiniacutesticos y probabiliacutesticos de oferta y demanda de gas natural para establecer escenarios criacuteticos El capiacutetulo seacuteptimo se realiza un anaacutelisis de la confiabilidad con el propoacutesito de evaluar las repercusiones en la demanda por las fallas del sistema de transporte que generan demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento Igualmente se examinan los factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten De igual formas se realiza un anaacutelisis de los requerimientos de infraestructura para minimizar racionamientos y permitir un servicio continuo y confiable En el capiacutetulo octavo presenta la evaluacioacuten financiera de las distintas alternativas evaluadas para la expansioacuten de la capacidad de transporte y el desarrollo de confiabilidad que debe tener el sistema colombiano Finalmente el capiacutetulo noveno presenta de manera general las conclusiones del trabajo y todas las medidas y decisiones que se considera necesario emprender para asegurar el abastecimiento de gas natural en condiciones competitivas
1 Introduccioacuten
11 Antecedentes
De acuerdo con lo definido en el Artiacuteculo 16 de la Ley 143 de 1994 que dio origen a la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica ndash UPME se encargoacute a esta institucioacuten entre otras funciones la de apoyar la toma de decisiones en materia minera y energeacutetica y la evaluacioacuten de poliacuteticas sectoriales realizando planes indicativos con el fin de alcanzar una asignacioacuten oacuteptima de recursos para satisfacer los requerimientos mineros y energeacuteticos internos y externos mediante las siguientes tareas fundamentales
a Establecer los requerimientos energeacuteticos de la poblacioacuten y los agentes econoacutemicos del
paiacutes con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolucioacuten maacutes probable de las variables demograacuteficas y econoacutemicas y de precios de los recursos energeacuteticos
b Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energeacuteticos existentes convencionales y no convencionales seguacuten criterios econoacutemicos sociales tecnoloacutegicos y ambientales
En este marco se han realizado importantes propuestas para el desarrollo del sector energeacutetico con la consecucioacuten de objetivos notables En la uacuteltima deacutecada cambios significativos en su reacutegimen institucional y en aspectos de la regulacioacuten de los diversos mercados energeacuteticos han permitido ir dando respuestas adecuadas para lograr un satisfactorio grado de inversiones y reducir la vulnerabilidad del sector energeacutetico Sin embargo cabe decir que auacuten existen oportunidades para que Colombia encamine la matriz energeacutetica en el largo plazo de forma tal que se asegure la maacutexima contribucioacuten del sector al desarrollo nacional y se ajusten los desequilibrios parciales en mercados especiacuteficos y se reduzca la vulnerabilidad frente a fenoacutemenos irregulares que generan alto grado de incertidumbre Estos uacuteltimos a su vez frente al fenoacutemeno del cambio climaacutetico podriacutean convertirse cada vez en menos predecibles razoacuten por la cual es necesario establecer estrategias y acciones para reducir la vulnerabilidad La consecucioacuten de esta estrategia requiere asiacute de la coordinacioacuten de actividades en las distintas cadenas energeacuteticas a fin de que el conjunto de objetivos sectoriales hallen su debida convergencia tanto en el corto como en el mediano y largo plazo A lo largo de los uacuteltimos antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados locales como los de la Costa Atlaacutentica Santander y Huila sino a nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca El impacto que tuvo en el consumo de energiacutea de fuentes primarias la entrada del gas natural al sistema del interior del paiacutes como producto del ldquoPlan de Masificacioacuten del Gasrdquo (PMG) fue de la mayor preponderancia cuyos resultados comenzaron a manifestarse cuando hacia 1996 se terminaron las obras de gasoductos que conectaban el gas de la Guajira con los principales centros poblados de Colombia como son Bogotaacute Medelliacuten Cali y otros en sus respectivas aacutereas de influencia De este modo la participacioacuten del gas en la matriz de energiacutea fue creciente especialmente despueacutes de 1999 a medida que se sumaban consumidores de distintos sectores
Para tener una idea de la importancia del gas natural en Colombia vale decir que este energeacutetico representaba en 2012 un 205 del consumo neto de energiacutea primaria y secundaria mientras que hacia 1995 el consumo final de energiacutea con gas natural se encontraba alrededor de 7 En teacuterminos generales Colombia ha sido un paiacutes particularmente exitoso en crear una amplia red nacional de gasoductos con participacioacuten del sector puacuteblico y privado y en la penetracioacuten del gas natural en todos los sectores socioeconoacutemicos de consumo No obstante los estimativos disponibles de recursos convencionales comercialmente explotables de gas natural sugieren que nuestro paiacutes hoy posee recursos para cubrir las estimaciones de demanda domeacutestica en un escenario de crecimiento medio hasta cerca del antildeo 2016 dada la situacioacuten de declinacioacuten del principal campo productor y no se espera nueva disponibilidad de gas relacionado con reservas probables Adicionalmente en la uacuteltima deacutecada las reservas de hidrocarburos en Colombia se han mantenido relativamente estancadas pese al aumento en los niveles de exploracioacuten despueacutes del 2005 como consecuencia de los altos precios internacionales del petroacuteleo y del gas y de los cambios institucionales y de poliacutetica interna realizados como la creacioacuten de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Pero el dinamismo de la demanda comenzoacute a dar claras sentildeales de agotamiento ndash debido a la incertidumbre del suministro futuro ndash que se intentoacute resolver por medio de la eliminacioacuten del consumo del sector de generacioacuten teacutermica a gas Ademaacutes ante la ausencia de una oferta comercial suficiente para suplir la demanda de flexibilidad de largo plazo del sector eleacutectrico y de otra parte sin el servicio de confiabilidad para los distintos usuarios en el diacutea a diacutea y como el sistema de transporte es radial las indisponibilidades de suministro o de transporte ocasionan serias consecuencias sobre el conjunto de los usuarios de consumo Esta situacioacuten fue atendida por las autoridades sectoriales y el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute lineamientos de poliacutetica sobre el manejo de la oferta y la demanda de gas a traveacutes del Decreto 2100 de 2011 que incluyoacute entre otras
i Desarrollo de recursos no convencionales ii Nuevas poliacuteticas de comercializacioacuten (mercado secundario subastas de venta de corto
plazo) iii Gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial por medio de un nuevo agente
institucional iv Exportacioacuten de gas con criterio flexible se establece la libertad de precios para
importaciones y exportaciones v La posibilidad de autorizar inversiones en confiabilidad con una metodologiacutea que
desarrollaraacute la CREG
Dicho Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En teacuterminos generales el Decreto fijoacute la poliacutetica para la promocioacuten del abastecimiento de gas natural en Colombia y definioacute que la comercializacioacuten del gas debiacutea promover la competencia mitigar los efectos de la concentracioacuten de la produccioacuten propiciar la formacioacuten de un precio eficiente del recurso y ofrecer informacioacuten oportuna y suficiente para todos los agentes La norma en su Artiacuteculo 17 incorporoacute la realizacioacuten de un Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural por parte de la UPME con base en unos lineamientos teacutecnicos que determinaraacute el Ministerio de Minas y Energiacutea encaminado fundamentalmente a la orientacioacuten de las decisiones
de los agentes y las acciones del gobierno para asegurar el abastecimiento pleno y eficiente de gas natural en el mediano y largo plazo Es dentro de este mandato que se desarrolla el Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural -PIAGN- que se presenta en este documento Este Plan tiene el propoacutesito de suministrar informacioacuten resultante de los amplios anaacutelisis para que orienten las decisiones de los agentes y de las autoridades competentes en la toma de decisiones oportunas que aseguren la satisfaccioacuten de demanda en el largo plazo en las debidas condiciones teacutecnicas y de confiabilidad del suministro de gas natural a precios competitivos
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN Mientras que la planificacioacuten de la expansioacuten de los sistemas de abastecimiento y transporte de gas natural resulta sencilla en un esquema integrado verticalmente y bajo criterios de garantiacutea de suministro este tema se vuelve de alta complejidad en un sistema guiado por la maximizacioacuten de beneficios y con actores no integrados Es de anotar que la Masificacioacuten del Gas se realizoacute bajo ciertos criterios hasta la privatizacioacuten de Ecogas y la capitalizacioacuten de Ecopetrol Por otra parte las particularidades de la demanda de gas para generacioacuten de electricidad ha implicado formas contractuales entre productores de gas transportadores y generadores eleacutectricos que distorsionan los propios principios del mercado e impiden una expansioacuten concertada de la oferta de gas pero tambieacuten de la oferta de generacioacuten eleacutectrica Adicionalmente la oferta futura de gas natural tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al sector transporte de gas toda vez que eacuteste desvinculado en propiedad de los productores no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado El dilema es entonces como puede abordar la Planificacioacuten esta complejidad ya que sin una prospectiva de oferta y demanda de los distintos mercados de gas no pueden existir sentildeales integradas de expansioacuten que lleguen a tiempo dada la anticipacioacuten necesaria de la expansioacuten de la oferta a la demanda si se desea confiabilidad en ambos sistemas a) eleacutectrico y de gas y b) de infraestructura de transporte y de abastecimiento en campos productores Asiacute las cosas los principales factores que impiden el desarrollo equilibrado del mercado de gas natural se vinculan no solo con las caracteriacutesticas de la demanda altamente influenciada por la demanda de gas para generadores teacutermicos sino tambieacuten con una incertidumbre acerca de la oferta disponible a corto plazo pero tambieacuten a largo plazo Por lo tanto se pueden apreciar al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por el esquema de planificacioacuten para lograr un abastecimiento pleno y eficiente de gas natural
a El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
b El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
c El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el colombiano las dos primeras dificultades no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de instrumento regulatorio que incentive la exploracioacuten sin que ello garantice resultados En el tercer caso mediante ejercicios de planificacioacuten se pueden elaborar recomendaciones o advertencias que permitan anticipar posibles deacuteficits El conjunto de esta problemaacutetica es por ahora abordable desde el sistema de planificacioacuten con un caraacutecter indicativo y en ese papel responde a la dificultad vinculada con la anticipacioacuten de complicaciones de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo y cuya precisioacuten por acotada que sea es uacutetil para advertir problemas con la suficiente antelacioacuten Para establecer la cuantificacioacuten del deacuteficit posible y probable de oferta de gas natural para satisfacer los requerimientos totales de la demanda se consideraran multiplicidad de escenarios tanto desde el punto de vista de la oferta como de la demanda con el propoacutesito de tomar en cuenta una gama amplia de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y largo plazo para que responda a la finalidad y caracteriacutesticas del anaacutelisis prospectivo pretendido Para analizar la problemaacutetica de confiabilidad se consideraran escenarios muy criacuteticos y otros menos o no criacuteticos recordando que el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo desde el punto de vista de la sentildeal que el sistema de planeamiento enviacutea al mercado de gas natural una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten distorsionada y a decisiones que implican una sobreinversioacuten Al mismo tiempo no enviar una sentildeal de magnitudes de escenarios criacuteticos implicariacutea avalar una crisis previsible con costos muy elevados en teacuterminos econoacutemicos (cortes de gas o electricidad sustitucioacuten por combustibles muy costosos improvisacioacuten etc) El anaacutelisis del impacto de la demanda sobre la confiabilidad del sistema de transporte es sin embargo el aspecto fundamental para el caso colombiano pues es por esa causa que el sistema es maacutes vulnerable a provocar desabastecimientos totales o parciales Por ello se determinaran iacutendices probabiliacutesticos de falla del sistema de transporte bien sea por dantildeos en alguno de sus componentes o por incremento en la demanda de gas que haga que el sistema no sea capaz de transportar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse Para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural se consideraron unos los lineamientos generales que hacen referencia al cumplimiento de unos criterios generales en la elaboracioacuten del Plan y de unos criterios teacutecnicos para la realizacioacuten del ejercicio de planificacioacuten asiacute 121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
1) Ser integral y flexible susceptible de ser ajustado seguacuten los cambios econoacutemicos poliacuteticos y ambientales tanto del entorno nacional como internacional
2) Formular las acciones y soluciones que permitan el pleno abastecimiento de gas natural dando las sentildeales apropiadas para facilitar la toma de decisiones de inversioacuten
3) La demanda de gas natural debe ser satisfecha considerando criterios de uso eficiente de las fuentes energeacuteticas
4) Basarse en escenarios que consideren las variables maacutes influyentes sobre el consumo de gas natural y sus sustitutos en un horizonte de largo plazo
5) Propender por la minimizacioacuten de los costos para lograr la sostenibilidad econoacutemica y ambiental del sistema en el largo plazo con precios competitivos para los usuarios y maximizacioacuten de la cobertura
122 Lineamientos Teacutecnicos
a) La oferta de gas natural corresponde a la uacuteltima declaracioacuten de produccioacuten nacional e importacioacuten por parte de agentes
b) La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados
c) El periodo considerado para comercializacioacuten de gas de nuevos hallazgos seraacute miacutenimo de tres antildeos desde la fecha de su descubrimiento
d) La entrada en operacioacuten de proyectos de regasificacioacuten seraacute miacutenimo de cuatro antildeos desde etapa de planificacioacuten
e) La entrada en operacioacuten de nuevos gasoductos seraacute como miacutenimo tres antildeos desde su etapa de proyeccioacuten
f) La entrada en operacioacuten de nuevas estaciones de compresioacuten seraacute de dos antildeos desde etapa de planificacioacuten
g) La capacidad de los gasoductos troncales corresponderaacute a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas
h) La capacidad de transporte de cada uno de los tramos seraacute afectada por la indisponibilidad maacutes alta de los mismos
i) Horizonte de Planeacioacuten de 10 antildeos La elaboracioacuten del Plan significa entonces un anaacutelisis de la perspectiva de abastecimiento de mediano y largo plazo ante diferentes escenarios de incorporacioacuten de oferta nacional y extranjera Con el tiempo la dinaacutemica del sector permitiraacute identificar los escenarios sobre los cuales seraacute conveniente profundizar en su estudio y proposicioacuten lo cual supone una actualizacioacuten perioacutedica del documento para evaluar la situacioacuten de abastecimiento del sector La metodologiacutea empleada para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento pretende establecer un marco analiacutetico flexible que pueda ser usado para posteriores revisiones bajo cualquier escenario de suministro y transporte dentro del mercado de gas natural En este marco se ha realizado un trabajo conjunto con todos los agentes para establecer escenarios que evaluacuteen el comportamientos de las principales variables que tienen incidencia en el planeamiento y que permitan la identifiquen distintas alternativas que resulten atractivas para quienes toman decisiones de inversioacuten pero que en cualquiera de los casos responda a los objetivos de la perspectiva del Estado La Graacutefica 1-1 presenta de manera esquemaacutetica la metodologiacutea seguida en el anaacutelisis Para efectos de eacuteste anaacutelisis se define abastecimiento como la capacidad del sistema (infraestructura existente para produccioacuten importacioacuten y transporte) disponible para el suministro de gas en el corto mediano y largo plazo y confiabilidad en funcioacuten de la demanda no atendida o el desabastecimiento ocasionado debido a la probabilidad de falla del sistema tanto por eventos programados como por situaciones de fuerza mayor
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Marco Institucional y Regulatorio
Contexto Nacional e Internacional del Mercado de Gas Natural
Producto 1 Escenarios de proyeccioacuten de precios
de gas natural
Construccioacuten de
balances determiniacutesticos
oferta - demanda de gas
natural a escala nacional
y regional
Elaboracioacuten de balances
probabiliacutesticos oferta -
demanda de gas natural
a escala nacional
Producto 4
Determinacioacuten de los
riesgos de deacuteficit de
abastecimiento de gas
natural a escala nacional y
regional
Estimacioacuten de las
necesidades futuras de
infraestructura de
transporte
Seleccioacuten de los nodos
del sistema de
transporte de gas
natural y proyeccioacuten de
demanda nodal
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de
transporte
Producto 5 Plan
baacutesico de expansioacuten
de la infraestructura
de transporte de gas
natural
Estimacioacuten de indices de
confiabilidad del
abastecimiento y
transporte
Definicioacuten de los criterios
de confiabilidad en el
suministro y transporte
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de produccioacuten
y transporte para dar
confiabilidad al sistema
Producto 6 Plan de
expansioacuten de la
infraestructura de
transporte de gas
natural bajo criterios
de confiabilidad
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala regional y
sectorial
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala nacional
Producto 3
Escenarios de
proyeccioacuten de
demanda de gas
natural
Estimacioacuten de las
reservas actuales
seguacuten sus
componentes y
proyeccioacuten de
escenarios futuros para
las mismas
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
produccioacuten a escala
regional
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
produccioacuten futura a
escala nacional
Producto 2
Escenarios de oferta
futura de gas natural
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural
21 Contexto Internacional El contexto energeacutetico mundial estaacute cambiando de manera acelerada resultado del incremento de produccioacuten de petroacuteleo y gas en los Estados Unidos asiacute como la extendida utilizacioacuten de tecnologiacuteas amigables con el medio ambiente como eoacutelica y solar la disminucioacuten del uso de la energiacutea nuclear y el desarrollo de los yacimientos no convencionales de gas natural entre otros aspectos Una de las circunstancias que estaacuten causando mayor impacto hace referencia al cambio en los flujos de comercio de hidrocarburos en Norteameacuterica promovidos por la mayor produccioacuten de petroacuteleo de alta calidad y de gas natural no convencional cuyo resultado ha sido una disminucioacuten de los precios particularmente del gas natural y de electricidad promoviendo con ello una industria maacutes competitiva Si bien los precios del gas vienen decreciendo en el continente americano en Europa y Japoacuten los mismos se han incrementado de forma exponencial como consecuencia del bajo precio del carboacuten que se liberoacute en Estados Unidos y que viene sustituyendo al gas en el viejo continente Lo anterior demuestra la fuerte interaccioacuten entre las diversas fuentes de energiacutea sus mercados y precios a nivel mundial Indudablemente el gas natural atraviesa un periodo favorable pues en todos los escenarios de prospectiva se aprecia una demanda creciente especialmente para generacioacuten de electricidad y como combustible industrial independientemente de la localizacioacuten geograacutefica favorecido por menores emisiones de carbono frente al petroacuteleo y el carboacuten Nuevas teacutecnicas de exploracioacuten y de perforacioacuten de pozos han contribuido de manera decidida al aumento significativo de las reservas mundiales de gas y a una reduccioacuten de sus costos de produccioacuten reposicionando su competitividad y mayor disponibilidad del recurso permitiendo la expansioacuten de los mercados globales de GNL 211 Reservas Una mirada a la evolucioacuten histoacuterica de las reservas de gas natural sentildeala que durante el periodo comprendido entre 1991 y el 2012 las reservas probadas crecieron a una tasa de 235 promedio antildeo pasando de 4062 TPC a 66113 TPC totalizando una incorporacioacuten de 1214 TPC por antildeo durante los veintiuacuten antildeos de anaacutelisis con una disminucioacuten de 03 con respecto a 2011 de acuerdo con lo presentado en el BP Statistical Review of World Energy 2013 Al finalizar el antildeo 2012 las reservas probadas de gas natural en el mundo ascendiacutean a 66113 TPC un 03 menos que el antildeo 2011 cuando totalizaron 66286 TPC reduccioacuten atribuible a las estimaciones a la baja que efectuoacute Rusia ubicando a Iraacuten como el mayor poseedor de reservas de este energeacutetico en el planeta las cuales en importante proporcioacuten se localizan costa afuera aunque una parte significativa de la produccioacuten de gas natural proviene de campos de gas asociado on shore Regionalmente el Medio Oriente concentroacute la mayor tasa de admisioacuten de reservas con un 31 promedio antildeo correspondiente a 1334 TPC en los uacuteltimos 21 antildeos seguido de la regioacuten de Europa y Euroasia las cuales agregaron la totalidad de 6937 TPC equivalentes a una tasa media anual de 198
En menor escala se adicionaron reservas probadas en India Arabia Saudita Malasia y Venezuela en las regiones de Asia Paciacutefico Medio Oriente y Centro y Surameacuterica mientras que en la demaacutes regiones se presentoacute retraccioacuten de los voluacutemenes totales y particularmente los principales productores europeos Noruega Holanda y el Reino Unido y del continente Americano como Argentina y Trinidad y Tobago El continente americano participoacute con el 984 del total mundial destacaacutendose Norte Ameacuterica que aumentoacute medio punto porcentual con respecto del 2011 revirtiendo la tendencia decreciente que veniacutea registraacutendose en la deacutecada de 1991 a 2001 Este aumento se debioacute esencialmente al inicio de explotacioacuten del shale gas o gas de esquisto de Estados Unidos Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total el cual viene creciendo de forma notable Evidentemente la combinacioacuten de nuevas teacutecnicas de perforacioacuten y el fracturamiento hidraacuteulico han incrementado las tasas de incorporacioacuten de los uacuteltimos antildeos permitiendo el desarrollo de los recursos no convencionales traducido en la inclusioacuten de recursos prospectivos a las reservas probadas La regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica muestra una tasa de crecimiento medio del 176 en los 21 antildeos de anaacutelisis con un miacutenimo de incremento entre el 2011 y el 2012 de tan soacutelo 06 totalizando 2686 TPC de reservas probadas que corresponde a una participacioacuten relativa de 41 La Graacutefica 2-1 representa un comparativo de la evolucioacuten regional de las reservas probadas de gas natural
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural
Fuente BP 2013
Como lo muestra la graacutefica la regioacuten del Medio Oriente sigue manteniendo una incorporacioacuten de reservas de manera sostenida y en mayor proporcioacuten que la regioacuten de Europa y Euroasia cuya proporcioacuten al nivel mundial alcanza una tercera parte del total en tanto que de manera conjunta acumulan el 74 de las reservas probadas de gas natural en el planeta El resto de regiones presentaron participaciones modestas siendo Asia Paciacutefico la de mayor aporte con 82 dentro de este grupo seguida de Aacutefrica y Ameacuterica del Norte con 77 y 52
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Norteameacuterica Surameacuterica yCentroameacuterica
Europa yEuroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
1991 2001 2011 2012
correspondientemente En la zona Norteamericana se destaca Estados Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total durante el mismo antildeo 2012 la cual viene creciendo de forma extraordinaria En Centro y Surameacuterica alrededor del 732 del total de reservas se localizan en Venezuela representando individualmente un 3 del total mundial equivalente a 963 TPC Le siguen en cantidad Brasil con 15 9 TPC Peruacute que contaba con 126 TPC Argentina con 113 y Bolivia 112 TPC mientras que Colombia disponiacutea de 54TPC ubicaacutendose en una posicioacuten humilde frente a los demaacutes paiacuteses productores La Graacutefica 2-2 presenta la situacioacuten de reservas probadas de gas natural al finalizar el 2012
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012
Fuente BP 2013
212 Produccioacuten y consumo de gas natural Al finalizar el 2012 la produccioacuten mundial de gas natural llegoacute a 3246 GPCD representando un aumento del 19 en relacioacuten con el volumen promedio alcanzado en 2011 La regioacuten de Europa y Euroasia aportaron cerca del 307 del total mundial seguida de Norteameacuterica con 268 Las zonas geograacuteficas de Medio Oriente Aacutefrica y Asia Paciacutefico de manera conjunta representaron el 372 en tanto que Centro y Surameacuterica fueron responsables por tan soacutelo el 53 Durante el 2012 la mayor produccioacuten se realizoacute por parte de Estados Unidos y Rusia con 657 TPCD y 571 TPCD correspondientemente en tanto que Iraacuten con 155 Qatar con 152 China con 103 y Arabia Saudita con 99 TPC registraron produccioacuten adicional frente a 2011 pero colectivamente no alcanzaron a superar la participacioacuten del 176 de Rusia Seguacuten las estadiacutesticas de BP (British Petroleum) fueron muchos los paiacuteses que registraron reduccioacuten de produccioacuten frente al 2011 destacaacutendose Canadaacute Rusia Iraq India Indonesia lo cual significa que paiacuteses con menor tradicioacuten en produccioacuten de gas natural aumentaron de forma importante sus aportes como Brasil Peruacute Noruega Turkmenistaacuten y Libia entre otras naciones La tasa de crecimiento medio anual de la produccioacuten mundial entre 1991 y 2012 fue del 254 destacaacutendose las regiones de Oriente Medio con 836 Asia Paciacutefico que sobrepasoacute 58 y
Norteameacuterica579Europa y Euroasia
3118
Oriente Medio4298
Aacutefrica774
Asia Paciacutefico825
Argentina017
Bolivia017
Brazil024
Colombia008
Peru019
Trinidad amp Tobago020
Venezuela297
Other S amp Cent
America003
Surameacuterica y Centroameacuterica
406
Aacutefrica con 56 Individualmente la mayor tasa de crecimiento en el mismo horizonte la alcanzoacute Qatar con 165 y luego Kuwait 121 y Egipto 10 correspondientemente La Graacutefica 2-3 presenta la evolucioacuten de produccioacuten mundial de gas natural
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012
Fuente BP 2013
En cuanto a la produccioacuten de Centro y Surameacuterica se presentoacute un aumento de 513 MPCD en 2012 pese al descenso continuo de la oferta de gas natural de Argentina Por su parte Bolivia y Peruacute registraron aumentos de su produccioacuten de 213 MPCD y 150 MPCD correspondientemente En cuanto a Venezuela se reportoacute aumento de 141 MPCD por los buenos resultados de la produccioacuten en el aacuterea cercana al Lago de Maracaibo Asimismo la regioacuten Asia-Paciacutefico alcanzoacute una produccioacuten de 47299 MPCD aproximadamente 512 MPCD maacutes que en 2011 donde China incrementoacute en 410 MPCD con respecto al 2011 logrando 10345 MPCD Buena parte de la capacidad adicional de produccioacuten procedioacute de paiacuteses que normalmente presentaban insuficiencia como Tailandia y Pakistaacuten En el caso de Australia la produccioacuten de gas natural llegoacute en 2012 a 4732 MPCD incrementaacutendose en un 88 con referencia a 2011 Es notoria la recuperacioacuten mostrada por la regioacuten Africana que desde el 2009 ha venido aumentando los niveles de produccioacuten de manera sostenida con Libia a la cabeza mientras que Algeria es la uacutenica nacioacuten de ese continente que presentoacute una disminucioacuten de produccioacuten en el uacuteltimo antildeo Paiacuteses como Qatar Omaacuten Nigeria Egipto y Trinidad y Tobago presentan unas tasas de crecimiento superiores al 10 promedio antildeo en los veinte uacuteltimos antildeos de historia muy superior al promedio mundial que se ubica en el 25 China India y Myanmar son igualmente jugadores importantes cuya evolucioacuten muestra tasas de crecimiento por encima del 5 promedio antildeo en el mismo horizonte de estudio
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
El consumo a nivel mundial tiene un comportamiento similar al de la produccioacuten y se explica por el desarrollo del sector efectuado a traveacutes de mercados regionales que se interconectaban a traveacutes de gasoductos Esta situacioacuten ha cambiado con el desarrollo del mercado del Gas Natural Licuado (GNL) que ha permitido movilizar gas de paiacuteses con grandes reservas a paiacuteses con mayores consumos El consumo a nivel global crecioacute un 22 en proporcioacuten al 2011 explicado baacutesicamente por su uso en las regiones de Norteameacuterica Europa - Euroasia y Asia - Paciacutefico los cuales representan aproximadamente el 80 del consumo mundial valor que ascendioacute a 3198 GPCD 71 GPCD maacutes que en 2011 En los uacuteltimos 10 antildeos la demanda total de gas ha crecido a una tasa promedio antildeo del 32 sobresaliendo la regioacuten de Oriente Medio que aumentoacute la demanda por encima del 82 promedio antildeo seguida de la regioacuten de Asia - Paciacutefico cuyo incremento medio es fue del 8 y Aacutefrica con 78 promedio antildeo La Graacutefica 2-4 muestra la tendencia seguida a nivel mundial en consumo de gas natural
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012
Fuente BP 2013
En Norteameacuterica el consumo se incrementoacute en 35 GPCD alcanzando 875 GPCD donde se destaca Estados Unidos demandando una cuarta parte del consumo mundial equivalente a 697 GPCD Por otro lado Rusia responde por el 125 de la demanda total y la regioacuten Europa ndash Euroasia consume un tercio del total mundial aunque presentoacute una disminucioacuten en 25 TPCD respecto de 2011 debido a la crisis en paiacuteses como Alemania Francia el Reino Unido entre otros Durante el 2012 la regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica demandoacute 08 GPCD maacutes que en 2011 pasando de 151 a 159 GPCD lo que representa un incremento de 53 Su participacioacuten relativa correspondiendo al 5 de la demanda total mundial ubicaacutendola como una de las
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
regiones de menor demanda junto con la regioacuten africana donde se utilizoacute en promedio 118 GPCD De manera individual Estados Unidos es el mayor consumidor seguido de Rusia luego se encuentra Iraacuten con 151 GPCD China con 139 GPCD y Japoacuten con 113 GPCD aclarando que el gas natural utilizado en Iraacuten no es para consumo final en ese paiacutes En Centro y Surameacuterica Argentina Venezuela Brasil y Trinidad y Tobago son los paiacuteses de mayor consumo que en conjunto responden por el 807 del total registrado en la regioacuten La regioacuten de Europa y Euroasia sufrioacute una reduccioacuten de 0709 TPCD lo que condujo a un nivel de 1045 TPCD en 2012 Por su parte en la Unioacuten Europea la produccioacuten fue de 144 TPCD y demandoacute 428 TPCD representando el 40 del consumo total de la regioacuten y mostrando una reduccioacuten del 23 con respecto a 2011 Fueron pocos los paiacuteses de la Unioacuten Europea que incrementaron tiacutemidamente su consumo como es el caso de Francia Alemania y Beacutelgica en tanto que paiacuteses como el Reino Unido Suecia Portugal y Espantildea registraron disminucioacuten importante de su demanda debido a la recesioacuten econoacutemica de esa regioacuten 213 Balance El balance de gas natural para cada una de las regiones se definioacute como la diferencia entre la produccioacuten de la regioacuten en el antildeo de referencia y el consumo para el mismo antildeo con lo cual se puede determinar los deacuteficits y excedentes seguacuten sea el caso pero gracias al comercio internacional de GNL los flujos de gas se han intensificado permitiendo compensar en aquellas regiones deficitarias la falta de gas disponible para el consumo La Graacutefica 2-5 representa una comparacioacuten regional en los antildeos 2001 y 2012
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural
Fuente Bp Caacutelculos Propios
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
Norteameacuterica Centro ySudameacuterica
Europa yEurasia
Medio Oriente Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
D
Produccioacuten 2001 Consumo 2001 Produccioacuten 2012 Consumo 2012
El comportamiento de la regioacuten Norteamericana luego de un periodo de deacuteficit inicioacute una nueva etapa de produccioacuten de gas natural que permite en 2012 un equilibrio fraacutegil pero con grandes perspectiva de superaacutevit futuro con lo cual esta regioacuten podraacute convertirse en un exportador natural En Medio Oriente Aacutefrica y Centro y Surameacuterica presentan similitudes pues en los tres casos la demanda de gas natural se ha abastecido con producto local y cuentan con excedentes crecientes aumentando su disponibilidad y permitiendo suplir las necesidades de otros territorios pese al aumento progresivo del consumo en cada una de estas regiones Las regiones de Asia - Paciacutefico Europa y Euroasia se identifican por su progresivo desequilibrio que se hace maacutes notorio en el territorio de Asia - Paciacutefico donde se ha multiplicado por cuatro la restriccioacuten durante los uacuteltimos 10 antildeos explicaacutendose por los mayores consumos de gas natural con destino al sector termoeleacutectrico que aumentoacute de manera excesiva en Japoacuten por reemplazo de la generacioacuten nuclear por tecnologiacuteas de generacioacuten de ciclos combinados de electricidad que usan gas natural y vapor luego del terremoto y posterior tsunami ocurrido en 2011 Centro y Surameacuterica pasoacute de mantener un equilibrio fraacutegil en 2001 a ser excedentaria en 2012 aunque algunos de los paiacuteses de Surameacuterica importan gas para atender sus necesidades y otros como Colombia y Peruacute lo exportan Como se mencionoacute anteriormente los excedentes de gas natural se comercializan entre distintos paiacuteses y regiones a traveacutes de gasoductos o viacutea GNL Por ejemplo Aacutefrica vende excedentes de produccioacuten a traveacutes de gasoductos o LGN a Europa1 y Medio Oriente vende excedentes de gas a Europa y Asia - Paciacutefico en LGN En el caso particular de Surameacuterica se vende excedentes desde Colombia viacutea gasoducto a Venezuela y se estima que proacuteximamente viacutea barco a la multinacional Gazprom Se estima que durante el antildeo 2012 se comercializaron aproximadamente 997 GPCD de gas natural de los cuales el 68 se movilizoacute viacutea gasoducto y el restante 32 se realizoacute se en barcos metaneros Fue notable la disminucioacuten de importaciones de Europa las cuales proveniacutean de Rusia y de GNL La regioacuten Asia Pacifico se consolidoacute como el mayor importador de GNL con un aumento de10 que correspondioacute a 19 TPCD al pasar de 199 TPCD a 218 TPCD Asimismo China que se consolidoacute como el tercer mayor importador al aumentar tanto sus compras de GNL como de gas natural por ducto En la regioacuten Norteamericana las importaciones de GNL se redujeron draacutesticamente en Estados Unidos y Canadaacute con reducciones de 50 y 45 proporcionalmente distinto a lo ocurrido en Meacutexico Por otra parte en el mismo 2012 se presentoacute un exceso de oferta de GNL en el mercado mundial que permitioacute compensar la falta de gas disponible e interrupciones en ciertas plantas pero igualmente se ha generado una competencia entre las exportaciones y las necesidades nacionales en muchos paiacuteses lo cual significoacute mayores importaciones de GNL en Centro y Surameacuterica En razoacuten a la tendencia de crecimiento de la produccioacuten de gas natural en Estados Unidos y la importante expectativa de disponer de excedentes en el mercado de gas natural a mediano plazo en ese paiacutes empezaron a generarse proyectos de exportacioacuten viacutea GNL que ya cuentan con la aprobacioacuten del gobierno de ese paiacutes y es una realidad la suscripcioacuten de contratos de largo plazo con compradores (particularmente asiaacuteticos) indexados con el precio spot Henry Hub Asiacute los proyectos se intuyen muy competitivos frente a otros proyectos con recursos convencionales debido a que los compradores pagaraacuten cargos por capacidad de uso con lo cual
1 Ejemplos de esta situacioacuten son las ventas a traveacutes de Argelia a Espantildea a traveacutes del gasoducto del Magreb o e ventas de GNL de Argelia a Reino Unido y Espantildea
los proyectos cuentan con la posibilidad de recibir y enviar GNL por su cuenta a cualquier lugar Ademaacutes en estos contratos no existiraacute la obligacioacuten tradicional ldquotake-or-payrdquo ya que los compradores deberaacuten pagar el cargo fijo por capacidad es maacutes si deciden no utilizar su capacidad de licuefaccioacuten contratada sino vender el gas en el mercado interno de Estados Unidos por razones econoacutemicas lo pueden hacer Pese a la alta volatilidad del precio spot del Henry Hub y en ausencia de garantiacutea de que se mantendraacute en niveles bajos en el futuro la diversificacioacuten de los sistemas de precios es importante para que los compradores puedan atemperar los riesgos de fluctuacioacuten de los mismos Adicionalmente hay que recordar que durante el 2012 Rusia experimentoacute una escasa demanda de gas natural por parte de Europa debido entre otros a los altos precios que son influenciados por su indexacioacuten al precio del petroacuteleo lo que explica la mayor preferencia del mercado Europeo por el gas natural Noruego que viene modificando el esquema de indexacioacuten del precio de gas natural al mercado spot Sin embrago no parece una solucioacuten de largo plazo toda vez que el gas de Noruega viene declinando Las caracteriacutesticas y actividades de este mercado se explicaraacuten en un capiacutetulo posterior
22 Mercado del Gas Natural Licuado Se conoce como gas natural licuado (GNL) al combustible que se ha sometido a un proceso de licuefaccioacuten a temperaturas cercanas a los -162degC lo cual hace que el gas reduzca su volumen y por ende se pueda transportar a mayores distancias en una mayor cantidad El transporte de este gas se suele realizar en barcos metaneros o especializados no obstante se puede realizar en trenes o en camiones con vagones especializados para el transporte de este combustible Para su uso comercial se utiliza el proceso de regasificacioacuten que permite volver el gas liacutequido a su estado natural 221 Cadena del servicio La cadena del servicio del gas natural licuado luego del proceso de exploracioacuten y produccioacuten tiene en cuenta tres etapas principales que permiten que el gas se pueda comercializarse las cuales son
Licuefaccioacuten
Transporte
Regasificacioacuten
En cada una de estas etapas se encuentran unos subprocesos y una vez surtidas dichas actividades se comercializa en las condiciones teacutecnicas y comerciales del sistema de cada paiacutes 222 Actividad de Licuefaccioacuten Esta actividad consiste alimentar una planta con gas natural donde se somete al proceso de purificacioacuten y enfriamiento que permite la separacioacuten y remocioacuten de impurezas para mantener el gas en una condicioacuten tal que evite el congelamiento de impurezas y mantenga las caracteriacutesticas de combustioacuten despueacutes del enfriamiento y condensacioacuten Despueacutes de esta etapa donde se removieron los componentes de hidrocarburos pesados de contaminantes y aquellos susceptibles de congelarse se moviliza el gas al circuito de refrigeracioacuten donde se elimina el calor sensible y latente del gas natural de forma que se
transforma de estado gaseoso a alta presioacuten a estado liacutequido a presioacuten atmosfeacuterica siendo esto posible a una temperatura de -162degC con una caracteriacutestica especial pesa la mitad del agua en estado liacutequido La Graacutefica 2-6 presenta de manera somera el esquema de licuefaccioacuten del gas natural De esta manera el gas reduce su volumen en 600 veces lo que significa ocupar un espacio de 00016 del espacio requerido por una cantidad similar de gas a temperatura ambiente y presioacuten atmosfeacuterica Este estado permite su almacenamiento en recipientes o tanques aislados de tal manera que se minimice la entrada de calor desde el ambiente
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural
Fuente GIIGNL
223 Actividad de Transporte La actividad de transporte consiste en llevar el GNL a su destinatario final o consumidor y para ello se utilizan diversos medios de transporte incluyendo sistemas de almacenamiento que pueden ser de disentildeo esfeacuterico o de membrana o estructural prismaacutetico El medio maacutes utilizado es el barco teniendo en cuenta que el principio de esta tecnologiacutea se desarrolloacute buscando llevar gas de sitios donde no es posible conectarse a traveacutes de gasoductos debido a las distancias que se deben recorrer lo cual lo haciacutea inviable Al igual que en el almacenamiento los barcos metaneros estaacuten disentildeados con un doble recubrimiento que permiten disminuir las peacuterdidas por contacto con el medio ambiente En la mayoriacutea de los barcos el gas que se pierde por evaporacioacuten se utiliza como combustible para el funcionamiento del mismo Actualmente existen cerca de 380 buques de GNL en servicio con una capacidad que variacutea entre los 120000 metros cuacutebicos (m3) a 175000 m3 de GNL Las peticiones de construccioacuten comprenden 78 buques para el antildeo 2014 En el antildeo 2012 fueron completados 3982 transportes comparados con 4110 de 2011 (Fuente SEDIGAS) No obstante lo anterior y debido al aumento de los requerimientos de este combustible se ha comenzado a construir buques nuevos con capacidad de carga de hasta 267000 m3 seguacuten los expertos Finalmente el costo de los buques de GNL oscila entre los 225 y 250 millones de doacutelares para uno de 135000 m3 de capacidad Tambieacuten se puede transportar en camiones o en trenes estos medios se han utilizado en casos donde las instalaciones de licuefaccioacuten y regasificacioacuten se encuentran muy cerca Esto ha sido desarrollado en paiacuteses como Estados Unidos Japoacuten Corea Reino Unido Noruega Alemania Beacutelgica Espantildea Portugal China Brasil Turquiacutea y Australia
Licuefaccioacuten LNG
Remocioacuten de hidrocarburos
pesados
Remocioacuten H2SCO2
Deshidratacioacuten
224 Actividad de regasificacioacuten En este proceso se lleva el gas natural nuevamente a su estado gaseoso devolvieacutendole el calor removido en el proceso de licuefaccioacuten Para realizar el proceso se utilizan vaporizadores que usan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a traveacutes de tuberiacuteas provenientes de los grandes tanques donde es almacenado Actualmente existe alrededor de 63 plantas de regasificacioacuten en el mundo y en Latinoameacuterica hay plantas en Chile Argentina y Brasil Los terminales tiacutepicos de regasificacioacuten de GNL estaacuten compuestos de los siguientes elementos
Brazos de descarga
Tuberiacuteas Criogeacutenicas
Tanques de almacenamiento
Bombas de baja presioacuten
Compresores y recondensadores de gas
Bombas de Alta Presioacuten
Vaporizadores
225 Distribucioacuten del mercado del GNL Comparando la oferta y demanda mundial se aprecia un exceso en el suministro que va maacutes allaacute del 2014 y de manera regional algunos mercados pueden tener un exceso por maacutes tiempo Expertos como GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) sentildealan que en 2012 la capacidad de procesamiento sobrante alcanzaba cerca del 50 situacioacuten que puede debilitarse como consecuencia del aumento en la demanda de Europa y Asia y la disminucioacuten de la produccioacuten interna de gas en los paiacuteses que conforman las dos regiones Los recientes cambios en la demanda del continente Asiaacutetico y particularmente en Japoacuten han transformado de manera estructural el comercio mundial de GNL que muestra unas perspectivas positivas debido a una mayor demanda para generacioacuten de electricidad reemplazando la nuclear ademaacutes de su flexibilidad y respaldo para atender situaciones coyunturales que requieren respuestas apresuradas La Tabla 2-1 relaciona los paiacuteses que importan y exportan GNL No obstante que los paiacuteses exportadores son 19 y los importadores 23 se puede identificar que las instalaciones de regasificacioacuten son mayores que las estaciones de licuefaccioacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Australia Argentina
Angola Beacutelgica
Estados Unidos Brasil
Brunei Canadaacute
Argelia Chile
Trinidad amp Tobago China
Peruacute Repuacuteblica Dominicana
Noruega Francia
Egipto Grecia
Guinea Ecuatorial India
Rusia Italia
Omaacuten Japoacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Qatar Corea
Emiratos Aacuterabes Unidos Kuwait
Yemen Meacutexico
Libia Noruega
Nigeria Polonia
Indonesia Portugal
Malasia Puerto Rico
Espantildea
Turquiacutea
Reino Unido
Estados Unidos
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL Fuente AIE Natural Gas Information 2012
En el mediano plazo (2017) se estima que la Cuenca del Paciacutefico incrementaraacute sus importaciones de GNL por mayores demandas en China e India cuyas tasas de crecimiento superan las de Japoacuten y Corea que hoy dominan el mercado contribuyendo a un aumento del 35 en el mercado de GNL entre 2012 y 2017 Histoacutericamente la cuenca Paciacutefica se ha abastecido adicionalmente con GNL proveniente de Medio Oriente y de la cuenca del Atlaacutentico situacioacuten que se podraacute revertir por mayores aportes de gas de Rusia y Asia Central con lo cual la cuenca de Atlaacutentico tendraacute mayor disponibilidad de GNL para paiacuteses de Ameacuterica Latina particularmente Al mismo tiempo la regioacuten de Europa muestra una demanda disminuida que se abastece con gas de regioacuten - de Rusia - y de la cuenca del Atlaacutentico tanto por gasoducto como GNL A futuro se preveacute que los flujos de gas hacia Europa dependeraacuten del precio de las desviaciones que se puedan presentar en mercados flexibles de GNL de los contratos de largo plazo y de posibles exportaciones de Estados Unidos despueacutes del 2016 Teniendo en cuenta los precios actuales el exceso de oferta y la situacioacuten de abastecimiento en Norteameacuterica no se presume movilizacioacuten de GNL hacia esa cuenca y los voluacutemenes contratados con anterioridad seraacuten capturados por otras regiones en buacutesqueda de mejores remuneraciones Todos estos factores parece provocaron una desconexioacuten entre los precios del GNL provenientes de la misma cuenca y un desacople con el precio del petroacuteleo desincentivando el uso del precio del crudo como referente o indexador en los contratos de GNL 226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial Considerando las necesidades mundiales de gas y dada la cantidad del recurso son diversas las rutas existentes para llevar el combustible desde los centros de produccioacuten a los lugares de consumo La Tabla 2-2 presenta la infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial y sus principales caracteriacutesticas Durante el 2012 se comercializaron cerca de 2363 millones de toneladas por antildeo (MTPA) un 19 menos que en 2011 debido particularmente a interrupciones y mantenimientos no programados de las instalaciones de licuefaccioacuten existentes y de algunos proyectos que debiacutean entrar en operacioacuten y que vienen mostrando retrasos Esta caiacuteda se da despueacutes de 30 antildeos de crecimiento consecutivo
Japoacuten y Corea del Sur importan el 53 del total de GNL transado en el aacutembito mundial y representaron tres cuartas partes de las importaciones de Asia Los mayores voluacutemenes de GNL transados provinieron de Qatar (que dispone del 27 de la capacidad de licuefaccioacuten mundial) y Nigeria en aproximadamente un 50 de las exportaciones al contado El comercio de GNL se ha visto intensificado gracias al mejoramiento de la oferta proveniente de Qatar y Australia gracias a sus nuevas instalaciones en operacioacuten y a menores requerimientos de GNL en los Estados Unidos motivados por la produccioacuten sostenida de gas natural en los uacuteltimos antildeos ademaacutes del impulso dado a la construccioacuten de proyectos de Norte Ameacuterica cambiando las perspectivas de GNL aunque el nuacutemero de proyectos de licuefaccioacuten de propuestas son en su mayoriacutea menos avanzado que los proyectos en Australia Al finalizar el antildeo 2012 y a nivel mundial se contaba con 89 trenes de licuefaccioacuten que en conjunto sumaban 282 (MTPA) en 24 instalaciones con 88 tanques de almacenamiento equivalentes a 7 diacuteas consumo La capacidad nominal mundial es superior en 46 MTPA a la demanda sin embargo no parece suficiente para balancear la oferta y la demanda mundial de gas natural si continuacutea creciendo la demanda a las tasas registradas durante el 2011 y 2012
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial
Fuente GIIGNL 2011
Paiacutes LugarNo
Trenes
Capacidad Nominal
104 tantildeoPropietario Inicio de Operacioacuten Operador Comprador
Argelia Arzew GL1Z 6 819 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Arzew GL2Z 6 798 Sonatrach 1972 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Skikda GL 1K 3 313 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Angola Soyo 1 52 Angola LNG 2012 Sonangol Gulf LNG Energy Repsol
Australia Darwin 1 34 Darwin LNG ENI TEPCo 2006 Conoco Phillips Tokyo Electric
Wthnell Bay 5 164 NWS LNG 1989 Woodside Tokyo Electric Shell Osaka gas Kogas DPLNG
Brunei Lumut 5 72 Brunei LNG Sdn 2005 Brunei LNG Sdn Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Egipto Damietta 1 5 Fenosa gas EGPC Egas 2005 Segas Service Fenosa Gas Bp
Idku 2 72 Egyptiam LNG ( 2005 Egyptiam LNG GDF Suez
Guinea Ecuatorial Bioko Island 1 37 Maraton Songas Mitsui Marubeni 2007 Marathon BG Gas Marketing
Indonesia Blang Lancang Arun 2 475 Pertamina 1978 PT Arun NGL Co Kogas
Bontang Badak 16 222 Pertamina 1994-1998 PT Badak NGL CPC Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Tangguh 2 76 Gobierno de Indonesia 2009 Bp Posco Sempra LNG kogas
Libia Marsa ndash El Brega 4 06 LNOC 1970 LNOC Unioacuten Fenosa Gas
Malasia Brintulu MLNG1 3 81 Malasia LNG Sdn Bhd 1983Malasia LNG Sdn
BhdTokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Brintulu MLNG 2 4 93 Malasia LNG Dua 1995-2000 Malasia LNG Dua Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Shikoku electri
Brintulu MLNG 3 2 68 Malasia LNG Tiga 2003 Malasia LNG Tiga Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Oska gas
Nigeria Bonny Island 6 217 Nigeria LNG 1999 Nigeria LNG Ltda EnelUnioacuten Fenosa Botas GDF Suez Ren atlaacutentico
Noruega Hammerfest 1 43Statoil Petoro Total GDF Suez RWE
Hess2007 Statoil Total Statoil GDF SuezIberdrola
Omaacuten Qalhat 3 107 Omaacuten LNG ( 2000 Omaacuten LNG Kogas Shell Osaka gas Bp Itochu
Peruacute Peruacute LNG 1 445 Hunt Oil Marubeni Repsol Sk Corp 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Qatar Ras Laffan 1 3 161 Qatargas 1999 Qatargas IChuchu Elect Osaka gas Tokyo gasToho gas Tohoku Elect Kansai ElectrFenosa PGNIG
PTT
Ras Laffan 2 4 141 Qatargas 1999 Qatargas II Tokyo gas
Ras Laffan 3 7 312 Qatar Petroacuteleum Exxonmobil 2009 Qatargas III Exxonmobil Chubu
Rusia Sakhalin II 2 955 Sakhalin Energy Invest Co 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Trinidad amp Tobago Point Fortin 4 151 Atlantic LNG 1999 Atlantic LNG Fenosa GDF Suez Bp Repsol Naturgas Repsol
Emiratos Aacuterabes Das Island 3 56 ADGAS 1977 Adgas Tokio Electric Power
Estados Unidos Kenai 1 14 Conoco Phillips 1969 Conoco Phillips Tokyo Electric Tokyo gas
Yemen Balhalf 2 67 Yemen LNG 2009 Yemen LNG Kogas GDF Suez Total
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Hay nuevos proyectos en construccioacuten que representan un incremento importante en la capacidad de procesamiento en Australia 4 Canadaacute 1 Indonesia 1 Nueva Guinea 1 Estados Unidos 2 de acuerdo con lo sentildealado por el GIIGNL lo que permitiraacute satisfacer la creciente demanda en Asia Pese a estos proyectos subsiste incertidumbre sobre la magnitud de participacioacuten de Norte Ameacuterica en el mercado de GNL y el ritmo al que los proyectos de esa regioacuten son capaces de superar las dificultades presentadas en otros
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial En cuanto a facilidades de regasificacioacuten y de infraestructura para almacenamiento y posterior tratamiento del GNL se cuenta con 98 terminales que incluyen 10 instalaciones flotantes que en total suman 650 MTPA de capacidad de los cuales 14 son de pequentildea escala y participaron con una capacidad de 46 MTPA concentrando la regioacuten asiaacutetica maacutes del 50 de los servicios y las regiones de Ameacuterica y Europa cada una con un 25 La Graacutefica 2-7 representa de manera espacial la distribucioacuten de regasificacioacuten mundial El nuacutemero de paiacuteses importadores de GNL se estaacute expandiendo de manera importante tal es el caso de los mercados existentes en Asia y de otros pequentildeos consumidores de Centro y Surameacuterica que al igual que los paiacuteses industrializados estaacuten en proceso de sustitucioacuten de combustibles por GNL Simultaacuteneamente el uso intensivo de nuevas tecnologiacuteas para regasificacioacuten como la teacutecnica flotante ha introducido al mercado alto grado de flexibilidad brindando la oportunidad de antildeadir capacidad de regasificacioacuten con costos relativamente baratos en un periacuteodo de tiempo corto Por ello distintas economiacuteas emergentes han utilizado terminales de regasificacioacuten flotantes como la forma maacutes expedita de satisfacer raacutepidamente la demanda de gas Ademaacutes hay un renovado intereacutes por el incremento de la flota en razoacuten a la velocidad y la facilidad relativa de llevar un terminal flotante en liacutenea y asiacute reducir las diferencias de oferta y demanda de caraacutecter temporal En el 2012 la cantidad de paiacuteses importadores de GNL crecioacute en algo maacutes del 150 con respecto al nuacutemero de paiacuteses importadores de 2002 y entre 2009 y 2012 diez nuevas naciones construyeron su primer terminal de regasificacioacuten como Indonesia Tailandia Paiacuteses Bajos Noruega Suecia Brasil y Chile En la regioacuten de Europa utilizan un esquema de abastecimiento un tanto novedoso donde Espantildea y Beacutelgica reexportan parte de sus importaciones al resto de Europa pero la crisis econoacutemica del continente ha generado disminucioacuten de importaciones de GNL en todo el continente con excepcioacuten de Turquiacutea quien ha renovado contratos de importacioacuten con Argelia En el caso de Ameacuterica Latina el mercado de GNL se encuentra en pleno auge por el desarrollo de plantas de regasificacioacuten en paiacuteses deficitarios y hoy Argentina Brasil y Chile y proacuteximamente Colombia hacen parte del club de paiacuteses que pretenden garantizar el abastecimiento de gas natural con diversificacioacuten de su oferta que gracias a la tecnologiacutea es una realidad disponer de este energeacutetico La situacioacuten en Ameacuterica Latina responde a dos circunstancias distintas Brasil y Chile que prestan demandas crecientes de GNL como respuesta a los problemas de generacioacuten de electricidad que conlleva la crisis hidroloacutegica en el continente fenoacutemeno de La Nintildea en Chile y baja hidraulicidad en la zona del riacuteo Paranaacute
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El caso de Argentina responde a la disminucioacuten en la produccioacuten domeacutestica cuyo deacuteficit es cubierto viacutea gasoductos desde Bolivia y GNL de distinta procedencia
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten
35
Fuente GIIGNL 2012
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La regioacuten de Asia ndash Paciacutefico abarca un grupo de paiacuteses con las maacutes grandes necesidades de GNL como son China Corea del Sur EAU India Indonesia Japoacuten Kuwait Tailandia y Taiwaacuten En su orden Japoacuten Corea del Sur y China son los mayores consumidores a nivel mundial y los expertos sentildealan que las importaciones de GNL creceraacuten en la medida que la capacidad de regasificacioacuten esteacute disponible Histoacutericamente la utilizacioacuten de los terminales de importacioacuten ha sido inferior al 50 debido a la naturaleza estacional de muchos de los mercados de gas que generan variaciones de la demanda Seguacuten el Internacional Gas Unioacuten en 2012 la utilizacioacuten se redujo a 37 como resultado de la disminucioacuten de suministro de GNL a Europa y menor demanda en Ameacuterica del Norte que dejoacute a muchos terminales casi vaciacuteos La Graacutefica 2-8 presenta el factor de utilizacioacuten de la infraestructura de regasificacioacuten de acuerdo con la capacidad anual y las importaciones de GNL Se puede observar que China es el paiacutes que menos capacidad instalada y el que maacutes la usa con un 68 paiacuteses como Japoacuten Corea del Sur Espantildea y Reino Unido estaacuten entre un 40 y un 50 mientras Estados Unidos es el paiacutes que tiene una tasa de uso de menos del 10 de la capacidad instalada
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten
Fuente GIIGNL
El arribo del shale gas a Estados Unidos modificoacute el esquema de mercado en el mundo no solo por la movilizacioacuten del gas sino en el modelo de precios Los importadores buscan gas proveniente de Norte Ameacuterica y el suministro viacutea gasoducto estaacute perdiendo importancia por los arbitrajes ocurridos No obstante lo anterior en los continentes Europeo y Asiaacutetico existen proyectos de construccioacuten de gasoductos para transportar gas natural desde los paiacuteses de la Antigua Unioacuten Sovieacutetica hacia el continente asiaacutetico y particularmente a Corea del Sur y China asiacute
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Japoacuten Corea China India USA Espantildea Reino Unido
mm
tpa
Capacidad anual de regasificacioacuten Importaciones de GNL Tasa de utilizacioacuten
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como a otros paiacuteses de la regioacuten sin embargo ninguno ha tomado la decisioacuten final de inversioacuten El desarrollo de estos proyectos aliviariacutea la presioacuten existente sobre la infraestructura de GNL y para los importadores del gas resultariacutea maacutes barato que el uso del gas en estado liacutequido por los costos asociados con toda la cadena de valor ademaacutes de los elevados precios del GNL en el continente Asiaacutetico que ha hecho maacutes faacuteciles las negociaciones con los productores de Rusia para acceder a esta fuente De todas formas Rusia es un gran competidor a largo plazo y seguiraacute siendo un integrante importante en este mercado
23 Contexto Nacional Colombia es un paiacutes que cuenta con una importante dotacioacuten de recursos naturales energeacuteticos entre los que se cuenta el carboacuten hidroenergiacutea y gas natural entre otros A lo largo de los uacuteltimos 20 antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados localizados alrededor de los campos de produccioacuten sino en el nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca y Norte de Santander Desde comienzos de la deacutecada de los 90 se inicioacute la masificacioacuten del uso del gas natural en los distintos sectores socioeconoacutemicos y tal ha sido el impacto que tuvo en el consumo de energiacutea que pasoacute en 1990 de una participacioacuten relativa de 67 a un 205 en 2012 registrando un cambio significativo en la matriz de consumo y guardadas proporciones se constituyoacute en una revolucioacuten energeacutetica No solamente los hogares entraron en la era del gas natural sino la industria en sus procesos la generacioacuten de electricidad y el sector transporte con la sustitucioacuten de combustibles liacutequidos vieacutendose favorecidos por la factura que pagaban comparada con otros recursos energeacuteticos con lo cual se convirtioacute en un caso de eacutexito a nivel Latinoamericano pese a la concentracioacuten de este recurso en dos grandes aacutereas geograacuteficas la primera localizada en la Costa Norte del paiacutes con los campos Ballena y Chuchupa y la segunda en los Llanos Orientales donde se localizan los campos de Cusiana y Cupiagua 231 Reservas y produccioacuten Los cambios generados en la organizacioacuten institucional del sector de hidrocarburos a mediados de la primera deacutecada del nuevo siglo permitieron modificar la trayectoria seguida y se dio un impulso significativo a las actividades de exploracioacuten y produccioacuten logrando una incorporacioacuten importante de reservas de gas natural que hoy mantiene una RP de 16 antildeos y que se estima podriacutea incrementarse gracias a los avances tecnoloacutegicos y nuevas teacutecnicas para la explotacioacuten y desarrollo de Yacimientos no Convencionales y los localizados en el offshore pese a los aumentos importantes de produccioacuten requeridos para atender la progresiva demanda La Graacutefica 2-9 presenta la evolucioacuten de las reservas y de la produccioacuten de gas natural en Colombia
38
En cuanto a la produccioacuten al finalizar el antildeo 2012 el paiacutes disponiacutea de 68 TPC cerca de 200 GPC maacutes que en 2011 las cuales han sido estimadas de acuerdo con los criterios establecido por SPE (the society of petroleum engineers) En teacuterminos generales las reservas de gas natural se han mantenido en niveles que bordean los 7 Tera Pies Cuacutebicos descontando los voluacutemenes producidos que en promedio ha sido de 09 TCP por antildeo lo que representan una tasa de crecimiento promedio antildeo de 1 entre 2000 y 2012 Durante el 2012 se alcanzoacute una extraccioacuten de 1150 MPCD lograacutendose un registro histoacuterico y superando los voluacutemenes logrados en 2010 cuando el sistema fue exigido al maacuteximo para cubrir la demanda del sector eleacutectrico generada por el fenoacutemeno de ldquoEl Nintildeordquo Los resultados indican una tasa de crecimiento promedio anual de 6 entre 2000 y 2012 interrumpiendo la trayectoria a la baja que se presagiaba en los primeros antildeos del nuevo milenio La Costa Atlaacutentica ha sido la regioacuten de mayor aporte consecuencia directa de las distintas inversiones realizadas para recuperar la mayor cantidad de gas natural de los campos de Guajira el cual se produce de forma libre es decir que no se encuentra asociado con petroacuteleo
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural
Fuente ANH
Cabe sentildealar que no todo el gas natural producido en los maacutes de 55 campos con los que hoy cuenta nuestro paiacutes pude ser utilizado pues por razones de seguridad se requiere enviar a tea (antorcha) ciertos voluacutemenes para evitar manifestaciones de explosioacuten o porque se requiere para la extraccioacuten de petroacuteleo y es necesario reinyectarlo o porque es necesario para el autoconsumo en los campos Por ello a continuacioacuten se realiza un anaacutelisis del comportamiento de la oferta disponible para entender la situacioacuten que se genera a corto y largo plazo sobre la disponibilidad del
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Reservas produccioacuten
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recurso y los riesgos percibidos en el abastecimiento y la disponibilidad para exportaciones siendo eacutestas una decisioacuten de la poliacutetica energeacutetica colombiana 232 Oferta La oferta de gas en Colombia se halla concentrada tanto en lo que afecta a la dimensioacuten espacial como a la comercial pues algo maacutes del 44 proviene de los campos de la Guajira 44 de Cusiana y el restante 12 emana de los campos localizados en los Valles Inferior Medio y Superior del Magdalena y en la mayoriacutea de los casos ECOPETROL SA posee una participacioacuten importante de los voluacutemenes comercializados La Graacutefica 2-10 representa la evolucioacuten de la oferta desde el antildeo 2009 de manera mensual con el fin de contrastarlo con la demanda obtenida en el mismo periodo Han sido importantes los esfuerzos por aumentar la produccioacuten de gas natural especialmente en los campos de la Guajira y en el aacuterea de los Llanos Orientales Numerosos trabajos de reacondicionamiento asiacute como el mejoramiento de la infraestructura y la perforacioacuten de nuevos pozos permitieron elevar la produccioacuten de los campos localizados en el departamento de la Guajira hasta niveles cercanos a los 700 MPCD durante el antildeo 2009
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos
Fuente MME ANH y ACP
Al finalizar el antildeo 2009 los campos de Cusiana y Cupiagua incrementaron tambieacuten su produccioacuten con lo cual la oferta de gas natural asociado empezoacute a adquirir gran importancia en el esquema de suministro colombiano ademaacutes de que la expansioacuten comenzoacute desplazaacutendose de la Costa al interior del paiacutes Sin embrago el suministro de gas pierde cierta flexibilidad toda vez que la produccioacuten de gas en este tipo de yacimientos depende directamente de la produccioacuten de liacutequidos asociados a este
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CD
Guajira Creciente Cusiana - Cupiagua Otros Llanos Resto Paiacutes
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Durante el antildeo 2013 el paiacutes produjo aproximadamente 1174 MPCD de gas natural de los cuales Guajira representoacute el 448 los campos localizados en los Llanos contribuyeron con el 436 en tanto que el Valle Medio participoacute con 45 Valle Inferior aportoacute 6 y el restante 11 provino de las cuencas del Catatumbo y Valle Superior del Magdalena La Tabla 2-3 relaciona la informacioacuten de manera desagregada
Cuenca Produccioacuten MPCD
Catatumbo 262
Guajira 5261
Llanos Orientales 5118
Valle Inferior Magdalena 699
Valle Medio Magdalena 506
Valle Superior Magdalena 105
TOTAL 1174
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 Fuente MME ANH y ACP
Lo cierto es que se requiere mantener y aumentar los niveles de produccioacuten para atender la creciente demanda Por otra parte si los resultados de la actividad exploratoria no son tan satisfactorios en razoacuten a que buena parte de esta actividad se orienta maacutes a la buacutesqueda de petroacuteleo dada su mayor rentabilidad es probable que haya aumentos modestos de nuevas reservas de gas natural salvo que en la proacutexima ronda que realice la ANH en 2014 parte de su empentildeo se concentre en aacutereas prospectivas para el gas natural De lo antes expuesto se puede mencionar que existe alta incertidumbre acerca de la oferta disponible en el mediano y largo plazo Es decir en ausencia de incorporacioacuten de suficientes reservas que permitan mantener los niveles de produccioacuten requeridos para suplir los requerimientos del paiacutes y dadas las caracteriacutesticas del mercado en lo que a concentracioacuten espacial se refiere generen complejidades que impidan el desarrollo equilibrado del mercado 233 Consumo El consumo de gas natural muestra un pasado relativamente corto en cerca de dos deacutecadas y medio cambioacute la estructura de consumo final de energiacutea en Colombia y hoy maacutes de 65 millones de usuarios consumen este recurso en distintos usos Presenta una tasa de crecimiento interanual cercano al 10 entre 2000 y 2012 La Graacutefica 2-11 registra la evolucioacuten de la demanda en los uacuteltimos antildeos El mercado residencial se extiende a aproximadamente 867 poblaciones con una cobertura que sobrepasa el 80 en las poblaciones atendidas con un cubrimiento de 460000 vehiacuteculos que utilizan esta fuente como combustible automotor y una significativa participacioacuten en el consumo de las industrias colombianas haciendo maacutes competitivos el comercio la industria y el transporte puacuteblico Indudablemente son importantes los beneficios recibidos frente a otras fuentes lo que hace prever que seguiraacute siendo un recurso importante en la matriz energeacutetica colombiana Durante el periodo 2009 y 2013 el consumo interno de gas natural se ha incrementado en 380 MPCD equivalente a 572 registraacutendose incrementos en todos los sectores de
41
consumo sin embargo se destacan los sectores residencial con 393 refineriacutea con 379 e industria con 218 representando un crecimiento interanual de 91
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector
Fuente CNOrsquo GAS CONCENTRA UPME
Como se expuso en la introduccioacuten una caracteriacutestica fundamental del mercado de gas en Colombia se vincula con la volatilidad de la demanda frente a fenoacutemenos climaacuteticos como los de ldquoEl nintildeordquo Mientras que la demanda promedio de gas muestra una estructura altamente diversificada ella puede ser muy volaacutetil ante el requerimiento de las centrales teacutermicas en periacuteodos de sequiacuteas en tanto la capacidad de embalse de las centrales hidroeleacutectricas es baja El tamantildeo del mercado interno en 2013 era del orden de 1000 MPCD de este mercado cerca del 56 en promedio correspondioacute a sectores de consumo final como lo son el residencial comercial industrial y vehicular Por su parte el sector eleacutectrico durante el mismo 2013 en promedio representoacute el 31 del total A la par las exportaciones mantuvieron un comportamiento regular que en promedio alcanzaron los 202 MPCD Sin embargo cuando la demanda se enfrenta a fenoacutemenos de ldquoEl nintildeordquo como el ocurrido entre junio de 2009 y mayo del 2010 el sistema hace frente a una oferta inflexible pues la demanda del sector termoeleacutectrico -eje de la confiabilidad del sector eleacutectrico ante fenoacutemenos climaacuteticos extremos- necesariamente reduce la disponibilidad de gas para satisfacer otras demandas que podriacutean ser firmes como lo es sin duda la del sector industrial Con el propoacutesito de precisar el registro histoacuterico de la volatilidad de la demanda termoeleacutectrica frente a la demanda interna total se presenta en la Graacutefica 2-12
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GNVC Industrial Petroquiacutemica ResidencialComercial Refineriacutea Eleacutectrico Exportacioacuten
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Lo anterior a pesar de que el sector que maacutes se redujo fue el de exportaciones con las repercusiones propias de los contratos ademaacutes de que las estadiacutesticas no reflejan la demanda no abastecida y que implicoacute cortes al sector de GNV reducciones del consumo de gas en las refineriacuteas y el reemplazo de gas por combustibles liacutequidos en industrias factores que pueden menguar el desarrollo del mercado de gas frente a la percepcioacuten de incertidumbre sobre condiciones de abastecimiento cantidades disponibles precios y tipos de contratos En tales condiciones el incremento de la oferta de gas enfrenta tanto para los productores de gas como para los transportadores factores de riesgo que por otra parte se trasladan como riesgos percibidos de abastecimiento en los sectores de demanda interna principalmente el industrial y el de GNV Por otra parte este panorama impide comprometer con certeza exportaciones de gas siendo la decisioacuten de exportar parte de la poliacutetica energeacutetica nacional Por lo anterior las fluctuaciones de la demanda tambieacuten generan percepcioacuten de riesgo pero a la vez estas podriacutean eventualmente ser tratadas a traveacutes de la regulacioacuten y tipos de contratos Simultaacuteneamente la oferta de gas tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al transporte de gas natural toda vez que eacuteste se encuentra desvinculado en propiedad de los productores y no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida exportacioacuten
Fuente CNO Gasuml XM caacutelculos propios
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Secto
r EleacutectricoM
PC
D
TOTAL ELEacuteCTRICO S Eleacutectrico
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Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado el cual se puede apreciar en la Graacutefica 2-15 donde se presenta de manera sinteacutetica la red colombiana de transporte de gas natural Pero cualquiera sea el escenario de oferta la demanda termoeleacutectrica reduciriacutea draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados domeacutesticos (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Es de recordar que la actividad de transporte de gas natural tiene caracteriacutesticas de monopolio natural y en el caso de Colombia el bajo nuacutemero de participantes en el suministro ha dado lugar a un sistema de transporte tal que soacutelo existe una alternativa de transporte para llegar de un punto a otro Hay maacutes de dos firmas en el negocio de transporte pero dos de ellas mueven la mayor parte del gas Promigas en la Costa Atlaacutentica y TGI en el interior del paiacutes Cada una de las empresas de transporte opera como un monopolio en el mercado geograacutefico que atiende Esta actividad es objeto de regulacioacuten de tarifas y de cargos de acceso para evitar el ejercicio de poder de mercado por parte de los operadores La expansioacuten de la infraestructura se basa en contratos lo que hace al transportador un agente activo El esquema de remuneracioacuten se origina en el reconocimiento de inversiones basado en un factor de utilizacioacuten sin incluir la variacioacuten de los flujos y en una pareja de cargos -por capacidad y por volumen- que no guardan correlacioacuten de manera directa con los costos fijos y variables de la actividad Asiacute las cosas hay ciertos factores de incertidumbre que afecten de manera negativa las decisiones de inversioacuten de los transportadores ademaacutes de las dificultades antes mencionadas y la falta de coordinacioacuten entre los distintos eslabones de la cadena (productores) 234 Sistema de transporte La red colombiana de gasoductos estaacute conformada principalmente por el sistema de la Costa Atlaacutentica y del Interior La red de la costa atlaacutentica pertenece y es operada por la empresa PROMIGAS estaacute conformado por dos subsistemas principales Ballena-Cartagena y Cartagena-Jobo Subsistema Ballena-Cartagena transporta gas natural proveniente de los campos del
Departamento de la Guajira Chuchupa y Ballena El gas se recibe en la Estacioacuten Ballena (Guajira) y se transporta hasta las ciudades de Santa Marta Barranquilla y Cartagena atendiendo a lo largo de su recorrido varias poblaciones y plantas termoeleacutectricas de la Costa Atlaacutentica Tiene una longitud de 6733 km
El Subsistema Cartagena - Jobo tiene una longitud de 193 km y transporta gas natural proveniente del yacimiento denominado Guumlepajeacute ubicado en el Municipio de San Pedro (Sucre) hacia Cartagena y hacia la planta de Cerromatoso Abastece un gran nuacutemero de poblaciones a lo largo de su recorrido Este subsistema tiene la opcioacuten de acuerdo con los requerimientos de consumo de enviar el gas de la Guajira que viene desde Ballena hasta Jobo
44
El gasoducto cuenta con diferentes estaciones para su funcionamiento la Estacioacuten Ballena las Estaciones Arenosa y Heroica y las Estaciones Compresoras Palomino Cartagena y Sahaguacuten
La red del interior pertenece y es operada por varias empresas
Transportadora de gas internacional ndash TGI
Transmetano
Promioriente
Transoccidente
Progasur
Coinobras
La red propiedad de TGI- Transportadora de gas internacional posee maacutes de 3900 km de gasoducto y estaacute conformada por 7 sistemas principales
Gasoducto Ballena ndash Barrancabermeja
Gasoducto Centro ndash Oriente
Sur de Boliacutevar ndash Santander
Gasoducto Mariquita ndash Cali
Gasoducto Cusiana ndash Apiay ndash Bogotaacute
Gasoducto Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
Gasoducto Morichal ndash Yopal
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Ballena ndashBarrancabermeja
578 18 260 Ballena
Hato Nuevo La Jagua
Casacaraacute Curumaniacute
Norean San Alberto y
Barrancarmeja
Centro - Oriente 1005 4 - 6 - 12 - 14 - 20 -
22
Barrancabermeja -
Sebastopol 230
Cusiana Barrancberm
eja ECP Dina Rio Ceibas
Hocol Toqui Toqui
Vasconia Miraflores
Puente Guillermo y Mariquita
Sebastopol - Vasconia
201
La Belleza - Vasconia
196
La Belleza - Cogua
182
Vasconia - Mariquita
192
Mariquita ndash Gualanday
15
Gualanday - Neiva
11
Sur de Boliacutevar - Santander
308 10 - 8 - 2 64 Cusiana -
Mariquita - Cali 343 20 Mariquita -
Cali 168
Mariquita Cusiana
Padua
Cusiana - Apiay - Bogotaacute
442 3 ndash 6 ndash 10 -
12
Cusiana ndash Apiay
30
Cusiana Apiay Apiay ndash Villavicencio ndash
Ocoa 14
45
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Apiay - Usme 18
Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
223 20 390 Cusiana Miraflores ndash
Puente Guillermo
Morichal ndash Yopal 132 4 - 4 Morichal -
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes Fuente Boletiacuten Electroacutenico de operaciones ndash TGI 2014
La red que transporta el gas natural desde Sebastopol hacia Medelliacuten es de propiedad de la empresa Transportadora de Metano SA ndash Transmetano cuenta con 188 km construidos de gasoducto y una capacidad maacutexima de transporte 78 MPCD en liacuteneas de 2 4 6 8 12 y 14 pulgadas de diaacutemetro Promigas tiene una participacioacuten en Transmetano del 996 Transoriente2 transporta gas natural hacia la ciudad de Bucaramanga en dos tramos
Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga
Gibraltar - Bucaramanga
El tramo Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 358 MPCD y 160 km de longitud cuenta con una liacutenea principal en 8rdquo y un loop en 6rdquo La liacutenea Gibraltar ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 499 MPCD en 17715 km de 12 pulgadas de diaacutemetro La Empresa Transoccidente transporta gas natural desde Cali hacia Yumbo a traveacutes de 108 km de gasoducto el cual cuenta con una capacidad de transporta de 736 MPCD Actualmente Promigas tiene una participacioacuten en Transoccidente del 69 Por su parte Progasur transporta gas natural hacia municipios del sur de Cundinamarca Tolima y Huila Esos gasoductos se describen a continuacioacuten
Gasoducto Diaacutemetro (pulgadas) Longitud (km) Capacidad (MPCD)
Sur Neiva ndash Hobo 8 526 28
Flandes - Girardot - Ricaurte 4 ndash 6 12 22
Guando - Melgar - Fusagasugaacute
3 381 06
Ramal PraderaJamundiacute - Popayaacuten
4 1196 37
Campo Sardinata - Cuacutecuta 4 678 43
Buenos Aires - Ibagueacute 6 189 156
Chicoral - Flandes 6 271 12
Flandes - Guando 6 395 107
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur Fuente PROGASUR 2014
2 Promigas tiene una participacioacuten en Transoriente del 733
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En noviembre de 2013 se formalizoacute el proceso de fusioacuten por parte de Progasur sobre la compantildeiacutea Transportadora Gasoducto del Tolima SA- TRANSGASTOL por lo cual los gasoductos que con anterioridad operaba TRANSGASTOL ahora son operados PROGASUR estos son Buenos Aires ndash Ibagueacute Chicoral ndash Flandes y Flandes ndash Guando
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior
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Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa
48
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural
Fuente Empresas transportadoras de gas natural
24 Planta de regasificacioacuten La disponibilidad nacional de gas natural en el mediano y largo plazo es de completa incertidumbre y son grandes los esfuerzos exploratorios que deben concretarse para obtener los resultados en teacuterminos de nuevas reservas de hidrocarburos Garantizar la atencioacuten de la creciente demanda de gas natural en Colombia sugiere contar con las reservas internas necesarias o concurrir al mercado externo para su compra y en este caso disponer de la apropiada infraestructura para el acondicionamiento y posterior uso si el gas viene en forma liacutequida o se importa viacutea gasoducto
49
Teniendo en cuenta que la demanda de gas natural se encuentra altamente influenciada por los requerimientos de los generadores teacutermicos y sumado a la incertidumbre acerca de la oferta interna disponible a mediano plazo se sugiere la utilizacioacuten de varios escenarios de oferta que permitan determinar las cantidades para garantizar pleno abastecimiento e incrementar la confiabilidad del sistema Para la definicioacuten de escenarios de oferta se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 tal como se muestra en el capiacutetulo cinco Igualmente se consideroacute un escenario de planta de regasificacioacuten como ejercicio de planificacioacuten para la deteccioacuten temprana de situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda proyectada Esto conlleva a la necesidad de su dimensionamiento factor de utilizacioacuten tiempo de construccioacuten alternativa de abastecimiento por buques regasificadores que tambieacuten requiere de infraestructura de recepcioacuten etc En el primer caso el tamantildeo de la planta seraacute definido como el maacuteximo valor del faltante durante el periodo del plan de abastecimiento y su ubicacioacuten dependeraacute del balance regional Las rutas de transporte y los precios dependeraacuten del sitio donde se negocie el gas por lo general los contratos son de largo plazo (al menos 20 antildeos) aunque se cuenta con un mercado spot naciente donde el precio puede ser superior al de los contratos firmados a largo plazo Una planta de licuefaccioacuten que atiende a casi todos los paiacuteses del continente americano es la ubicada en Trinidad y Tobago ademaacutes por su cercaniacutea a Cartagena en la Costa Atlaacutentica podriacutea disminuir los costos de transporte los cuales son un factor determinante para las importaciones de GNL ya que sus costos pueden variar dependiendo del sitio donde se compre el gas natural
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3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia De acuerdo con la Constitucioacuten Poliacutetica de Colombia norma suprema el Estado mantiene la regulacioacuten control y vigilancia de los servicios puacuteblicos en procura de garantizar el mejoramiento continuo en la prestacioacuten de dichos servicios y la satisfaccioacuten del intereacutes social Asiacute mismo los servicios puacuteblicos son inherentes a la funcioacuten social del Estado siendo su deber asegurar su prestacioacuten eficiente a todos los habitantes del territorio nacional Seguacuten lo establecido en la Ley 142 de 1994 la distribucioacuten de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios puacuteblicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendraacute en la prestacioacuten de los mismos para garantizar entre otras la calidad del bien y su disposicioacuten final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios asiacute como su prestacioacuten continua e ininterrumpida Igualmente establece que es competencia privativa de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible a traveacutes de empresas oficiales mixtas o privadas Los problemas de escasez de gas natural en firme ocurridos en el antildeo 2007 dieron origen a la promulgacioacuten del Decreto 2987 de 2008 por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea el cual dispuso que los transportadores y distribuidores de gas natural y cualquier otro agente podiacutea incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En desarrollo de esa poliacutetica la CREG emitioacute la Resolucioacuten No 075 de 2008 introduciendo incentivos para que las empresas distribuidoras-comercializadoras adelantaran proyectos que permitieran garantizar la confiabilidad en el suministro de gas pero la respuesta fue escasa y solo una empresa presentoacute un proyecto de ldquopeak shavingrdquo para garantizar la prestacioacuten del servicio en la capital colombiana situacioacuten auacuten sin resolver Seguidamente el Gobierno Nacional expidioacute el Decreto 2730 de 2010 mediante el cual establecioacute otro tipo de obligaciones de confiabilidad el cual fue reemplazado por el Decreto 2100 de 2011 que modificoacute lo dispuesto en el Decreto 2730 de 2010 y cuyo artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural La industria de gas natural se ha caracterizado por ser una industria intensiva en capital donde la cantidad de energiacutea almacenada o transportada por inversioacuten en infraestructura es sustancialmente menor en comparacioacuten con la respectiva para el petroacuteleo o sus derivados liacutequidos La participacioacuten del Estado en este sector inicialmente estuvo asociada a la produccioacuten del gas por parte de Ecopetrol y a las inversiones en infraestructura de transporte Posteriormente ha venido aumentando la participacioacuten privada en las actividades comerciales y la funcioacuten del Estado se ha ido centrando en la definicioacuten de poliacuteticas de aseguramiento del abastecimiento la regulacioacuten del sector la vigilancia el estiacutemulo a la inversioacuten y la proteccioacuten de los intereses del consumidor Adicionalmente dado que la infraestructura de gas natural utiliza zonas puacuteblicas y privadas y su desarrollo tiene los respectivos impactos ambientales y sociales el Estado tambieacuten administra y regula el uso del terreno y la proteccioacuten del medio ambiente
51
Por otra parte dado que el sector eleacutectrico fue el principal impulsor de la demanda de gas natural y hoy mantienen un estrecho viacutenculo por ello el Gobierno se encarga tambieacuten de disentildear poliacuteticas que de manera coordinada planeada y eficiente permitan asegurar el abastecimiento tanto de energiacutea eleacutectrica como de gas natural teniendo en cuenta las estacionalidades (Fenoacutemeno del Nintildeo) y las prioridades de consumo Frente al raacutepido crecimiento del consumo de gas natural y la relacioacuten de eacuteste con el sector eleacutectrico y a los inconvenientes de abastecimiento presentados durante el uacuteltimo Fenoacutemeno del Nintildeo los objetivos de poliacutetica de los uacuteltimos antildeos (Decreto 2687 de 2008 Ley 1450 de 2010 ndash Plan Nacional de Desarrollo 2010 ndash 2014 - y Decreto 2100 de 2011) han estado orientados principalmente a garantizar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad de la prestacioacuten del servicio
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad
Fuente UPME
31 Poliacutetica sectorial En los uacuteltimos antildeos especiacuteficamente de 2010 a 2013 los principales objetivos de poliacutetica para el sector del gas natural han sido
Fortalecimiento institucional y de la coordinacioacuten sectorial a traveacutes de publicacioacuten oportuna de informacioacuten de produccioacuten y comercializacioacuten de gas
Remuneracioacuten de redes teniendo en cuenta el costo del uso de energeacuteticos sustitutos como criterio de eficiencia
Mecanismos de comercializacioacuten y precios que incentiven las actividades de exploracioacuten y produccioacuten de gas convencional y no convencional
Promover la inversioacuten en infraestructura de confiabilidad en el suministro y transporte de gas
Promover alternativas de importacioacuten de gas para garantizar el abastecimiento
Dar prioridad al consumo interno sobre las exportaciones
Incentivar la produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales
Definir mecanismos de comercializacioacuten que promuevan la competencia propicien la formacioacuten de precios eficientes mitiguen la concentracioacuten del mercado y generen informacioacuten oportuna
Constitucioacuten Poliacutetica
Rama Judicial Congreso de la
RepuacuteblicaPresidencia
Conpes
Ministerio de Minas y Energiacutea
Entidades adscritas (CREG UPME)
Empresas (inversionistas)
Consumidores
Poliacutetica energeacutetica
Regulacioacuten econoacutemica yplaneacioacuten
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311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) Respecto al sector del gas natural el actual Plan Nacional de Desarrollo propuso
ldquoPor el contrario el gas natural sufrioacute un racionamiento durante la ocurrencia del fenoacutemeno del Nintildeo y se establecioacute la intervencioacuten estatal para asignar el gas natural a los sectores prioritarios de consumo principalmente del interior del paiacutes donde se teniacutea una escasez del producto exacerbada por restricciones en la capacidad de transporte Este evento debe ser objeto de reflexioacuten y anaacutelisis para las entidades gubernamentales con el propoacutesito de ajustar los lineamientos de poliacutetica regulacioacuten vigilancia y control para poder posicionarlo nuevamente como un sector soacutelido y confiablerdquo
ldquoAsiacute mismo se fortaleceraacute el marco institucional en el sector de gas natural para un mejor desempentildeo y coordinacioacuten entre los agentes lo que exige i) contar con un nuevo agente responsable de la gestioacuten teacutecnica del sistema nacional de transporte de gas natural velando por la continuidad y seguridad del suministro en el corto y mediano plazo y la coordinacioacuten con el sector eleacutectrico y ii) ajustar el rol que desempentildea actualmente el Consejo Nacional de Operacioacuten de gas- CNO para que desarrolle los acuerdos operativos y protocolos que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores praacutecticas internacionalesrdquo
ldquoEs necesario identificar y materializar el potencial en yacimientos no convencionales considerando aspectos ambientales y promoviendo la maximizacioacuten de la explotacioacuten del recurso en concordancia con la situacioacuten de abastecimiento energeacutetico del paiacutes Para ello el Gobierno Nacional contrataraacute los estudios necesarios para establecer un modelo contractual y la elaboracioacuten de la reglamentacioacuten teacutecnica necesaria para la exploracioacuten y explotacioacuten de yacimientos no convencionales de hidrocarburos entre eacutestos el de gas metano asociado al carboacutenrdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el Gobierno Nacional estableceraacute lineamientos de poliacutetica centrados en el aseguramiento del abastecimiento en el mediano plazo y la confiabilidad de la prestacioacuten del servicio Para ello debe seguir dos estrategias i) profundizar en la promocioacuten de la actividad exploratoria mediante la libertad de las exportaciones basada en criterios teacutecnicos y transparentes que tengan en cuenta el abastecimiento interno y ii) crear un esquema que permita importar la confiabilidad en el abastecimiento bajo el mecanismo maacutes eficiente desde el punto de vista teacutecnico y econoacutemicordquo
ldquoSi bien el aprovechamiento del recurso de una manera eficiente y sostenible es muy importante en la cadena de produccioacuten se debe garantizar el acceso a la infraestructura de transporte mediante la ampliacioacuten de la capacidad de almacenamiento en tanques y de transporte por oleoductos gasoductos y poliductos de acuerdo con criterios de eficiencia econoacutemica y suficiencia financiera que aseguren la continuidad y confiabilidad de estos servicios Para el caso de oleoductos se espera contar con una capacidad miacutenima de transporte de aproximadamente 1rsquo200000 BPD y 300000 BPD de diluyente adicional para finales del antildeo 2013 asiacute como una capacidad de transporte en gasoductos de 1220 MPCD (244000 BPED) en el antildeo 2014rdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el primer reto del sector se centra en establecer criterios de confiabilidad que sean eficientes econoacutemica y financieramente sopesando alternativas de construccioacuten de infraestructura nueva en transporte y distribucioacuten frente a la posibilidad de definir un mercado de interrupciones para lo cual se debe tener en cuenta las valoraciones que consideren la menor relacioacuten costo-beneficio para los usuarios finalesrdquo
En segundo lugar se deben generar mecanismos para la comercializacioacuten mayorista que incentive las inversiones en exploracioacuten gasiacutefera promoviendo esquemas de
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contratacioacuten que permitan a los inversionistas mitigar los riesgos de demanda tener la remuneracioacuten adecuada y promover la estandarizacioacuten de contratos de suministro y transporte En este sentido se desarrollaraacuten mecanismos flexibles con compatibilidad de incentivos que propicien el incremento de la oferta de gas en firme y permitan la formacioacuten libre de precios a partir de sentildeales de escasez Cuando existan agentes con posicioacuten dominante la CREG estableceraacute los mecanismos que considere idoacuteneos para determinar los esquemas de comercializacioacuten del gas adecuados ante estas situaciones Por otro lado es importante que las metodologiacuteas de remuneracioacuten de distribucioacuten de gas natural consideren anaacutelisis econoacutemicos comparativos frente al energeacutetico sustituto cuando se analice su viabilidad de expansioacutenrdquo
ldquoConsiderando lo anterior el Gobierno Nacional debe propiciar la armonizacioacuten de los esquemas de promocioacuten del uso del GLP y el GN de manera que se eliminen las distorsiones en los mecanismos de transmisioacuten entre los costos y las sentildeales de precios propiciando una mayor eficiencia asignativa en el mercado de estos sustitutos En este sentido se enfocaraacuten esfuerzos en las siguientes liacuteneas de accioacuten i) eliminar los subsidios para infraestructura de transporte y distribucioacuten de gas otorgados a traveacutes de fondos nacionales y en este sentido eliminar el Fondo Especial de Cuota de Fomento-FECF en un plazo no mayor a 4 antildeos ii) permitir el uso de GLP como combustible para vehiacuteculos y expandir su uso en la industria petroquiacutemica iii) consolidar el esquema de marcas para la distribucioacuten y comercializacioacuten de GLP y iv)desarrollar los mecanismos que permitan equiparar el esquema de solidaridadrdquo
ldquoCon el objetivo de propiciar el incremento de la productividad de las industrias intensivas en energiacutea eleacutectrica y gas natural incentivar el crecimiento econoacutemico y la creacioacuten de empleo el Gobierno Nacional buscaraacute los mecanismos adecuados para la eliminacioacuten gradual de la contribucioacuten industrial en los servicios puacuteblicos de energiacutea eleacutectrica y gas combustible incorporando dentro de los criterios de dicha gradualidad la respuesta de la industria a estas reducciones en teacuterminos de incremento en el empleo Las medidas que se tomen en este sentido no deben comprometer la sostenibilidad del esquema de solidaridad ni causar costos financieros a las empresas prestadoras del servicio de energiacutea eleacutectricardquo
ldquoDe otra parte se examinaraacuten esquemas de interconexioacuten eleacutectrica y gasiacutefera entre los territorios fronterizos y los paiacuteses vecinos al igual que de exportacioacuten e importacioacuten de energiacutea eleacutectrica y gas hacia paiacuteses centroamericanos a traveacutes de las regiones Paciacutefica y la Caribe Se espera contar con escenarios en la materia y nuevos nichos de mercado Ademaacutes se promoveraacuten interconexiones de energiacutea eleacutectrica y de gas de pequentildea escala y puntuales en Zonas No Interconectadas para atender demanda localrdquo
De las anteriores propuestas se destaca en especial el objetivo de asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad en la prestacioacuten del servicio 312 Decreto 2100 de 2011 Como respuesta a la experiencia vivida por el sector energeacutetico ademaacutes de los anaacutelisis realizados para la elaboracioacuten del Plan Nacional de Desarrollo se emitioacute el Decreto 2100 de 2011 el cual establecioacute mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural Los puntos maacutes relevantes de este decreto son Establecioacute el consumo interno como prioritario frente a las exportaciones Los
exportadores deben atender la demanda interna en caso de restricciones situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamientos programados Adicionalmente se definiraacute un indicador que relacione las reservas la demanda interna
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las exportaciones y las importaciones mediante el cual se pueda monitorear la conveniencia de mantener libertad a las exportaciones de gas A este respecto el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute mediante la Resolucioacuten 181704 de 2011 la metodologiacutea de caacutelculo para la determinacioacuten del iacutendice de abastecimiento de gas natural
La CREG definiraacute el costo de oportunidad del gas dejado de exportar que se les
reconoceraacute a los productores que hayan tenido que incumplir sus compromisos en firme de exportacioacuten para atender la demanda interna de gas
La demanda esencial (usuarios residenciales y pequentildeos comerciales de la red de
distribucioacuten la demanda de GNV la demanda para la operacioacuten de estaciones de compresioacuten del SNT y la demanda de las refineriacuteas) debe estar asegurada mediante contratos con respaldo fiacutesico
En caso de emergencia los agentes responsables de atender la demanda esencial y
que no cuenten con contratos firmes deberaacuten asumir directamente los costos en que incurran los usuarios afectados La CREG definiraacute la metodologiacutea para la estimacioacuten de dichos costos y los mecanismos para que los que atienden demanda esencial puedan tener acceso a contratos firmes
El gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se deberaacute
destinar prioritariamente a la atencioacuten de la demanda interna La ANH debe publicar anualmente las reservas de gas por campo y ubicacioacuten geograacutefica Los productores y productores-comercializadores deberaacuten declarar mes a mes para un
periodo de 10 antildeos la siguiente informacioacuten
bull Su consumo propio bull La produccioacuten total disponible para la venta (PTDV) bull La produccioacuten comprometida (PC) bull Potencial de produccioacuten de cada campo (PP) bull El porcentaje de participacioacuten de los diferentes productores y del Estado de
la produccioacuten de cada campo bull Contratos de exportacioacuten
La CREG definiraacute los mecanismos de comercializacioacuten de la PTDV y de las cantidades
importadas disponibles para la venta (CIDV) que se destinen para el consumo interno No estaraacuten sujetos a estos mecanismos de comercializacioacuten la produccioacuten de campos menores la produccioacuten de campos en pruebas extensas donde no se haya declarado comercialidad y la produccioacuten de campos no convencionales Estos mecanismos de comercializacioacuten deberaacuten promover la competencia propiciar la formacioacuten de precios eficientes mitigar los efectos de concentracioacuten del mercado y generar informacioacuten oportuna y suficiente para los agentes
Los productores o productores comercializadores de gas de yacimientos no
convencionales pueden realizar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica El
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Ministerio de Minas y Energiacutea la CREG y la ANH podraacuten definir incentivos adicionales a la produccioacuten no convencional de gas3
El Ministerio de Minas y Energiacutea adoptaraacute un Plan indicativo de abastecimiento de gas el cual tendraacute como horizonte de proyeccioacuten un periodo de 10 antildeos y seraacute actualizado cuando el MME asiacute lo determine Este plan debe ser elaborado por la UPME siguiendo los lineamientos que determine el MME
La CREG estableceraacute los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para la
atencioacuten de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijaraacute las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que los agentes presenten en este sentido
Se definiraacute un agente encargado de prestar el servicio de gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial del sector de gas natural La CREG definiraacute la metodologiacutea para seleccionar el prestador de este servicio y la remuneracioacuten a la que tendraacute derecho
La comercializacioacuten de gas importado con destino al servicio puacuteblico domiciliario deberaacute
ajustarse a las disposiciones exigidas para la comercializacioacuten de gas de produccioacuten nacional
El precio del gas importado o exportado seraacute pactado libremente por las partes La CREG podraacute implementar mecanismos para incentivar la importacioacuten de gas natural
con el fin de promover el abastecimiento de este energeacutetico Los propietarios de infraestructura de regasificacioacuten deberaacuten permitir el acceso a la capacidad no comprometida
313 Regulacioacuten Los principales aspectos que son objeto de regulacioacuten por parte del Estado en el sector de gas natural son los relacionados con los impactos sociales y ambientales lo referente al uso de predios puacuteblicos la compensacioacuten por produccioacuten de este recurso no renovable propiedad del Estado (regaliacuteas y participaciones de la ANH) los aspectos de seguridad teacutecnica y lo concerniente a las imperfecciones del mercado y externalidades (regulacioacuten econoacutemica a cargo de la CREG) La regulacioacuten econoacutemica vigente ha buscado en primer lugar garantizar los objetivos definidos en la Ley 142 de 1994 garantizar la calidad del bien objeto del servicio para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios la ampliacioacuten permanente de la cobertura la prestacioacuten continua e ininterrumpida la prestacioacuten eficiente la libertad de competencia y la no utilizacioacuten abusiva de posicioacuten dominante Asiacute los instrumentos establecidos para alcanzar estos objetivos han consistido baacutesicamente en la definicioacuten de indicadores de calidad mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratacioacuten precios maacuteximos regulados y las limitaciones a la integracioacuten vertical con el fin de promover la competencia
3 Mediante la Ley 1530 de 2012 se concedioacute un descuento del 40 en las regaliacuteas para el caso de produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales Adicionalmente se encuentra en discusioacuten un proyecto de reglamento de asignacioacuten de aacutereas y de contrato de exploracioacuten y produccioacuten para yacimientos no convencionales los cuales proponen aumentar especiacuteficamente para este tipo de yacimientos los periodos de exploracioacuten y produccioacuten a 9 y 30 antildeos respectivamente
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Durante los antildeos 2012 y 2013 se expidioacute regulacioacuten orientada especialmente a asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad del servicio En este sentido se han definido instrumentos regulatorios con el fin de incentivar las importaciones y el aumento de la produccioacuten de gas modalidades contractuales con el objeto de asegurar la atencioacuten de la demanda esencial en firme mecanismos de negociacioacuten que promuevan la competencia y la fijacioacuten de precios eficientes y la definicioacuten de un gestor de mercado con el fin disponer de manera oportuna de informacioacuten operativa y comercial del sector La Tabla 3-1 resume por actividad y temaacutetica la principal normativa vigente del sector del gas natural
Actividad Organizacioacuten de la
industria Precios
Calidad del servicio
Normatividad teacutecnica
Produccioacuten
Iacutendice de abastecimiento y liacutemite a las exportaciones Res MinMinas 181704 de 2011 Res MinMinas 72472 de 2013 Reglamento de comercializacioacuten Res CREG 089 de 2013 Res CREG 123 de 2013 Res CREG 122 de 2013 Res CREG 130 de 2013 Res CREG 151 de 2013 Res CREG 204 de 2013 Gestor del mercado Res CREG 124 de 2013 Res CREG 150 de 2013 Res CREG 200 de 2013 Res CREG 021 de 2014 Restricciones a la integracioacuten vertical Res CREG 057 de 1996 Opcioacuten con gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energiacutea Firme del Cargo por Confiabilidad Res CREG 106 de 2011 Res CREG 025 de 2014
Precio punto de entrada al SNT Res CREG 088 de 2013 Costo oportunidad gas dejado de exportar Res CREG 041 de 2013 Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Res CREG 062 de 2013 Res CREG 152 de 2013 Res CREG 022 de 2014
Transporte
Reglamento Uacutenico de Transporte Res CREG 071 de 1999 (RUT) Res CREG 084 de 2000 Res CREG 102 de 2001 Res CREG 014 de 2003 Res CREG 054 de 2007 Res CREG 033 041 077 y 154 de 2008 Res CREG 130 131 y 187 de 2009 Res CREG 169 y 171 de 2011 Res CREG 078 de 2013 Res CREG 126 de 2013
Costo transporte por ductos Res CREG 126 de 2010 Costo transporte terrestre de gas natural comprimido Res CREG 008 de 2005
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Distribucioacuten
Coacutedigo de distribucioacuten de gas combustible Res CREG 067 de 1995 Res CREG 127 de 2013
Foacutermulas tarifarias distribucioacuten gas por red de tuberiacutea Res CREG 137 de 2013 Res CREG 138 de 2013 Y sus modificaciones Res CREG 183 de 2013 Res CREG 184 de 2013 Res CREG 205 de 2013 Res CREG 008 de 2014 Cargos de distribucioacuten y comercializacioacuten Res CREG 202 de 2013
Res CREG 100 de 2013
Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Internas de Gas Res 90902 de 2013 Revisiones perioacutedicas de instalaciones internas Res CREG 059 de 2012
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural Fuente CREG UPME
32 Organizacioacuten de la industria La cadena de prestacioacuten del servicio y la estructura de la industria se resumen de manera esquemaacutetica seguacuten lo presentado en la Ilustracioacuten 3-2
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio
Fuente UPME
Es de resaltar que la primera actividad que hace referencia a la exploracioacuten y produccioacuten tambieacuten se rige por los contratos que suscriban los inversionistas con la Agencia Nacional de Hidrocarburos entidad que administra los recursos del subsuelo colombiano en materia de hidrocarburos En lo referente a la comercializacioacuten la Ilustracioacuten 3-3 representa de manera sucinta las relaciones existentes entre los distintos agentes y las posibilidades de interactuar El importador es un agente que estaacute contemplado en la regulacioacuten pero que auacuten no se ha materializado su operacioacuten En cuanto a las exportaciones seguacuten el Decreto 2100 de 2011 y la Resolucioacuten 181704 de 2011 actualmente son libres pero sujetas al comportamiento que vaya teniendo cada antildeo el iacutendice de abastecimiento y la relacioacuten entre el potencial de produccioacuten y la demanda total
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esperada Asiacute los productores productores-comercializadores o agentes exportadores no podraacuten suscribir o modificar compromisos de cantidades a exportar cuando el iacutendice de abastecimiento (IA) sea menor a 8 y el PP para un antildeo determinado sea inferior a la demanda total esperada4 para ese mismo antildeo
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria
Fuente UPME
Seguacuten la informacioacuten oficial5 de potencial de produccioacuten reservas probadas y probables proyeccioacuten de demanda y los deacuteficits a ser resueltos mediante importaciones seguacuten los balances contenidos en este documento el iacutendice de abastecimiento muestra el comportamiento descrito en la Graacutefica 3-1 De acuerdo con la siguiente graacutefica se podriacutea esperar que las exportaciones continuacuteen hasta aproximadamente el antildeo 2019 Situacioacuten que puede variar con el reporte de los voluacutemenes que provengan viacutea planta de regasificacioacuten Con el aacutenimo de promover la competencia y asegurar el abastecimiento y la continuidad en la prestacioacuten del servicio la regulacioacuten ha definido algunas restricciones a la integracioacuten vertical mecanismos de negociacioacuten tipos de contratos y sistemas de gestioacuten de la informacioacuten que permitan a los agentes disponer de ella de manera oportuna y facilitar el funcionamiento de los mercados y la coordinacioacuten de las operaciones Enseguida se detalla lo relacionado con estos temas
4 Reportada por la UPME 5 Declaracioacuten de produccioacuten 2013
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Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA)
Fuente MME caacutelculo propios
321 Restricciones a la integracioacuten vertical Dado que las actividades de transporte y distribucioacuten de gas natural se caracterizan por ser monopolios naturales la regulacioacuten ha procurado limitar la integracioacuten vertical en la cadena de prestacioacuten del servicio con el fin de promover la competencia en las otras actividades potencialmente competitivas tales como la produccioacuten y comercializacioacuten A este respecto las Res CREG 057 de 1996 y 089 de 2013 han definido lo siguiente
Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados son independientes de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su respectiva valoracioacuten
El transportador de gas natural no puede realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Puede no obstante adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del sistema de transporte si ello se hace necesario
Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no pueden ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6o Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan (participacioacuten mayor del 25 ndash 30 en capital)
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2
4
6
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
IA Liacutemite Res 181704 de 2011
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El comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en productores-comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan
El productor-comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 establecioacute recientemente los siguientes mecanismos de negociacioacuten para los mercados primario y secundario Mercado primario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado primario los mecanismos de negociacioacuten previstos en la regulacioacuten son
Negociacioacuten directa de productores comercializadores en cualquier momento del antildeo En cualquier momento del antildeo para el caso de yacimientos no convencionales campos menores campos que no hayan declarado comercialidad campos no interconectados y nuevos campos Soacutelo se podraacuten pactar contratos firmes de firmeza condicionada de opcioacuten de compra de gas de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones y de suministro de contingencia Los contratos celebrados tendraacuten la duracioacuten que acuerden las partes
Negociacioacuten directa de comercializadores de gas importado aplicable para la atencioacuten de demanda teacutermica seguacuten lo establecido en la resolucioacuten CREG 062 de 2013 En este caso la modalidad de contrato seriacutea el de suministro de contingencia
Negociacioacuten directa durante un periodo definido en caso que la oferta sea mayor a la demanda del escenario bajo en un miacutenimo de 3 antildeos seguacuten los resultados del balance de oferta y demanda presentado por la UPME para un horizonte de tiempo de 5 antildeos Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 5 o maacutes de 5 antildeos La CREG estableceraacute los primeros 10 diacuteas haacutebiles de junio de cada antildeo el mecanismo de negociacioacuten a aplicar y el cronograma de desarrollo del mismo lo anterior de acuerdo con el balance maacutes reciente realizado por la UPME considerando el escenario de demanda baja
Negociacioacuten mediante subasta En caso que la demanda supere a la oferta en al menos 3 antildeos seguacuten el balance presentado por la UPME Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 o 5 antildeos
Modalidades contractuales de suministro y transporte A diferencia de lo definido anteriormente ya no se negociaraacuten contratos ldquoTake or Payrdquo los contratos con interrupciones seraacuten de duracioacuten mensual y adicionalmente se podraacuten ofrecer
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contratos de contingencia Por tanto y de acuerdo con la nueva regulacioacuten las modalidades contractuales aplicables al mercado primario son
Contrato firme o que garantiza firmeza CF contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad maacutexima de gas natural yo de capacidad maacutexima de transporte sin interrupciones durante un periacuteodo determinado excepto en los diacuteas establecidos para mantenimiento y labores programadas Esta modalidad de contrato requiere de respaldo fiacutesico
Contrato de suministro con firmeza condicionada CFC contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y excepto en hasta cinco (5) diacuteas calendario definidos a discrecioacuten del vendedor
Contrato de opcioacuten de compra de gas OCG contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y en hasta cinco (5) diacuteas calendario adicionales definidos a discrecioacuten del comprador El comprador pagaraacute una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad maacutexima de gas y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten La prima se pagaraacute mensualmente
Contrato de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones OCGX contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural que estaacute comprometida para exportaciones durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de entrega pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten de entrega no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato con interrupciones CI contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega recibo o utilizacioacuten de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural durante un periacuteodo determinado El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia dando aviso previo a la otra parte
Contrato de suministro de contingencia CSC contrato escrito en el que un participante del mercado garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural desde una fuente alterna de suministro sin interrupciones cuando otro participante del mercado que suministra o transporta gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestacioacuten del servicio El suministro de gas natural desde la fuente alterna y mediante esta modalidad contractual soacutelo se realizaraacute durante el periacuteodo en que se presente el mencionado impedimento para la prestacioacuten del servicio
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Contrato de opcioacuten de compra de transporte OCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato de transporte de contingencia CTC contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad maacutexima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia
Contrato de transporte con firmeza condicionada CFCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor
Mercado secundario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado secundario se definieron los siguientes mecanismos de negociacioacuten
Negociacioacuten directa El Boletiacuten Electroacutenico Central6 publicaraacute las ofertas a los
compradores y vendedores para que las partes acuerden bilateralmente el precio cantidad punto de entrega duracioacuten y garantiacuteas
Procesos uacuteselo o veacutendalo de corto plazo para suministro y transporte o de largo plazo para el transporte
Adicionalmente en el mercado secundario se espera contar con la participacioacuten del promotor de mercado quien seraacute el encargado de comprar y vender diariamente contratos de gas en firme en cada punto estaacutendar de entrega Los contratos podraacuten tener una duracioacuten interdiaria diaria semanal mensual trimestral anual y multianual Tras la entrada en vigencia de la resolucioacuten CREG 089 de 2013 y como resultado del balance de oferta y demanda dado por la UPME mediante la resolucioacuten CREG 122 de 2013 se aproboacute para el mercado primario y para el antildeo 2013 aplicar negociaciones directas como mecanismo de comercializacioacuten Dichas negociaciones se efectuaron en el mes de octubre Seguacuten la informacioacuten publicada el precio promedio negociado para el gas de la Guajira fue 397 US$MBTU Teniendo en cuenta tanto los compromisos en firme antes de las negociaciones como los voluacutemenes comercializados directamente a finales del antildeo 2013 la cantidad de energiacutea contratada en firme a enero de 2014 se presenta en la Graacutefica 3-2 y la Graacutefica 3-3 Aproximadamente un 40 del potencial de produccioacuten estaacute por ahora comprometido hasta el 2019
6 Es la paacutegina web en la que el gestor de mercado publicaraacute la informacioacuten operativa y de transacciones que recopile
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De la informacioacuten disponible no es posible afirmar con certeza cuaacutel es la cifra de esta energiacutea contratada en firme que se destina a la atencioacuten de demanda esencial (residencial GNV SNT y refineriacuteas) pues en algunos casos el tipo de demanda no se encuentra desagregado
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014
Fuente CREG7 caacutelculos UPME
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme
Fuente CREG8 caacutelculos UPME
7 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013 8 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013
Ballena48
Cupiagua12
Cusiana28
Gibraltar3
La Creciente5
Pauto Florentildea
3
Rioacha1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
4
jun
-1
4
no
v-1
4
abr
-15
sep
-1
5
feb
-1
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jul-
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1
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GB
TUD
PP Contratado en firme a enero 2014
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323 Gestioacuten de la informacioacuten La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 definioacute al Gestor del Mercado quien estaraacute a cargo de
Disentildear poner en funcionamiento y administrar el Boletiacuten Electroacutenico Central (BEC)
Centralizar la informacioacuten del mercado de gas
Gestionar las subastas del mercado primario
Gestionar las transacciones del mercado secundario
Elaborar reportes para seguimiento al mercado
Posteriormente la resolucioacuten CREG 124 de 2013 establecioacute los criterios de seleccioacuten del gestor del mercado y las condiciones especiacuteficas de la prestacioacuten del servicio Mediante la Resolucioacuten CREG 150 de 2013 y 021 de 2014 se dio inicio al proceso de seleccioacuten 324 Tarifas Mediante las Resoluciones CREG 137 y 138 de 2013 se establecieron las nuevas foacutermulas tarifarias para usuarios regulados de las aeacutereas de servicio exclusivo asiacute Foacutermula tarifaria Cargo variable
119862119880119907 =119866+119879
1minus120588+ 119863 lowast 119891 + 119862119907 + 119862119888 (3-1)
Cargo fijo
119862119880119891 = 119862119891 (3-2)
Donde
Componente Definicioacuten
119918
Costo promedio unitario de las compras de gas natural $m3 Mediante la Res CREG 088 de 2013 se liberoacute de manera general el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte
119931
Costo promedio unitario del transporte $m3 Se determina seguacuten los criterios generales establecidos en la resolucioacuten CREG 126 de 2010
120646 Peacuterdidas reconocidas determinado con base en Resolucioacuten CREG 067 de 1995
119915
Costo uso del sistema de distribucioacuten no incluye conexioacuten al usuario final $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
65
119943 Factor multiplicador de poder caloriacutefico
119914119959
Componente variable del costo de comercializacioacuten $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
119914119940 Costo unitario de confiabilidad Igual a 0 hasta que la CREG lo defina
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria Otros cargos regulados Adicionalmente y siguiendo lo ordenado por el Decreto 2100 de 2011 la CREG ha definido las metodologiacuteas de caacutelculo para los siguientes costos
Costo Resolucioacuten
Costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar CODE CODE = Pexp + Ccomp
Pexp precio exportacioacuten US$MBTU
Ccomp costo de compensaciones pactado en el contrato US$MBTU
Resolucioacuten CREG 041 de 2013
Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Ingreso anual de caraacutecter transitorio = US$ 40rsquo750000
Resolucioacuten CREG 062 y 152 de 2013 Resolucioacuten CREG 022 de 2014
Tabla 3-3 Cargos regulados
325 Confiabilidad El Decreto 2100 de 2011 ordenoacute a la CREG establecer los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijar las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que para el efecto presenten los Agentes Operacionales El mismo Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio A este respecto la CREG ha realizado varios estudios documentos y resoluciones de consulta donde analiza y exponen algunos criterios de confiabilidad Mediante las resoluciones CREG 062 y 152 de 2013 y 022 de 2014 se determinoacute un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad asiacute pues la inversioacuten en confiabilidad de la demanda teacutermica se consideroacute viable por cuanto los beneficios superaban los costos Lo anterior comparando la alternativa de suministro con GNI con otros combustibles sustitutos Sin embargo para el caso de la demanda no teacutermica resultoacute menos costoso un mercado de cortes El Ministerio de Minas y Energiacutea definiraacute los lineamientos de poliacutetica que soporten dicho mercado de cortes Adicionalmente las resoluciones CREG 137 y 138 de 2013
66
incluyeron dentro de la formula tarifaria del servicio puacuteblico domiciliario de gas el cargo por confiabilidad el cual seraacute igual a cero hasta tanto la CREG no lo defina 326 Conclusiones El sector de gas natural en Colombia durante el antildeo 2013 vivioacute una amplia reforma regulatoria En teacuterminos generales el cambio esperado para el sector como resultado de la nueva regulacioacuten se podriacutea describir de la siguiente forma
Mayor incertidumbre en materia de precios La libertad de precios para el gas de la Guajira (cerca del 40 de la produccioacuten total del paiacutes) introduce mayor incertidumbre en el comportamiento esperado de los precios Sin embargo este cambio se espera no afecte de manera brusca el mercado pues de enero de 2014 y hasta diciembre de 2018 por lo menos el 40 de su produccioacuten ya estaacute comprometida Otro elemento que podraacute aumentar la incertidumbre es el hecho que el mecanismo de comercializacioacuten a adoptar estaraacute sujeto a los balances de oferta y demanda que se vayan efectuando antildeo a antildeo A lo anterior se le sumariacutea tambieacuten la eventual entrada en operacioacuten de la planta de regasificacioacuten (maacuteximo en noviembre de 2016) para el suministro de GNI (gas natural importado) para las plantas teacutermicas que se hayan acogido a la OPACGNI9 y posteriormente para suplir los deacuteficits de la oferta que se
preveacuten seguacuten los balances que se presentan en los siguientes capiacutetulos
Mayor seguridad de suministro gracias a la planta de regasificacioacuten La planta de regasificacioacuten que se espera entre a maacutes tardar en noviembre de 2016 para generaciones de seguridad necesariamente seraacute una fuente adicional de suministro para el paiacutes por lo que significaraacute una diversificacioacuten de la oferta y por ende una mayor seguridad en el suministro Adicionalmente cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV) que se declaren posiblemente aumentaraacuten la oferta declarada por los agentes y esto a su vez podraacute retrasar la comercializacioacuten mediante subastas
La nueva metodologiacutea para la remuneracioacuten de la actividad de distribucioacuten (Resolucioacuten CREG 202 de 2013) introdujo cambios en la definicioacuten de los mercados relevantes y en la metodologiacutea especiacutefica para el caacutelculo del cargo maacuteximo de distribucioacuten Si bien estos cambios se espera motiven a los distribuidores a ampliar la cobertura de gas natural las tarifas posiblemente aumenten por lo que el consumo residencial el nuacutemero de hogares anillados efectivamente conectados a la red podriacutea verse afectado
Mayor continuidad en la prestacioacuten de servicio para la demanda esencial En este sentido se espera que durante los proacuteximos antildeos bajo el nuevo reglamento de comercializacioacuten (Resolucioacuten CREG 089 de 2013) se logre el objetivo propuesto de garantizar que la demanda esencial esteacute maacutes soportada en contratos firmes
Mejor gestioacuten de la informacioacuten A traveacutes del BEC y con la entrada del gestor de mercado se espera contar con informacioacuten operativa y comercial de manera maacutes inmediata lo que posiblemente facilitaraacute las negociaciones entre los agentes y por ende podriacutea aumentar la continuidad en la prestacioacuten del servicio y la coordinacioacuten en la atencioacuten en casos de restricciones o emergencias
9 Opcioacuten para participar en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas yo unidades teacutermicas que utilicen gas
natural importado
67
Confiabilidad La regulacioacuten vigente preveacute dentro de la foacutermula tarifaria un cargo por confiabilidad (Cc) sin embargo no es claro si se va a definir o no un valor a este cargo En el presente documento se analiza maacutes adelante la confiabilidad del sistema colombiano de gas natural y se presentan algunas conclusiones a este tema
68
4 Proyecciones de precios de gas natural El gas natural ha adquirido gran importancia en el consumo de energeacuteticos a nivel mundial solo por su bajo costo sino por las bondades medioambientales comparado con otros energeacuteticos Ademaacutes el desarrollo masivo de gas procedente de yacimientos no convencionales de hidrocarburos ha permitido incrementar las reservas de gas de manera significativa Con lo cual ese ha desencadenado una presioacuten a la baja de los precios de este energeacutetico al igual que el precio del GNL por tanto muchos gobiernos estaacuten promoviendo su uso En consideracioacuten al balance colombiano de oferta y demanda se advierten opciones de aumentar la capacidad de suministro a traveacutes de importaciones de Venezuela y la instalacioacuten de una planta de GNL Siendo los precios del gas natural uno de los drivers maacutes importantes para determinar los impactos en el consumo futuro de gas natural se presentan a continuacioacuten las consideraciones y resultados de la uacuteltima proyeccioacuten oficial de precios de la UPME llevada a cabo en marzo de 2013 Para la estimacioacuten se tomoacute como fuente primaria de informacioacuten del Energy Outlook del Departamento de Energiacutea de Estados Unidos tanto del Short Term Energy Outlook como del Annual Energy Outlook
41 Supuestos considerados Precio regulado Resolucioacuten CREG 119 de 2005 187 de 2010 y 199 de 2011 desde
enero de 2013 hasta diciembre de 2013
Liberalizacioacuten precio del gas natural en boca de pozo en el campo Guajira a partir de
enero de 2014
Entrada de planta de regasificacioacuten a partir de septiembre de 2018
Precio de referencia Henry Hub y punto probable de incorporacioacuten la Costa Atlaacutentica
411 Precio del gas Guajira A partir de la promulgacioacuten de la Resolucioacuten CREG 097 de 2012 se inicia el proceso de liberar el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporterdquo desde el 1 de enero de 2014 con lo cual las reglas para comercializacioacuten del gas natural se modificaron Cabe anotar que el precio de Guajira al momento de la elaboracioacuten de esta estimacioacuten se encuentra regulado atado al precio del sustituto (fuel oiacutel) bajo la referencia de tope maacuteximo de la siguiente forma
(4-1)
PMR = Precio Maacuteximo Regulado que regiraacute durante el semestre siguiente (t) expresado en doacutelares por milloacuten de BTU (US$MBTU) PMRt-1 = Precio Maacuteximo Regulado del semestre anterior (t-1) INDICEt-1 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICEt-2 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre precedente al anterior (t-2)
69
INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No6 10 Sulfur fuel oiacutel precio de cierre seguacuten la serie de la publicacioacuten Plattrsquos de Estaacutendar amp Poorrsquos
Los resultados de los precios para el antildeo 2013 seguacuten la foacutermula
(4-2) Una vez obtenido el punto inicial de la proyeccioacuten de mediano y largo plazo con resolucioacuten mensual se realizaron los ejercicios bajo distintos enfoques para permitir una amplia gama de escenarios que pudieran reflejar el proceso de formacioacuten de precios de un mercado competitivo de este gas y bajo las nuevas caracteriacutesticas de ldquoCommodityrdquo que proporciona el GNL Para la realizacioacuten de la estimacioacuten de mediano y largo plazo y en la buacutesqueda de una buena correlacioacuten entre precios se evaluoacute el comportamiento del precio regulado comparado con la serie histoacuterica del Henry Hub y el iacutendice ldquoUS Natural Gas Exportsrdquo Lo anterior en atencioacuten a que probablemente al liberarse el precio en el campo de Guajira eacuteste tienda a referentes internacionales de caraacutecter regional La graacutefica siguiente muestra el comportamiento de los precios de gas natural en Estados Unidos y el precio regulado del campo Guajira
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural
Fuente ECOPETROL DOE y Caacutelculos Propios
Es evidente que existe un viacutenculo reducido entre los precios del gas en la Costa Atlaacutentica colombiana y los precios en Estados Unidos motivado por el esquema de formacioacuten de los mismos Sin embargo la perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre
PMR Feb 2013 = 592 US$MBTU 2011
PMR Ago 2013 = 577 US$MBTU 2011
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13
US$
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TU
Gas Natural Price of Liquefied US Natural Gas Exports Natural Gas Henry Hub
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garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los anaacutelisis para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira contemploacute la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten En el primer caso se tomoacute el precio Guajira del segundo semestre de 2013 y la estimacioacuten se construyoacute con las tendencias del iacutendice ldquoHenry Hubrdquo del escenario de referencia AEO 2014 y STEO de enero de 2014 del DOE EIA El caacutelculo de los escenarios alto y bajo consideroacute las tendencias de precios de AEO 2013 debido a que el DOE EIA auacuten no ha publicado la informacioacuten correspondiente a los escenarios alto y bajo 2014 En el segundo caso se tomoacute nuevamente el precio regulado de Guajira del segundo semestre de 2013 y se proyectoacute con las tendencias del iacutendice ldquoResidual Fuel No 6 1rdquo del escenario de referencia incluido en AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 Igualmente la construccioacuten los escenarios alto y bajo tomaron en consideracioacuten las tendencias de los precios presentados en AEO 2012 Para el tercer caso se consideroacute que el precio de Guajira despueacutes del 2013 tiende a precios de paridad importacioacuten por lo que fue necesario revisar mercados de GNL con informacioacuten disponible como son el NBP10 (National Balancing Point o punto hipoteacutetico en la red de gas Britaacutenica donde se desarrolla el mercado spot) y LNG Japoacuten11 La tendencia del precio del mercado de Inglaterra (NBP) es caracterizada por tres momentos el primero al alza desde el antildeo 2009 y hasta el 2015 el segundo a la baja desde 2015 hasta 2019 y luego de nuevo al alza pero de manera moderada para el periodo siguiente al antildeo 2020
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia
Fuente DOE Banco Mundial Argus y Caacutelculos Propios
10 Argus Wood Mackenzie 11 Banco Mundial
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Referencia Guajira HH Sustituto (Fuel Oil)
NBP Wood Mackenzie Japoacuten (Wood Mackenzie)
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La Graacutefica 4-2 presenta la estimacioacuten de largo plazo de los escenarios de referencia de los precios Guajira indexados con los diferentes drives Visto que las tendencias de precios entre el Banco Mundial y las demaacutes fuentes de informacioacuten consideradas son divergentes la UPME estimoacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) El precio del LNG Japoacuten al ser un mercado que responde a otras necesidades se estima que regionalmente no es un referente apropiado para la prospeccioacuten de los precios colombianos de gas natural Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo al alza no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL denota un incremento sostenido desde el 2019 El escenario de referencia fluctuacutea entre la continuidad de la metodologiacutea regulada por la CREG para los antildeos 2012 a 2014 de 2014 a 2018 se considera la proyeccioacuten del precio de Guajira siguiendo el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir del 2018 el mercado seguiraacute la sentildeales del mercado NBP de Europa El resultado en el escenario de referencia proyecta una banda de precios en teacuterminos constantes de 2011 que oscila entre 5 US$MBTU y 12 US$MBTU con una tasa de crecimiento promedio antildeo de 29 en el horizonte de planeacioacuten Entre tanto los escenarios bajo y alto se encuentran en un rango de 5 US$MBTU a 144 US$MBTU con tasas de crecimiento interanuales de 15 y 49 respectivamente En el corto plazo este escenario muestra una disminucioacuten del precio en teacuterminos reales situacioacuten que se revierte a mediano plazo mostrando luego un crecimiento contiacutenuo hasta los 12 US$MBTU al final del periodo de estimacioacuten La Graacutefica 4-3 presenta los resultados
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Argus Agentes y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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El escenario bajo corresponde al comportamiento del Henry Hub puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2036 los antildeos anteriores al 2014 se estiman considerando la metodologiacutea del precio regulado con el escenario base del Fuel Oiacutel El escenario alto se construyoacute aplicando metodologiacutea de precio regulado hasta agosto diciembre 2013 luego sigue el escenario alto de Fuel Oiacutel hasta el 2014 y en el largo plazo el precio sigue la tendencia del precio marcador NBP de Inglaterra 412 Precio del Gas Cusiana El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de produccioacuten superoacute los 180 MPCD situacioacuten que se dio en junio de 2006 de conformidad con lo establecido en el artiacuteculo 1 de la Resolucioacuten CREG 119 de 2005 En consecuencia para determinar los precios futuros de mediano y largo plazo se realizaba un anaacutelisis aplicando la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo con el propoacutesito de establecer la competitividad del precio del gas Cusiana en relacioacuten con el de Guajira en un punto determinado del sistema Con dicha metodologiacutea se veniacutea proyectando los precios de gas en boca de pozo de Cusiana y para calcular el precio final en planta de generacioacuten se le adicionaban los costos de transporte correspondientes desde el campo Cusiana Sin embargo la promulgacioacuten por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea del marco normativo que definioacute los mecanismos para promover el abastecimiento pleno de gas natural en el paiacutes permitioacute la publicacioacuten de la Resolucioacuten CREG 118 de 2011 donde se estipuloacute el marco de comercializacioacuten de gas de corto plazo y se definioacute el esquema de subastas para la comercializacioacuten del gas proveniente de campos no regulados Los resultados de las negociaciones desarrolladas a finales del 2011 para la venta del gas de Cusiana y Cupiagua (2012 y 2013) mostraron precios a la entrada del sistema nacional de transporte con tendencia a la baja fluctuando entre los 27294 US$MBTU para la demanda no regulada y los 39645 US$MBTU para la demanda regulada A partir de los resultados obtenidos en la subasta de 2011 se proyectaron los precios de gas del campo Cusiana considerando que las dos grandes fuentes de abastecimiento compiten entre siacute Una vez estimados los precios de mediano y largo plazo del campo Guajira se realizoacute anaacutelisis ldquoNetbackrdquo para realizar las proyecciones de Cusiana con punto de referencia Vasconia y pareja de cargos 50-50 en aquellos tramos asociados a estos puntos de inyeccioacuten al sistema De esta manera se considera la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten por la posible instalacioacuten de la planta de regasificacioacuten en la Costa Atlaacutentica y punto de arbitraje en Vasconia suponiendo que en dicho punto el precio de Cusiana no puede ser superior al precio del gas de la Guajira La graacutefica siguiente presenta la estimacioacuten del precio en tres escenarios los que guardan analogiacutea con los calculados para el gas de la Costa Atlaacutentica dado que se espera una competencia gas-gas entre las fuentes provenientes de la Costa Atlaacutentica( importacioacuten o nacional) y las del interior las cuales atenderaacuten la demanda del paiacutes El escenario bajo corresponde al precio maacutes alto de Cusiana alcanzado en la subasta y luego indexado con las tendencias de Henry Hub de AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 La tasa de crecimiento media anual en este escenario es de 31 pasando de 385 US$MBTU en 2013 a 81 US$MBTU 2036 en teacuterminos reales de 2011 En el corto plazo
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la proyeccioacuten presenta una pequentildea disminucioacuten y luego crece de manera sostenida El escenario de referencia se construyoacute de forma similar al escenario bajo adicionado con la aplicacioacuten de la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo Es decir precios de la subasta indexados con Henry Hub desde 2014 y a partir de 2018 precio paridad de importacioacuten Costa Atlaacutentica complementado por la competencia con el precio en Guajira en el punto de Vasconia durante todo el horizonte de evaluacioacuten La tasa de crecimiento promedio antildeo es 46 y variacutea entre 385 US$MBTU en 2013 a 101 US$MBTU en 2036
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
El escenario alto de Cusiana se construye teniendo en cuenta el precio de Guajira que considera como referencia el NBP lo anterior busca seguir la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten y la competencia gas - gas de los campos del paiacutes Adicionalmente se realiza un anaacutelisis ldquoNetbackrdquo con punto de referencia Vasconia Asiacute la tendencia de este escenario es la misma del precio NBP que se espera descienda hasta mediados del antildeo 2020 y a partir de este antildeo crezca de manera continua para el resto del periodo de anaacutelisis Esta metodologiacutea permite reflejar el costo de oportunidad respecto del mercado internacional y del lugar de competencia frente al Guajira La estimacioacuten en este escenario fluctuacutea en un maacuteximo de 159 US$MBTU y un miacutenimo de 385 US$MBTU en teacuterminos reales de 2011
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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42 Tarifas de Transporte Para determinar el precio maacuteximo de transporte por gasoducto se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior al momento de la realizacioacuten del ejercicio considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del uacuteltimo antildeo despueacutes del vencimiento de las resoluciones Adicionalmente se supuso una pareja de cargos regulados cargo fijo cargo variable 80 20 durante todo el periodo de proyeccioacuten
TGI Resoluciones CREG 121 de 2012
PROMIGAS Resolucioacuten CREG 122 de 2012
TRANSOCCIDENTE Resolucioacuten CREG 123 de 2012 Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta teacutermica se consideraron los puntos de entrada y salida de gas tomando el menor costo de suministro (boca de pozo maacutes transporte) desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora Los costos de transporte para cada una de las parejas se indexoacute de acuerdo al procedimiento definido en la Resolucioacuten CREG 126 de 2010 y se utilizoacute el iacutendice de precios al productor de los Estados Unidos de Ameacuterica correspondiente a bienes de capital reportado por la Oficina de Estadiacutesticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID WPSSOP3200)
43 Resultados La tabla que se presenta en el Anexo 1 muestra los resultados del ejercicio de estimacioacuten de precios de gas natural para las plantas de generacioacuten teacutermicas bajo los escenario de referencia alto y bajo12 En diciembre de 2013 se inicioacute una actualizacioacuten de la estimacioacuten de los precios usado en la generacioacuten teacutermica Los supuestos considerados en las simulaciones preliminares son los siguientes
Proyeccioacuten de precios de Gas Natural de enero de 2014 a diciembre de 2037
Precios en US$ por MBTU Constantes de 2012
Tarifas de transporte por gasoductos Resoluciones CREG vigentes
Entrada de planta de regasificacioacuten GNL a partir de enero de 2017
Libertad de precios a partir de octubre de 2013
Incluye precio de negociacioacuten real de excedentes realizada en octubre de 2013
En la tarifa de transporte por gasoducto se consideroacute una pareja de cargos regulados con una combinacioacuten 80 fijo y 20 variable
Con la operatividad del nuevo marco de comercializacioacuten del gas natural los precios del gas natural fueron definidos entre compradores y vendedores mediante negociaciones bilaterales realizadas en el pasado mes de octubre de 2013 donde se observaron 12 Proyecciones de precios de los energeacuteticos para generacioacuten eleacutectrica enero 2014 ndash diciembre 2037 Disponible en
httpwwwsipggovcosipgdocumentosprecios_combustiblesTermicas_Marzo_2014pdf
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reducciones importantes del precio del gas Guajira el cual pasoacute de 565 US$MBTU a un valor promedio cercano a los 38 US$MBTU La perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los estudios para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira ha contemplado la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten Revisadas las tendencias de precios de las diferentes fuentes de informacioacuten se consideroacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) Para el precio del LNG Japoacuten se tomoacute la proyeccioacuten elaborada por Wood Mackenzie y para el Henry Hub se tomaron los distintos escenarios de largo plazo definidos por Departamento de Energiacutea de los Estados Unidos -ndashDOE-EIA Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo con crecimiento moderado no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL de los distintos mercados denota ascenso en el mediano plazo justo cuando se hace necesaria su importacioacuten en razoacuten al balance oferta demanda La Graacutefica 4-5 presenta los resultados de la estimacioacuten de precios de largo plazo de los escenarios definidos para el gas del campo Guajira
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
La UPME considera que el precio del gas de Guajira podriacutea ser compuesta desde el momento que llegue el GNL y se mezcle con gas del mercado local El escenario medio o de referencia parte del precio medio de las negociaciones bilaterales y crece en la misma magnitud como lo hace el escenario de referencia del gas Henry Hub del DOE-IEA
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adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes sumados los costos de transporte y regasificacioacuten considerando la opcioacuten maacutes favorable para Colombia que es la planta de Trinidad y Tobago Si bien los resultados mantienen una tendencia creciente en el horizonte de anaacutelisis eacutestos fluctuacutean en una banda en teacuterminos reales de 2013 cuyo precio miacutenimo es de 4 US$MBTU y un techo de 115 US$MBTU puesto en puerto colombiano La proyeccioacuten muestra dos periodos diferenciados uno de corto y mediano plazo que sigue el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir de 2018 el precio seguiraacute las sentildeales del mercado NBP europeo El escenario bajo de precios del gas Guajira se construyoacute siguiendo comportamiento de precios del escenario bajo de fuel oiacutel elaborado por DOE-IEA sumaacutendole el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2037 utilizando como punto de partida el promedio de las negociaciones bilaterales En escenario alto consideroacute las tasas del escenario alto de Henry Hub del DOE-IEA adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice Japoacuten y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten La determinacioacuten de los precios de gas natural del campo Cusiana utilizoacute la misma mecaacutenica que para Guajira y el punto de partida corresponde al valor medio obtenido en la subasta de 2011 La Graacutefica 4-6 registra la estimacioacuten de precios
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes ARGUS y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
NBP (Wood Mackenzie) Japoacuten (Wood Mackenzie) Henry Hub (DOE)
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5 Escenarios de Oferta de Gas Natural
Colombia cuenta con un amplio potencial de hidrocarburos indicando ello que auacuten existe grandes voluacutemenes por descubrir En un estudio reciente de la ANH se concluye que el potencial colombiano se acerca a 56000 millones de barriles en las 23 cuencas sedimentarias existentes aun cuando es amplio el territorio sin actividad exploratoria De manera conjunta UPME y ANH adelantaron un trabajo para identificar la posible adicioacuten de reservas en un periodo de 20 antildeos a partir de las estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la ANH construyeacutendose tres escenarios que representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas Para la definicioacuten de escenarios se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector de hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 Algunos de estos factores han sido claves en el aumento de la produccioacuten y reservas en los uacuteltimos antildeos Las variables consideradas incluyeron
Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas) Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuenca de Los Llanos) Potencial de no convencionales (gas asociado al carboacuten shale gas shale oil arenas
bituminosas) Factor de recobro de hidrocarburos Precio internacional de energeacuteticos (precio de referencia del barril de crudo) Poliacutetica estatal petrolera (government take) Factores medio ambientales (restriccioacuten de la actividad de EampP por razones
ambientales) Factores socio culturales nivel de conflicto (restriccioacuten de la actividad de EampP por
razones sociales) Es de resaltar la inclusioacuten de las variables ambientales y socioculturales las cuales tienen influencia significativa que se ve reflejada en mayores estaacutendares y exigencias para preservacioacuten del ambiente y de biodiversidad asiacute como aacutereas de alta concentracioacuten de comunidades indiacutegenas que utilizan los recursos naturales para alimento refugio y sustento refuerza la necesidad del relacionamiento de la industria de EampP Por lo anterior varias cuencas se ven limitadas en su desarrollo futuro por la presencia de parques nacionales y algunas reservas ambientales que se tradujeron en menores posibilidades de aporte La construccioacuten de los escenarios se realizoacute a partir de cinco fuentes de recursos Reservas probadas en produccioacuten produccioacuten de reservas probadas para los campos existentes de fuentes convencionales de crudo y gas Reservas a adicionar por recuperacioacuten mejorada adicioacuten de reservas y produccioacuten por recuperacioacuten mejorada o produccioacuten incremental derivada de mejoras en el factor de recobro a partir de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas
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Reservas no desarrolladas descubrimientos existentes y reestimaciones en campos especiacuteficos y produccioacuten de reservas probables en el resto de los campos Recursos por descubrir incorporacioacuten de otros recursos potenciales convencionales incluyendo gas offshore y de crudos pesados no descubiertos (YTF o ldquoyet-to-findrdquo) Recursos no convencionales incorporacioacuten de recursos no convencionales (shales CBM y arenas bituminosas) y viabilidad de su desarrollo En general los tres escenarios representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados Los mismos admiten el impacto que pueden tener precios internacionales de hidrocarburos al considerar la incorporacioacuten de recursos con altos costos de desarrollo (aguas profundas EOR) solo en casos de precios altos (gt125$bbl) y variables medio ambientales y socio culturales al limitar el desarrollo de aacutereas sensibles como algunas regiones costa afuera (Cayos Paciacutefico Profundo) y Amazoniacutea Sobre la base de esas consideraciones que incluyen un estudio de perfil posible de hallazgos por campos se realizoacute una estimacioacuten del potencial de reservas a recuperar seguacuten tres escenarios Escasez Base y Abundancia La Tabla 5-1 registra la incorporacioacuten total de crudo y la Tabla 5-2 hace lo propio con gas natural
Total Crudo Millones de Barriles
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 2259 2259 2259
Recuperacioacuten mejorada 314 524 786
Descubrimientos no desarrollados 1390 2845 3991
Recursos por descubrir (yet to find) 3673 4756 24017
No convencionales 0 1000 10000
Totales 7936 11684 41353
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo Fuente ADL- UPME
Total Gas Tera Pies Cuacutebicos (TPC)
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 546 546 546
Recuperacioacuten mejorada 0 0 0
Descubrimientos no desarrollados 09 12 12
Recursos por descubrir (yet to find) 1 3 5
No convencionales 0 2 10
Totales 736 1166 2166
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas Fuente ADL- UPME
La Graacutefica 5-1 representa de manera esquemaacutetica la incorporacioacuten de recursos de hidrocarburos en el periodo 2012-2030 Los resultados indican que a partir de los escenarios de incorporacioacuten de reservas y tomando en cuenta los tiempos de exploracioacuten y desarrollo tiacutepicos para cada recurso se construyeron los perfiles de produccioacuten asociados a cada uno de los hallazgos
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El desarrollo de perfiles de produccioacuten se efectuoacute comenzando con una distribucioacuten de las reservas por descubrir entre las cuencas sedimentarias y en el caso de crudos convencionales se formularon hipoacutetesis sobre la distribucioacuten del eacutexito exploratorio en las diferentes cuencas seguacuten los estudios de la ANH y el siguiente pasoacute consistioacute en la definicioacuten de un tamantildeo de campo promedio a ser descubierto en cada cuenca y la definicioacuten de las fechas en la que se empiezan a suministrar dichos descubrimiento
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030
Fuente ADL- UPME
2259 2259 2259314 524 7861390
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R Probadas a Dic 2011
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Las estimaciones de produccioacuten de crudos pesados y gas offshore se realizan considerando hipoacutetesis de descubrimientos desarrollo y produccioacuten de nuevos campos (ldquoyet to findrdquo) conforme con proyectos especiacuteficos de crudos pesados en los Llanos Orientales y gas offshore incorporaacutendose perfiles de produccioacuten tomando como referencia el estudio de IHS Los resultados indican que la produccioacuten de convencionales comenzaraacute a partir de 2014 mientras que en el caso de los crudos pesados y el gas costa afuera se demoraraacute en comenzar hasta el antildeo 2020 La principal cuenca en teacuterminos de produccioacuten seraacute los Llanos Orientales aunque no seraacute de las primeras en comenzar a producir En este caso interesa focalizar ya sobre el problema de la incertidumbre de la oferta futura de gas natural uno de los factores que impide una planificacioacuten exacta del abastecimiento de este recurso En tal sentido cabe decir que el potencial colombiano a ser descubiertos y desarrollados en el mediano y largo plazo incluyendo maacutes de 13 mil millones de barriles de crudo y 6 TPC de gas natural en los proacuteximos 20 antildeos (escenario base) Ver Graacutefica 5-2
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios
Fuente ADL-UPME
Una porcioacuten significativa de dicho potencial son recursos de explotacioacuten compleja como crudos pesados (1200 MBbls) shale oil (1000 MBbls) shale gas y coal bed methane (2 TCF) y gas offshore (3 TCF) Una caracteriacutestica de la prospectividad de Colombia es la importante participacioacuten de todas las cuencas (maduras y fronteras) en la materializacioacuten del potencial Pero el desarrollo de recursos no convencionales no estaacute teacutecnicamente ni comercialmente garantizado por lo que se podriacutea enfrentar un escenario distinto al de abundancia
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En un escenario de abundancia el maacuteximo de la oferta potencial podriacutea llegar a triplicarse frente a los niveles actuales lo cual conllevariacutea retos para el desarrollo de infraestructura En el escenario base se estima que el pico de gas se presentaraacute en 2025 cuando se alcanzariacutean cerca de 1750 MPCD siendo importantes los aportes de los componentes recursos por descubrir y no convencionales cuyos mayores aportes vienen del Offshore y Llanos Orientales En el corto y mediano plazo podriacutea presentarse un aporte importante a la produccioacuten de gas por parte de los nuevos desarrollos y los recursos no convencionales en particular shale gas y Coal Bed Methane Frente a la complejidad creciente del potencial incremental el paiacutes debe intensificar sus esfuerzos para atraer inversioacuten y asegurar la incorporacioacuten de tecnologiacutea en toda la cadena de valor Los escenarios propuestos dependen de unos niveles de inversioacuten que si bien se estariacutean alcanzando deben sostenerse en el largo plazo A fin de poder comprender el origen de la oferta en cada caso se presentan la produccioacuten en el escenario base clasificada por cuenca informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-3 Una primera cuestioacuten a comprender en el contexto de la planificacioacuten del abastecimiento de gas radica en que las inversiones necesarias para desarrollar reservas no se hallan limitadas -y menos auacuten atraiacutedas- por este energeacutetico en particular sino por la prospectiva conjunta de hallar hidrocarburos
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base
Fuente ADL-UPME
Si bien la informacioacuten geoloacutegica presupone distintos perfiles de produccioacuten de petroacuteleo y gas natural el propio desarrollo de los hallazgos iraacute modificando los escenarios futuros En la prospectiva utilizada para este anaacutelisis los potenciales hallazgos off-shore juegan un
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Catatumbo Cesar Rancheria Cordillera Oriental
Guajira offshore Llanos Orientales Magdalena Inferior
Magdalena Medio Magdalena Superior Sinuacute offshore
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papel determinante en la posibilidad de superar el escenario de escasez que se deriva de la previsible declinacioacuten de la oferta actual Seguacuten se aprecia en la graacutefica las cuencas de Llanos Orientales y Cordillera lo mismo que Guajira off-shore corresponde a las de mayor prospectividad de acuerdo con los anaacutelisis informacioacuten que solo seraacute confirmada en la medida en que se adelanten los estudios respectivos y la actividad exploratoria como resultado de la ronda 2014 uno de cuyos objetivos es el off-shore del Caribe De otra parte dado el reciente desacople del precio del crudo y del gas natural es un tema no menor que hay que considerar Asiacute las inversiones promedio anual estimadas para obtener las ofertas proyectadas en cada escenario se presentan en la Tabla 5-3
Inversiones Escenario Base
Inversiones 2013 2017 2022 2027
Exploracioacuten 7694 7289 7289 5831
Desarrollo 18014 17101 23648 18864
Refinacioacuten 3774 0 0 0
Transporte 2203 0 0 0
GNL 0 1000 0 0
Total Quinquenal 31685 25390 30937 24695
Promedio Anual 6337 5078 6187 6174
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base Fuente ADL- UPME
Las inversiones promedio anual comparadas con los datos de inversiones extranjeras en el sector petrolero seguacuten lo reporta DANE indican un papel maacutes activo para incrementar la inversioacuten extranjera directa (IED) pues en el 2013 se requeriacutean transacciones del orden de 6337 millones de doacutelares y la estimacioacuten con datos preliminares sugieren un valor cercano a los 5500 millones de doacutelares La elevada volatilidad de los flujos de inversioacuten externa indican que maacutes allaacute de las reglas que Colombia establezca para atraer inversiones al sector la IED se comporta por paraacutemetros muy vinculados a los precios internacionales y condiciones globales que escapan a la posibilidad de las autoridades para intervenir Por tanto se pueden diferenciar hasta aquiacute al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por un sistema de planificacioacuten de abastecimiento de gas El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que
se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de
maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el de Colombia los dos primeros problemas no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de regulacioacuten que incentive a
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la exploracioacuten pero no puede garantizar resultados La creacioacuten de la ANH ha tenido por objetivo administra los recursos de hidrocarburos de propiedad del Estado y en tal sentido a la buacutesqueda de opciones para la atraccioacuten de capital de riesgo que permitan mantener la autosuficiencia en materia de hidrocarburos El conjunto de esta problemaacutetica complicada no es por ahora abordable desde el sistema de la planificacioacuten colombiana limitaacutendose eacutesta uacuteltima a su caraacutecter indicativo y-en ese papel- responde a la cuestioacuten vinculada a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo
52 Escenarios de Suministro Como se ha mencionado a los fines de este ejercicio de planificacioacuten se consideran distintos escenarios de oferta que luego deben ser contrastados con diversos escenarios de demanda el objeto de determinar la posible insuficiencia de oferta y estimar la magnitud de la misma y del grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales Para la evaluacioacuten se incluyeron tres escenarios de oferta futura que valoran la situacioacuten de corto mediano y largo plazo siendo corto-mediano plazo sin duda el maacutes criacutetico en tanto es el que ofrece una mayor certidumbre de resultados al tiempo que presenta los menores plazos para la toma de decisiones El primer escenario es normativo y los otros dos consideran la perspectiva del inmediato futuro sobre reservas de gas natural y disponibilidad complementaria de gas natural mediante un esquema de suministro proveniente del mercado externo debido a los acontecimientos ocurridos durante 2013 y 2014 respecto de las acciones propuestas por la regulacioacuten 521 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural o escenario bajo Teniendo en consideracioacuten lo definido en el artiacuteculo noveno del decreto 2100 de 2011 y con el propoacutesito de disponer de informacioacuten veraz de modo que sea posible ofertar voluacutemenes de gas en firme cada productor o importador debe declarar el volumen de gas que estaacute dispuestos a desarrollar o importar y ofertar en los siguientes 10 antildeos con lo cual se disminuye la incertidumbre en la disponibilidad de ese lapso de tiempos La declaracioacuten de produccioacuten es la proyeccioacuten de capacidad de gas proveniente de aquellos campos productores que suministran gas natural a la red nacional de gasoductos con caraacutecter comercial y para este caso es la informacioacuten certificada por los agentes y publicada por el Ministerio de Minas y Energiacutea mediante la Resolucioacuten 72256 de mayo 30 de 2013 el cual es considerado como el escenario bajo de la oferta sobre eacuteste se consideraraacuten otros escenarios resultado de la incorporacioacuten de reservas probables posibles y nuevos recursos La Graacutefica 5-4 muestra la oferta disponible que se encuentra agrupada asiacute Guajira Valle Inferior Magdalena Valle Medio Magdalena Valle Superior Magdalena Cusiana ndash Cupiagua Pauto ndash Florentildea Catatumbo Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea Lo anterior atendiendo conformacioacuten de regiones que facilita la realizacioacuten de un balance desagregado cuando ello se requiera
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Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural
Fuente Minminas 2013
Es de anotar que la informacioacuten correspondiente a Cusiana y Cupiagua incluye los campos de Apiay y Rancho Hermoso Las regiones de Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea reportaron valores de cero en su declaracioacuten de produccioacuten asiacute como el campo de La Loma yacimiento de gas metano asociado a carboacuten el cual tampoco registroacute informacioacuten al tenor En promedio la disponibilidad total de gas natural en el antildeo 2013 alcanzoacute los 1150 MPCD concentraacutendose la mayor oferta en los campos de Guajira seguido de Cusiana ndash Cupiagua Al final del periodo de anaacutelisis antildeo 2022 la relacioacuten de oferta se transforma y los campos de Guajira contribuyen con el 19 del total en tanto que Cusiana y Cupiagua registran una participacioacuten de 58 Los campos de Pauto ndash Florentildea Gibraltar y Valle Inferior mantienen un aporte constante a lo largo del anaacutelisis mientras que Valle Medio declina Se observa que la maacutexima produccioacuten nacional se alcanzariacutea en marzo de 2014 con 1250 MPCD y finalizando con aproximadamente 825 MPCDG en diciembre de 2022 522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural El escenario medio de oferta combina hipoacutetesis de oferta que implica la declaracioacuten de produccioacuten y la incorporacioacuten de las reservas probables y posibles y que de acuerdo con la informacioacuten de las empresas operadoras estariacutean proacuteximas a ser comercializadas las
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Guajira V Inferior Cusiana-CupiaguaPauto-Florentildea Apiay GibraltarV Medio V Superior Catatumbo
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cuales se encuentran localizadas particularmente en las cuencas del Valle Inferior y Valle Medio del Magdalena asiacute como en la cuenca Cesar Rancheriacutea Las reservas probables y posibles representan una porcioacuten pequentildea frente a las reservas probadas y constituyen un escenario intermedio de hipoacutetesis Los perfiles de produccioacuten asociadas a estas reservas resultan de los pronoacutesticos de produccioacuten de cada uno de los operadores de campo los cuales son reportados a las autoridades por las mismas empresas Los resultados muestran aportes pequentildeos que no superan los 100 MPCD en al finalizar el antildeo 2022 La Graacutefica 5-5 muestra de manera desagregada los perfiles de produccioacuten de este escenario aclarando que algo maacutes del 80 de los nuevos voluacutemenes se encuentran localizados en la cuenca del valle Inferior del Magdalena
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta
Fuente Minminas 2013 y ANH
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural El escenario alto ademaacutes de considerar la totalidad de los voluacutemenes del escenario medio contiene el desarrollo de una oferta adicional viacutea una planta de regasificacioacuten cuya capacidad alcanza un volumen de 400 MPCD ver Graacutefica 5-6 La fecha de inclusioacuten de la planta de regasificacioacuten se registra a partir de 2016 teniendo en cuenta consideraciones regulatorias aun cuando el desequilibrio entre la oferta baja y la demanda media ocurre en el segundo trimestre de 2017
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua Pauto-Florentildea Apiay
Gibraltar V Medio V Superior Catatumbo Oferta Media
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Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten
Fuente Minminas 2013 ANH UPME
En el escenario se integra voluacutemenes que presentan cierto grado de incertidumbre con cantidades que son determinadas de manera estocaacutestica Por ello posteriormente se realizaraacute un anaacutelisis probabiliacutestico de la oferta que al final permitiraacuten evaluar la seguridad de suministro En este escenario nuevamente la Costa Atlaacutentica vuelve a ser la regioacuten con mayor aporte de gas natural lo que impone un uso distinto de la infraestructura de transporte Es importante resaltar que existe un escenario adicional o de sensibilidad para efectos de anaacutelisis que corresponde a las importaciones de gas en firme desde Venezuela en las que aplicaraacute precios regulados Guajira y sobre las cuales posiblemente haya que tomar en consideracioacuten el costo de oportunidad Igualmente vale decir que este escenario no se considera el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de este tipo de recursos y sin que el paiacutes encuentre su teacutecnica propia de explotacioacuten y normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento Compendiando ademaacutes de la reglamentacioacuten teacutecnica los costos son otra variable de gran representatividad y en particular los costos de investigacioacuten y desarrollo in situ necesarios para lograr la produccioacuten del recurso y los costos socio-ambientales que vienen de la mano con la extraccioacuten dificultan un desarrollo acelerado que haga viable incluir este tipo de recursos dentro de la oferta nacional con una certidumbre que por lo menos tenga un 50 de probabilidad de ocurrencia
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua
Pauto-Florentildea Apiay Gibraltar
V Medio V Superior Catatumbo
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53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural
531 Antecedentes En el presente acaacutepite se encuentra la maacutes reciente versioacuten de la proyeccioacuten de demanda de gas natural para los sectores domeacutestico industrial vehicular y termoeleacutectrico petrolero y petroquiacutemico realizada por la Unidad asiacute como la proyeccioacuten suministrada por otros agentes Se incluye los insumos maacutes actualizados disponibles como las series histoacutericas y la proyeccioacuten de poblacioacuten publicada por el DANE las series histoacutericas y proyecciones macroeconoacutemicas de entidades como el MHCP DNP y el Banco de la Repuacuteblica el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y Energiacutea y la informacioacuten disponible en el sistema informacioacuten de entidades como el Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural ndashCNO-Gas y la firma Concentra Hacia el mes de marzo de 2013 el paiacutes contaba con 68 millones de usuarios del servicio de gas natural de los cuales el 9814 correspondiacutea al sector residencial 180 al terciario y 006 a industriales A medida que la cobertura del servicio se extiende a maacutes municipios del paiacutes la tasa de expansioacuten de la misma se reduce debido a que en teacuterminos generales se incorporan cada vez poblaciones de menos habitantes de manera que en el antildeo 2012 la expansioacuten se da a una tasa anual de 74 informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-7
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes
Fuente Minminas Caacutelculos UPME Actualmente se estima que cerca de un 68 de los hogares colombianos ubicados en las cabeceras municipales cuenta con este servicio el cual es prestado por 28 empresas distribuidoras En el antildeo 2012 el consumo interno de gas natural fue en promedio 850
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Nuacutemero de usuarios Crecimiento Nuacutemero de Usuarios
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MPCD y se exportoacute adicionalmente a una media de 190 MPCD para un total de 1040 MPCD La distribucioacuten sectorial y la evolucioacuten del consumo se aprecia en la Graacutefica 5-8 la cual muestra un incremento progresivo del mismo destacaacutendose la generacioacuten de electricidad y el sector industrial los que representan de manera conjunta casi dos terceras partes del total interno
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural
Fuente Minminas Caacutelculos UPME
Tambieacuten es importante sentildealar los buenos resultados del consumo como combustible vehicular y para las residencias donde su mayor uso se da en la coccioacuten de alimentos y el calentamiento de agua aun cuando los progresos tecnoloacutegicos hoy permiten usos adicionales como secado y acondicionamiento de ambientes 532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico Con algo maacutes de 68 millones de usuarios en marzo de 2013 el consumo del sector domeacutestico sumaba 1699 MPCD de los cuales el 72 correspondiacutea a consumo residencial y el restante 38 se debiacutea a uso comercial La Graacutefica 5-9 registra el comportamiento del sector domeacutestico de manera regional Se destaca la regioacuten del Centro al constituirse en la de mayor consumo y la de mayor tasa de crecimiento en el periodo de anaacutelisis Le siguen en su orden Costa Atlaacutentica Suroeste y Noroeste
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Petrolero (ECP) Petroquiacutemico IndustrialDomeacutestico (Resid y Serv) Vehicular Generacioacuten EleacutectricaExportaciones
89
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural
Fuente UPME y MME Caacutelculos UPME
5321 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de la demanda de gas natural para el sector domeacutestico se basa en la estimacioacuten de la expansioacuten regional de la cobertura del servicio y del consumo especiacutefico de los usuarios El paiacutes se divide en siete regiones geograacuteficas seguacuten se especifica en la Tabla 5-4
Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Costa Atlaacutentica
Atlaacutentico
189 396
Boliacutevar
Coacuterdoba
La Guajira
Magdalena
Sucre
Noroeste Antioquia
115 61 Chocoacute
Noreste
Cesar
85 166 Norte de Santander
Santander
Centro
Boyacaacute
356 243
Casanare
Cundinamarca
Bogotaacute D C
Guaviare
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
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Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Meta
Tolima Grande
Caquetaacute
60 37 Huila
Tolima
CQR
Caldas
61 28 Quindiacuteo
Risaralda
Suroeste
Cauca
133 69 Valle del Cauca
Narintildeo
Putumayo
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012
Respecto al primer elemento se determina para cada regioacuten (seguacuten caracteriacutesticas propias) y antildeo de la proyeccioacuten una tasa de expansioacuten de la cobertura que depende inversamente del mismo nivel de cobertura logrado (Graacutefica 5-10) el valor miacutenimo de esta tasa corresponde al crecimiento de la poblacioacuten en cabeceras municipales de la regioacuten
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
Igualmente se tiene en cuenta que los usuarios residenciales y terciarios tienen diferentes tasas de crecimiento en cada regioacuten y que el crecimiento de los usuarios estaacute afectado por una reduccioacuten histoacuterica y previsible del nuacutemero de habitantes por hogar
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CostaAtlaacutentica
Noroeste Noreste Centro TolimaGrande
CQR Suroeste TotalNacional
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Se destaca la evolucioacuten de la Costa Atlaacutentica de la zona Centro y de la regioacuten CQR (Caldas Quindiacuteo Risaralda) por un crecimiento armoacutenico en los antildeos presentados en tanto que las zonas Noroeste y Suroeste auacuten cuenta con potencial importante para la ampliacioacuten de la cobertura Asiacute mismo en el agregado nacional es amplio el margen disponible para incrementar la cobertura aspecto que se viene procurando gracias a las diversas tecnologiacuteas hoy disponibles para llevar el gas natural a lugares remotos con precios asequibles
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
El consumo especiacutefico de los usuarios residenciales y comerciales o terciarios se calcula utilizando la relacioacuten entre el consumo sectorial y el nuacutemero de usuarios 5322 Resultados de la proyeccioacuten de demanda de gas natural sector domeacutestico Se definen tres escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector domeacutestico a partir de tres posibles metas de expansioacuten de la cobertura del servicio para el antildeo 2026 bull Escenario Alto 98 bull Escenario Medio 90 bull Escenario Bajo 83 Para estas condiciones en el escenario medio de proyeccioacuten se estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 33 pasando de 174 MPCD en el antildeo 2012 a 242 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento de 42 y 26 respectivamente
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Costa Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste Otros
Histoacuterico Proyectado
92
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico
Fuente UPME
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
93
A escala regional se preveacute que en las regiones donde es relativamente nueva la prestacioacuten del servicio de gas natural aumente la participacioacuten del consumo de gas natural domeacutestico respecto de aquellas con mayor tradicioacuten en el mismo La Graacutefica 5-13 registra la estimacioacuten de la demanda del sector domeacutestico de modo regional Asiacute la regioacuten de mayor participacioacuten al final del periodo seraacute Centro cuya participacioacuten relativa alcanza 412 seguida de Costa Atlaacutentica con 142 luego Suroeste que alcanza 119 y Noroeste con 113 Las regiones de menor participacioacuten son Noreste Tolima grande y CQR con 77 84 y 53 correspondientemente 533 Demanda de gas natural para el sector industrial
5331 Metodologiacutea Para determinar la demanda futura de gas natural industrial se utilizoacute un modelo analiacutetico en el moacutedulo BALANCE del programa ENPEP que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios industriales en relacioacuten a sus decisiones de usar gas natural u otro energeacutetico decisiones que dependen de los precios relativos de los energeacuteticos preferencias posibilidades tecnoloacutegicas costos operativos y de inversioacuten El resultado de este modelo es el consumo de los diferentes tipos de energeacuteticos en la industria dependiendo de los efectos de variables crecimiento de la economiacutea y la poblacioacuten para las cuales se determinan relaciones economeacutetricas con el consumo de combustibles en el sector transporte 5332 Referencia para el antildeo base e informacioacuten histoacuterica Para este anaacutelisis se ha reconstruido el consumo histoacuterico de gas natural y de los demaacutes energeacuteticos para uso industrial (carboacuten mineral dieacutesel fuel oil etc) a partir de informacioacuten disponible en los balances energeacuteticos de la UPME consumos reportados al CNOndashGas la firma Concentra y los trabajos sobre el tema realizados en la UPME de caracterizacioacuten del consumo de energiacutea de este sector 5333 Crecimiento econoacutemico Para el desarrollo de este ejercicio se tomaron las expectativas de crecimiento del PIB definido por el MHCP establecidos en febrero del presenta antildeo los cuales se presentan a continuacioacuten en la Graacutefica 5-14 Con tal informacioacuten se constituye el escenario medio y los demaacutes escenarios tienen un crecimiento anual de 1 maacutes y menos el crecimiento del escenario medio Para obtener el crecimiento del PIB regional se analiza la distribucioacuten que ha tenido el producto entre las regiones antes definidas durante las dos uacuteltimas deacutecadas determinaacutendose las tendencias de evolucioacuten histoacuterica que se aplican al horizonte de proyeccioacuten La determinacioacuten del escenario medio de crecimiento del producto nacional definido anteriormente presenta una distribucioacuten regional donde el periodo 1990-2012 corresponde a datos histoacutericos y entre los antildeos 2013-2026 constituye la proyeccioacuten la cual no presenta cambios significativos seguacuten se presenta en la Tabla 5-5
94
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia
Fuente MHCP y UPME Caacutelculos UPME
1990 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 136 146 147 148
Noroeste 73 83 85 87
Noreste 152 138 140 140
Centro 412 402 409 410
Tolima Grande 44 42 38 37
CQR 47 48 43 40
Suroeste 132 137 135 134
Otros 04 04 03 03
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Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio Fuente DANE
5334 Precios del gas natural para los usuarios El precio de gas natural para consumidores industriales es igual al precio en ldquoboca de pozordquo de gas natural maacutes un cargo por transporte y distribucioacuten A continuacioacuten en la Graacutefica 5-15 se presenta la proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles utilizados
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Crec Esc Alto Crec Esc Medio Crec Esc Bajo
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Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales
Fuente UPME
5335 Resultados de la proyeccioacuten de gas natural en el sector industrial A continuacioacuten la Graacutefica 5-16 muestra la estimacioacuten de demanda de gas natural para el sector industrial del escenario base o medio
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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Dicho escenario de proyeccioacuten estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 38 pasando de 2423 MPCD en el antildeo 2012 a 3538 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento que corresponden al 54 y 26 respectivamente A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el consumo de gas natural industrial se reduciriacutea mientras que en la demaacutes las demaacutes regiones se aumentaraacute siguiendo la tendencia histoacuterica Asiacute mismo la regioacuten Centro incrementa su participacioacuten lo mismo que Suroeste en tanto que Tolima Grande y CQR mantienen una participacioacuten similar ya que la tasa de crecimiento es vegetativa 534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 5341 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector vehicular se basa en la optimizacioacuten de miacutenimo costo de las necesidades energeacuteticas del sector transporte colombiano considerando tres posibles combustibles gasolina dieacutesel y GNV El modelo desagrega en usos y modosmedios el consumo del sector nacional considera los costos de inversioacuten y mantenimiento de estos asiacute como sus caracteriacutesticas operativas En el modelo tambieacuten permite incluir de manera indirecta las preferencias de los usuarios las cuales afectan significativamente las decisiones basadas en precio de los usuarios Se establecen tres escenarios de proyeccioacuten
Medio Poliacutetica de promocioacuten parcial del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 15 de eacuteste use GNV
Alto Poliacutetica de promocioacuten masiva del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 50 de eacuteste use GNV
Bajo Tendencial sin cambios de poliacutetica
Hasta hoy el paiacutes ha logrado una cifra de maacutes de 400 mil vehiacuteculos convertidos a gas natural No obstante la tasa de conversioacuten (incremento del parque) se ha venido reduciendo significativamente y estabilizado en una tasa de cerca de 10 anual tal como se puede apreciar en la Graacutefica 5-17 De acuerdo con estudios de caracterizacioacuten energeacutetica del sector transporte desarrollados por la entidad cerca de dos tercios del consumo de GNV son consumidos en el transporte de pasajeros urbanos en particular de servicio puacuteblico En segundo lugar el transporte de pasajeros colectivos urbanos da cuenta de cerca de casi una cuarta parte del consumo total (maacutes exactamente el 21) y el segmento de carga urbana representa aproximadamente el 9 Informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-18)
97
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento
Fuente MME
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte
Fuente UPME
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Pasajeros Colectivo Urbano Pasajeros Individual UrbanoCarga Urbana Pasajeros Colectivo InterurbanoPasajeros Individual Interurbano Carga Interurbana
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Una importante caracteriacutestica para proyectar el consumo energeacutetico del sector transporte y en particular de GNV es el parque automotor colombiano que se estima con una magnitud superior a los seis millones de vehiacuteculos circulando de los cuales aproximadamente 95 corresponden a vehiacuteculos de uso particular (automoacuteviles y motocicletas) y lo restante son vehiacuteculos de transporte colectivo de pasajeros y de carga (ver Graacutefica 5-19)
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo
Fuente UPME
Otra caracteriacutestica significativa para determinar la demanda energeacutetica del sector transporte es el consumo especiacutefico de los diferentes medios de transporte en relacioacuten al servicio que prestan de transporte de pasajeros o carga especificando que los sistemas de transporte colectivo y las motocicletas pueden movilizar por unidad de combustible mayor cantidad de pasajeros por unidad de distancia La proyeccioacuten de precios de los combustibles nacionales que se aplicoacute en la proyeccioacuten de demanda se basa en los precios internacionales previstos por la Agencia Internacional de Energiacutea -EIA para las proacuteximas deacutecadas ver Graacutefica 5-20 Con estos resultados se determina en el mediano plazo una leve reduccioacuten del precio para en largo plazo recuperar sus valores iniciales y superarlos significativamente La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE
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Automoviles Taxis Camperos Camionetas
Motocicletas Buses Busetas Microbuses
Camiones - Volquetas Tractocamiones
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Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles
Fuente DOE-EIA Caacutelculos propios
5342 Resultados En el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento de la demanda de gas natural para el sector vehicular de 38 promedio anual En el escenario alto y bajo se determinan tasas de crecimiento para el mismo periodo de 50 y 25 respectivamente (ver Graacutefica 5-21 y Tabla 5-6) A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica y la regioacuten Centro en el consumo de gas natural vehicular se reduciriacutea mientras en consecuencia las demaacutes regiones lo aumentariacutean siguiendo la tendencia histoacuterica La estimacioacuten regional indica que nuevamente la regioacuten Central muestra la mayor participacioacuten relativa al final del antildeo 2022 seguida de la regioacuten de la Costa Norte con 206 y CQR con 13 del total nacional Entre tanto las regiones de Suroeste y Noreste son la de menor participacioacuten al final del periodo de estimacioacuten
Regioacuten 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 512 241 206
Noroeste 59 91 99
Noreste 48 25 18
Centro 344 433 405
Tolima Grande 09 68 93
CQR 11 95 130
Suroeste 17 47 49
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Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV Fuente UPME
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Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular Escenario Medio
Fuente UPME
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico
5351 Metodologiacutea Para esta proyeccioacuten se tiene que el consumo de gas natural para el sector eleacutectrico tiene tres componentes i) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho por meacuterito
ii) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho fuera de meacuterito (por restricciones de
seguridad de la operacioacuten del SIN
iii) Consumo por arranques y paradas de los generadores teacutermicos
La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE 53511 Consumo por despacho ideal Para realizar la simulacioacuten del despacho ideal de la operacioacuten del SIN se tiene como criterio la operacioacuten de miacutenimo costo en el largo plazo y la satisfaccioacuten de unos miacutenimos criterios
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MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
101
de confiabilidad en el abastecimiento a los usuarios de energiacutea eleacutectrica lo cual se hace con el programa de computacioacuten SDDP (sigla de Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica) En este modelo las decisiones de operacioacuten de los generadores dependen de la demanda de energiacutea eleacutectrica a satisfacer de la disponibilidad de agua yo de combustibles para generacioacuten de los precios de los mismos de caracteriacutesticas teacutecnicas de los generadores etc Lo distintivo de la simulacioacuten del despacho ideal es que no se considera el sistema de transmisioacuten nacional de manera que se consideran todos los generadores y la demanda conectada a un uacutenico punto En la Graacutefica 5-22 se registra la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Fuente UPME
La base para la simulacioacuten de la operacioacuten futura del SIN son los escenarios de proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica publicados en marzo de 201313 al cual se suman y restan las exportaciones e importaciones de energiacutea eleacutectrica a Ecuador Venezuela y Panamaacute De lado de la oferta se define la capacidad de generacioacuten eleacutectrica futura en primer lugar de acuerdo con los proyectos previstos a entrar en los proacuteximos antildeos seguacuten el cronograma establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas en sus mecanismos de asignacioacuten para remuneracioacuten por cargo por confiabilidad En segundo lugar se consideran los proyectos de generacioacuten reportados a la UPME por los diferentes agentes que los promueven o desarrollan Ver grafica 5-23
13 Disponible en httpwwwsielgovcoInicioDemandaProyeccionesdeDemandatabid97Defaultaspx
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GW
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Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
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Fuente XM y UPME
Otro importante insumo es la proyeccioacuten de precios de gas natural y carboacuten mineral para los diferentes generadores teacutermicos Con la eventual ldquodes-regularizacioacutenrdquo del precio de los campos de produccioacuten de Guajira se preveacute que el precio interno se relacione en el largo plazo con el precio de comercializacioacuten internacional Henry Hub con el precio de gas en Europa y con el de Japoacuten Una vez que se tiene la energiacutea producida por cada uno de los generadores eleacutectricos a gas se procede a determinar el consumo correspondiente de gas natural en el tiempo aplicando en cada caso el consumo especiacutefico de combustible de cada una de las plantas obtenieacutendose la demanda de gas natural correspondiente al despacho ideal La Graacutefica 5-24 presenta el resultado de la simulacioacuten y se contrasta con los valores histoacutericos reportados por el operador del sistema mostraacutendose la capacidad que tiene el modelo de reproducir el comportamiento del sistema en su despacho ideal 53512 Consumo por restricciones La proyeccioacuten de la demanda de gas natural por generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito se basa en la proyeccioacuten de las necesidades de generacioacuten localizada para mantener la estabilidad y confiabilidad del SIN en los diferentes momentos del diacutea
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
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MW
Hidraacuteulica Teacutermica Hidraacuteulica MenoresCogeneracioacuten Pmaacutex Esc Alto Pmaacutex Esc MedioPmaacutex Esc Bajo
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Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en Colombia
Fuente XM y UPME
En el pasado aproximadamente dos terceras partes del consumo de gas natural del sector eleacutectrico se originan en la generacioacuten fuera de meacuterito (con el propoacutesito de conservar la estabilidad y confiabilidad del SIN) siendo la Costa Atlaacutentica el aacuterea donde aproximadamente se requiere 95 de eacutesta Lo restante corresponde al despacho ideal antes tratado (ver Graacutefica 5-24) De la simulacioacuten de la operacioacuten del Sistema Interconectado Nacional (ver Graacutefica 5-25) se establecen las necesidades de generacioacuten de seguridad (fuera de meacuterito) para garantizar la confiabilidad en la operacioacuten del mismo en condiciones de demanda maacutexima miacutenima y media durante el horizonte de proyeccioacuten A partir de lo anterior los consumos especiacuteficos de los generadores y la curva de carga propia de la demanda del sistema se de-finen los consumos anuales de gas natural correspondientes a la generacioacuten fuera de meacuterito la cual se presenta en la Tabla 5-7 En eacutesta es notable el progresivo incremento de las necesidades de generacioacuten eleacutectrica por restricciones hasta el antildeo 2018 antildeo en que se pone al servicio la liacutenea de transmisioacuten a 500 kV Cerromatoso ndash Chinuacute - Copey fortaleciendo la interconexioacuten de la Costa Atlaacutentico con el interior del paiacutes y reduciendo asiacute la generacioacuten fuera de meacuterito No obstante es evidente que los proyectos de infraestructura estaacuten sufriendo dilataciones por ciertas contravenciones a las exigencias de caraacutecter ambiental y social que estaacuten incrementando los costos de los proyectos y la demora en la entrada en operacioacuten
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MP
CD
SDDP (despacho ideal) XM (despacho ideal)
104
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al despacho ideal y real
Fuente UPME
Pot Maacutex
Restricc
[MW]
Pot Med Restricc
[MW]
Pot Min Restricc
[MW]
Pot Efect Restricc
[MW]
GN Restricc Esc Alto [GBTUD]
GN Restricc Esc Med [GBTUD]
GN Restricc Esc Bajo [GBTUD]
2012 651 369 80 3433 852 618 384
2013 767 458 117 4262 1057 767 477
2014 898 563 180 5236 1299 943 586
2015 1031 688 257 6401 1588 1152 716
2016 1182 818 450 7611 1888 137 852
2017 1275 985 500 9164 2274 165 1026
2018 1823 1408 715 1310 325 2358 1466
2019 450 348 176 3238 803 583 362
2020 576 467 256 4341 1077 781 486
2021 749 631 371 5874 1457 1057 657
2022 842 735 457 6836 1696 1231 765
2023 923 831 546 7734 1919 1392 865
2024 962 894 619 8322 2065 1498 931
2025 900 845 576 7861 195 1415 88
2026 906 850 579 790 1962 1433 885
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural Fuente UPME
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MP
CD
Consumo GN despacho ideal Consumo GN despacho real
105
53513 Consumo por arranques y paradas Del contraste entre el consumo de gas natural que se deduce de la generacioacuten termoeleacutectrica y el consumo de gas natural para el sector termoeleacutectrico reportado por los agentes distribuidores del mismo se determina la cantidad de este combustible que corresponde al consumo por arranques paradas y tiempos muertos de los generadores termoeleacutectricos La Graacutefica 5-26 evidencia como para los mayores consumos de gas natural que corresponden a altos niveles de utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector eleacutectrico
Fuente XM Agentes Caacutelculos propios
El consumo de gas natural por arranques y paradas tiende a ser miacutenimo (valor cercano a uno en el eje vertical) y de manera inversa como para bajos niveles de consumo y utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos debe consumirse 25 maacutes gas natural del que propiamente corresponde a generacioacuten eleacutectrica 5352 Resultados Como resultado final la Graacutefica 5-27 expone la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de las componentes antes descritas de la demanda de gas natural del sector eleacutectrico colombiano para el escenario medio De otra parte en la Graacutefica 5-29 se presentan los tres escenarios de proyeccioacuten que como antes se mencionoacute se originan en los tres escenarios de proyeccioacuten de la demanda de energiacutea eleacutectrica Para el escenario medio se tiene un crecimiento progresivo de la demanda para en el antildeo 2018 alcanzar los 325 MPCD para en el siguiente antildeo tras la entrada del nuevo circuito Cerromatoso-Chinuacute-Copey reducirse a 119 MPCD y seguidamente continuar aumentando
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Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus componentes
Fuente XM
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico
Fuente XM
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Despacho Ideal Fuera de Meacuterito Arranque y Parada
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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De otra parte la Graacutefica 5-28 presenta la distribucioacuten regional del consumo de gas natural del sector eleacutectrico en la cual se mantiene a futuro la mayor participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el total nacional
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico
Fuente UPME
Las demaacutes regiones no manifiestan por ahora cambios notorios o incrementos significativos que modifiquen la estructura actual Sin embargo en la medida en que se adelanten los anaacutelisis de confiabilidad y vulnerabilidad del sector eleacutectrico se tomaran las decisiones pertinentes que conlleven a garantizar la atencioacuten de la demanda 536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 5361 Metodologiacutea Ademaacutes de la los anteriores sectores se tiene que las refineriacuteas de Barrancabermeja y Cartagena y los campos de produccioacuten de petroacuteleo de los Llanos Orientales consumen una importante parte de la oferta nacional de gas natural La proyeccioacuten de esta demanda tiene como fuente principal a Ecopetrol que reporta sus expectativas de consumo de gas natural de acuerdo a sus planes de expansioacuten para las refineriacuteas y de produccioacuten de crudo Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo de gas natural de propio Ecopetrol (ver Graacutefica 5-30)
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Graacutefica 5-30 Escenarios de demanda de gas natural sector Petrolero
Fuente UPME
5362 Resultados Los resultados muestran que al final de la deacutecada el consumo total de Ecopetrol alcanzariacutea 385 MPCD en el escenario medio los cuales se distribuiriacutean de manera regional seguacuten lo presentado en la en la Graacutefica 5-31 En dicha graacutefica la demanda de la Costa Atlaacutentica corresponde a la Refineriacutea de Cartagena la de la regioacuten Noreste corresponde a la Refineriacutea de Barrancabermeja y la de la regioacuten Centro corresponde al consumo de los Llanos Orientales para propoacutesitos de produccioacuten de hidrocarburos y generacioacuten de electricidad
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio
Fuente ECOPETROL UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico La proyeccioacuten de demanda para el sector petroquiacutemico tiene como fuente los propios agentes En el escenario medio no se reportan expansiones o nuevos proyectos petroquiacutemicos que demanden mayores cantidades de gas por lo que la proyeccioacuten conserva los valores histoacutericos Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo para este sector Graacutefica 5-32
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio
Fuente UPME
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio
Fuente UPME
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Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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54 Demanda agregada nacional de gas natural Resultado de la adicioacuten de las proyecciones de demanda de gas natural de los sectores antes mencionados se tiene la demanda nacional Para el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 39 en los proacuteximos diez antildeos de manera que en el antildeo 2022 la demanda agregada de gas natural alcance una magnitud de 1180 MPCD En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de crecimiento promedio para los proacuteximos diez antildeos de 59 y 30 respectivamente
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural
Fuente UPME
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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Domeacutestico Industrial Vehicular Eleacutectrico Petrolero Petroquiacutemico
Histoacuterico Proyectado
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A escala sectorial es notable el incremento en la participacioacuten del sector eleacutectrico en la demanda de gas natural en razoacuten a la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de las refineriacuteas de Cartagena y Barrancabermeja y el aumento del consumo relativo a la produccioacuten de hidrocarburos en los Llanos Orientales a lo largo de la presente deacutecada En contraste con lo anterior el sector eleacutectrico reduce significativamente su consumo y participacioacuten al final de la presente deacutecada debido a la reduccioacuten de las restricciones eleacutectricas una vez esteacute en operacioacuten la liacutenea de transmisioacuten Cerromatoso - Chinuacute ndash Copey A escala regional no se preveacuten grandes cambios en la participacioacuten de las regiones en el consumo nacional de gas natural Es notable el aumento del consumo en la regioacuten noreste en razoacuten de la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de la Refineriacutea de Barrancabermeja en la presente deacutecada tal como se registra en la Graacutefica 5-36
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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6 Balance de gas natural
61 Balance de oferta y demanda Luego de considerar las alternativas de suministro de gas natural estimadas para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo con las cuales se atenderaacute la demanda futura se contrastaron con los distintos escenarios de demanda estimados por UPME tal como se describen en el capiacutetulo 5 Se efectuaron los correspondientes balances con una resolucioacuten mensual a fin de establecer con detalle los periodos en los cuales podriacutean presentarse superaacutevit o deacuteficits de gas natural a nivel nacional
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total14
Fuente UPME
Son diversas las hipoacutetesis que se pueden presentar en razoacuten a la falta de certeza respecto a los perfiles de produccioacuten de los distintos campos y de que efectivamente el consumo futuro se comporte como las previsiones definidas por ello el anaacutelisis sobrepasa el escenario considerado por la regulacioacuten para efectos de definir el mecanismo de comercializacioacuten en el mercado primario el cual corresponde al de oferta baja o declaracioacuten de produccioacuten y el bajo de demanda Cabe decir que mediante la teacutecnica de escenarios y con el propoacutesito de buscar una amplia gama de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y
14 Oferta baja produccioacuten de reservas probadas Oferta media produccioacuten de reservas probadas probables y posibles Oferta alta produccioacuten de reservas probadas probables y posibles maacutes 400 MPCD de gas importado (planta de regasificacioacuten de Cartagena que entrariacutea en operacioacuten a maacutes tardar en enero de 2016)
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Demanda Baja Demanda Base Demanda Alta
113
largo plazo se consideraron escenarios alternativos de oferta y demanda y en virtud de los observaciones realizadas el periacuteodo que se observa criacutetico o de crisis es eventualmente el del proacuteximo quinquenio - en tanto se espera incorporar nuevas reservas despueacutes de 2015- y ello uacutenicamente en caso de que las hipoacutetesis de oferta interna no llegaran a cumplirse y las de demanda fuesen las correspondientes a los escenarios maacutes exigentes Aun asiacute es posible que se produzca durante el lapso 2014-2016 alguna escasez de suministro de presentarse bajo aporte hidraacuteulico que obligue un mayor uso de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural Seguacuten los anaacutelisis efectuados se presentan tres casos tipificados respecto al balance oferta y demanda de gas Escenario no criacutetico La oferta nacional cubre el 100 de la demanda en el corto plazo (oferta baja - demanda baja) lo que supone que no se requiere la entrada de la planta de regasificacioacuten y se mantiene la produccioacuten de los campos seguacuten lo planificado por cada uno de los productores En tal caso no existe deacuteficit y el plazo para incorporar nuevas reservas es prolongado ya que la oferta interna alcanzariacutea a cubrir la demanda proyectada hasta 2020 y los nuevos desarrollos (escenario base de incorporacioacuten de reservas presentado en el capiacutetulo 5) le dariacutean holgura hasta maacutes allaacute del antildeo 2025 con posibilidad de incrementar los voluacutemenes de exportacioacuten viacutea tecnologiacutea de licuefaccioacuten A partir de alliacute es necesario que se incremente la oferta interna pero el horizonte de tiempo y los programas de exploracioacuten seguacuten las perspectivas de la ANH tendriacutean mayor probabilidad de cumplirse En este escenario la oferta nacional podriacutea cubrir el 100 de la demanda proyectada Escenario criacutetico En este caso se analizan las mejores perspectivas de cada campo y se incluye la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD ya en marcha para atender las inflexibilidades que genera el sector eleacutectrico ocasionadas por la necesidad de generacioacuten de seguridad o fuera de meacuterito (oferta alta ndash demanda alta) Como se observa en la graacutefica 6-1 el escenario alto de demanda presenta un maacuteximo en el 2018 de cerca de 1650 MPCD y un posible desequilibrio durante praacutecticamente todo ese antildeo el cual seriacutea necesario resolver pagando el costo correspondiente de disponer tanto del gas como la electricidad requerida por la demanda Escenario realista En esta tercera opcioacuten se consideroacute una oferta con alto grado de incertidumbre acerca de la prospectiva de los campos o de otro tipo de limitaciones como el desarrollo de las reservas probables y posibles que podriacutean restringir la oferta nacional de gas natural pero complementada con los voluacutemenes de gas importado que aportariacutea la planta de regasificacioacuten y por el lado de la demanda se consideroacute el escenario medio (declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y demanda media) En este caso se requeririacutea de un sistema complementario de oferta a partir del antildeo 2021 para garantizar el abastecimiento nacional de gas Como se puede apreciar los tres escenarios plantean soluciones disiacutemiles para fortalecer el abastecimiento razoacuten por la cual se hace necesario evaluar el conjunto de alternativas de abastecimiento disponibles sus costos aproximados sus ventajas y desventajas y los riesgos que cada opcioacuten ofrece Seguacuten los resultados del escenario normativo en enero de 2018 se cruzariacutea la oferta de gas natural baja con el escenario de demanda bajo dando sentildeales de alerta En tanto las
114
demandas proyectadas no incluyen las exportaciones a Venezuela esta holgura a corto plazo podriacutea indicar posibilidades de continuar exportando siempre y cuando el mercado de Venezuela requiera de ese gas y los escenarios de oferta logren concretarse Sin embargo en caso que el escenario de oferta llegara a ser el bajo las crisis se presentariacutean desde 2017 para el escenario medio de demanda y en diciembre de 2015 para el caso de demanda alta Pero en caso de continuar exportando a Venezuela y frente a un escenario alto de demanda los problemas se presentariacutean auacuten en el caso de los escenarios de oferta maacutes favorables Fenoacutemenos como El Nintildeo hacen que se piense en alternativas de tipo teacutermico para generacioacuten de electricidad de modo que se pueda suplir el recurso hiacutedrico cuando ocurren estas condiciones climaacuteticas que reducen los caudales de los riacuteos La demanda de gas del sector termoeleacutectrico en estos casos podriacutea afectar draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Adicionalmente se tiene el mercado industrial en donde la demanda de gas presenta un considerable elemento aleatorio lo que genera incertidumbres en los modelos de prediccioacuten El comportamiento de la oferta o la demanda de gas estaacute sujeto a importantes indeterminaciones lo cual implica desviaciones considerables en los paraacutemetros que surgen de un modelo determiniacutestico Este resultado se puede ver tanto en la demanda como en la oferta y por tanto se debe optar por medir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de modo que el anaacutelisis del comportamiento del gas pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros El enfoque probabiliacutestico considera para cada variable incierta y relevante una distribucioacuten de probabilidades de ocurrencia Ello implica considerar los paraacutemetros de oferta y demanda de cada escenario como incierto y determinar bajo un grado de probabilidad cuaacutel seriacutea la magnitud del balance oferta-demanda en un periacuteodo determinado Aun cuando la gama de resultados puede resultar amplia el enfoque permite una discusioacuten abierta de la problemaacutetica de forma tal de contribuir a la seleccioacuten de la opcioacuten maacutes conveniente
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda Teniendo en cuenta las incertidumbres que se presenta tanto en la oferta como la demanda se requiere una caracterizacioacuten apropiada de cada una de estas variables al igual que se debe tener en cuenta las limitaciones de capacidad de gasoductos lo que puede ocasionar un incremento de los voluacutemenes de gas no suministrado ademaacutes de la simple diferencia entre oferta y demanda replanteando el dimensionamiento de posibles esquemas complementarios de suministro (importacioacuten viacutea gasoducto o planta de regasificacioacuten) En tal sentido se realizoacute un anaacutelisis estocaacutestico del comportamiento de la demanda y la oferta de gas cuyo resultado es la determinacioacuten de densidades de probabilidad de cada una de las variables partiendo de las series originales suministradas por CONCENTRA complementadas con informacioacuten de los agentes Adicionalmente los fenoacutemenos de oferta y demanda se consideraron independientes pues no existe correlacioacuten evidente entre los sectores que consumen el gas natural y las reservas
115
existentes y finalmente el objetivo central es determinar el grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales La porcioacuten estocaacutestica del plan indicativo de abastecimiento de gas natural se presenta a continuacioacuten primero se explican los desarrollos teoacutericos para la caracterizacioacuten de la demanda de gas natural y se presenta como resultado las funciones de probabilidad de dicha demanda Segundo se realiza un desarrollo paralelo para la oferta de gas natural En tercer lugar se contrasta la demanda y la oferta para determinar el valor esperado del deacuteficit o superaacutevit 621 Marco teoacuterico de la demanda de gas Para el anaacutelisis estocaacutestico de la demanda de gas se partioacute de la hipoacutetesis de que cada serie (cada uno de los escenarios propuestos) pueden descomponerse en su parte determiniacutestica y estocaacutestica las cuales pueden ser detectadas y separadas mediante un anaacutelisis espectral El procedimiento utilizado consistioacute en detectar la posible presencia de ruido blanco gaussiano medir su varianza y asiacute determinar la funcioacuten de probabilidad a la que corresponde Para la determinacioacuten del ruido se efectuoacute el anaacutelisis espectral de Fourier en el que a la sentildeal de demanda se le toma la FFT (Transformada raacutepida de Fourier) Esto es si se tiene una serie de demanda dada por xn eacutesta se puede descomponer en componentes complejas Xk relacionadas por la siguiente ecuacioacuten
1
0
2exp
N
n
nk nkN
jxX
(6-1)
En la ecuacioacuten (1) N representa la longitud de la serie De la misma forma se puede recuperar la sentildeal original conociendo sus componentes espectrales mediante la siguiente relacioacuten
1
0
2exp
1 N
k
kn nkN
jX
Nx
(6-2)
De estas dos ecuaciones se deben resaltar las siguientes propiedades Las componentes espectrales Xk son esencialmente complejas
Si la serie xn presenta ruido blanco esta dejaraacute una firma consistente en una
distribucioacuten circular alrededor del origen del plano complejo en el dominio de las Xk
Debido a que las fuertes oscilaciones pueden afectar el reconocimiento de dicha firma soacutelo se decidioacute trabajar con el escenario medio de demanda por las siguientes consideraciones
116
Todos los escenarios estaacuten afectados bajo el mismo tipo de ruido
Los escenarios bajo y alto presentan picos debido al comportamiento de la demanda
en el sector eleacutectrico Dichos cambios afectan el reconocimiento de la firma de ruido
El escenario medio es el maacutes confiable para determinar el nivel de ruido de la sentildeal
de demanda
Para el anaacutelisis espectral se tomoacute la serie correspondiente al escenario medio y sus resultados se muestran en la Graacutefica 6-2 Cada componente Xk se ha ubicado en el plano complejo tomando su parte real e imaginaria como sus coordenadas
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo
Fuente UPME
El procedimiento que se utilizoacute fue el de tomar la desviacioacuten estaacutendar de las componentes
espectrales de la siguiente forma
07230exp
2
2
r
X k
(6-3)
Donde r representa la desviacioacuten estaacutendar de los coeficientes espectrales y corresponde al valor de 1041 MPCD r fue calculado como
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Firma de ruido
Componente de sentildeal
kX
117
(6-4)
La cual representa una desviacioacuten estaacutendar de una serie compleja Debido al gran valor de
este fue omitido en el caacutelculo Los valores que se encuentran por debajo del umbral de (6-3) corresponden a distancias que se encuentran a 147 veces la desviacioacuten estaacutendar Lo anterior significa que es soacutelo 723 creiacuteble que dichas componentes configuren el ruido En la Graacutefica 6-3 se muestra coacutemo opera dicho procedimiento de filtraje
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido
Fuente UPME
Los iacutendices de frecuencia (k) que configuran la sentildeal son entonces reducidos y corresponden cerca del 10 de toda la muestra de coeficientes Estos iacutendices son (3119) (2120) (5117) (4118) (7115) y (21101) 622 Resultados de la demanda Se realizoacute el proceso de reconstruccioacuten de la sentildeal mediante la ecuacioacuten (6-2) utilizando solo las componentes asociadas a la sentildeal Posteriormente se tomoacute la diferencia entre la sentildeal reconstruida y la sentildeal original y se comparoacute con la correspondiente a ruido blanco gaussiano observaacutendose una alta concordancia excepto en el antildeo 2018 (intervalo de meses de 60 a 80 diciembre de 2017 a agosto de 2019) donde se preveacute un aumento de la demanda que se aleja del comportamiento normal
1
1
21
11
1
2
1 N
k
N
m
mk XN
XN
r
0X
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Componente de sentildeal
Componente de ruido
118
En la Graacutefica 6-4 se comparan la serie original (escenario medio de demanda) y la serie sin ruido recuperada mediante el proceso de filtrado mostrado en la ecuacioacuten (6-3) La diferencia es la sentildeal de ruido que le aporta la incertidumbre a la demanda
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma
Fuente UPME
Para construir la densidad de probabilidad se siguioacute el meacutetodo de Monte-Carlo en donde a la serie original bien sea de escenario bajo medio o alto se le agrega un ruido blanco con media nula y con la desviacioacuten estaacutendar calculada con en el procedimiento anteriormente descrito El mismo tipo de ruido fue utilizado en todos los escenarios pues las hipoacutetesis que hacen diferentes a cada uno de eacutestos son de naturaleza determiniacutestica y no corresponden al componente de ruido observado en las series A continuacioacuten se presentan los histogramas correspondientes para cada tipo de escenario Se observa que a partir de 1000 simulaciones los histogramas comienzan a presentar convergencia de modo que se tiene alta certidumbre sobre las probabilidades calculadas En las siguientes graacuteficas (Graacutefica 6-5 Graacutefica 6-6 y Graacutefica 6-7) se presentan las funciones de probabilidad de los escenarios bajo medio y alto de demanda de gas
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Serie Original Serie sin ruido
119
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda
Fuente UPME
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda
Fuente UPME
120
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda
Fuente UPME
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda Se desarrolloacute un procedimiento estocaacutestico para determinar la distribucioacuten de probabilidad de la demanda de gas natural basado en la deteccioacuten del ruido presente en la serie de demanda estimada El proceso de extraccioacuten de ruido blanco consistioacute en un anaacutelisis de sus componentes espectrales utilizando la transformada discreta de Fourier Se extrajo la componente de sentildeal combinando los coeficientes de Fourier que tiene elevada magnitud y por tanto no son probablemente ruido mediante un procedimiento de verosimilitud Al comparar la sentildeal generada por el resto de coeficientes se observa gran concordancia con una sentildeal correspondiente a ruido blanco gaussiano que presenta bajos coeficientes de correlacioacuten ante rezagos de la misma Finalmente se realizoacute un procedimiento de generacioacuten de ruido aleatorio con la varianza obtenida de los coeficientes de ruido y se adelantaron simulaciones de Monte-Carlo para generar histogramas que permitieron estimar la funcioacuten de densidad de probabilidad de cada uno de los escenarios de demanda Por no contar con la probabilidad de ocurrencia de cada escenario los resultados se presentan por separado 624 Marco teoacuterico de la oferta de gas En el caso de la oferta a diferencia de la demanda no se tiene un comportamiento de ruido blanco sino que los escenarios de oferta son definidos en funcioacuten del tipo de reservas las cuales son definidas a nivel internacional y la ANH acogioacute tales conceptos
121
De esta forma se analizan tres escenarios de oferta construidos a partir de los diferentes tipos de reservas 1 reservas probadas 2 reservas probadas y probables y 3 reservas probadas probables y posibles Una hipoacutetesis que se debe agregar al modelo de oferta es la relacionada con disponibilidades de cada uno de los tipos de reservas (probadas probables y posibles) que son independientes entre siacute pues cada uno de estos recursos considerados son diferentes Dicho en otras palabras la disponibilidad de las reservas probadas es independiente de la disponibilidad de las reservas probables y posibles a su vez la disponibilidad de las reservas probables es independiente de la disponibilidad de las reservas posibles Por otra parte seguacuten estaacutendares internacionales y criterios adoptados por la ANH como se mencionoacute anteriormente se tiene que
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten baja con una probabilidad del
90 Esta probabilidad se ha denominado PB
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten media con una probabilidad del
50 Esta probabilidad se designoacute PM
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten alta con una probabilidad del
10 Esta probabilidad corresponde a PA
En la graacutefica 6-8 se puede apreciar la oferta por tipo de reserva donde se indica que el perfil de produccioacuten asociada a las reservas probadas supera ampliamente el perfil de produccioacuten de los otros dos tipos de reservas
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas
Fuente ANH y UPME
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
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3
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-14
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-1
4
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-1
5
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15
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-1
5
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-1
6
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-1
6
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-1
7
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-1
7
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-1
8
jun
-1
8
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8
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-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Reservas probadas Reservas probables + posibles
122
Partiendo de las siguientes convenciones se estimoacute la probabilidad de cada uno de los escenarios propuestos
iR Se dispone de la reserva i
iR No se dispone de la reserva i
1i Reservas probadas
2i Reservas probables
3i Reservas posibles
iS Sentildeal de oferta por reserva i
En primera instancia dado que la oferta por las reservas probadas (R1) corresponde a la estimacioacuten baja en otras palabras a los niveles de produccioacuten declarados por los operadores de los campos y que permitiraacuten abastecer la demanda la probabilidad que esta ocurra seguacuten los estaacutendares adoptados seriacutea
90)( 1 BPRP (6-5)
En el caso de la estimacioacuten media (reservas probadas y probables) el escenario entonces estaacute constituido por
50)()()( 32132121 MPRRRPRRRPRRP (6-6)
En el caso del escenario de estimacioacuten alta (reservas probadas probables y posibles) solo se iguala cuando se dispone de los tres tipos de recursos De esta forma se obtiene
10)( 321 APRRRP (6-7)
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural La tabla 6-1 corresponde a una ldquotabla de verdadrdquo (tabla de posibilidades) que muestra los escenarios posibles de oferta cada uno con su probabilidad y su correspondiente sentildeal de oferta Es necesario recordar como se mencionoacute con anterioridad que reservas de tipos diferentes son independientes entre siacute
Escenario Probabilidad Sentildeal de oferta
321 RRRAP )(3 ts
321 RRRAM PP )(2 ts
123
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas
Dado que
119875119860 = 01 119875119872 = 05 (6-8)
119875119861 = 09 Las probabilidades de la tabla de verdad son
Escenario Probabilidad
01
04
008
032
0011111
0044444
00088889
0035556
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas Cumpliendo criterios ANH
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
0
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1 )()()( 213 tststs
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11 )(1 ts
321 RRRB
AB
P
PP )1( )()( 13 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 1)1( )()( 12 tsts
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1)1( )()( 23 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11)1(
124
Con la informacioacuten previa se calcularon los histogramas correspondientes a la funcioacuten de oferta en donde a partir de la probabilidad correspondiente se genera una sentildeal de oferta completa correspondiente a la columna 3 de la Tabla 6-1
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural
Fuente UPME
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta A diferencia de la demanda la oferta no sigue una sentildeal estocaacutestica sino determiniacutestica pero al tener incertidumbres sobre la disponibilidad de los distintos tipos de reservas de gas natural la oferta adquiere una naturaleza estocaacutestica De esta forma tres tipos de escenarios han sido incluidos en el anaacutelisis dependiendo de la disponibilidad de las mismas y se ha generado una densidad de probabilidad incondicional gracias a los estaacutendares de probabilidad empleados por expertos internacionales y que la ANH acoge
63 Marco teoacuterico del balance Al realizar el balance de oferta y demanda se determinan los excedentes o deacuteficits que se presentaran a futuro como consecuencia del crecimiento de la demanda y de la loacutegica declinacioacuten de la produccioacuten interna situacioacuten que puede complicarse si existen limitaciones en la infraestructura de transporte como lo muestra en la siguiente ecuacioacuten
125
ji
jiijji LDSPE
)( (6-9)
La funcioacuten Lij corresponde al desabastecimiento generado por limitaciones de capacidad de infraestructura de transporte lo que lleva a considerar alternativas de expansioacuten de la misma Sin embargo en este primer anaacutelisis se muestra el razonamiento estocaacutestico del superaacutevit (oferta menos demanda) sin tener en cuenta las limitaciones de transporte 631 Resultados del balance Partiendo de la ecuacioacuten 6-9 se realizaron los caacutelculos cuyos resultados presentan los valores esperados del balance (Graacutefica 6-10) teniendo en cuenta el uacutenico escenario estocaacutestico de oferta y los tres escenarios de demanda (alto medio y bajo) Es necesario sentildealar que a la oferta nacional contenida en la Graacutefica 6-8 se le adicionaron 400 MPCD provenientes de una planta de regasificacioacuten localizada en Cartagena de acuerdo con lo definido recientemente para las generaciones de electricidad de seguridad fuera de meacuterito A la oferta de este gas natural importado se le asignoacute una probabilidad del 100 teniendo en cuenta que el proyecto ya fue aprobado
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda
Fuente UPME
Sin embargo cabe anotar que como todo proyecto su ejecucioacuten es susceptible de presentar inconvenientes y que ya en operacioacuten tambieacuten pueden ocurrir otro tipo de
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Esc bajo Esc medio Esc alto
126
factores (comerciales contractuales o normativos) que podriacutean afectar la disponibilidad real de este gas Los resultados indican que solo con el escenario de demanda alta se podriacutean presentar deacuteficits en el corto plazo lo cual sugiere un periodo criacutetico por el margen de maniobra para tomar acciones correctivas Adicionalmente la oferta nacional y la planta de regasificacioacuten permitiriacutean asegurar el abastecimiento aproximadamente hasta el antildeo 2021 en caso que la demanda de gas del paiacutes se comporte seguacuten lo previsto en los escenarios medio y bajo En caso de ocurrir un escenario alto de demanda la seguridad del abastecimiento estariacutea en riesgo desde el antildeo 2014 En este anaacutelisis igualmente se comparoacute el escenario estocaacutestico (oferta estocaacutestica y escenario estocaacutestico medio de demanda) con 9 escenarios determiniacutesticos correspondientes a la combinatoria de todos los escenarios de oferta y demanda presentados en la Graacutefica 6-11 Esto es
Bajo de demanda y bajo de oferta
Bajo de demanda y medio de oferta
Bajo de demanda y alto de oferta
Medio de demanda y bajo de oferta
Medio de demanda y medio de oferta
Medio de demanda y alto de oferta
Alto de demanda y bajo de oferta
Alto de demanda y medio de oferta
Alto de demanda y alto de oferta
Medio demanda y oferta estocaacutestica (maacutes planta de regasificacioacuten)
La Graacutefica 6-11 muestra el resultados de todos los escenarios considerados deduciendo que de no contar con la planta de regasificacioacuten auacuten en caso que la demanda se comporte seguacuten lo proyectado para el escenario bajo la seguridad del abastecimiento se perderiacutea a partir del antildeo 2018 y en el peor de los casos para un escenario de demanda alto esto podriacutea suceder a partir de 2015 En este orden de ideas la recomendacioacuten concreta seriacutea que con el fin de asegurar el abastecimiento de gas natural en el paiacutes y previendo escenarios de demanda alta lo maacutes favorable es contar con la planta de regasificacioacuten en Cartagena lo maacutes pronto posible Ademaacutes al introducir una fuente adicional de suministro no solo se solucionariacutean posibles problemas de desabastecimiento futuros sino que se aumentariacutea la confiabilidad del sistema en general ya que en la actualidad la oferta depende principalmente de la produccioacuten de los campos de Guajira y Cusiana-Cupiagua
127
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances
Fuente UPME Las estadiacutesticas estaacuten en valor esperado
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance El anaacutelisis estocaacutestico presenta superaacutevit y deacuteficit en los tres escenarios de demanda cada uno a su vez con comportamiento estocaacutestico El procedimiento seguido en el caso de la demanda fue el de extraer su ruido basado en un anaacutelisis espectral y en el de oferta se basoacute en unir los escenarios de reservas probadas probables y posibles de acuerdo a las probabilidades establecidas por la ANH para la oferta Adicionalmente se incluyoacute con una certidumbre de 100 la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD (a partir de enero de 2016) Sobre la base del conjunto de escenarios considerados existe una fuerte incertidumbre respecto tanto a la oferta futura de gas como a los niveles de demanda Estos han sido cuantificados a traveacutes de combinatorias de escenarios los que indican bajo queacute supuestos podriacutea producirse un deacuteficit de gas y de queacute magnitud seriacutea el mismo tal como lo presenta la Graacutefica 6-11 La introduccioacuten de escenarios criacuteticos medios frente a escenarios que incorporan potenciales de produccioacuten mayor muestran resultados diferentes respecto a la magnitud de las crisis de desabastecimiento y su posible ocurrencia en el tiempo De todos modos salvo en los casos maacutes favorables surgen deacuteficit del orden de 200 MPCD en los escenarios no criacuteticos desde 2020 y del orden de 500 MPCD promedios a partir de 2022 en los escenarios criacuteticos
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Superaacutevit Dem medio Of bajo Superaacutevit Dem bajo Of bajoSuperaacutevit Dem alto Of bajo Superaacutevit Dem medio Of medioSuperaacutevit Dem bajo Of medio Superaacutevit Dem alto Of medioSuperaacutevit Dem medio Of alto Superaacutevit Dem bajo Of altoSuperaacutevit Dem alto Of alto Superaacutevit Estocaacutestico
128
Considerando los resultados obtenidos con el valor esperado del desabastecimiento presentado en la misma Graacutefica 6-11 el escenario estocaacutestico de oferta comparado con el escenario medio de demanda se tiene un deacuteficit a partir del antildeo 2021 A los fines de este trabajo de planificacioacuten indicativa y considerando la informacioacuten disponible se estima ademaacutes de la planta de regasificacioacuten contenida en los anaacutelisis de oferta que se requiere un esquema suplementario adicional del orden de 200 MPCD que cubra los deacuteficit presentados entre 2021 y 2023 bajo las condiciones de los escenarios ensayados
129
7 Confiabilidad Un aspecto importante a considerar dentro del plan de abastecimiento de gas es la confiabilidad del sistema de transporte Debido a que el sistema es radial es probable que se presenten fallas ocasionando que el sistema no sea capaz de suministrar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse desatendiendo demanda en ciertos nodos la cual se puede presentar ya sea por dantildeos o entrada en mantenimiento de alguno de sus componentes (compresores ductos etc) o por incremento repentino de la demanda que supere la capacidad del sistema Para efectos del presente documento la confiabilidad seraacute analizada en funcioacuten de la probabilidad de encontrar cada elemento del sistema de transporte fuera de servicio y el desabastecimiento que pueda ocasionar dichas interrupciones pues parte de la problemaacutetica de abastecimiento estaacute asociado a cuestiones de confiabilidad Dicho en otras palabras las imperfecciones que pueda tener el sistema de gas natural repercuten en demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento lo cual debe ser minimizado Por supuesto existen otros factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten Para ello se evaluoacute la influencia de la confiabilidad del sistema de transporte en el desabastecimiento de gas buscando esencialmente medir su impacto y estimar el costo del mismo con el fin de proponer medidas correctivas oacuteptimas que impliquen bien sea un aumento de la capacidad de suministro transporte o almacenamiento u otro tipo de alternativas que coadyuven a disminuir tales fallas Al realizar un diagnoacutestico al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural se identifican las siguientes vulnerabilidades
Sistema radial
Poca capacidad disponible primaria en los principales gasoductos
Alta concentracioacuten del suministro
Inestabilidad del terreno (zonas de riesgo geoloacutegico)
El sistema nacional de transporte de gas se caracteriza por la creciente saturacioacuten configuracioacuten radial (no mallada) inflexibilidad (sin tolerancia sin almacenamiento) y vulnerabilidad Superar estos problemas implica rehabilitar renovar expandir sanear y mantener integralmente esta infraestructura En el caso de sistemas radiales las fallas en los componentes de la red troncal necesariamente provocaraacuten dificultades de abastecimiento cuya gravedad dependeraacute del tiempo de duracioacuten y del tiempo de reparacioacuten de la misma Ahora bien el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten tergiversada y a decisiones que pueden implicar una sobreinversioacuten La confiabilidad del sistema de transporte de gas natural depende de la historia de interrupciones sufridas por los elementos de la red debido principalmente a eventos de dos tipos el primero de fuerza mayor que corresponde a fallas que no se tienen previstas y
130
que por tanto no se ha hecho un planeamiento de la misma y el segundo considerado como eventos planeados donde las fallas han sido programadas debido a que se tienen que realizar trabajos diversos en la red asociados principalmente a mantenimiento El siguiente anaacutelisis pretende estimar la confiabilidad del actual sistema de transporte y del proyectado el cual estaraacute determinado por nuevos hallazgos o fuentes de suministro adicionales o por ampliaciones de la infraestructura de transporte en el horizonte de estudio Para el caacutelculo de la confiabilidad se requirioacute de la determinacioacuten de iacutendices probabiliacutesticas de fallas en el sistema a partir de informacioacuten histoacuterica de las mismas sus causas y del tiempo de duracioacuten de cada una de ellas A continuacioacuten se describe la metodologiacutea empleada para la estimacioacuten de la confiabilidad Partiendo de la tasa reportada de fallas se buscoacute ajustar los periodos de funcionamiento (instantes donde el sistema no presenta fallas) a procesos estocaacutesticos de Bernoulli y Poisson En el proceso de Bernoulli la probabilidad de ocurrencia de r fallas en n unidades de tiempo depende de la resolucioacuten (antildeos meses diacuteas) y viene dada por la siguiente ecuacioacuten
rnr
n pprnr
nrP
)1(
)(
)(
(7-1)
Donde p representa la probabilidad de tener una falla en dicho periodo Para tal efecto se determinoacute la tasa de falla obtenida con los valores histoacutericos de las estadiacutesticas disponibles De la ecuacioacuten (7-1) puede deducirse la probabilidad de tener n unidades de tiempo en donde se caracteriza la distribucioacuten del servicio es decir antes de la ocurrencia de la primera falla la cual viene dada por
1
)1(
n
n ppQ (7-2)
Asiacute de las series de reporte de interrupciones se obtiene la distribucioacuten de n Una forma de determinarla es por ajuste de momentos en donde coincide la media y la varianza de n y la media viene dada por la siguiente relacioacuten
p
nE1
)(
(7-3) La varianza por su parte se estima mediante la siguiente foacutermula
2
1)(
p
pnVar
(7-4) Mediante el proceso de Poisson (enfoque continuo maacutes realista donde n tiende a infinito) se calculoacute la desviacioacuten estaacutendar de los periodos de continuidad del servicio Conociendo
131
la tasa promedio de fallas por mes ( ) la probabilidad de falla en el mes se determina con
la siguiente ecuacioacuten
eP 1 (7-5)
Para calcular la probabilidad de que un elemento del sistema bien sea un ducto o una estacioacuten esteacuten fuera de servicio se utilizoacute una cadena de Markov de dos estados de manera que la probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio estaacute dada por
TOTAL
OFF
OFFT
T
TE
TEP
)(1
)(
(7-6)
Donde
OFFP es la probabilidad de encontrar un elemento fuera de servicio
es la tasa de fallas
)(TE es el tiempo esperado de las reparaciones
OFFT Tiempo de la serie que el tubo estaacute fuera de servicio
TOTALT Tiempo total de la serie
Usualmente 1)( TE (es decir el tiempo de servicio el tiempo entre fallas es mucho
mayor al tiempo fuera de servicio) por lo que las probabilidades de estar fuera de servicio son usualmente bajas Seguacuten los datos histoacutericos utilizados los eventos de fuerza mayor se ajustan a un proceso de Poisson tal como se presenta en la Graacutefica 7-1 Por tanto al aplicar la ecuacioacuten (7-5) resulta que la probabilidad de falla de todo el sistema de transporte (por eventos de fuerza mayor) durante un mes es del 60 Lo anterior dado que todo el sistema tiene una tasa de fallas por eventos de fuerza mayor de 091 al mes Para el caso de los eventos programados no se obtiene una relacioacuten de un proceso de Poisson natural La distribucioacuten se debe maacutes a que determinado nuacutemero de eventos se programan en los diferentes meses tenieacutendose un proceso que cuenta con un nuacutemero predeterminado de interrupciones dado y que cada nuacutemero de interrupciones tiene asociada una funcioacuten de probabilidad El proceso de eventos programados se muestra a continuacioacuten en la Graacutefica 7-2 y su probabilidad de falla es del 85 al aplicar la ecuacioacuten (7-5) Claro estaacute que el proceso no debe considerarse completamente de Poisson porque se trata de eventos programados que no siguen una distribucioacuten sin memoria como el de Poisson y por eso el comportamiento anoacutemalo mostrado en la misma graacutefica No obstante el intervalo de confianza es bastante amplio Esto se debe a la reducida cantidad de informacioacuten (3 antildeos) lo cual no es suficiente para garantizar un valor exacto de la probabilidad de falla A pesar de ello es la mejor estimacioacuten de la que se puede disponer
132
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor
Fuente UPME
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados
Fuente UPME
En la Graacutefica 7-3 se muestra el intervalo de confianza del 95 de los datos (dos desviaciones estaacutendar) para cada uno de los tipos de eventos Los intervalos de confianza
0
005
01
015
02
025
03
035
04
045
0 1 2 3 4
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
0
005
01
015
02
025
03
035
04
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
133
pueden verse para los eventos de fuerza mayor y en la Graacutefica 7-4 para los eventos planeados
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Adicionalmente y de acuerdo con el reporte de eventos se determinoacute el impacto de las interrupciones en el sistema de transporte La metodologiacutea seguida consistioacute en determinar
-01
0
01
02
03
04
05
06
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
-01
0
01
02
03
04
05
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
134
las probabilidades de falla de acuerdo con las tasas de interrupciones que se mostraban en cada elemento de la red de gasoductos y se tomoacute tambieacuten el tiempo que duroacute fuera de servicio cada elemento que se encontraba asociado al evento Se consideroacute que la probabilidad de falla asociada a un elemento (troncal ramal o city gate) es independiente de la probabilidad de los otros elementos Asiacute mismo se tomoacute la tasa de fallas histoacuterica reportada Para mayor entendimiento la Graacutefica 7-5 presenta la red de elementos y nodos incluidos en el anaacutelisis
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis
Fuente UPME
Asiacute mismo en las siguientes tablas (Tabla 7-1 Tabla 7-2 Tabla 7-3 y Tabla 7-4) y en la Graacutefica 7-6 se registran las probabilidades obtenidas
135
711 Eventos de fuerza mayor
7111 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-1 comprende las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos de fuerza mayor los distintos elementos que conforman el sistema de transporte de gas colombiano
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 008571429 000917918 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 008571429 000917918 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 008571429 000917918 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 0 0 665
Sebastopol-Medelliacuten 0 0 424
Sebastopol-Vasconia 0 0 1194
La Belleza-Vasconia 0 0 2404
Vasconia-Mariquita 0 0 883
Mariquita-Manizales 02 00249998 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 008571429 001313937 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 00135402 638
Tuluaacute-Cali 011428571 00135402 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 001428571 000018575 13
Gualanday-Purificacioacuten 002857143 000062568 14
Purificacioacuten-Aipe 004285714 000106073 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 011428571 000841213 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 0 0 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 02 000877757 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 02 000877757 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 0 0 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 008571429 000692378 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
136
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Santa Marta-Barranquilla 002857143 000061852 3859
Barranquilla-Cartagena 001428571 000013361 1105
Cartagena-Sincelejo 001428571 000040083 34
Sincelejo-Monteriacutea 007142857 000071889 252 Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio
Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos que presentan mayor probabilidad de encontrarse fuera de servicio por eventos de fuerza mayor son Mariquita ndash Manizales (2) Cartago ndash Armenia (1) Cartago ndash Tuluaacute (1) y Tuluaacute ndash Cali (1) Sin embargo el impacto de las interrupciones dependeraacute no solo de estas probabilidades sino del flujo o voluacutemenes de gas que son transportados a traveacutes de cada tramo Bajo este criterio los tramos donde el desabastecimiento por fallas de fuerza mayor podriacutea llegar a ser maacutes criacutetico seriacutean Miraflores-Tunja Tunja-Villa de Leyva y La Belleza-Zipaquiraacute 7112 Probabilidades de falla resultantes de los nodos de demanda En la Tabla 7-2 se registran las probabilidades de encontrar no atendido cada nodo de demanda debido a la ocurrencia de eventos de fuerza mayor
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 000168575 75
Zipaquiraacute 000841213 194
137
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Bogotaacute 000841213 1216
Santana 0 02
Puente Nacional 0 06
Villa de Leyva 0 02
Tunja 77046E-05 46
Sogamoso 77046E-05 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000692378 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 8264E-08 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 000071889 252
Pereira 00249998 87
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte Fuente UPME
Como puede observarse el nodo que tiene mayor probabilidad de encontrarse no atendido es el de Pereira con una probabilidad del 25 Sin embargo Bogotaacute con una probabilidad del 08 es el nodo que puede presentar el caso maacutes criacutetico teniendo en cuenta la magnitud de su demanda 712 Eventos planeados 7121 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-3 incluye el caacutelculo de las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos planeados cada elemento del sistema del transporte
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 028571429 002504693 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 028571429 002504693 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 028571429 002504693 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 005714286 000359768 665
Sebastopol-Medelliacuten 001428571 78211E-05 424
Sebastopol-Vasconia 001428571 000039105 1194
La Belleza-Vasconia 002857143 000130025 2404
Vasconia-Mariquita 017142857 001490888 883
138
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Mariquita-Manizales 014285714 000457375 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 004285714 000132313 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 000207258 638
Tuluaacute-Cali 011428571 000207258 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 01 000253207 13
Gualanday-Purificacioacuten 018571429 00020628 14
Purificacioacuten-Aipe 01 000214101 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 004285714 000212146 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 005714286 000387142 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 021428571 001255475 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 021428571 001255475 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 007142857 000140779 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 001428571 000093853 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
Santa Marta-Barranquilla 0 0 3859
Barranquilla-Cartagena 0 0 1105
Cartagena-Sincelejo 0 0 34
Sincelejo-Monteriacutea 0 0 252
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos con mayor probabilidad de estar fuera de servicio por eventos programados (mantenimientos etc) son Guajira-Intercor (25) Curumaniacute-La Mata (25) San Alberto-Barrancabermeja (25) Vasconia-Mariquita (15) Tunja-Villa de Leyva (15) y Miraflores-Tunja (15) Sin embargo teniendo en cuenta el flujo que transportan los maacutes criacuteticos seriacutean Tunja-Villa de Leyva y Miraflores-Tunja 7122 Probabilidades de falla de los nodos La Tabla 7-4 presenta las probabilidades de encontrar no atendidos los diferentes nodos del sistema debido a fallas programadas
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
139
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 00041994 75
Zipaquiraacute 000215556 194
Bogotaacute 000601864 1216
Santana 34173E-05 02
Puente Nacional 34173E-05 06
Villa de Leyva 34173E-05 02
Tunja 00001746 46
Sogamoso 00001746 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000093853 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 0 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 0 252
Pereira 000461159 87
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados Fuente UPME
Como puede observarse en la tabla anterior los nodos con mayor probabilidad de encontrarse desatendidos por eventos planeados son Popayaacuten Cali Tuluaacute Bogotaacute y Armenia El maacutes criacutetico teniendo en cuenta su demanda seriacutea Bogotaacute
140
Los anaacutelisis de la confiabilidad del sistema en funcioacuten de las probabilidades de encontrar fuera de servicio cada uno de sus elementos se presentan en la Graacutefica 7-6 y se determinoacute como el flujo de gas transportado por cada tramo por su probabilidad de encontrarlo fuera de servicio De esta forma se logra identificar mejor los tramos maacutes vulnerables teniendo en cuenta no solo la probabilidad de ocurrencia y duracioacuten de las fallas en dicho tramo sino tambieacuten el impacto que puede ocasionar dicha falla en teacuterminos de demanda no atendida
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas
Fuente UPME
En este orden de ideas los tramos maacutes criacuteticos15 o de menor confiabilidad seriacutean Miraflores-Tunja y Tunja-Villa de Leyva seguidos por Mariquita-Manizales
15 Para el volumen transportado actualmente
141
Adicionalmente a las probabilidades se calcularon los valores esperados de desabastecimiento (para el escenario medio de demanda y bajo de oferta o declaracioacuten de produccioacuten) en caso de continuar con el actual sistema de transporte hasta diciembre de 2023 Si bien al comienzo no se tiene un desabastecimiento significativo con la configuracioacuten actual al final se puede ver un aumento considerable en el desabastecimiento debido no soacutelo a fallas de los elementos sino a las limitaciones de capacidad tanto de infraestructura como de produccioacuten
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del sistema de gasoductos
Fuente UPME
Desde del antildeo 2019 la influencia en el desabastecimiento de las limitaciones de oferta es notablemente mayor cambiando el problema de confiabilidad (desabastecimiento por fallas
0
100
200
300
400
500
600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Desabastecimiento sin fallas
Desabastecimiento con eventos de Fza mayor
0
02
04
06
08
1
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
d
e d
eman
da
Desabastecimiento porcentual (Fza Mayor) Desabastecimiento porcentual (Planeados)
142
del sistema) a un problema principalmente de abastecimiento (necesidad de nuevas fuentes de suministro de gas) En la Graacutefica 7-7 se muestran dichos resultados En la parte superior de la Graacutefica 7-7 la curva ldquoidealrdquo corresponde al desabastecimiento que se tendriacutea en caso de no tener fallas en el sistema es decir debido al solo crecimiento de la demanda y las limitaciones que se pueden presentar en capacidad de transporte y suministro Lo anterior para el escenario de oferta soacutelo a partir de reservas probadas (declaracioacuten de produccioacuten sin planta de regasificacioacuten) y asumiendo un comportamiento de la demanda seguacuten el escenario medio propuesto Junto con la curva ldquoidealrdquo se grafican tambieacuten el desabastecimiento esperado teniendo en cuenta tanto las fallas por eventos de fuerza mayor como las fallas por eventos planeados en transporte Lo cual indica que es necesario disponer de un suministro adicional para equilibrar la oferta y la demanda desde el antildeo 2016 asiacute como de la correspondiente expansioacuten de la infraestructura de transporte En la parte inferior de la graacutefica el desabastecimiento por fallas programadas puede llegar a ser de maacuteximo el 15 de la demanda durante los primeros antildeos mientras que por eventos de fuerza mayor este podriacutea ser cercano al 125 Es decir que las fallas programadas generan mayor impacto en el desabastecimiento que los eventos de fuerza mayor Luego de determinar las limitaciones en el abastecimiento de gas natural debidas a fallas del sistema de transporte e insolvencia de suministro dada la incertidumbre respecto de los perfiles de produccioacuten de los distintos campos a continuacioacuten se proponen acciones encaminadas a reducir este desabastecimiento tanto resolviendo las limitaciones de la capacidad de transporte y suministro como aumentando la confiabilidad del sistema 713 Ampliacioacuten de suministro Como primera accioacuten se debe solucionar el problema de suministro el cual se resuelve parcialmente con la construccioacuten de la planta de regasificacioacuten que se localizaraacute en la Costa Atlaacutentica y que se estima en una capacidad de suministro de 400 MPCD No obstante es necesario robustecer el sistema de suministro colombiano preferiblemente con autoabastecimiento total a mediano y plazo para lo cual se debe continuar con una poliacutetica agresiva exploratoria particularmente en el offshore y la buacutesqueda de los recursos no convencionales Otra opcioacuten es la importacioacuten de gas desde Venezuela la cual depende de que se concreten los proyectos para la extraccioacuten de las reservas de gas natural localizados en el Lago de Maracaibo las cuales ubican a ese paiacutes dentro de los principales poseedores del recurso a nivel mundial Por tanto es una opcioacuten con cierto grado de incertidumbre que resta seguridad en la firmeza del suministro En teacuterminos generales son al menos tres las opciones con que se cuenta para incrementar la disponibilidad de gas natural y que apuntan a indicar que la alternativa maacutes robusta claramente es la de lograr el autoabastecimiento Sin embargo de no contarse con el recurso interno la decisioacuten debe apuntar a la opcioacuten que garantice la diversificacioacuten de la oferta con firmeza de suministro
143
7131 Requerimientos de expansioacuten del sistema de transporte de gas natural Una vez se disponga de la oferta adicional la dificultad a resolver seraacuten las expansiones que requeriraacute el sistema de transporte de gas con el fin de garantizar la atencioacuten de toda la demanda Establecidos los deacuteficits o desabastecimientos ocasionados uacutenicamente por limitaciones en la capacidad del sistema de transporte las expansiones requeridas seriacutean las siguientes
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Guajira-Intercor 600 400
Intercor-Hato Nuevo 600 400
Hatonuevo-Valledupar 600 400
Valledupar-Curumani 600 400
Curumani-La Mata 400 400
La Mata-San Alberto 400 400
San Alberto-Barrancabermeja 400 400
Barrancabermeja-Bucaramanga 001 008
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medellin
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia 6052
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tulua
Tulua-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday 087 160
Gualanday-Purificacioacuten 704 50
Purificacioacuten-Aipe 20
Aipe-Neiva 20
La Belleza-Zipaquiraacute 230 450
Zipaquiraacute-Bogotaacute 500 350
Puente Nacional-La Belleza 280
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional 280
Tunja-Villa de Leyva 280
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja 400
Yopal-Miraflores 500
Yopal-Barranca de Upiacutea 200 150
Barranca de Upiacutea-Restrepo 150 100
Restrepo-Villavicencio 150 100
144
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Villavicencio-Usme 150 100
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se estima que en septiembre de 2016 se tendraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1182 MW la cual deberaacute generarse en las plantas teacutermicas maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicaraacute durante las horas pico una demanda adicional de gas natural de 70 MPCh superior al promedio diario (asymp145 MPCD) Para abastecer la demanda extra de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Transportar excedentes de produccioacuten disponibles de los campos de La Guajira por
una magnitud maacutexima de 32 MPCD
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo con capacidad no menor a
70 MPCD
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
En el antildeo 2017 en el mes de septiembre se tendriacutea la mayor importacioacuten de gas natural al paiacutes lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 58 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Por otra parte se tendriacutea una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1275 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 43 MPCh superior al promedio diario (asymp177 MPCD) Para suministrar el gas natural requerido por el excedente de demanda durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 101
MPCD (58 MPCD promedio + 43 MPCD durante las horas pico)
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
145
Durante el antildeo 2018 en el mismo mes de septiembre se tendraacute nuevamente un nuevo pico de demanda lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 192 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Asimismo se presentaraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1823 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla y considerando que su capacidad no es suficiente desde otros de menor eficiencia en Barranquilla y Cartagena La operacioacuten a plena carga durante las horas pico de toda la capacidad de generacioacuten ubicada en Barranquilla (1519 MW Tebsa Flores I Flores IV Barranquilla 3 y Barranquilla 4) corresponde a un consumo de gas natural de 269 MPCh lo cual implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 65 MPCh superior al promedio diario (asymp204 MPCD) Para abastecer tal extra de demanda de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 257
MPCD (192 MPCD promedio + 65 MPCD durante las horas pico)
Generar maacutes electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en
Cartagena
Cabe anotar que las ampliaciones de capacidad propuestas anteriormente responden a las necesidades que tendriacutea el paiacutes en caso que la demanda de todos los sectores (eleacutectrico industrial comercial residencial y refinacioacuten) se comportara seguacuten lo previsto para el escenario medio Se destaca que la demanda estimada del sector eleacutectrico (capiacutetulo 535) presenta incertidumbre por cuanto su comportamiento estaacute supeditado a variables tanto de tipo climaacutetico como comerciales Realizadas las ampliaciones del sistema de transporte e incluyendo el suministro adicional aportado por la planta de regasificacioacuten localizada en la Costa Atlaacutentica el desabastecimiento observado en la Graacutefica 7-7 se reduce considerablemente como se
presenta en la Graacutefica 7-8 No obstante al final del periodo a partir del antildeo 2021 el desabastecimiento aumenta nuevamente indicando la necesidad de incluir una nueva fuente de suministro o ampliar la capacidad de existente a esa fecha como ya se mencionoacute Al solucionar las limitaciones por capacidad de suministro y transporte se observa sin embargo un remanente de desabastecimiento de aproximadamente 50 MPCD (antes del antildeo 2021) que corresponde al asociado a las fallas que pueden presentarse el sistema de transporte ya sea por eventos programados o de fuerza mayor Este desabastecimiento remanente puede ser reducido mediante obras adicionales encaminadas a aumentar la confiabilidad del sistema
146
Sin embargo se precisa que el incremento sostenido de desabastecimiento desde el antildeo 2021 exige otro tipo de solucioacuten o alternativa de abastecimiento que garanticen el suministro de gas natural en largo plazo
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se debe anotar que en la actualidad la expansioacuten del sistema de transporte de gas natural se efectuacutea viacutea contratos es decir que las ampliaciones solo pueden ejecutarse siempre y cuando el incremento de la demanda a transportar esteacute efectivamente respaldado mediante los respectivos contratos Por tanto las expansiones del sistema de transporte solo se realizan con la demanda comercial y el agente no estaacute obligado a garantizar el servicio de transporte a ninguacuten usuario con el cual no tenga una relacioacuten contractual Lo anterior en razoacuten a que la metodologiacutea de remuneracioacuten considera la capacidad no utilizada como un costo hundido restriccioacuten generada en aras a garantizar inversiones eficientes En este orden de ideas el esquema no goza de la facilidad para solventar limitaciones de cualquier origen (eventos programados o fallas de fuerza mayor o picos de demanda del sector eleacutectrico en periodos de sequiacutea) los cuales pueden resultar auacuten maacutes criacuteticos debido al esquema radial del sistema colombiano Este hecho genera una facultad discrecional del transportador con respecto a la realizacioacuten de las expansiones posponiendo o incluso dejando de realizar ampliaciones requeridas Pero tambieacuten se adolece de un esquema que remunere aquellas inversiones destinadas a proveer confiabilidad al sistema y en consecuencia los agentes no tienen incentivos a
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MP
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
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mitigar las limitaciones generadas por las fallas y en consecuencia siempre se estaraacute a merced de racionamientos cuando ocurra alguacuten tipo de falla No obstante lo anterior y para efectos de este trabajo se proponen algunas acciones tendientes al mejoramiento de la confiabilidad del sistema que permitan garantizar la atencioacuten del servicio puacuteblico domiciliario y darle la maacutexima continuidad posible asiacute como la seguridad de personas y procesos 7132 Acciones para mejorar la confiabilidad del sistema Para aumentar la confiabilidad del sistema se proponen y analizan dos alternativas una mediante la inclusioacuten de gasoductos redundantes (tramos adicionales que utilizan derecho de viacutea distinto al actualmente en operacioacuten) y otra mediante la instalacioacuten de plantas de peak shaving en el city gate de algunos centros urbanos que permitiraacuten atender la mayor cantidad de hogares cuando se presenten fallas temporales de la infraestructura La primera alternativa que consiste en adicionar gasoductos redundantes o viacuteas alternas que permitiraacute superar fallas en los gasoductos principales (ocasionadas por distintos factores internos o externos de la operacioacuten o incluso por desastres naturales) proporcionaraacute continuidad de suministro para parte del sistema o bien para un aacuterea con demanda importante Esta alternativa supone la misma capacidad de la red expandida en cada uno de los tramos propuestos Se proponen estos gasoductos redundantes en los tramos que presentan mayor probabilidad de estar fuera de servicio y que a su vez transportan mayor volumen de gas (ver Graacutefica 7-6) En la Tabla 7-6 se presentan los tramos propuesto para estas inversiones en confiabilidad
Tramo
Palomino ndash La Mami Sincelejo - Cartagena Guajira-Intercor Curumaniacute-La Mata
San Alberto-Barrancabermeja
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
La Belleza-Zipaquiraacute
Tunja-Villa de Leyva
Miraflores-Tunja
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad Se asume que estos nuevos ductos en cada uno de sus tramos tendraacute la misma probabilidad de estar fuera de servicio que la de los gasoductos originales es decir se consideran independientes el uno del otro por lo que se asume que se unen los mismos puntos por trayectorias distintas De esta forma se reduciriacutea a p2 la probabilidad de encontrar fuera de servicio cada elemento El resultado se presenta en la Graacutefica 7-9
148
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes
Fuente UPME
Los gasoductos redundantes muestran disminucioacuten del desabastecimiento debido a mejoramiento de la confiabilidad del sistema El anaacutelisis sentildeala que el desabastecimiento en el antildeo 2023 seriacutea aproximadamente de 67 MPCD (inferior a los 104 MPCD que se tendriacutean en caso de no realizar inversiones en confiabilidad) Como se observa en la graacutefica anterior auacuten con esta alternativa a partir del antildeo 2021 se presenta nuevamente desabastecimiento debido a insuficiencia de suministro por lo que se hace necesario disponer de una alternativa adicional de oferta La segunda alternativa consistioacute en incluir el montaje de plantas de ldquopeak shavingrdquo en ciertos puntos estrateacutegicos del sistema de gas natural los cuales fueron definidos seguacuten lo dispuesto en la Tabla 7-7 cuyas capacidades se determinaron calculando el maacuteximo desabastecimiento que podriacutea presentarse en dichos centros de consumo por fallas programadas o eventos de fuerza mayor asiacute
Localizacioacuten Planta de peak shaving
Capacidad (MPCD disponibles durante 7 diacuteas)
Cali 853
Bogotaacute 124 Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving
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MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones Con mejoras en confiabilidad
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Las plantas ldquopeak shavingrdquo son sistemas de almacenamiento a pequentildea escala que se utilizan para regular las variaciones intensas de la demanda provocada por los picos que pueden ocurrir durante unos pocos diacuteas al antildeo Estas plantas requieren normalmente de altos flujos y manejan presiones entre media y alta Su principal diferencia con las plantas de GNL de base es que ademaacutes de su capacidad de almacenamiento y vaporizacioacuten (en lo que son relativamente similares a las plantas de base) poseen la capacidad de vaporizar el gas natural antes de ser inyectado a la red de transporte o distribucioacuten Sin embargo la tasa de licuefaccioacuten en estas plantas es de una velocidad considerablemente lenta en relacioacuten con las plantas de licuefaccioacuten a gran escala lo cual hace que la capacidad anual de estas plantas sea necesariamente muy baja y que solo puedan utilizarse unos pocos diacuteas al antildeo
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving
Fuente UPME
La ejecucioacuten simultaacutenea de las dos alternativas propuestas aunque una va dirigida a sistema de transporte y la segunda al de suministro disminuye el valor esperado del desabastecimiento tal como se aprecia en la Graacutefica 7-11 En este caso el desabastecimiento alcanza cotas cercanas a los 5 MPCD a nivel nacional situacioacuten que puede remediarse con manejos operacionales y empaquetamiento en algunos gasoductos con lo cual el nivel general de deacuteficit es miacutenimo En teacuterminos generales la implementacioacuten de plantas de peak shaving y gasoductos redundantes permiten satisfacer los requerimientos para reducir al maacuteximo la probabilidad
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CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Con peak shaving
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de desatender la demanda por fallas en los proacuteximos 10 antildeos no obstante es necesario evaluar los costos de estas soluciones a fin de encontrar una solucioacuten viable que siga criterios de miacutenimo costo Sin embargo como se observa en la Graacutefica 7-11 desde el antildeo 2021 la situacioacuten se torna criacutetica pues se convierte en un asunto esencial de abastecimiento que requiere soluciones estructurales para garantizar la disponibilidad de gas natural
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad
Gasoductos redundantes y plantas peak shaving
Fuente UPME
Adicional al anaacutelisis del escenario medio presentado anteriormente se realizoacute una evaluacioacuten del peor escenario posible para analizar los efectos en el comportamiento del sistema A continuacioacuten se presenta los resultados y la magnitud del desabastecimiento frente a este escenario (falla maacutes significativa del sistema N-1) Los nodos que alcanzaron aumentar la confiabilidad con alguna de las acciones propuestas no fueron considerados dentro del conjunto de elementos que fallan Se resalta que en este caso no se toma la ponderacioacuten por probabilidad (valor esperado) sino que se toma el valor del mayor desabastecimiento Bajo esta situacioacuten criacutetica pero remota auacuten con planta de regasificacioacuten ampliaciones en la capacidad del sistema de transporte gasoductos redundantes para aumentar la confiabilidad y plantas de peak shaving el desabastecimiento se comportariacutea tal como se muestra en la Graacutefica 7-12 y en la Graacutefica 7-13
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
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En la primera grafica (Graacutefica 7-12) se muestran los efectos del desabastecimiento considerando de manera independiente las dos alternativas para aumentar la confiabilidad (gasoductos redundantes y peak shaving) En esta ocasioacuten debido a la fragilidad del sistema de transporte por causa del modelo radial el peor caso resulta severo y al final del horizonte de anaacutelisis el desabastecimiento podriacutea superar los 450 MPCD cuando solo se dispone de gasoductos redundantes Ahora bien si solo se considera plantas peak shaving el desabastecimiento se puede reducir a 200 MPCD al final del periodo de anaacutelisis con lo cual esta uacuteltima opcioacuten ofrece mayor garantiacutea de abastecimiento en el peor escenario
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos redundantes
Sin embargo en caso de implementar las dos alternativas simultaacuteneamente los resultados obtenidos muestran que en algunos periodos (2016 a 2018 y 2019 a 2020) cuando la falla es cercana a los centros de consumo el desabastecimiento se reduce praacutecticamente a cero tal como se presenta en la Graacutefica 7-13 En caso de que las fallas ocurran lejos de las ciudades gracias a los gasoductos redundantes se podriacutea llevar mayores voluacutemenes de gas a los centros donde se localizan las plantas disminuyendo su aporte en teacuterminos de confiabilidad Este fenoacutemeno es generado por la no transitividad del sistema Asiacute la magnitud del desabastecimiento se aproxima a los 300 MPCD al final del horizonte de anaacutelisis (2023) informacioacuten que se presenta en la Graacutefica 7-13
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Peak shaving
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Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos
redundantes
En el capiacutetulo siguiente (Anaacutelisis Financiero) se complementaraacuten estos resultados teniendo en cuenta los respectivos costos de inversioacuten y los beneficios logrados en cada alternativa en teacuterminos de reduccioacuten del desabastecimiento y por ende reduccioacuten del costo asociado a este racionamiento 7133 Otras actuaciones para mejorar la confiabilidad del sistema de transporte Aun cuando la probabilidad de falla del sistema de transporte de gas natural colombiano ha sido histoacutericamente bajo el impacto causado es importante como se veraacute en el proacuteximo capiacutetulo Todo ello por razoacuten de la fragilidad del sistema que se genera por tratarse de un esquema radial que al final del diacutea es incapaz de garantizar la continuidad del servicio cuando ocurre una falla pese a la posibilidad de empaquetar al gas por tratarse de un fluido compresible Proponer un esquema robusto como enmallar la red de transporte significa grandes inversiones de difiacutecil retorno en el corto plazo que no permite cumplir con el criterio de eficiencia econoacutemica pero que reducen el impacto de una falla de manera considerable la cual tienen mayor certeza de ocurrencia en el largo plazo Implementar esquemas de red enmallados permitiriacutea reducir el impacto que las fallas de la red de transporte tienen en el abastecimiento reduciendo su deacuteficit por confiabilidad de manera considerable La financiacioacuten de la implementacioacuten de dichos esquemas debe proceder de los beneficiarios principales Lo anterior con base en lo definido por el Decreto 2100 de 2011 donde la CREG puede incluir un activo de confiabilidad e incluirlo en los cargos regulados
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
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8 Anaacutelisis Financiero En este capiacutetulo se realiza el anaacutelisis financiero donde se estiman y comparan los costos de inversioacuten de la infraestructura tanto para ampliar la capacidad de transporte del sistema como para aumentar su confiabilidad seguacuten lo propuesto en el capiacutetulo anterior La obtencioacuten de estos paraacutemetros siguioacute la siguiente loacutegica
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema Para determinar las inversiones en gasoductos nuevos se utilizoacute el costo unitario de gasoductos comparables o de gasoductos que fueron construidos con anterioridad siguiendo el mismo trazado topograacutefico Se tomoacute como referencia la metodologiacutea empleada para los caacutelculos del costo unitario (indicados normalmente utilizado que relaciona precio total con la longitud del ducto y su diaacutemetro) la cual contempla el siguiente procedimiento bull Seleccionar un gasoducto de referencia que tenga paraacutemetros comparables o que haya
sido construido siguiendo el mismo trazado topograacutefico del nuevo gasoducto bull Registrar el monto de la inversioacuten fecha base y especificaciones teacutecnicas del
gasoducto de referencia bull Calcular el costo unitario del gasoducto de referencia en USDm-pulg para la fecha
base bull Actualizar el costo unitario del gasoducto en cada antildeo transcurrido a partir de la fecha
base de acuerdo con la variacioacuten anual del PPI de USA serie ID WPSSOP3200 mediante la siguiente foacutermula
)0(
)1()0()(
PPI
tPPICtC (8-1)
Antildeo para el cual se calcula el costo unitario del gasoducto
Es el precio unitario correspondiente al antildeo t
Precio unitario para la fecha base
PPI promedio para el mes de diciembre del antildeo t-1
PPI promedio para el mes de diciembre de la fecha base
Luego se ajustoacute el costo unitario anterior teniendo en cuenta el incremento que ha tenido el precio del acero en los uacuteltimos antildeos considerando que en general el costo del acero tiene una participacioacuten del 35 dentro del costo total de construccioacuten de un gasoducto Con el objeto de lograr una mejor aproximacioacuten a los costos de construccioacuten de sistemas de compresioacuten se evaluoacute la Resolucioacuten CREG 011 de 2003 y se efectuaron consultas con expertos del sector de gas natural de lo cual se establecioacute que el costo oscila alrededor de los 2986 USDHP
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte Sobre la base de los supuestos considerados con el propoacutesito de buscar la mejor opcioacuten de abastecimiento para el paiacutes se realizaron los anaacutelisis financieros Cabe sentildealar que el incremento de capacidad de transporte se puede alcanzar ya sea adicionando tramos de gasoducto o por aumento en la capacidad de compresioacuten
154
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos Teniendo en consideracioacuten la Tabla 7-5 (propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte) para asegurar el suministro de gas en el paiacutes el sistema requiere de un aumento de la capacidad de transporte en las cantidades y fechas propuestas Las expansiones se pueden efectuar mediante nuevos gasoductos o loops con diaacutemetros que van desde unas cuantas pulgadas hasta cerca de las 14 pulgadas y que utilizan el mismo derecho de viacutea que los gasoductos originales La Tabla 8-1 comprende la necesidad de expansioacuten por tramo la cual es definida en teacuterminos de requerimiento en diaacutemetro (resultado de las simulaciones adelantadas) advirtiendo que en aquellos tramos donde se presenta maacutes de una condicioacuten de ampliacioacuten significa que en longitudes distintas del mismo tramo se requiere maacutes de un loop
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
Guajira-Intercor 777
Intercor-Hato Nuevo 985 843
Hato Nuevo-Valledupar 982 840
Valledupar-Curumaniacute 982 840
982 840
Curumaniacute-La Mata 840 840
La Mata-San Alberto 840 840
San Alberto-Barrancabermeja 840 840
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
202 615
201 615
202 615
202 615
202 615
202 615
202 615
203 615
202 615
203 615
203 615
Gualanday-Purificacioacuten 1013 889
1013 889
155
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
1012 889
Purificacioacuten-Aipe 628
628
Aipe-Neiva 313
La Belleza-Zipaquiraacute
845 1094
963 1245
962 1245
962 1245
962 1245
Zipaquiraacute-Bogotaacute
1300 1134
1300 1134
1300 1134
1300 1134
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
1048 939
1048 937
1048 939
1049 939
1049 939
Barranca de Upiacutea-Restrepo
786 673
786 673
786 673
786 673
Restrepo-Villavicencio 786 673
Villavicencio-Usme
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo
El detalle (longitudes y mapa topoloacutegico) de la ampliacioacuten con loops se puede consultar en el Anexo 3 El flujo de inversiones para incremento de capacidad de transporte requerida se presenta en la Tabla 8-2 caacutelculos que consideran una tasa de descuento 15 anual Los resultados
156
sentildealan que el valor presente netos de la inversiones programadas en loops para los proacuteximos 10 antildeos alcanzariacutea cerca de los 1153 MUS$
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo loops MUS$
1040 0 3498 0 4812 4932 5939 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 115324
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 822 Costo incremento de capacidad compresores y loops Aunque se exploroacute la alternativa de expansioacuten de capacidad uacutenicamente con sistemas de compresioacuten esta no fue viable porque en algunos tramos se superaba las especificaciones teacutecnicas que limitaban las cantidades de flujo requeridas razoacuten por la cual se debioacute utilizar de manera conjunta loops y sistemas de compresioacuten A continuacioacuten se presenta en la Tabla 8-3 los resultados de los caacutelculos correspondientes a esta alternativa de expansioacuten
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Guajira-Intercor 78
Intercor-Hato Nuevo
10783 HP98 84
Hato Nuevo-Valledupar 98 84
Valledupar-Curumaniacute 98 84
98 84
Curumaniacute-La Mata 84 84
La Mata-San Alberto 84 84
San Alberto-Barrancabermeja 84 84
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
84 HP
1134 HP
2519 HP
5418 HP
736 HP
3855 HP
923 HP
4970 HP
Aipe-Neiva
157
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
La Belleza-Zipaquiraacute
9576 HP
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
591 HP
Barranca de Upiacutea-Restrepo
665 HP
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
49
1194 HP 49
370 HP49
49
49
49
49
49
49
49
4146 HP 49
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops
El detalle de esta alternativa de ampliacioacuten se muestra en el mapa del Anexo 4 Los flujos de inversioacuten aproximados para la ampliacioacuten de capacidad mediante loops y compresores se presentan en la Tabla 8-4
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo compresores y loops
MUS$ 148 0 159 0 1377 5209 4788 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 57661
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops
158
Los resultados sentildealan que la alternativa de expansioacuten viacutea solo loops es maacutes costosa frente a la que combina sistemas de compresioacuten y loops en 50 equivalente a MUS$ 576 por lo cual la segunda alternativa resulta maacutes atractiva para resolver los problemas de desabastecimiento debidos al crecimiento de la demanda
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema Como se expuso en el capiacutetulo anterior la confiabilidad del sistema de transporte de gas colombiano podriacutea aumentarse con la adicioacuten de loops redundantes yo a traveacutes de plantas de peak shaving alternativas que reducen el grado de desabastecimiento por causa de fallas de distinta iacutendole A continuacioacuten se presenta la evaluacioacuten financiera realizada para determinar las necesidades de inversioacuten en cada una de las alternativas planteadas 831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes Para la alternativa de gasoductos redundantes en los segmentos contenidos en la Tabla 7-6 (ver mapa en el Anexo 5) la inversioacuten se estima en cerca de 9027 MUS$ y la reduccioacuten del desabastecimiento estariacutea dada antildeo a antildeo con las siguientes consideraciones
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
148 184 218 290 353 317 411 417 359
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 198 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1155 1412 1573 2108 2502 2188 2939 2926 2520
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 11832 MUS$
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes Asumiendo un costo de racionamiento para el usuario equivalente a la diferencia entre el precio del gas natural y del sustituto maacutes cercano (GLP) esta reduccioacuten de desabastecimiento podriacutea ser tambieacuten entendida como un ahorro de este costo Asiacute para el caso de gasoductos redundantes el ahorro en este costo de racionamiento a valor presente seriacutea de aproximadamente 11832 MUS$ Dado que este ahorro es mayor que la inversioacuten (9027 MUS$) se podriacutea concluir que esta opcioacuten desde el punto de vista econoacutemico podriacutea resultar viable En este caso la diferencia beneficio ndash costo seriacutea 2805 MUS$ 832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving Las inversiones correspondientes a la segunda alternativa plantas de peak shaving son presentadas en la Tabla 8-6 (ver mapa en el Anexo 6) y los resultados obtenidos sentildealan
159
una inversioacuten aproximada de 102 MUS$16 y el ahorro en costos de racionamiento (por la reduccioacuten esperada del desabastecimiento) seriacutea del orden de 9417 MUS$ asiacute
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
134 191 177 201 234 194 223 406 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$ 2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1052 1460 1281 1461 1658 1344 1594 2849 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 9417 MUS$
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving Frente a esta amplia diferencia (8397 MUS$) entre el ahorro en costos de racionamiento (9417 MUS$) y la inversioacuten en confiabilidad (102 MUS$) se podriacutea concluir que la alternativa de plantas de peak shaving seriacutea la maacutes aconsejable Al implementar simultaacuteneamente las dos alternativas propuestas resultados que son presentados en la Tabla 8-7 (ver mapa en el Anexo 7) se obtiene un mayor ahorro en el costo de racionamiento (13529 MUS$) pero la diferencia entre este beneficio alcanzado y la inversioacuten requerida (10047 MUS$) no seriacutea tan significativa (3483 MUS$) como en el caso de instalar uacutenicamente las plantas de peak shaving
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
176 243 250 327 394 355 453 462 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 1084
Precio GLP US$
2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1377 1857 1808 2379 2792 2451 3238 3244 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 13529 MUS$
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving
16 Lo equivalente a dos plantas (una en Bogotaacute y otra en Cali) de 51 MUS$ cada una
160
La Graacutefica 8-1 compara la diferencia entre el beneficio (ahorro en costos de racionamiento) y el costo (respectivas inversiones) de las diferentes alternativas analizadas para aumentar la confiabilidad De esta graacutefica se concluye que la mejor alternativa seriacutea la de instalar plantas de peak shaving por cuanto logra un mayor beneficio a menor costo
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Loops redundantes Plantas de peak shaving Loops + peak shaving
MU
S$
Beneficio (reduccioacuten costo de racionamiento) MUS$ Inversioacuten en confiabilidad MUS$
161
9 Conclusiones y Recomendaciones Como resultado de los anaacutelisis y estimaciones contenidas en este ejercicio de planificacioacuten indicativa para el abastecimiento de gas se tiene
91 Conclusiones
Considerando el escenario de oferta de declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y el escenario de demanda media el paiacutes estaacute en la capacidad de asegurar el suministro de gas por lo menos hasta el antildeo 2021 momento en el cual de no darse nuevos descubrimientos o nuevos desarrollos que aumenten el potencial de produccioacuten nacional seraacute necesario ampliar nuevamente la capacidad de suministro de gas natural importado
La planta de regasificacioacuten de Cartagena con capacidad de 400 MPCD disponible a partir del antildeo 2016 le permitiraacute al paiacutes asegurar el suministro de gas natural frente a los escenarios bajo y medio de demanda durante el periodo de anaacutelisis (2013-2022) La planta de regasificacioacuten ademaacutes de brindar seguridad al abastecimiento le proporciona tambieacuten mayor garantiacutea de suministro al sistema por cuanto diversifica las fuentes de suministro del paiacutes La planta de regasificacioacuten y la nueva regulacioacuten vigente posiblemente dinamizaraacuten el mercado de gas natural en el paiacutes
Dependiendo de la evolucioacuten de la demanda en los proacuteximos antildeos y de darse el escenario de escasez en la incorporacioacuten de reservas se debe analizar la conveniencia de una posible planta de regasificacioacuten en el Paciacutefico lo cual brindariacutea mayor seguridad al abastecimiento aportando mayor confiabilidad al sistema y oportunidad de mayor flujo comercial con los mercados suramericanos y asiaacuteticos
Los escenarios de oferta de gas natural no consideran el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano plazo debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de estos recursos asiacute como la receta teacutecnica para su extraccioacuten Tampoco se dispone de normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento
Contando con las fuentes de suministro de gas suficientes para abastecer la demanda interna en caso de ocurrir el escenario medio se requiere efectuar ampliaciones de la capacidad de transporte del sistema con el fin de asegurar la atencioacuten de demanda seguacuten los lineamientos teacutecnicos definidos en el primer capiacutetulo
Si existe una oferta suficiente de gas natural es de esperar que el mecanismo de comercializacioacuten de los proacuteximos antildeos continuacutee siendo la negociacioacuten directa y que por efectos del gas importado los precios suban Esto a su vez podraacute servir de incentivo a la actividad de exploracioacuten y produccioacuten y dado que los precios de los sustitutos son auacuten maacutes elevados un aumento en el precio del gas posiblemente no impacte significativamente la demanda
162
En el evento en que surjan nuevas fuentes internas de produccioacuten en cantidades importantes y dependiendo de su ubicacioacuten y viabilidad de conexioacuten al SNT se podraacute optar por el acondicionamiento de la infraestructura de regasificacioacuten en licuefaccioacuten con lo cual el paiacutes podraacute convertirse en un hub energeacutetico aprovechando la posicioacuten espacial en el continente Suramericano
En cuanto a las inversiones en confiabilidad es necesario analizar y definir responsables para su ejecucioacuten y alternativas de financiacioacuten Dado que la opcioacuten de plantas de peak shaving si bien reducen el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema su impacto solo beneficiariacutea a los usuarios ubicados en el centro de consumo donde estariacutean ubicadas las plantas En este orden de ideas habriacutea que analizar la posibilidad de remunerar las plantas de peak shaving mediante alguacuten esquema aplicable soacutelo a los usuarios beneficiados En todo caso la regulacioacuten deberaacute dar las sentildeales apropiadas para facilitar la ejecucioacuten de dichas inversiones
Para que el Criterio de Confiabilidad tenga un sentido econoacutemico y teacutecnico es necesario definir los estaacutendares de continuidad del servicio que estaacuten asociados a las interrupciones programadas y no programadas de todos los segmentos de la cadena haciendo la clara diferenciacioacuten con el concepto de abastecimiento
El enfriamiento de gas natural es una alternativa de aumento de capacidad de transporte en caso de requerimientos menores que generalmente ocurren cuando el crecimiento de la demanda es constante constituyendo una alternativa de corto plazo no tan costosa como lo implica un loop Por tanto para zonas con crecimiento de demanda no tan significativos (o si se planea utilizar sustitutos para reducir la demanda) la expansioacuten por enfriamiento puede considerarse una buena opcioacuten a largo plazo
El esquema actual de remuneracioacuten de la actividad de transporte de gas natural en teacuterminos de eficiencia no da las sentildeales suficientes para que la expansioacuten de la capacidad de transporte se realice tambieacuten en funcioacuten de asegurar el suministro auacuten en situaciones criacuteticas de demandas maacuteximas puntuales Para la definicioacuten de la nueva metodologiacutea tarifaria seriacutea aconsejable revisar este aspecto
92 Recomendaciones
La planta de regasificacioacuten se plantea como una alternativa de abastecimiento de la demanda de gas en general y no de manera exclusiva para la demanda del sector eleacutectrico En este caso la regulacioacuten deberaacute prever y facilitar la comercializacioacuten de este gas importado para atender tambieacuten la demanda de otros sectores de consumo
Se recomienda aumentar la capacidad del sistema de transporte mediante la instalacioacuten de compresores y algunos loops seguacuten lo planteado en el Anexo 4 por ser eacutesta la opcioacuten maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico pues se trata de dos alternativas que no son excluyentes
Adicional a las obras propuestas anteriormente y con el fin de aumentar la confiabilidad se recomienda la instalacioacuten de una planta de peak shaving en Bogotaacute y otra en Cali
163
(con una inversioacuten estimada de 102 MUS$) Esta medida permitiraacute reducir el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema de transporte y beneficiar asiacute a los usuarios de gas natural con una reduccioacuten de sus costos de racionamiento en aproximadamente 9417 MUS$ (para el periodo 2014 a 2022) Esta alternativa resultoacute maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico que la opcioacuten de instalar gasoductos redundantes ya que para este caso se obtendriacutea la mayor diferencia beneficio-costo es decir que para un menor costo (menor inversioacuten) se obtendriacutea un mayor beneficio (mayor ahorro en costos de racionamiento)
Es necesario revisar la conveniencia de que la expansioacuten de infraestructura en el caso colombiano se establezca viacutea contratos pues este esquema no permite expansiones armoacutenicas con la oferta o dilaciones en el aumento de capacidad requerida bajo el amparo de la discrecionalidad otorgada al transportador o de insuficiencia financiera
Es importante que la demanda no teacutermica pueda acceder al gas natural importado cuando se presentan fallas de servicio programado o fortuito y cuando la oferta nacional sea insuficiente para suplir todas las necesidades en tal sentido se requiere la definicioacuten del esquema que permita que permita la disponibilidad de este suministro
El presente plan de abastecimiento recomienda adicional a las obras propuestas para ampliar la capacidad de transporte y aumentar la confiabilidad del sistema asegurar el suministro de gas diversificando las fuentes de suministro Lo anterior no soacutelo mediante plantas de regasificacioacuten sino promoviendo tambieacuten el incremento de la produccioacuten nacional de gas Para este fin una alternativa a largo plazo seraacute la de promover la produccioacuten sostenible de gas en yacimientos tanto convencionales como los no convencionales
Como soporte a la anterior recomendacioacuten se propone promover la investigacioacuten y desarrollo con miras a aumentar el conocimiento tanto de los aspectos teacutecnicos y tecnoloacutegicos de la produccioacuten de gas no convencional como lo referente al impacto ambiental esperado y los mecanismos de prevencioacuten y mitigacioacuten del mismo
Se propone la promocioacuten de una poliacutetica de abastecimiento de gas combustible integrada ndash gas natural y GLP ndash que permita aprovechar la disponibilidad de este uacuteltimo y sus ventajas competitivas en aquellos sectores de consumo y regiones del paiacutes que lo permitan para diversificar la oferta energeacutetica y aumentar la garantiacutea de suministro
Las tecnologiacuteas emergentes de GNL abren nuevas posibilidades en los sectores transporte e industria donde la diversificacioacuten de la canasta con este energeacutetico ofrece beneficios econoacutemicos y ambientales resaltaacutendose una mayor autonomiacutea de los vehiacuteculos ahorros en los costos de operacioacuten y mantenimiento en la industria y la reduccioacuten de emisiones de contaminantes
El uso de gas natural como materia prima en la industria petroquiacutemica constituye una de las actividades de mayor valor agregado para el paiacutes por su contribucioacuten a la produccioacuten de compuestos primarios indispensables para el desarrollo de la industria
164
manufacturera y que hoy en su mayoriacutea son importados en Colombia se recomienda promover la creacioacuten de complejos petroquiacutemicos que permitan el desarrollo de una nueva actividad industrial que sea competitiva para favorecer un desarrollo integral y equilibrado del paiacutes
Con el fin de optimizar los requerimientos de infraestructura de transporte de gas natural y posponer inversiones ya sea en el uso de nuevas unidades compresoras o enfriadores o loops se recomienda el desarrollo de programas regionales de uso eficiente de gas natural para todos los sectores
165
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas Tabla - Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas (US$ Constantes Dic 2013) MBTU)
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
ene-14 439 449 358 471 482 390 471 482 390 471 482 390 502 512 420 502 512 420 502 512 420
feb-14 442 453 358 475 485 390 475 485 390 475 485 390 505 516 421 505 516 421 505 516 421
mar-14 405 414 352 437 446 384 437 446 384 437 446 384 468 477 415 468 477 415 468 477 415
abr-14 377 386 345 410 418 377 410 418 377 410 418 377 440 449 408 440 449 408 440 449 408
may-14 361 370 348 394 402 380 394 402 380 394 402 380 424 433 411 424 433 411 424 433 411
jun-14 370 379 352 403 411 384 403 411 384 403 411 384 433 442 414 433 442 414 433 442 414
jul-14 381 390 350 413 422 382 413 422 382 413 422 382 444 453 413 444 453 413 444 453 413
ago-14 381 390 355 413 422 387 413 422 387 413 422 387 444 453 418 444 453 418 444 453 418
sep-14 379 388 350 411 420 382 411 420 382 411 420 382 442 451 413 442 451 413 442 451 413
oct-14 378 387 342 410 419 374 410 419 374 410 419 374 441 450 405 441 450 405 441 450 405
nov-14 388 397 340 420 429 372 420 429 372 420 429 372 451 460 402 451 460 402 451 460 402
dic-14 391 400 340 423 432 372 423 432 372 423 432 372 453 463 403 453 463 403 453 463 403
ene-15 388 396 318 421 428 350 421 428 350 421 428 350 451 459 381 451 459 381 451 459 381
feb-15 386 393 319 418 426 351 418 426 351 418 426 351 449 456 382 449 456 382 449 456 382
mar-15 373 380 312 405 412 344 405 412 344 405 412 344 436 443 375 436 443 375 436 443 375
abr-15 362 369 307 394 401 339 394 401 339 394 401 339 424 432 370 424 432 370 424 432 370
may-15 355 363 312 388 395 344 388 395 344 388 395 344 418 425 374 418 425 374 418 425 374
jun-15 370 378 318 402 410 350 402 410 350 402 410 350 433 440 381 433 440 381 433 440 381
jul-15 380 387 317 412 420 350 412 420 350 412 420 350 443 450 380 443 450 380 443 450 380
ago-15 381 389 321 414 421 353 414 421 353 414 421 353 444 452 384 444 452 384 444 452 384
sep-15 381 388 317 413 420 349 413 420 349 413 420 349 443 451 380 443 451 380 443 451 380
oct-15 388 396 310 421 428 342 421 428 342 421 428 342 451 459 373 451 459 373 451 459 373
nov-15 396 404 312 428 436 344 428 436 344 428 436 344 459 467 374 459 467 374 459 467 374
dic-15 405 413 312 437 445 344 437 445 344 437 445 344 468 476 374 468 476 374 468 476 374
ene-16 492 499 377 524 531 409 524 531 409 524 531 409 554 562 440 554 562 440 554 562 440
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Fecha
Precio en planta de generacioacuten
Termoguajira US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termoflores US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termobarranquilla US$MBTU
2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Tebsa US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termocandelaria US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Proeleacutectrica US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Cartagena US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
166
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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jun-20 657 691 512 657 691 512 657 691 512 520 554 375 673 707 528 851 885 706 851 885 706
jul-20 659 693 517 659 693 517 659 693 517 522 556 379 675 709 532 853 887 711 853 887 711
ago-20 670 706 532 670 706 532 670 706 532 533 569 395 686 721 548 864 900 726 864 900 726
sep-20 681 719 548 681 719 548 681 719 548 544 582 411 697 734 564 875 913 742 875 913 742
oct-20 664 698 527 664 698 527 664 698 527 527 561 390 679 714 543 858 892 721 858 892 721
nov-20 654 687 516 654 687 516 654 687 516 517 550 379 670 703 532 848 881 710 848 881 710
dic-20 668 703 536 668 703 536 668 703 536 531 566 399 684 719 552 862 897 730 862 897 730
ene-21 668 702 531 668 702 531 668 702 531 530 565 394 683 718 547 861 896 725 861 896 725
feb-21 700 740 571 700 740 571 700 740 571 563 603 434 716 756 587 894 934 765 894 934 765
mar-21 697 736 566 697 736 566 697 736 566 560 599 428 713 752 581 891 930 760 891 930 760
abr-21 706 747 576 706 747 576 706 747 576 569 610 439 722 763 592 900 941 770 900 941 770
may-21 692 730 556 692 730 556 692 730 556 555 593 418 708 746 571 886 924 750 886 924 750
jun-21 707 748 574 707 748 574 707 748 574 570 610 436 723 763 589 901 942 768 901 942 768
jul-21 710 750 575 710 750 575 710 750 575 573 613 438 725 766 591 904 944 769 904 944 769
ago-21 723 765 590 723 765 590 723 765 590 586 628 453 739 781 606 917 959 784 917 959 784
sep-21 736 781 606 736 781 606 736 781 606 599 643 469 752 796 622 930 975 800 930 975 800
oct-21 717 757 578 717 757 578 717 757 578 579 620 441 732 773 594 911 951 772 911 951 772
nov-21 706 745 563 706 745 563 706 745 563 569 608 426 722 760 579 900 939 757 900 939 757
dic-21 721 762 581 721 762 581 721 762 581 584 625 444 737 778 597 915 956 775 915 956 775
ene-22 717 757 573 717 757 573 717 757 573 580 620 435 733 773 588 911 951 767 911 951 767
feb-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 611 656 477 764 809 630 943 987 808 943 987 808
mar-22 743 786 606 743 786 606 743 786 606 606 649 469 759 802 621 937 980 800 937 980 800
abr-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 612 656 477 765 809 629 943 987 808 943 987 808
may-22 732 772 590 732 772 590 732 772 590 594 635 452 747 788 605 926 966 784 926 966 784
jun-22 744 786 606 744 786 606 744 786 606 607 649 469 760 802 621 938 980 800 938 980 800
jul-22 743 785 604 743 785 604 743 785 604 606 648 467 759 800 620 937 979 798 937 979 798
ago-22 754 797 618 754 797 618 754 797 618 617 659 481 770 812 634 948 991 812 948 991 812
sep-22 765 809 633 765 809 633 765 809 633 628 672 495 781 824 648 959 1003 827 959 1003 827
oct-22 743 783 602 743 783 602 743 783 602 606 645 465 759 798 618 937 977 796 937 977 796
nov-22 730 767 584 730 767 584 730 767 584 593 630 447 745 783 600 924 961 778 924 961 778
dic-22 742 781 600 742 781 600 742 781 600 605 644 463 758 796 616 936 975 794 936 975 794
ene-23 727 763 578 727 763 578 727 763 578 590 626 440 743 779 593 921 957 772 921 957 772
feb-23 759 799 619 759 799 619 759 799 619 621 661 482 774 814 635 953 993 813 953 993 813
mar-23 752 791 610 752 791 610 752 791 610 615 654 473 768 807 626 946 985 804 946 985 804
abr-23 760 800 619 760 800 619 760 800 619 623 662 482 776 815 635 954 994 813 954 994 813
may-23 744 782 597 744 782 597 744 782 597 607 644 460 760 797 613 938 976 791 938 976 791
jun-23 758 797 615 758 797 615 758 797 615 621 660 478 774 813 631 952 991 809 952 991 809
jul-23 759 798 617 759 798 617 759 798 617 622 661 480 775 814 633 953 992 811 953 992 811
ago-23 772 812 633 772 812 633 772 812 633 635 675 496 788 828 649 966 1006 827 966 1006 827
sep-23 785 827 650 785 827 650 785 827 650 648 690 513 801 843 666 979 1021 844 979 1021 844
oct-23 766 805 623 766 805 623 766 805 623 629 668 486 782 821 639 960 999 817 960 999 817
nov-23 756 793 609 756 793 609 756 793 609 619 656 472 772 809 625 950 987 803 950 987 803
dic-23 771 811 629 771 811 629 771 811 629 634 674 492 787 827 645 965 1005 823 965 1005 823
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoyopal
(Gas Florentildea)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termodorada
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoemcali
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termovalle
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termocentro
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Merieleacutetrica
(Gas Cusiana)Fecha
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termosierra
(Gas Cusiana)
167
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de regasificacioacuten de Cartagena 2016
168
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor
Intercor-Hato Nuevo
Hato Nuevo-Valledupar
Curumaniacute-La Mata
La Mata-San Alberto
San Alberto-Barrancabermeja
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
202 340 615 340
201 1797 615 1797
202 2698 615 2698
202 301 615 301
202 1456 615 1456
202 1435 615 1435
202 524 615 524
203 1276 615 1276
202 487 615 487
203 688 615 688
203 1277 615 1277
1013 748 889 748
1013 1929 889 1929
1012 1382 889 1382
Purificacioacuten-Aipe
Aipe-Neiva
845 3412 1094 3412
963 300 1245 300
962 2480 1245 2480
962 3000 1245 3000
962 1620 1245 1620
1300 146 1134 146
1300 400 1134 400
1300 991 1134 991
1300 463 1134 463
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
1048 477 939 477
1048 2473 937 2473
1048 2450 939 2450
1049 560 939 560
1049 630 939 630
786 1645 673 1645
786 1665 673 1665
786 820 673 820
786 2100 673 2100
Restrepo-Villavicencio 786 2080 673 2080
571 1400 489 1400
571 570 489 570
571 1270 489 1270
571 2860 489 2860
571 1865 489 1865
571 670 489 670
571 655 489 655
571 495 489 495
571 710 489 710
571 795 489 795
571 910 489 910
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2016 2017 2018
Villavicencio-Usme
Valledupar-Curumaniacute
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Tramo2014 2015
169
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor 777 3950Intercor-Hato Nuevo 985 3950 843 3950Hato Nuevo-Valledupar 982 8100 840 8100
982 7900 840 7900
982 8200 840 8200Curumaniacute-La Mata 840 9080 840 9080La Mata-San Alberto 840 8620 840 8620San Alberto-Barrancabermeja 840 8080 840 8080Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
628 3810
628 5097Aipe-Neiva 313 1568La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2020 2021 2022Tramo
2019
Valledupar-Curumaniacute
Purificacioacuten-Aipe
2023
170
171
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
172
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
173
174
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving
175
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak shaving
176
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
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190
191
192
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195
196
Repuacuteblica de Colombia Ministerio de Minas y Energiacutea Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica UPME wwwupmegovco Elaboroacute Subdireccioacuten de Hidrocarburos Carrera 50 No 26 ndash 20 PBX (57) 1 2220601 FAX (57) 1 2219537 Bogotaacute DC Colombia Mayo de 2014
Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Tabla de Contenido
Presentacioacuten 12
1 Introduccioacuten 14
11 Antecedentes 14
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN 16
121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 17
122 Lineamientos Teacutecnicos 18
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural 20
21 Contexto Internacional 20
211 Reservas 20
212 Produccioacuten y consumo de gas natural 22
213 Balance 25
22 Mercado del Gas Natural Licuado 27
221 Cadena del servicio 27
222 Actividad de Licuefaccioacuten 27
223 Actividad de Transporte 28
224 Actividad de regasificacioacuten 29
225 Distribucioacuten del mercado del GNL 29
226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial 30
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial 33
23 Contexto Nacional 37
231 Reservas y produccioacuten 37
232 Oferta 39
233 Consumo 40
234 Sistema de transporte 43
24 Planta de regasificacioacuten 48
3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia 50
31 Poliacutetica sectorial 51
311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) 52
312 Decreto 2100 de 2011 53
313 Regulacioacuten 55
32 Organizacioacuten de la industria 57
321 Restricciones a la integracioacuten vertical 59
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos 60
323 Gestioacuten de la informacioacuten 64
324 Tarifas 64
325 Confiabilidad 65
326 Conclusiones 66
4 Proyecciones de precios de gas natural 68
41 Supuestos considerados 68
411 Precio del gas Guajira 68
412 Precio del Gas Cusiana 72
42 Tarifas de Transporte 74
43 Resultados 74
5 Escenarios de Oferta de Gas Natural 77
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas 77
52 Escenarios de Suministro 83
522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural 84
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural 85
53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural 87
531 Antecedentes 87
532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico 88
533 Demanda de gas natural para el sector industrial 93
534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 96
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico 100
536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 107
537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico 109
54 Demanda agregada nacional de gas natural 110
6 Balance de gas natural 112
61 Balance de oferta y demanda 112
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda 114
621 Marco teoacuterico de la demanda de gas 115
622 Resultados de la demanda 117
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda 120
624 Marco teoacuterico de la oferta de gas 120
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural 122
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta 124
63 Marco teoacuterico del balance 124
631 Resultados del balance 125
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance 127
7 Confiabilidad 129
711 Eventos de fuerza mayor 135
712 Eventos planeados 137
713 Ampliacioacuten de suministro 142
8 Anaacutelisis Financiero 153
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema 153
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte 153
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos 154
822 Costo incremento de capacidad compresores y loops 156
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema 158
831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes 158
832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving 158
9 Conclusiones y Recomendaciones 161
91 Conclusiones 161
92 Recomendaciones 162
Iacutendice de Graacuteficas
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 19
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural 21
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012 22
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012 23
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012 24
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural 25
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural 28
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten 34
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten 36
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural 38
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos 39
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector 41
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida 42
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior 46
Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa 47
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural 48
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA) 59
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014 63
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme 63
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural 69
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia 70
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira 71
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana 73
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira 75
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana 76
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030 79
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios 80
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base 81
Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural 84
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta 85
Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten 86
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes 87
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural 88
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural 89
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones 90
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones 91
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico 92
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio 92
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia 94
Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales 95
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio 95
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento 97
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte 97
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo 98
Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles 99
Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular
Escenario Medio 100
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia 101
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
102
Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en
Colombia 103
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional
correspondiente al despacho ideal y real 104
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector
eleacutectrico 105
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus
componentes 106
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico 106
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico 107
Graacutefica 5-30 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector 108
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio 108
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio 109
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio 109
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural 110
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio 110
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional 111
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total 112
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo 116
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido 117
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma 118
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda 119
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda 119
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda 120
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas 121
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural 124
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda 125
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances 127
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor 132
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados 132
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
133
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson 133
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis 134
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas 140
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del
sistema de gasoductos 141
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la
ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 146
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes 148
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving 149
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad 150
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 151
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 152
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad 160
Iacutendice de Tablas
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL 30
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial 32
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 40
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes 45
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur 45
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural 57
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria 65
Tabla 3-3 Cargos regulados 65
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo 78
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas 78
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base 82
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012 90
Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio 94
Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV 99
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural 104
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su
produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas 123
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas 123
Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio 136
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte 137
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema 138
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados 139
Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 144
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad 147
Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving 148
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo 155
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 156
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops 157
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops 157
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes 158
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving 159
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving 159
Iacutendice de Ilustraciones
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad 51
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio 57
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria 58
Anexos
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas 165
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de
regasificacioacuten de Cartagena 2016 167
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops 168
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
171
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
172
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving 174
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak
shaving 175
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados 176
Siglas
BTU British Thermal Unit
CNO-Gas Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural
CQR Caldas Quindiacuteo Risaralda
DANE El Departamento Administrativo Nacional de Estadiacutestica
DNP Departamento Nacional de Planeacioacuten
ECOPETROL Empresa Colombiana de Petroacuteleos
EIA Agencia Internacional de Energiacutea
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
GNV Gas natural vehicular
MHCP Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico
MME Ministerio de Minas y Energiacutea
PIAGN Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
PIB Producto Interno Bruto
SDDP Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica
SIN Sistema interconectado Nacional
SNTGN Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural
UPME Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica
Presentacioacuten El gas natural estaacute jugando un papel cada vez maacutes importante en la atencioacuten de la demanda de energiacutea a nivel mundial El mayor costo relativo de las distintas fuentes energeacuteticas e impacto ambiental que dichos recursos generan convierten al gas natural en una alternativa que ofrece mayores oportunidades de crecimiento desarrollo y eficiencias Aquellos paiacuteses que han incorporado el gas natural como insumo esencial para su funcionamiento muestran mayor pujanza y vigor no solo por el mayor dinamismo de la economiacutea sino por la competitividad industrial en teacuterminos de bajos costos y uso de nuevas tecnologiacuteas Seguacuten expertos de la Agencia Internacional de la Energiacutea (AIE) en poco maacutes de dos deacutecadas el gas no convencional podraacute representar maacutes de un cuarto de la produccioacuten mundial de gas natural gracias a la revolucioacuten del shale gas en los Estados Unidos El desarrollo de los yacimientos no convencionales estaacute modificando el mapa energeacutetico mundial y los patrones de comercio internacional Las estimaciones de demanda de gas natural de la gran mayoriacutea de analistas internacionales muestran al gas natural como la fuente energeacutetica con la mayor tasa de crecimiento en la canasta energeacutetica global tasa que seguiraacute aumentando a un ritmo significativo No en vano en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles el gas natural presenta notables ventajas ambientales una amplia disponibilidad y unos costos de suministro competitivos Por otra parte la apuesta por el GNL en el mundo constituyoacute una importante oportunidad de desarrollo al vincular paiacuteses productores con lejanos centros de consumo permitiendo a los segundos anticiparse con eacutexito a acontecimientos energeacuteticos desfavorables y asegurar la disponibilidad del recurso para la atencioacuten plena de los requerimientos ubicaacutendolos en una posicioacuten ventajosa Por ello explorar las perspectivas del mercado mundial no es por tanto para nuestro paiacutes un ejercicio trivial Colombia es un paiacutes privilegiado en teacuterminos de produccioacuten de energiacutea primaria pero los retos que se debe afrontar en el sector de gas natural para garantizar un suministro confiable de calidad y a precios competitivos son grandes Se requiere de la participacioacuten conjunta de los sectores puacuteblico y privado para lograr en el mediano y largo plazo un paiacutes competitivo y dinaacutemico que impulse el desarrollo econoacutemico sin el incremento desbordado de emisiones nocivas para el medio ambiente Son grandes los beneficios que el gas natural ha traiacutedo a Colombia y se preveacute que su aporte al sector productivo y a las familias sea creciente sustituyendo otras formas energeacuteticas maacutes costosas y menos eficientes respondiendo a las nuevas necesidades de demanda evitando subsidios cuantiosos lo cual reporta ventajas suficientes no solo desde la oacuteptica social sino desde la perspectiva ambiental hoy en diacutea cuestioacuten de la mayor importancia por los estragos que viene generando el cambio climaacutetico Este documento de prospectiva si bien obedece a un mandato de caraacutecter legal contiene un anaacutelisis de caraacutecter referencial o indicativo que responde una visioacuten integral y armoacutenica cuyo propoacutesito es dar cierta certidumbre e informacioacuten para la toma de decisiones de inversioacuten reduciendo el grado de incertidumbre asiacute como para elaborar acciones de poliacutetica El anaacutelisis constituye un esfuerzo para ofrecer nuevos elementos de estudio que permitan ampliar en conocimiento del mercado del gas natural en Colombia y su interrelacioacuten con los demaacutes mercados de energiacutea mediante la exploracioacuten del futuro bajo la teacutecnica de escenarios guardando la coherencia y compatibilidad interna de las distintas hipoacutetesis que definen cada uno de los
escenarios los cuales fueron concebidos con rigor procedimental y con la informacioacuten disponible maacutes actualizada utilizando varios escenarios bien contrastados con la finalidad de ldquocubrirrdquo adecuadamente una amplia gama de trayectorias futuras El documento aquiacute presentado estaacute integrado por nueve capiacutetulos El primero aborda los preceptos legales que rigen las responsabilidades de la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica y los fundamentos de su actuacioacuten en el contexto gubernamental Describe igualmente los elementos teacutecnicos y lineamientos generales para la elaboracioacuten del plan indicativo de abastecimiento de gas natural (PIAGN) En el capiacutetulo segundo se presenta el contexto internacional y nacional del mercado del gas natural haciendo especial eacutenfasis en la participacioacuten y evolucioacuten del gas natural en la matriz energeacutetica en cuanto a reservas produccioacuten y consumo Se hace una descripcioacuten de la cadena de valor del GNL y su comportamiento en el mercado mundial Igualmente se presenta una perspectiva del desenvolvimiento del mercado nacional la evolucioacuten de las principales variables las caracteriacutesticas de la oferta la demanda y el sistema actual de transporte El tercer capiacutetulo contiene un anaacutelisis del marco de poliacutetica y la normatividad vigente maacutes relevante que ordena las actividades dirigidas a la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural e introduce los esquemas tarifarios de las actividades reguladas En el capiacutetulo cuarto se expone el tema de los precios del gas natural los supuestos considerados para la estimacioacuten de largo plazo los cuales se basan en la consideracioacuten de que en el mediano plazo los precios nacionales seraacuten regidos por mercados internacionales en la medida que se importe gas natural de la cuenca del Caribe En el capiacutetulo cinco se analiza el comportamiento esperado de la oferta presentando los escenarios futuros de incorporacioacuten de reservas de gas natural y la produccioacuten esperada asiacute como las perspectivas de produccioacuten reportada por los agentes para los proacuteximos 10 antildeos Este capiacutetulo tambieacuten presenta la demanda futura de gas natural profundizando en los principales factores que afectan la evolucioacuten del consumo sectorial y del desarrollo del consumo regional El capiacutetulo sexto hace referencia al balance oferta demanda de gas natural luego de considerar las distintas alternativas de suministro de gas natural para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo introduciendo un anaacutelisis estocaacutestico de la oferta y demanda debido a la incertidumbre de cada variable relevante de modo que las observaciones del comportamiento del gas natural pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros Se cotejan los escenarios determiniacutesticos y probabiliacutesticos de oferta y demanda de gas natural para establecer escenarios criacuteticos El capiacutetulo seacuteptimo se realiza un anaacutelisis de la confiabilidad con el propoacutesito de evaluar las repercusiones en la demanda por las fallas del sistema de transporte que generan demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento Igualmente se examinan los factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten De igual formas se realiza un anaacutelisis de los requerimientos de infraestructura para minimizar racionamientos y permitir un servicio continuo y confiable En el capiacutetulo octavo presenta la evaluacioacuten financiera de las distintas alternativas evaluadas para la expansioacuten de la capacidad de transporte y el desarrollo de confiabilidad que debe tener el sistema colombiano Finalmente el capiacutetulo noveno presenta de manera general las conclusiones del trabajo y todas las medidas y decisiones que se considera necesario emprender para asegurar el abastecimiento de gas natural en condiciones competitivas
1 Introduccioacuten
11 Antecedentes
De acuerdo con lo definido en el Artiacuteculo 16 de la Ley 143 de 1994 que dio origen a la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica ndash UPME se encargoacute a esta institucioacuten entre otras funciones la de apoyar la toma de decisiones en materia minera y energeacutetica y la evaluacioacuten de poliacuteticas sectoriales realizando planes indicativos con el fin de alcanzar una asignacioacuten oacuteptima de recursos para satisfacer los requerimientos mineros y energeacuteticos internos y externos mediante las siguientes tareas fundamentales
a Establecer los requerimientos energeacuteticos de la poblacioacuten y los agentes econoacutemicos del
paiacutes con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolucioacuten maacutes probable de las variables demograacuteficas y econoacutemicas y de precios de los recursos energeacuteticos
b Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energeacuteticos existentes convencionales y no convencionales seguacuten criterios econoacutemicos sociales tecnoloacutegicos y ambientales
En este marco se han realizado importantes propuestas para el desarrollo del sector energeacutetico con la consecucioacuten de objetivos notables En la uacuteltima deacutecada cambios significativos en su reacutegimen institucional y en aspectos de la regulacioacuten de los diversos mercados energeacuteticos han permitido ir dando respuestas adecuadas para lograr un satisfactorio grado de inversiones y reducir la vulnerabilidad del sector energeacutetico Sin embargo cabe decir que auacuten existen oportunidades para que Colombia encamine la matriz energeacutetica en el largo plazo de forma tal que se asegure la maacutexima contribucioacuten del sector al desarrollo nacional y se ajusten los desequilibrios parciales en mercados especiacuteficos y se reduzca la vulnerabilidad frente a fenoacutemenos irregulares que generan alto grado de incertidumbre Estos uacuteltimos a su vez frente al fenoacutemeno del cambio climaacutetico podriacutean convertirse cada vez en menos predecibles razoacuten por la cual es necesario establecer estrategias y acciones para reducir la vulnerabilidad La consecucioacuten de esta estrategia requiere asiacute de la coordinacioacuten de actividades en las distintas cadenas energeacuteticas a fin de que el conjunto de objetivos sectoriales hallen su debida convergencia tanto en el corto como en el mediano y largo plazo A lo largo de los uacuteltimos antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados locales como los de la Costa Atlaacutentica Santander y Huila sino a nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca El impacto que tuvo en el consumo de energiacutea de fuentes primarias la entrada del gas natural al sistema del interior del paiacutes como producto del ldquoPlan de Masificacioacuten del Gasrdquo (PMG) fue de la mayor preponderancia cuyos resultados comenzaron a manifestarse cuando hacia 1996 se terminaron las obras de gasoductos que conectaban el gas de la Guajira con los principales centros poblados de Colombia como son Bogotaacute Medelliacuten Cali y otros en sus respectivas aacutereas de influencia De este modo la participacioacuten del gas en la matriz de energiacutea fue creciente especialmente despueacutes de 1999 a medida que se sumaban consumidores de distintos sectores
Para tener una idea de la importancia del gas natural en Colombia vale decir que este energeacutetico representaba en 2012 un 205 del consumo neto de energiacutea primaria y secundaria mientras que hacia 1995 el consumo final de energiacutea con gas natural se encontraba alrededor de 7 En teacuterminos generales Colombia ha sido un paiacutes particularmente exitoso en crear una amplia red nacional de gasoductos con participacioacuten del sector puacuteblico y privado y en la penetracioacuten del gas natural en todos los sectores socioeconoacutemicos de consumo No obstante los estimativos disponibles de recursos convencionales comercialmente explotables de gas natural sugieren que nuestro paiacutes hoy posee recursos para cubrir las estimaciones de demanda domeacutestica en un escenario de crecimiento medio hasta cerca del antildeo 2016 dada la situacioacuten de declinacioacuten del principal campo productor y no se espera nueva disponibilidad de gas relacionado con reservas probables Adicionalmente en la uacuteltima deacutecada las reservas de hidrocarburos en Colombia se han mantenido relativamente estancadas pese al aumento en los niveles de exploracioacuten despueacutes del 2005 como consecuencia de los altos precios internacionales del petroacuteleo y del gas y de los cambios institucionales y de poliacutetica interna realizados como la creacioacuten de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Pero el dinamismo de la demanda comenzoacute a dar claras sentildeales de agotamiento ndash debido a la incertidumbre del suministro futuro ndash que se intentoacute resolver por medio de la eliminacioacuten del consumo del sector de generacioacuten teacutermica a gas Ademaacutes ante la ausencia de una oferta comercial suficiente para suplir la demanda de flexibilidad de largo plazo del sector eleacutectrico y de otra parte sin el servicio de confiabilidad para los distintos usuarios en el diacutea a diacutea y como el sistema de transporte es radial las indisponibilidades de suministro o de transporte ocasionan serias consecuencias sobre el conjunto de los usuarios de consumo Esta situacioacuten fue atendida por las autoridades sectoriales y el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute lineamientos de poliacutetica sobre el manejo de la oferta y la demanda de gas a traveacutes del Decreto 2100 de 2011 que incluyoacute entre otras
i Desarrollo de recursos no convencionales ii Nuevas poliacuteticas de comercializacioacuten (mercado secundario subastas de venta de corto
plazo) iii Gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial por medio de un nuevo agente
institucional iv Exportacioacuten de gas con criterio flexible se establece la libertad de precios para
importaciones y exportaciones v La posibilidad de autorizar inversiones en confiabilidad con una metodologiacutea que
desarrollaraacute la CREG
Dicho Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En teacuterminos generales el Decreto fijoacute la poliacutetica para la promocioacuten del abastecimiento de gas natural en Colombia y definioacute que la comercializacioacuten del gas debiacutea promover la competencia mitigar los efectos de la concentracioacuten de la produccioacuten propiciar la formacioacuten de un precio eficiente del recurso y ofrecer informacioacuten oportuna y suficiente para todos los agentes La norma en su Artiacuteculo 17 incorporoacute la realizacioacuten de un Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural por parte de la UPME con base en unos lineamientos teacutecnicos que determinaraacute el Ministerio de Minas y Energiacutea encaminado fundamentalmente a la orientacioacuten de las decisiones
de los agentes y las acciones del gobierno para asegurar el abastecimiento pleno y eficiente de gas natural en el mediano y largo plazo Es dentro de este mandato que se desarrolla el Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural -PIAGN- que se presenta en este documento Este Plan tiene el propoacutesito de suministrar informacioacuten resultante de los amplios anaacutelisis para que orienten las decisiones de los agentes y de las autoridades competentes en la toma de decisiones oportunas que aseguren la satisfaccioacuten de demanda en el largo plazo en las debidas condiciones teacutecnicas y de confiabilidad del suministro de gas natural a precios competitivos
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN Mientras que la planificacioacuten de la expansioacuten de los sistemas de abastecimiento y transporte de gas natural resulta sencilla en un esquema integrado verticalmente y bajo criterios de garantiacutea de suministro este tema se vuelve de alta complejidad en un sistema guiado por la maximizacioacuten de beneficios y con actores no integrados Es de anotar que la Masificacioacuten del Gas se realizoacute bajo ciertos criterios hasta la privatizacioacuten de Ecogas y la capitalizacioacuten de Ecopetrol Por otra parte las particularidades de la demanda de gas para generacioacuten de electricidad ha implicado formas contractuales entre productores de gas transportadores y generadores eleacutectricos que distorsionan los propios principios del mercado e impiden una expansioacuten concertada de la oferta de gas pero tambieacuten de la oferta de generacioacuten eleacutectrica Adicionalmente la oferta futura de gas natural tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al sector transporte de gas toda vez que eacuteste desvinculado en propiedad de los productores no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado El dilema es entonces como puede abordar la Planificacioacuten esta complejidad ya que sin una prospectiva de oferta y demanda de los distintos mercados de gas no pueden existir sentildeales integradas de expansioacuten que lleguen a tiempo dada la anticipacioacuten necesaria de la expansioacuten de la oferta a la demanda si se desea confiabilidad en ambos sistemas a) eleacutectrico y de gas y b) de infraestructura de transporte y de abastecimiento en campos productores Asiacute las cosas los principales factores que impiden el desarrollo equilibrado del mercado de gas natural se vinculan no solo con las caracteriacutesticas de la demanda altamente influenciada por la demanda de gas para generadores teacutermicos sino tambieacuten con una incertidumbre acerca de la oferta disponible a corto plazo pero tambieacuten a largo plazo Por lo tanto se pueden apreciar al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por el esquema de planificacioacuten para lograr un abastecimiento pleno y eficiente de gas natural
a El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
b El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
c El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el colombiano las dos primeras dificultades no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de instrumento regulatorio que incentive la exploracioacuten sin que ello garantice resultados En el tercer caso mediante ejercicios de planificacioacuten se pueden elaborar recomendaciones o advertencias que permitan anticipar posibles deacuteficits El conjunto de esta problemaacutetica es por ahora abordable desde el sistema de planificacioacuten con un caraacutecter indicativo y en ese papel responde a la dificultad vinculada con la anticipacioacuten de complicaciones de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo y cuya precisioacuten por acotada que sea es uacutetil para advertir problemas con la suficiente antelacioacuten Para establecer la cuantificacioacuten del deacuteficit posible y probable de oferta de gas natural para satisfacer los requerimientos totales de la demanda se consideraran multiplicidad de escenarios tanto desde el punto de vista de la oferta como de la demanda con el propoacutesito de tomar en cuenta una gama amplia de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y largo plazo para que responda a la finalidad y caracteriacutesticas del anaacutelisis prospectivo pretendido Para analizar la problemaacutetica de confiabilidad se consideraran escenarios muy criacuteticos y otros menos o no criacuteticos recordando que el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo desde el punto de vista de la sentildeal que el sistema de planeamiento enviacutea al mercado de gas natural una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten distorsionada y a decisiones que implican una sobreinversioacuten Al mismo tiempo no enviar una sentildeal de magnitudes de escenarios criacuteticos implicariacutea avalar una crisis previsible con costos muy elevados en teacuterminos econoacutemicos (cortes de gas o electricidad sustitucioacuten por combustibles muy costosos improvisacioacuten etc) El anaacutelisis del impacto de la demanda sobre la confiabilidad del sistema de transporte es sin embargo el aspecto fundamental para el caso colombiano pues es por esa causa que el sistema es maacutes vulnerable a provocar desabastecimientos totales o parciales Por ello se determinaran iacutendices probabiliacutesticos de falla del sistema de transporte bien sea por dantildeos en alguno de sus componentes o por incremento en la demanda de gas que haga que el sistema no sea capaz de transportar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse Para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural se consideraron unos los lineamientos generales que hacen referencia al cumplimiento de unos criterios generales en la elaboracioacuten del Plan y de unos criterios teacutecnicos para la realizacioacuten del ejercicio de planificacioacuten asiacute 121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
1) Ser integral y flexible susceptible de ser ajustado seguacuten los cambios econoacutemicos poliacuteticos y ambientales tanto del entorno nacional como internacional
2) Formular las acciones y soluciones que permitan el pleno abastecimiento de gas natural dando las sentildeales apropiadas para facilitar la toma de decisiones de inversioacuten
3) La demanda de gas natural debe ser satisfecha considerando criterios de uso eficiente de las fuentes energeacuteticas
4) Basarse en escenarios que consideren las variables maacutes influyentes sobre el consumo de gas natural y sus sustitutos en un horizonte de largo plazo
5) Propender por la minimizacioacuten de los costos para lograr la sostenibilidad econoacutemica y ambiental del sistema en el largo plazo con precios competitivos para los usuarios y maximizacioacuten de la cobertura
122 Lineamientos Teacutecnicos
a) La oferta de gas natural corresponde a la uacuteltima declaracioacuten de produccioacuten nacional e importacioacuten por parte de agentes
b) La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados
c) El periodo considerado para comercializacioacuten de gas de nuevos hallazgos seraacute miacutenimo de tres antildeos desde la fecha de su descubrimiento
d) La entrada en operacioacuten de proyectos de regasificacioacuten seraacute miacutenimo de cuatro antildeos desde etapa de planificacioacuten
e) La entrada en operacioacuten de nuevos gasoductos seraacute como miacutenimo tres antildeos desde su etapa de proyeccioacuten
f) La entrada en operacioacuten de nuevas estaciones de compresioacuten seraacute de dos antildeos desde etapa de planificacioacuten
g) La capacidad de los gasoductos troncales corresponderaacute a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas
h) La capacidad de transporte de cada uno de los tramos seraacute afectada por la indisponibilidad maacutes alta de los mismos
i) Horizonte de Planeacioacuten de 10 antildeos La elaboracioacuten del Plan significa entonces un anaacutelisis de la perspectiva de abastecimiento de mediano y largo plazo ante diferentes escenarios de incorporacioacuten de oferta nacional y extranjera Con el tiempo la dinaacutemica del sector permitiraacute identificar los escenarios sobre los cuales seraacute conveniente profundizar en su estudio y proposicioacuten lo cual supone una actualizacioacuten perioacutedica del documento para evaluar la situacioacuten de abastecimiento del sector La metodologiacutea empleada para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento pretende establecer un marco analiacutetico flexible que pueda ser usado para posteriores revisiones bajo cualquier escenario de suministro y transporte dentro del mercado de gas natural En este marco se ha realizado un trabajo conjunto con todos los agentes para establecer escenarios que evaluacuteen el comportamientos de las principales variables que tienen incidencia en el planeamiento y que permitan la identifiquen distintas alternativas que resulten atractivas para quienes toman decisiones de inversioacuten pero que en cualquiera de los casos responda a los objetivos de la perspectiva del Estado La Graacutefica 1-1 presenta de manera esquemaacutetica la metodologiacutea seguida en el anaacutelisis Para efectos de eacuteste anaacutelisis se define abastecimiento como la capacidad del sistema (infraestructura existente para produccioacuten importacioacuten y transporte) disponible para el suministro de gas en el corto mediano y largo plazo y confiabilidad en funcioacuten de la demanda no atendida o el desabastecimiento ocasionado debido a la probabilidad de falla del sistema tanto por eventos programados como por situaciones de fuerza mayor
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Marco Institucional y Regulatorio
Contexto Nacional e Internacional del Mercado de Gas Natural
Producto 1 Escenarios de proyeccioacuten de precios
de gas natural
Construccioacuten de
balances determiniacutesticos
oferta - demanda de gas
natural a escala nacional
y regional
Elaboracioacuten de balances
probabiliacutesticos oferta -
demanda de gas natural
a escala nacional
Producto 4
Determinacioacuten de los
riesgos de deacuteficit de
abastecimiento de gas
natural a escala nacional y
regional
Estimacioacuten de las
necesidades futuras de
infraestructura de
transporte
Seleccioacuten de los nodos
del sistema de
transporte de gas
natural y proyeccioacuten de
demanda nodal
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de
transporte
Producto 5 Plan
baacutesico de expansioacuten
de la infraestructura
de transporte de gas
natural
Estimacioacuten de indices de
confiabilidad del
abastecimiento y
transporte
Definicioacuten de los criterios
de confiabilidad en el
suministro y transporte
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de produccioacuten
y transporte para dar
confiabilidad al sistema
Producto 6 Plan de
expansioacuten de la
infraestructura de
transporte de gas
natural bajo criterios
de confiabilidad
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala regional y
sectorial
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala nacional
Producto 3
Escenarios de
proyeccioacuten de
demanda de gas
natural
Estimacioacuten de las
reservas actuales
seguacuten sus
componentes y
proyeccioacuten de
escenarios futuros para
las mismas
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
produccioacuten a escala
regional
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
produccioacuten futura a
escala nacional
Producto 2
Escenarios de oferta
futura de gas natural
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural
21 Contexto Internacional El contexto energeacutetico mundial estaacute cambiando de manera acelerada resultado del incremento de produccioacuten de petroacuteleo y gas en los Estados Unidos asiacute como la extendida utilizacioacuten de tecnologiacuteas amigables con el medio ambiente como eoacutelica y solar la disminucioacuten del uso de la energiacutea nuclear y el desarrollo de los yacimientos no convencionales de gas natural entre otros aspectos Una de las circunstancias que estaacuten causando mayor impacto hace referencia al cambio en los flujos de comercio de hidrocarburos en Norteameacuterica promovidos por la mayor produccioacuten de petroacuteleo de alta calidad y de gas natural no convencional cuyo resultado ha sido una disminucioacuten de los precios particularmente del gas natural y de electricidad promoviendo con ello una industria maacutes competitiva Si bien los precios del gas vienen decreciendo en el continente americano en Europa y Japoacuten los mismos se han incrementado de forma exponencial como consecuencia del bajo precio del carboacuten que se liberoacute en Estados Unidos y que viene sustituyendo al gas en el viejo continente Lo anterior demuestra la fuerte interaccioacuten entre las diversas fuentes de energiacutea sus mercados y precios a nivel mundial Indudablemente el gas natural atraviesa un periodo favorable pues en todos los escenarios de prospectiva se aprecia una demanda creciente especialmente para generacioacuten de electricidad y como combustible industrial independientemente de la localizacioacuten geograacutefica favorecido por menores emisiones de carbono frente al petroacuteleo y el carboacuten Nuevas teacutecnicas de exploracioacuten y de perforacioacuten de pozos han contribuido de manera decidida al aumento significativo de las reservas mundiales de gas y a una reduccioacuten de sus costos de produccioacuten reposicionando su competitividad y mayor disponibilidad del recurso permitiendo la expansioacuten de los mercados globales de GNL 211 Reservas Una mirada a la evolucioacuten histoacuterica de las reservas de gas natural sentildeala que durante el periodo comprendido entre 1991 y el 2012 las reservas probadas crecieron a una tasa de 235 promedio antildeo pasando de 4062 TPC a 66113 TPC totalizando una incorporacioacuten de 1214 TPC por antildeo durante los veintiuacuten antildeos de anaacutelisis con una disminucioacuten de 03 con respecto a 2011 de acuerdo con lo presentado en el BP Statistical Review of World Energy 2013 Al finalizar el antildeo 2012 las reservas probadas de gas natural en el mundo ascendiacutean a 66113 TPC un 03 menos que el antildeo 2011 cuando totalizaron 66286 TPC reduccioacuten atribuible a las estimaciones a la baja que efectuoacute Rusia ubicando a Iraacuten como el mayor poseedor de reservas de este energeacutetico en el planeta las cuales en importante proporcioacuten se localizan costa afuera aunque una parte significativa de la produccioacuten de gas natural proviene de campos de gas asociado on shore Regionalmente el Medio Oriente concentroacute la mayor tasa de admisioacuten de reservas con un 31 promedio antildeo correspondiente a 1334 TPC en los uacuteltimos 21 antildeos seguido de la regioacuten de Europa y Euroasia las cuales agregaron la totalidad de 6937 TPC equivalentes a una tasa media anual de 198
En menor escala se adicionaron reservas probadas en India Arabia Saudita Malasia y Venezuela en las regiones de Asia Paciacutefico Medio Oriente y Centro y Surameacuterica mientras que en la demaacutes regiones se presentoacute retraccioacuten de los voluacutemenes totales y particularmente los principales productores europeos Noruega Holanda y el Reino Unido y del continente Americano como Argentina y Trinidad y Tobago El continente americano participoacute con el 984 del total mundial destacaacutendose Norte Ameacuterica que aumentoacute medio punto porcentual con respecto del 2011 revirtiendo la tendencia decreciente que veniacutea registraacutendose en la deacutecada de 1991 a 2001 Este aumento se debioacute esencialmente al inicio de explotacioacuten del shale gas o gas de esquisto de Estados Unidos Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total el cual viene creciendo de forma notable Evidentemente la combinacioacuten de nuevas teacutecnicas de perforacioacuten y el fracturamiento hidraacuteulico han incrementado las tasas de incorporacioacuten de los uacuteltimos antildeos permitiendo el desarrollo de los recursos no convencionales traducido en la inclusioacuten de recursos prospectivos a las reservas probadas La regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica muestra una tasa de crecimiento medio del 176 en los 21 antildeos de anaacutelisis con un miacutenimo de incremento entre el 2011 y el 2012 de tan soacutelo 06 totalizando 2686 TPC de reservas probadas que corresponde a una participacioacuten relativa de 41 La Graacutefica 2-1 representa un comparativo de la evolucioacuten regional de las reservas probadas de gas natural
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural
Fuente BP 2013
Como lo muestra la graacutefica la regioacuten del Medio Oriente sigue manteniendo una incorporacioacuten de reservas de manera sostenida y en mayor proporcioacuten que la regioacuten de Europa y Euroasia cuya proporcioacuten al nivel mundial alcanza una tercera parte del total en tanto que de manera conjunta acumulan el 74 de las reservas probadas de gas natural en el planeta El resto de regiones presentaron participaciones modestas siendo Asia Paciacutefico la de mayor aporte con 82 dentro de este grupo seguida de Aacutefrica y Ameacuterica del Norte con 77 y 52
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Norteameacuterica Surameacuterica yCentroameacuterica
Europa yEuroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
1991 2001 2011 2012
correspondientemente En la zona Norteamericana se destaca Estados Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total durante el mismo antildeo 2012 la cual viene creciendo de forma extraordinaria En Centro y Surameacuterica alrededor del 732 del total de reservas se localizan en Venezuela representando individualmente un 3 del total mundial equivalente a 963 TPC Le siguen en cantidad Brasil con 15 9 TPC Peruacute que contaba con 126 TPC Argentina con 113 y Bolivia 112 TPC mientras que Colombia disponiacutea de 54TPC ubicaacutendose en una posicioacuten humilde frente a los demaacutes paiacuteses productores La Graacutefica 2-2 presenta la situacioacuten de reservas probadas de gas natural al finalizar el 2012
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012
Fuente BP 2013
212 Produccioacuten y consumo de gas natural Al finalizar el 2012 la produccioacuten mundial de gas natural llegoacute a 3246 GPCD representando un aumento del 19 en relacioacuten con el volumen promedio alcanzado en 2011 La regioacuten de Europa y Euroasia aportaron cerca del 307 del total mundial seguida de Norteameacuterica con 268 Las zonas geograacuteficas de Medio Oriente Aacutefrica y Asia Paciacutefico de manera conjunta representaron el 372 en tanto que Centro y Surameacuterica fueron responsables por tan soacutelo el 53 Durante el 2012 la mayor produccioacuten se realizoacute por parte de Estados Unidos y Rusia con 657 TPCD y 571 TPCD correspondientemente en tanto que Iraacuten con 155 Qatar con 152 China con 103 y Arabia Saudita con 99 TPC registraron produccioacuten adicional frente a 2011 pero colectivamente no alcanzaron a superar la participacioacuten del 176 de Rusia Seguacuten las estadiacutesticas de BP (British Petroleum) fueron muchos los paiacuteses que registraron reduccioacuten de produccioacuten frente al 2011 destacaacutendose Canadaacute Rusia Iraq India Indonesia lo cual significa que paiacuteses con menor tradicioacuten en produccioacuten de gas natural aumentaron de forma importante sus aportes como Brasil Peruacute Noruega Turkmenistaacuten y Libia entre otras naciones La tasa de crecimiento medio anual de la produccioacuten mundial entre 1991 y 2012 fue del 254 destacaacutendose las regiones de Oriente Medio con 836 Asia Paciacutefico que sobrepasoacute 58 y
Norteameacuterica579Europa y Euroasia
3118
Oriente Medio4298
Aacutefrica774
Asia Paciacutefico825
Argentina017
Bolivia017
Brazil024
Colombia008
Peru019
Trinidad amp Tobago020
Venezuela297
Other S amp Cent
America003
Surameacuterica y Centroameacuterica
406
Aacutefrica con 56 Individualmente la mayor tasa de crecimiento en el mismo horizonte la alcanzoacute Qatar con 165 y luego Kuwait 121 y Egipto 10 correspondientemente La Graacutefica 2-3 presenta la evolucioacuten de produccioacuten mundial de gas natural
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012
Fuente BP 2013
En cuanto a la produccioacuten de Centro y Surameacuterica se presentoacute un aumento de 513 MPCD en 2012 pese al descenso continuo de la oferta de gas natural de Argentina Por su parte Bolivia y Peruacute registraron aumentos de su produccioacuten de 213 MPCD y 150 MPCD correspondientemente En cuanto a Venezuela se reportoacute aumento de 141 MPCD por los buenos resultados de la produccioacuten en el aacuterea cercana al Lago de Maracaibo Asimismo la regioacuten Asia-Paciacutefico alcanzoacute una produccioacuten de 47299 MPCD aproximadamente 512 MPCD maacutes que en 2011 donde China incrementoacute en 410 MPCD con respecto al 2011 logrando 10345 MPCD Buena parte de la capacidad adicional de produccioacuten procedioacute de paiacuteses que normalmente presentaban insuficiencia como Tailandia y Pakistaacuten En el caso de Australia la produccioacuten de gas natural llegoacute en 2012 a 4732 MPCD incrementaacutendose en un 88 con referencia a 2011 Es notoria la recuperacioacuten mostrada por la regioacuten Africana que desde el 2009 ha venido aumentando los niveles de produccioacuten de manera sostenida con Libia a la cabeza mientras que Algeria es la uacutenica nacioacuten de ese continente que presentoacute una disminucioacuten de produccioacuten en el uacuteltimo antildeo Paiacuteses como Qatar Omaacuten Nigeria Egipto y Trinidad y Tobago presentan unas tasas de crecimiento superiores al 10 promedio antildeo en los veinte uacuteltimos antildeos de historia muy superior al promedio mundial que se ubica en el 25 China India y Myanmar son igualmente jugadores importantes cuya evolucioacuten muestra tasas de crecimiento por encima del 5 promedio antildeo en el mismo horizonte de estudio
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
El consumo a nivel mundial tiene un comportamiento similar al de la produccioacuten y se explica por el desarrollo del sector efectuado a traveacutes de mercados regionales que se interconectaban a traveacutes de gasoductos Esta situacioacuten ha cambiado con el desarrollo del mercado del Gas Natural Licuado (GNL) que ha permitido movilizar gas de paiacuteses con grandes reservas a paiacuteses con mayores consumos El consumo a nivel global crecioacute un 22 en proporcioacuten al 2011 explicado baacutesicamente por su uso en las regiones de Norteameacuterica Europa - Euroasia y Asia - Paciacutefico los cuales representan aproximadamente el 80 del consumo mundial valor que ascendioacute a 3198 GPCD 71 GPCD maacutes que en 2011 En los uacuteltimos 10 antildeos la demanda total de gas ha crecido a una tasa promedio antildeo del 32 sobresaliendo la regioacuten de Oriente Medio que aumentoacute la demanda por encima del 82 promedio antildeo seguida de la regioacuten de Asia - Paciacutefico cuyo incremento medio es fue del 8 y Aacutefrica con 78 promedio antildeo La Graacutefica 2-4 muestra la tendencia seguida a nivel mundial en consumo de gas natural
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012
Fuente BP 2013
En Norteameacuterica el consumo se incrementoacute en 35 GPCD alcanzando 875 GPCD donde se destaca Estados Unidos demandando una cuarta parte del consumo mundial equivalente a 697 GPCD Por otro lado Rusia responde por el 125 de la demanda total y la regioacuten Europa ndash Euroasia consume un tercio del total mundial aunque presentoacute una disminucioacuten en 25 TPCD respecto de 2011 debido a la crisis en paiacuteses como Alemania Francia el Reino Unido entre otros Durante el 2012 la regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica demandoacute 08 GPCD maacutes que en 2011 pasando de 151 a 159 GPCD lo que representa un incremento de 53 Su participacioacuten relativa correspondiendo al 5 de la demanda total mundial ubicaacutendola como una de las
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
regiones de menor demanda junto con la regioacuten africana donde se utilizoacute en promedio 118 GPCD De manera individual Estados Unidos es el mayor consumidor seguido de Rusia luego se encuentra Iraacuten con 151 GPCD China con 139 GPCD y Japoacuten con 113 GPCD aclarando que el gas natural utilizado en Iraacuten no es para consumo final en ese paiacutes En Centro y Surameacuterica Argentina Venezuela Brasil y Trinidad y Tobago son los paiacuteses de mayor consumo que en conjunto responden por el 807 del total registrado en la regioacuten La regioacuten de Europa y Euroasia sufrioacute una reduccioacuten de 0709 TPCD lo que condujo a un nivel de 1045 TPCD en 2012 Por su parte en la Unioacuten Europea la produccioacuten fue de 144 TPCD y demandoacute 428 TPCD representando el 40 del consumo total de la regioacuten y mostrando una reduccioacuten del 23 con respecto a 2011 Fueron pocos los paiacuteses de la Unioacuten Europea que incrementaron tiacutemidamente su consumo como es el caso de Francia Alemania y Beacutelgica en tanto que paiacuteses como el Reino Unido Suecia Portugal y Espantildea registraron disminucioacuten importante de su demanda debido a la recesioacuten econoacutemica de esa regioacuten 213 Balance El balance de gas natural para cada una de las regiones se definioacute como la diferencia entre la produccioacuten de la regioacuten en el antildeo de referencia y el consumo para el mismo antildeo con lo cual se puede determinar los deacuteficits y excedentes seguacuten sea el caso pero gracias al comercio internacional de GNL los flujos de gas se han intensificado permitiendo compensar en aquellas regiones deficitarias la falta de gas disponible para el consumo La Graacutefica 2-5 representa una comparacioacuten regional en los antildeos 2001 y 2012
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural
Fuente Bp Caacutelculos Propios
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80000
100000
120000
Norteameacuterica Centro ySudameacuterica
Europa yEurasia
Medio Oriente Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
D
Produccioacuten 2001 Consumo 2001 Produccioacuten 2012 Consumo 2012
El comportamiento de la regioacuten Norteamericana luego de un periodo de deacuteficit inicioacute una nueva etapa de produccioacuten de gas natural que permite en 2012 un equilibrio fraacutegil pero con grandes perspectiva de superaacutevit futuro con lo cual esta regioacuten podraacute convertirse en un exportador natural En Medio Oriente Aacutefrica y Centro y Surameacuterica presentan similitudes pues en los tres casos la demanda de gas natural se ha abastecido con producto local y cuentan con excedentes crecientes aumentando su disponibilidad y permitiendo suplir las necesidades de otros territorios pese al aumento progresivo del consumo en cada una de estas regiones Las regiones de Asia - Paciacutefico Europa y Euroasia se identifican por su progresivo desequilibrio que se hace maacutes notorio en el territorio de Asia - Paciacutefico donde se ha multiplicado por cuatro la restriccioacuten durante los uacuteltimos 10 antildeos explicaacutendose por los mayores consumos de gas natural con destino al sector termoeleacutectrico que aumentoacute de manera excesiva en Japoacuten por reemplazo de la generacioacuten nuclear por tecnologiacuteas de generacioacuten de ciclos combinados de electricidad que usan gas natural y vapor luego del terremoto y posterior tsunami ocurrido en 2011 Centro y Surameacuterica pasoacute de mantener un equilibrio fraacutegil en 2001 a ser excedentaria en 2012 aunque algunos de los paiacuteses de Surameacuterica importan gas para atender sus necesidades y otros como Colombia y Peruacute lo exportan Como se mencionoacute anteriormente los excedentes de gas natural se comercializan entre distintos paiacuteses y regiones a traveacutes de gasoductos o viacutea GNL Por ejemplo Aacutefrica vende excedentes de produccioacuten a traveacutes de gasoductos o LGN a Europa1 y Medio Oriente vende excedentes de gas a Europa y Asia - Paciacutefico en LGN En el caso particular de Surameacuterica se vende excedentes desde Colombia viacutea gasoducto a Venezuela y se estima que proacuteximamente viacutea barco a la multinacional Gazprom Se estima que durante el antildeo 2012 se comercializaron aproximadamente 997 GPCD de gas natural de los cuales el 68 se movilizoacute viacutea gasoducto y el restante 32 se realizoacute se en barcos metaneros Fue notable la disminucioacuten de importaciones de Europa las cuales proveniacutean de Rusia y de GNL La regioacuten Asia Pacifico se consolidoacute como el mayor importador de GNL con un aumento de10 que correspondioacute a 19 TPCD al pasar de 199 TPCD a 218 TPCD Asimismo China que se consolidoacute como el tercer mayor importador al aumentar tanto sus compras de GNL como de gas natural por ducto En la regioacuten Norteamericana las importaciones de GNL se redujeron draacutesticamente en Estados Unidos y Canadaacute con reducciones de 50 y 45 proporcionalmente distinto a lo ocurrido en Meacutexico Por otra parte en el mismo 2012 se presentoacute un exceso de oferta de GNL en el mercado mundial que permitioacute compensar la falta de gas disponible e interrupciones en ciertas plantas pero igualmente se ha generado una competencia entre las exportaciones y las necesidades nacionales en muchos paiacuteses lo cual significoacute mayores importaciones de GNL en Centro y Surameacuterica En razoacuten a la tendencia de crecimiento de la produccioacuten de gas natural en Estados Unidos y la importante expectativa de disponer de excedentes en el mercado de gas natural a mediano plazo en ese paiacutes empezaron a generarse proyectos de exportacioacuten viacutea GNL que ya cuentan con la aprobacioacuten del gobierno de ese paiacutes y es una realidad la suscripcioacuten de contratos de largo plazo con compradores (particularmente asiaacuteticos) indexados con el precio spot Henry Hub Asiacute los proyectos se intuyen muy competitivos frente a otros proyectos con recursos convencionales debido a que los compradores pagaraacuten cargos por capacidad de uso con lo cual
1 Ejemplos de esta situacioacuten son las ventas a traveacutes de Argelia a Espantildea a traveacutes del gasoducto del Magreb o e ventas de GNL de Argelia a Reino Unido y Espantildea
los proyectos cuentan con la posibilidad de recibir y enviar GNL por su cuenta a cualquier lugar Ademaacutes en estos contratos no existiraacute la obligacioacuten tradicional ldquotake-or-payrdquo ya que los compradores deberaacuten pagar el cargo fijo por capacidad es maacutes si deciden no utilizar su capacidad de licuefaccioacuten contratada sino vender el gas en el mercado interno de Estados Unidos por razones econoacutemicas lo pueden hacer Pese a la alta volatilidad del precio spot del Henry Hub y en ausencia de garantiacutea de que se mantendraacute en niveles bajos en el futuro la diversificacioacuten de los sistemas de precios es importante para que los compradores puedan atemperar los riesgos de fluctuacioacuten de los mismos Adicionalmente hay que recordar que durante el 2012 Rusia experimentoacute una escasa demanda de gas natural por parte de Europa debido entre otros a los altos precios que son influenciados por su indexacioacuten al precio del petroacuteleo lo que explica la mayor preferencia del mercado Europeo por el gas natural Noruego que viene modificando el esquema de indexacioacuten del precio de gas natural al mercado spot Sin embrago no parece una solucioacuten de largo plazo toda vez que el gas de Noruega viene declinando Las caracteriacutesticas y actividades de este mercado se explicaraacuten en un capiacutetulo posterior
22 Mercado del Gas Natural Licuado Se conoce como gas natural licuado (GNL) al combustible que se ha sometido a un proceso de licuefaccioacuten a temperaturas cercanas a los -162degC lo cual hace que el gas reduzca su volumen y por ende se pueda transportar a mayores distancias en una mayor cantidad El transporte de este gas se suele realizar en barcos metaneros o especializados no obstante se puede realizar en trenes o en camiones con vagones especializados para el transporte de este combustible Para su uso comercial se utiliza el proceso de regasificacioacuten que permite volver el gas liacutequido a su estado natural 221 Cadena del servicio La cadena del servicio del gas natural licuado luego del proceso de exploracioacuten y produccioacuten tiene en cuenta tres etapas principales que permiten que el gas se pueda comercializarse las cuales son
Licuefaccioacuten
Transporte
Regasificacioacuten
En cada una de estas etapas se encuentran unos subprocesos y una vez surtidas dichas actividades se comercializa en las condiciones teacutecnicas y comerciales del sistema de cada paiacutes 222 Actividad de Licuefaccioacuten Esta actividad consiste alimentar una planta con gas natural donde se somete al proceso de purificacioacuten y enfriamiento que permite la separacioacuten y remocioacuten de impurezas para mantener el gas en una condicioacuten tal que evite el congelamiento de impurezas y mantenga las caracteriacutesticas de combustioacuten despueacutes del enfriamiento y condensacioacuten Despueacutes de esta etapa donde se removieron los componentes de hidrocarburos pesados de contaminantes y aquellos susceptibles de congelarse se moviliza el gas al circuito de refrigeracioacuten donde se elimina el calor sensible y latente del gas natural de forma que se
transforma de estado gaseoso a alta presioacuten a estado liacutequido a presioacuten atmosfeacuterica siendo esto posible a una temperatura de -162degC con una caracteriacutestica especial pesa la mitad del agua en estado liacutequido La Graacutefica 2-6 presenta de manera somera el esquema de licuefaccioacuten del gas natural De esta manera el gas reduce su volumen en 600 veces lo que significa ocupar un espacio de 00016 del espacio requerido por una cantidad similar de gas a temperatura ambiente y presioacuten atmosfeacuterica Este estado permite su almacenamiento en recipientes o tanques aislados de tal manera que se minimice la entrada de calor desde el ambiente
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural
Fuente GIIGNL
223 Actividad de Transporte La actividad de transporte consiste en llevar el GNL a su destinatario final o consumidor y para ello se utilizan diversos medios de transporte incluyendo sistemas de almacenamiento que pueden ser de disentildeo esfeacuterico o de membrana o estructural prismaacutetico El medio maacutes utilizado es el barco teniendo en cuenta que el principio de esta tecnologiacutea se desarrolloacute buscando llevar gas de sitios donde no es posible conectarse a traveacutes de gasoductos debido a las distancias que se deben recorrer lo cual lo haciacutea inviable Al igual que en el almacenamiento los barcos metaneros estaacuten disentildeados con un doble recubrimiento que permiten disminuir las peacuterdidas por contacto con el medio ambiente En la mayoriacutea de los barcos el gas que se pierde por evaporacioacuten se utiliza como combustible para el funcionamiento del mismo Actualmente existen cerca de 380 buques de GNL en servicio con una capacidad que variacutea entre los 120000 metros cuacutebicos (m3) a 175000 m3 de GNL Las peticiones de construccioacuten comprenden 78 buques para el antildeo 2014 En el antildeo 2012 fueron completados 3982 transportes comparados con 4110 de 2011 (Fuente SEDIGAS) No obstante lo anterior y debido al aumento de los requerimientos de este combustible se ha comenzado a construir buques nuevos con capacidad de carga de hasta 267000 m3 seguacuten los expertos Finalmente el costo de los buques de GNL oscila entre los 225 y 250 millones de doacutelares para uno de 135000 m3 de capacidad Tambieacuten se puede transportar en camiones o en trenes estos medios se han utilizado en casos donde las instalaciones de licuefaccioacuten y regasificacioacuten se encuentran muy cerca Esto ha sido desarrollado en paiacuteses como Estados Unidos Japoacuten Corea Reino Unido Noruega Alemania Beacutelgica Espantildea Portugal China Brasil Turquiacutea y Australia
Licuefaccioacuten LNG
Remocioacuten de hidrocarburos
pesados
Remocioacuten H2SCO2
Deshidratacioacuten
224 Actividad de regasificacioacuten En este proceso se lleva el gas natural nuevamente a su estado gaseoso devolvieacutendole el calor removido en el proceso de licuefaccioacuten Para realizar el proceso se utilizan vaporizadores que usan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a traveacutes de tuberiacuteas provenientes de los grandes tanques donde es almacenado Actualmente existe alrededor de 63 plantas de regasificacioacuten en el mundo y en Latinoameacuterica hay plantas en Chile Argentina y Brasil Los terminales tiacutepicos de regasificacioacuten de GNL estaacuten compuestos de los siguientes elementos
Brazos de descarga
Tuberiacuteas Criogeacutenicas
Tanques de almacenamiento
Bombas de baja presioacuten
Compresores y recondensadores de gas
Bombas de Alta Presioacuten
Vaporizadores
225 Distribucioacuten del mercado del GNL Comparando la oferta y demanda mundial se aprecia un exceso en el suministro que va maacutes allaacute del 2014 y de manera regional algunos mercados pueden tener un exceso por maacutes tiempo Expertos como GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) sentildealan que en 2012 la capacidad de procesamiento sobrante alcanzaba cerca del 50 situacioacuten que puede debilitarse como consecuencia del aumento en la demanda de Europa y Asia y la disminucioacuten de la produccioacuten interna de gas en los paiacuteses que conforman las dos regiones Los recientes cambios en la demanda del continente Asiaacutetico y particularmente en Japoacuten han transformado de manera estructural el comercio mundial de GNL que muestra unas perspectivas positivas debido a una mayor demanda para generacioacuten de electricidad reemplazando la nuclear ademaacutes de su flexibilidad y respaldo para atender situaciones coyunturales que requieren respuestas apresuradas La Tabla 2-1 relaciona los paiacuteses que importan y exportan GNL No obstante que los paiacuteses exportadores son 19 y los importadores 23 se puede identificar que las instalaciones de regasificacioacuten son mayores que las estaciones de licuefaccioacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Australia Argentina
Angola Beacutelgica
Estados Unidos Brasil
Brunei Canadaacute
Argelia Chile
Trinidad amp Tobago China
Peruacute Repuacuteblica Dominicana
Noruega Francia
Egipto Grecia
Guinea Ecuatorial India
Rusia Italia
Omaacuten Japoacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Qatar Corea
Emiratos Aacuterabes Unidos Kuwait
Yemen Meacutexico
Libia Noruega
Nigeria Polonia
Indonesia Portugal
Malasia Puerto Rico
Espantildea
Turquiacutea
Reino Unido
Estados Unidos
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL Fuente AIE Natural Gas Information 2012
En el mediano plazo (2017) se estima que la Cuenca del Paciacutefico incrementaraacute sus importaciones de GNL por mayores demandas en China e India cuyas tasas de crecimiento superan las de Japoacuten y Corea que hoy dominan el mercado contribuyendo a un aumento del 35 en el mercado de GNL entre 2012 y 2017 Histoacutericamente la cuenca Paciacutefica se ha abastecido adicionalmente con GNL proveniente de Medio Oriente y de la cuenca del Atlaacutentico situacioacuten que se podraacute revertir por mayores aportes de gas de Rusia y Asia Central con lo cual la cuenca de Atlaacutentico tendraacute mayor disponibilidad de GNL para paiacuteses de Ameacuterica Latina particularmente Al mismo tiempo la regioacuten de Europa muestra una demanda disminuida que se abastece con gas de regioacuten - de Rusia - y de la cuenca del Atlaacutentico tanto por gasoducto como GNL A futuro se preveacute que los flujos de gas hacia Europa dependeraacuten del precio de las desviaciones que se puedan presentar en mercados flexibles de GNL de los contratos de largo plazo y de posibles exportaciones de Estados Unidos despueacutes del 2016 Teniendo en cuenta los precios actuales el exceso de oferta y la situacioacuten de abastecimiento en Norteameacuterica no se presume movilizacioacuten de GNL hacia esa cuenca y los voluacutemenes contratados con anterioridad seraacuten capturados por otras regiones en buacutesqueda de mejores remuneraciones Todos estos factores parece provocaron una desconexioacuten entre los precios del GNL provenientes de la misma cuenca y un desacople con el precio del petroacuteleo desincentivando el uso del precio del crudo como referente o indexador en los contratos de GNL 226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial Considerando las necesidades mundiales de gas y dada la cantidad del recurso son diversas las rutas existentes para llevar el combustible desde los centros de produccioacuten a los lugares de consumo La Tabla 2-2 presenta la infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial y sus principales caracteriacutesticas Durante el 2012 se comercializaron cerca de 2363 millones de toneladas por antildeo (MTPA) un 19 menos que en 2011 debido particularmente a interrupciones y mantenimientos no programados de las instalaciones de licuefaccioacuten existentes y de algunos proyectos que debiacutean entrar en operacioacuten y que vienen mostrando retrasos Esta caiacuteda se da despueacutes de 30 antildeos de crecimiento consecutivo
Japoacuten y Corea del Sur importan el 53 del total de GNL transado en el aacutembito mundial y representaron tres cuartas partes de las importaciones de Asia Los mayores voluacutemenes de GNL transados provinieron de Qatar (que dispone del 27 de la capacidad de licuefaccioacuten mundial) y Nigeria en aproximadamente un 50 de las exportaciones al contado El comercio de GNL se ha visto intensificado gracias al mejoramiento de la oferta proveniente de Qatar y Australia gracias a sus nuevas instalaciones en operacioacuten y a menores requerimientos de GNL en los Estados Unidos motivados por la produccioacuten sostenida de gas natural en los uacuteltimos antildeos ademaacutes del impulso dado a la construccioacuten de proyectos de Norte Ameacuterica cambiando las perspectivas de GNL aunque el nuacutemero de proyectos de licuefaccioacuten de propuestas son en su mayoriacutea menos avanzado que los proyectos en Australia Al finalizar el antildeo 2012 y a nivel mundial se contaba con 89 trenes de licuefaccioacuten que en conjunto sumaban 282 (MTPA) en 24 instalaciones con 88 tanques de almacenamiento equivalentes a 7 diacuteas consumo La capacidad nominal mundial es superior en 46 MTPA a la demanda sin embargo no parece suficiente para balancear la oferta y la demanda mundial de gas natural si continuacutea creciendo la demanda a las tasas registradas durante el 2011 y 2012
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial
Fuente GIIGNL 2011
Paiacutes LugarNo
Trenes
Capacidad Nominal
104 tantildeoPropietario Inicio de Operacioacuten Operador Comprador
Argelia Arzew GL1Z 6 819 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Arzew GL2Z 6 798 Sonatrach 1972 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Skikda GL 1K 3 313 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Angola Soyo 1 52 Angola LNG 2012 Sonangol Gulf LNG Energy Repsol
Australia Darwin 1 34 Darwin LNG ENI TEPCo 2006 Conoco Phillips Tokyo Electric
Wthnell Bay 5 164 NWS LNG 1989 Woodside Tokyo Electric Shell Osaka gas Kogas DPLNG
Brunei Lumut 5 72 Brunei LNG Sdn 2005 Brunei LNG Sdn Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Egipto Damietta 1 5 Fenosa gas EGPC Egas 2005 Segas Service Fenosa Gas Bp
Idku 2 72 Egyptiam LNG ( 2005 Egyptiam LNG GDF Suez
Guinea Ecuatorial Bioko Island 1 37 Maraton Songas Mitsui Marubeni 2007 Marathon BG Gas Marketing
Indonesia Blang Lancang Arun 2 475 Pertamina 1978 PT Arun NGL Co Kogas
Bontang Badak 16 222 Pertamina 1994-1998 PT Badak NGL CPC Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Tangguh 2 76 Gobierno de Indonesia 2009 Bp Posco Sempra LNG kogas
Libia Marsa ndash El Brega 4 06 LNOC 1970 LNOC Unioacuten Fenosa Gas
Malasia Brintulu MLNG1 3 81 Malasia LNG Sdn Bhd 1983Malasia LNG Sdn
BhdTokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Brintulu MLNG 2 4 93 Malasia LNG Dua 1995-2000 Malasia LNG Dua Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Shikoku electri
Brintulu MLNG 3 2 68 Malasia LNG Tiga 2003 Malasia LNG Tiga Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Oska gas
Nigeria Bonny Island 6 217 Nigeria LNG 1999 Nigeria LNG Ltda EnelUnioacuten Fenosa Botas GDF Suez Ren atlaacutentico
Noruega Hammerfest 1 43Statoil Petoro Total GDF Suez RWE
Hess2007 Statoil Total Statoil GDF SuezIberdrola
Omaacuten Qalhat 3 107 Omaacuten LNG ( 2000 Omaacuten LNG Kogas Shell Osaka gas Bp Itochu
Peruacute Peruacute LNG 1 445 Hunt Oil Marubeni Repsol Sk Corp 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Qatar Ras Laffan 1 3 161 Qatargas 1999 Qatargas IChuchu Elect Osaka gas Tokyo gasToho gas Tohoku Elect Kansai ElectrFenosa PGNIG
PTT
Ras Laffan 2 4 141 Qatargas 1999 Qatargas II Tokyo gas
Ras Laffan 3 7 312 Qatar Petroacuteleum Exxonmobil 2009 Qatargas III Exxonmobil Chubu
Rusia Sakhalin II 2 955 Sakhalin Energy Invest Co 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Trinidad amp Tobago Point Fortin 4 151 Atlantic LNG 1999 Atlantic LNG Fenosa GDF Suez Bp Repsol Naturgas Repsol
Emiratos Aacuterabes Das Island 3 56 ADGAS 1977 Adgas Tokio Electric Power
Estados Unidos Kenai 1 14 Conoco Phillips 1969 Conoco Phillips Tokyo Electric Tokyo gas
Yemen Balhalf 2 67 Yemen LNG 2009 Yemen LNG Kogas GDF Suez Total
33
Hay nuevos proyectos en construccioacuten que representan un incremento importante en la capacidad de procesamiento en Australia 4 Canadaacute 1 Indonesia 1 Nueva Guinea 1 Estados Unidos 2 de acuerdo con lo sentildealado por el GIIGNL lo que permitiraacute satisfacer la creciente demanda en Asia Pese a estos proyectos subsiste incertidumbre sobre la magnitud de participacioacuten de Norte Ameacuterica en el mercado de GNL y el ritmo al que los proyectos de esa regioacuten son capaces de superar las dificultades presentadas en otros
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial En cuanto a facilidades de regasificacioacuten y de infraestructura para almacenamiento y posterior tratamiento del GNL se cuenta con 98 terminales que incluyen 10 instalaciones flotantes que en total suman 650 MTPA de capacidad de los cuales 14 son de pequentildea escala y participaron con una capacidad de 46 MTPA concentrando la regioacuten asiaacutetica maacutes del 50 de los servicios y las regiones de Ameacuterica y Europa cada una con un 25 La Graacutefica 2-7 representa de manera espacial la distribucioacuten de regasificacioacuten mundial El nuacutemero de paiacuteses importadores de GNL se estaacute expandiendo de manera importante tal es el caso de los mercados existentes en Asia y de otros pequentildeos consumidores de Centro y Surameacuterica que al igual que los paiacuteses industrializados estaacuten en proceso de sustitucioacuten de combustibles por GNL Simultaacuteneamente el uso intensivo de nuevas tecnologiacuteas para regasificacioacuten como la teacutecnica flotante ha introducido al mercado alto grado de flexibilidad brindando la oportunidad de antildeadir capacidad de regasificacioacuten con costos relativamente baratos en un periacuteodo de tiempo corto Por ello distintas economiacuteas emergentes han utilizado terminales de regasificacioacuten flotantes como la forma maacutes expedita de satisfacer raacutepidamente la demanda de gas Ademaacutes hay un renovado intereacutes por el incremento de la flota en razoacuten a la velocidad y la facilidad relativa de llevar un terminal flotante en liacutenea y asiacute reducir las diferencias de oferta y demanda de caraacutecter temporal En el 2012 la cantidad de paiacuteses importadores de GNL crecioacute en algo maacutes del 150 con respecto al nuacutemero de paiacuteses importadores de 2002 y entre 2009 y 2012 diez nuevas naciones construyeron su primer terminal de regasificacioacuten como Indonesia Tailandia Paiacuteses Bajos Noruega Suecia Brasil y Chile En la regioacuten de Europa utilizan un esquema de abastecimiento un tanto novedoso donde Espantildea y Beacutelgica reexportan parte de sus importaciones al resto de Europa pero la crisis econoacutemica del continente ha generado disminucioacuten de importaciones de GNL en todo el continente con excepcioacuten de Turquiacutea quien ha renovado contratos de importacioacuten con Argelia En el caso de Ameacuterica Latina el mercado de GNL se encuentra en pleno auge por el desarrollo de plantas de regasificacioacuten en paiacuteses deficitarios y hoy Argentina Brasil y Chile y proacuteximamente Colombia hacen parte del club de paiacuteses que pretenden garantizar el abastecimiento de gas natural con diversificacioacuten de su oferta que gracias a la tecnologiacutea es una realidad disponer de este energeacutetico La situacioacuten en Ameacuterica Latina responde a dos circunstancias distintas Brasil y Chile que prestan demandas crecientes de GNL como respuesta a los problemas de generacioacuten de electricidad que conlleva la crisis hidroloacutegica en el continente fenoacutemeno de La Nintildea en Chile y baja hidraulicidad en la zona del riacuteo Paranaacute
34
El caso de Argentina responde a la disminucioacuten en la produccioacuten domeacutestica cuyo deacuteficit es cubierto viacutea gasoductos desde Bolivia y GNL de distinta procedencia
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten
35
Fuente GIIGNL 2012
36
La regioacuten de Asia ndash Paciacutefico abarca un grupo de paiacuteses con las maacutes grandes necesidades de GNL como son China Corea del Sur EAU India Indonesia Japoacuten Kuwait Tailandia y Taiwaacuten En su orden Japoacuten Corea del Sur y China son los mayores consumidores a nivel mundial y los expertos sentildealan que las importaciones de GNL creceraacuten en la medida que la capacidad de regasificacioacuten esteacute disponible Histoacutericamente la utilizacioacuten de los terminales de importacioacuten ha sido inferior al 50 debido a la naturaleza estacional de muchos de los mercados de gas que generan variaciones de la demanda Seguacuten el Internacional Gas Unioacuten en 2012 la utilizacioacuten se redujo a 37 como resultado de la disminucioacuten de suministro de GNL a Europa y menor demanda en Ameacuterica del Norte que dejoacute a muchos terminales casi vaciacuteos La Graacutefica 2-8 presenta el factor de utilizacioacuten de la infraestructura de regasificacioacuten de acuerdo con la capacidad anual y las importaciones de GNL Se puede observar que China es el paiacutes que menos capacidad instalada y el que maacutes la usa con un 68 paiacuteses como Japoacuten Corea del Sur Espantildea y Reino Unido estaacuten entre un 40 y un 50 mientras Estados Unidos es el paiacutes que tiene una tasa de uso de menos del 10 de la capacidad instalada
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten
Fuente GIIGNL
El arribo del shale gas a Estados Unidos modificoacute el esquema de mercado en el mundo no solo por la movilizacioacuten del gas sino en el modelo de precios Los importadores buscan gas proveniente de Norte Ameacuterica y el suministro viacutea gasoducto estaacute perdiendo importancia por los arbitrajes ocurridos No obstante lo anterior en los continentes Europeo y Asiaacutetico existen proyectos de construccioacuten de gasoductos para transportar gas natural desde los paiacuteses de la Antigua Unioacuten Sovieacutetica hacia el continente asiaacutetico y particularmente a Corea del Sur y China asiacute
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Japoacuten Corea China India USA Espantildea Reino Unido
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Capacidad anual de regasificacioacuten Importaciones de GNL Tasa de utilizacioacuten
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como a otros paiacuteses de la regioacuten sin embargo ninguno ha tomado la decisioacuten final de inversioacuten El desarrollo de estos proyectos aliviariacutea la presioacuten existente sobre la infraestructura de GNL y para los importadores del gas resultariacutea maacutes barato que el uso del gas en estado liacutequido por los costos asociados con toda la cadena de valor ademaacutes de los elevados precios del GNL en el continente Asiaacutetico que ha hecho maacutes faacuteciles las negociaciones con los productores de Rusia para acceder a esta fuente De todas formas Rusia es un gran competidor a largo plazo y seguiraacute siendo un integrante importante en este mercado
23 Contexto Nacional Colombia es un paiacutes que cuenta con una importante dotacioacuten de recursos naturales energeacuteticos entre los que se cuenta el carboacuten hidroenergiacutea y gas natural entre otros A lo largo de los uacuteltimos 20 antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados localizados alrededor de los campos de produccioacuten sino en el nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca y Norte de Santander Desde comienzos de la deacutecada de los 90 se inicioacute la masificacioacuten del uso del gas natural en los distintos sectores socioeconoacutemicos y tal ha sido el impacto que tuvo en el consumo de energiacutea que pasoacute en 1990 de una participacioacuten relativa de 67 a un 205 en 2012 registrando un cambio significativo en la matriz de consumo y guardadas proporciones se constituyoacute en una revolucioacuten energeacutetica No solamente los hogares entraron en la era del gas natural sino la industria en sus procesos la generacioacuten de electricidad y el sector transporte con la sustitucioacuten de combustibles liacutequidos vieacutendose favorecidos por la factura que pagaban comparada con otros recursos energeacuteticos con lo cual se convirtioacute en un caso de eacutexito a nivel Latinoamericano pese a la concentracioacuten de este recurso en dos grandes aacutereas geograacuteficas la primera localizada en la Costa Norte del paiacutes con los campos Ballena y Chuchupa y la segunda en los Llanos Orientales donde se localizan los campos de Cusiana y Cupiagua 231 Reservas y produccioacuten Los cambios generados en la organizacioacuten institucional del sector de hidrocarburos a mediados de la primera deacutecada del nuevo siglo permitieron modificar la trayectoria seguida y se dio un impulso significativo a las actividades de exploracioacuten y produccioacuten logrando una incorporacioacuten importante de reservas de gas natural que hoy mantiene una RP de 16 antildeos y que se estima podriacutea incrementarse gracias a los avances tecnoloacutegicos y nuevas teacutecnicas para la explotacioacuten y desarrollo de Yacimientos no Convencionales y los localizados en el offshore pese a los aumentos importantes de produccioacuten requeridos para atender la progresiva demanda La Graacutefica 2-9 presenta la evolucioacuten de las reservas y de la produccioacuten de gas natural en Colombia
38
En cuanto a la produccioacuten al finalizar el antildeo 2012 el paiacutes disponiacutea de 68 TPC cerca de 200 GPC maacutes que en 2011 las cuales han sido estimadas de acuerdo con los criterios establecido por SPE (the society of petroleum engineers) En teacuterminos generales las reservas de gas natural se han mantenido en niveles que bordean los 7 Tera Pies Cuacutebicos descontando los voluacutemenes producidos que en promedio ha sido de 09 TCP por antildeo lo que representan una tasa de crecimiento promedio antildeo de 1 entre 2000 y 2012 Durante el 2012 se alcanzoacute una extraccioacuten de 1150 MPCD lograacutendose un registro histoacuterico y superando los voluacutemenes logrados en 2010 cuando el sistema fue exigido al maacuteximo para cubrir la demanda del sector eleacutectrico generada por el fenoacutemeno de ldquoEl Nintildeordquo Los resultados indican una tasa de crecimiento promedio anual de 6 entre 2000 y 2012 interrumpiendo la trayectoria a la baja que se presagiaba en los primeros antildeos del nuevo milenio La Costa Atlaacutentica ha sido la regioacuten de mayor aporte consecuencia directa de las distintas inversiones realizadas para recuperar la mayor cantidad de gas natural de los campos de Guajira el cual se produce de forma libre es decir que no se encuentra asociado con petroacuteleo
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural
Fuente ANH
Cabe sentildealar que no todo el gas natural producido en los maacutes de 55 campos con los que hoy cuenta nuestro paiacutes pude ser utilizado pues por razones de seguridad se requiere enviar a tea (antorcha) ciertos voluacutemenes para evitar manifestaciones de explosioacuten o porque se requiere para la extraccioacuten de petroacuteleo y es necesario reinyectarlo o porque es necesario para el autoconsumo en los campos Por ello a continuacioacuten se realiza un anaacutelisis del comportamiento de la oferta disponible para entender la situacioacuten que se genera a corto y largo plazo sobre la disponibilidad del
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TPC
Reservas produccioacuten
39
recurso y los riesgos percibidos en el abastecimiento y la disponibilidad para exportaciones siendo eacutestas una decisioacuten de la poliacutetica energeacutetica colombiana 232 Oferta La oferta de gas en Colombia se halla concentrada tanto en lo que afecta a la dimensioacuten espacial como a la comercial pues algo maacutes del 44 proviene de los campos de la Guajira 44 de Cusiana y el restante 12 emana de los campos localizados en los Valles Inferior Medio y Superior del Magdalena y en la mayoriacutea de los casos ECOPETROL SA posee una participacioacuten importante de los voluacutemenes comercializados La Graacutefica 2-10 representa la evolucioacuten de la oferta desde el antildeo 2009 de manera mensual con el fin de contrastarlo con la demanda obtenida en el mismo periodo Han sido importantes los esfuerzos por aumentar la produccioacuten de gas natural especialmente en los campos de la Guajira y en el aacuterea de los Llanos Orientales Numerosos trabajos de reacondicionamiento asiacute como el mejoramiento de la infraestructura y la perforacioacuten de nuevos pozos permitieron elevar la produccioacuten de los campos localizados en el departamento de la Guajira hasta niveles cercanos a los 700 MPCD durante el antildeo 2009
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos
Fuente MME ANH y ACP
Al finalizar el antildeo 2009 los campos de Cusiana y Cupiagua incrementaron tambieacuten su produccioacuten con lo cual la oferta de gas natural asociado empezoacute a adquirir gran importancia en el esquema de suministro colombiano ademaacutes de que la expansioacuten comenzoacute desplazaacutendose de la Costa al interior del paiacutes Sin embrago el suministro de gas pierde cierta flexibilidad toda vez que la produccioacuten de gas en este tipo de yacimientos depende directamente de la produccioacuten de liacutequidos asociados a este
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Guajira Creciente Cusiana - Cupiagua Otros Llanos Resto Paiacutes
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Durante el antildeo 2013 el paiacutes produjo aproximadamente 1174 MPCD de gas natural de los cuales Guajira representoacute el 448 los campos localizados en los Llanos contribuyeron con el 436 en tanto que el Valle Medio participoacute con 45 Valle Inferior aportoacute 6 y el restante 11 provino de las cuencas del Catatumbo y Valle Superior del Magdalena La Tabla 2-3 relaciona la informacioacuten de manera desagregada
Cuenca Produccioacuten MPCD
Catatumbo 262
Guajira 5261
Llanos Orientales 5118
Valle Inferior Magdalena 699
Valle Medio Magdalena 506
Valle Superior Magdalena 105
TOTAL 1174
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 Fuente MME ANH y ACP
Lo cierto es que se requiere mantener y aumentar los niveles de produccioacuten para atender la creciente demanda Por otra parte si los resultados de la actividad exploratoria no son tan satisfactorios en razoacuten a que buena parte de esta actividad se orienta maacutes a la buacutesqueda de petroacuteleo dada su mayor rentabilidad es probable que haya aumentos modestos de nuevas reservas de gas natural salvo que en la proacutexima ronda que realice la ANH en 2014 parte de su empentildeo se concentre en aacutereas prospectivas para el gas natural De lo antes expuesto se puede mencionar que existe alta incertidumbre acerca de la oferta disponible en el mediano y largo plazo Es decir en ausencia de incorporacioacuten de suficientes reservas que permitan mantener los niveles de produccioacuten requeridos para suplir los requerimientos del paiacutes y dadas las caracteriacutesticas del mercado en lo que a concentracioacuten espacial se refiere generen complejidades que impidan el desarrollo equilibrado del mercado 233 Consumo El consumo de gas natural muestra un pasado relativamente corto en cerca de dos deacutecadas y medio cambioacute la estructura de consumo final de energiacutea en Colombia y hoy maacutes de 65 millones de usuarios consumen este recurso en distintos usos Presenta una tasa de crecimiento interanual cercano al 10 entre 2000 y 2012 La Graacutefica 2-11 registra la evolucioacuten de la demanda en los uacuteltimos antildeos El mercado residencial se extiende a aproximadamente 867 poblaciones con una cobertura que sobrepasa el 80 en las poblaciones atendidas con un cubrimiento de 460000 vehiacuteculos que utilizan esta fuente como combustible automotor y una significativa participacioacuten en el consumo de las industrias colombianas haciendo maacutes competitivos el comercio la industria y el transporte puacuteblico Indudablemente son importantes los beneficios recibidos frente a otras fuentes lo que hace prever que seguiraacute siendo un recurso importante en la matriz energeacutetica colombiana Durante el periodo 2009 y 2013 el consumo interno de gas natural se ha incrementado en 380 MPCD equivalente a 572 registraacutendose incrementos en todos los sectores de
41
consumo sin embargo se destacan los sectores residencial con 393 refineriacutea con 379 e industria con 218 representando un crecimiento interanual de 91
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector
Fuente CNOrsquo GAS CONCENTRA UPME
Como se expuso en la introduccioacuten una caracteriacutestica fundamental del mercado de gas en Colombia se vincula con la volatilidad de la demanda frente a fenoacutemenos climaacuteticos como los de ldquoEl nintildeordquo Mientras que la demanda promedio de gas muestra una estructura altamente diversificada ella puede ser muy volaacutetil ante el requerimiento de las centrales teacutermicas en periacuteodos de sequiacuteas en tanto la capacidad de embalse de las centrales hidroeleacutectricas es baja El tamantildeo del mercado interno en 2013 era del orden de 1000 MPCD de este mercado cerca del 56 en promedio correspondioacute a sectores de consumo final como lo son el residencial comercial industrial y vehicular Por su parte el sector eleacutectrico durante el mismo 2013 en promedio representoacute el 31 del total A la par las exportaciones mantuvieron un comportamiento regular que en promedio alcanzaron los 202 MPCD Sin embargo cuando la demanda se enfrenta a fenoacutemenos de ldquoEl nintildeordquo como el ocurrido entre junio de 2009 y mayo del 2010 el sistema hace frente a una oferta inflexible pues la demanda del sector termoeleacutectrico -eje de la confiabilidad del sector eleacutectrico ante fenoacutemenos climaacuteticos extremos- necesariamente reduce la disponibilidad de gas para satisfacer otras demandas que podriacutean ser firmes como lo es sin duda la del sector industrial Con el propoacutesito de precisar el registro histoacuterico de la volatilidad de la demanda termoeleacutectrica frente a la demanda interna total se presenta en la Graacutefica 2-12
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GNVC Industrial Petroquiacutemica ResidencialComercial Refineriacutea Eleacutectrico Exportacioacuten
42
Lo anterior a pesar de que el sector que maacutes se redujo fue el de exportaciones con las repercusiones propias de los contratos ademaacutes de que las estadiacutesticas no reflejan la demanda no abastecida y que implicoacute cortes al sector de GNV reducciones del consumo de gas en las refineriacuteas y el reemplazo de gas por combustibles liacutequidos en industrias factores que pueden menguar el desarrollo del mercado de gas frente a la percepcioacuten de incertidumbre sobre condiciones de abastecimiento cantidades disponibles precios y tipos de contratos En tales condiciones el incremento de la oferta de gas enfrenta tanto para los productores de gas como para los transportadores factores de riesgo que por otra parte se trasladan como riesgos percibidos de abastecimiento en los sectores de demanda interna principalmente el industrial y el de GNV Por otra parte este panorama impide comprometer con certeza exportaciones de gas siendo la decisioacuten de exportar parte de la poliacutetica energeacutetica nacional Por lo anterior las fluctuaciones de la demanda tambieacuten generan percepcioacuten de riesgo pero a la vez estas podriacutean eventualmente ser tratadas a traveacutes de la regulacioacuten y tipos de contratos Simultaacuteneamente la oferta de gas tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al transporte de gas natural toda vez que eacuteste se encuentra desvinculado en propiedad de los productores y no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida exportacioacuten
Fuente CNO Gasuml XM caacutelculos propios
0
10
20
30
40
50
60
0
200
400
600
800
1000
1200
ene
-09
abr
-09
jul-
09
oct
-0
9
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-10
abr
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jul-
10
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-1
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-11
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-1
1
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abr
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12
oct
-1
2
ene
-13
abr
-13
jul-
13
oct
-1
3
Secto
r EleacutectricoM
PC
D
TOTAL ELEacuteCTRICO S Eleacutectrico
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Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado el cual se puede apreciar en la Graacutefica 2-15 donde se presenta de manera sinteacutetica la red colombiana de transporte de gas natural Pero cualquiera sea el escenario de oferta la demanda termoeleacutectrica reduciriacutea draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados domeacutesticos (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Es de recordar que la actividad de transporte de gas natural tiene caracteriacutesticas de monopolio natural y en el caso de Colombia el bajo nuacutemero de participantes en el suministro ha dado lugar a un sistema de transporte tal que soacutelo existe una alternativa de transporte para llegar de un punto a otro Hay maacutes de dos firmas en el negocio de transporte pero dos de ellas mueven la mayor parte del gas Promigas en la Costa Atlaacutentica y TGI en el interior del paiacutes Cada una de las empresas de transporte opera como un monopolio en el mercado geograacutefico que atiende Esta actividad es objeto de regulacioacuten de tarifas y de cargos de acceso para evitar el ejercicio de poder de mercado por parte de los operadores La expansioacuten de la infraestructura se basa en contratos lo que hace al transportador un agente activo El esquema de remuneracioacuten se origina en el reconocimiento de inversiones basado en un factor de utilizacioacuten sin incluir la variacioacuten de los flujos y en una pareja de cargos -por capacidad y por volumen- que no guardan correlacioacuten de manera directa con los costos fijos y variables de la actividad Asiacute las cosas hay ciertos factores de incertidumbre que afecten de manera negativa las decisiones de inversioacuten de los transportadores ademaacutes de las dificultades antes mencionadas y la falta de coordinacioacuten entre los distintos eslabones de la cadena (productores) 234 Sistema de transporte La red colombiana de gasoductos estaacute conformada principalmente por el sistema de la Costa Atlaacutentica y del Interior La red de la costa atlaacutentica pertenece y es operada por la empresa PROMIGAS estaacute conformado por dos subsistemas principales Ballena-Cartagena y Cartagena-Jobo Subsistema Ballena-Cartagena transporta gas natural proveniente de los campos del
Departamento de la Guajira Chuchupa y Ballena El gas se recibe en la Estacioacuten Ballena (Guajira) y se transporta hasta las ciudades de Santa Marta Barranquilla y Cartagena atendiendo a lo largo de su recorrido varias poblaciones y plantas termoeleacutectricas de la Costa Atlaacutentica Tiene una longitud de 6733 km
El Subsistema Cartagena - Jobo tiene una longitud de 193 km y transporta gas natural proveniente del yacimiento denominado Guumlepajeacute ubicado en el Municipio de San Pedro (Sucre) hacia Cartagena y hacia la planta de Cerromatoso Abastece un gran nuacutemero de poblaciones a lo largo de su recorrido Este subsistema tiene la opcioacuten de acuerdo con los requerimientos de consumo de enviar el gas de la Guajira que viene desde Ballena hasta Jobo
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El gasoducto cuenta con diferentes estaciones para su funcionamiento la Estacioacuten Ballena las Estaciones Arenosa y Heroica y las Estaciones Compresoras Palomino Cartagena y Sahaguacuten
La red del interior pertenece y es operada por varias empresas
Transportadora de gas internacional ndash TGI
Transmetano
Promioriente
Transoccidente
Progasur
Coinobras
La red propiedad de TGI- Transportadora de gas internacional posee maacutes de 3900 km de gasoducto y estaacute conformada por 7 sistemas principales
Gasoducto Ballena ndash Barrancabermeja
Gasoducto Centro ndash Oriente
Sur de Boliacutevar ndash Santander
Gasoducto Mariquita ndash Cali
Gasoducto Cusiana ndash Apiay ndash Bogotaacute
Gasoducto Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
Gasoducto Morichal ndash Yopal
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Ballena ndashBarrancabermeja
578 18 260 Ballena
Hato Nuevo La Jagua
Casacaraacute Curumaniacute
Norean San Alberto y
Barrancarmeja
Centro - Oriente 1005 4 - 6 - 12 - 14 - 20 -
22
Barrancabermeja -
Sebastopol 230
Cusiana Barrancberm
eja ECP Dina Rio Ceibas
Hocol Toqui Toqui
Vasconia Miraflores
Puente Guillermo y Mariquita
Sebastopol - Vasconia
201
La Belleza - Vasconia
196
La Belleza - Cogua
182
Vasconia - Mariquita
192
Mariquita ndash Gualanday
15
Gualanday - Neiva
11
Sur de Boliacutevar - Santander
308 10 - 8 - 2 64 Cusiana -
Mariquita - Cali 343 20 Mariquita -
Cali 168
Mariquita Cusiana
Padua
Cusiana - Apiay - Bogotaacute
442 3 ndash 6 ndash 10 -
12
Cusiana ndash Apiay
30
Cusiana Apiay Apiay ndash Villavicencio ndash
Ocoa 14
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Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Apiay - Usme 18
Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
223 20 390 Cusiana Miraflores ndash
Puente Guillermo
Morichal ndash Yopal 132 4 - 4 Morichal -
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes Fuente Boletiacuten Electroacutenico de operaciones ndash TGI 2014
La red que transporta el gas natural desde Sebastopol hacia Medelliacuten es de propiedad de la empresa Transportadora de Metano SA ndash Transmetano cuenta con 188 km construidos de gasoducto y una capacidad maacutexima de transporte 78 MPCD en liacuteneas de 2 4 6 8 12 y 14 pulgadas de diaacutemetro Promigas tiene una participacioacuten en Transmetano del 996 Transoriente2 transporta gas natural hacia la ciudad de Bucaramanga en dos tramos
Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga
Gibraltar - Bucaramanga
El tramo Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 358 MPCD y 160 km de longitud cuenta con una liacutenea principal en 8rdquo y un loop en 6rdquo La liacutenea Gibraltar ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 499 MPCD en 17715 km de 12 pulgadas de diaacutemetro La Empresa Transoccidente transporta gas natural desde Cali hacia Yumbo a traveacutes de 108 km de gasoducto el cual cuenta con una capacidad de transporta de 736 MPCD Actualmente Promigas tiene una participacioacuten en Transoccidente del 69 Por su parte Progasur transporta gas natural hacia municipios del sur de Cundinamarca Tolima y Huila Esos gasoductos se describen a continuacioacuten
Gasoducto Diaacutemetro (pulgadas) Longitud (km) Capacidad (MPCD)
Sur Neiva ndash Hobo 8 526 28
Flandes - Girardot - Ricaurte 4 ndash 6 12 22
Guando - Melgar - Fusagasugaacute
3 381 06
Ramal PraderaJamundiacute - Popayaacuten
4 1196 37
Campo Sardinata - Cuacutecuta 4 678 43
Buenos Aires - Ibagueacute 6 189 156
Chicoral - Flandes 6 271 12
Flandes - Guando 6 395 107
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur Fuente PROGASUR 2014
2 Promigas tiene una participacioacuten en Transoriente del 733
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En noviembre de 2013 se formalizoacute el proceso de fusioacuten por parte de Progasur sobre la compantildeiacutea Transportadora Gasoducto del Tolima SA- TRANSGASTOL por lo cual los gasoductos que con anterioridad operaba TRANSGASTOL ahora son operados PROGASUR estos son Buenos Aires ndash Ibagueacute Chicoral ndash Flandes y Flandes ndash Guando
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior
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Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa
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Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural
Fuente Empresas transportadoras de gas natural
24 Planta de regasificacioacuten La disponibilidad nacional de gas natural en el mediano y largo plazo es de completa incertidumbre y son grandes los esfuerzos exploratorios que deben concretarse para obtener los resultados en teacuterminos de nuevas reservas de hidrocarburos Garantizar la atencioacuten de la creciente demanda de gas natural en Colombia sugiere contar con las reservas internas necesarias o concurrir al mercado externo para su compra y en este caso disponer de la apropiada infraestructura para el acondicionamiento y posterior uso si el gas viene en forma liacutequida o se importa viacutea gasoducto
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Teniendo en cuenta que la demanda de gas natural se encuentra altamente influenciada por los requerimientos de los generadores teacutermicos y sumado a la incertidumbre acerca de la oferta interna disponible a mediano plazo se sugiere la utilizacioacuten de varios escenarios de oferta que permitan determinar las cantidades para garantizar pleno abastecimiento e incrementar la confiabilidad del sistema Para la definicioacuten de escenarios de oferta se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 tal como se muestra en el capiacutetulo cinco Igualmente se consideroacute un escenario de planta de regasificacioacuten como ejercicio de planificacioacuten para la deteccioacuten temprana de situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda proyectada Esto conlleva a la necesidad de su dimensionamiento factor de utilizacioacuten tiempo de construccioacuten alternativa de abastecimiento por buques regasificadores que tambieacuten requiere de infraestructura de recepcioacuten etc En el primer caso el tamantildeo de la planta seraacute definido como el maacuteximo valor del faltante durante el periodo del plan de abastecimiento y su ubicacioacuten dependeraacute del balance regional Las rutas de transporte y los precios dependeraacuten del sitio donde se negocie el gas por lo general los contratos son de largo plazo (al menos 20 antildeos) aunque se cuenta con un mercado spot naciente donde el precio puede ser superior al de los contratos firmados a largo plazo Una planta de licuefaccioacuten que atiende a casi todos los paiacuteses del continente americano es la ubicada en Trinidad y Tobago ademaacutes por su cercaniacutea a Cartagena en la Costa Atlaacutentica podriacutea disminuir los costos de transporte los cuales son un factor determinante para las importaciones de GNL ya que sus costos pueden variar dependiendo del sitio donde se compre el gas natural
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3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia De acuerdo con la Constitucioacuten Poliacutetica de Colombia norma suprema el Estado mantiene la regulacioacuten control y vigilancia de los servicios puacuteblicos en procura de garantizar el mejoramiento continuo en la prestacioacuten de dichos servicios y la satisfaccioacuten del intereacutes social Asiacute mismo los servicios puacuteblicos son inherentes a la funcioacuten social del Estado siendo su deber asegurar su prestacioacuten eficiente a todos los habitantes del territorio nacional Seguacuten lo establecido en la Ley 142 de 1994 la distribucioacuten de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios puacuteblicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendraacute en la prestacioacuten de los mismos para garantizar entre otras la calidad del bien y su disposicioacuten final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios asiacute como su prestacioacuten continua e ininterrumpida Igualmente establece que es competencia privativa de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible a traveacutes de empresas oficiales mixtas o privadas Los problemas de escasez de gas natural en firme ocurridos en el antildeo 2007 dieron origen a la promulgacioacuten del Decreto 2987 de 2008 por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea el cual dispuso que los transportadores y distribuidores de gas natural y cualquier otro agente podiacutea incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En desarrollo de esa poliacutetica la CREG emitioacute la Resolucioacuten No 075 de 2008 introduciendo incentivos para que las empresas distribuidoras-comercializadoras adelantaran proyectos que permitieran garantizar la confiabilidad en el suministro de gas pero la respuesta fue escasa y solo una empresa presentoacute un proyecto de ldquopeak shavingrdquo para garantizar la prestacioacuten del servicio en la capital colombiana situacioacuten auacuten sin resolver Seguidamente el Gobierno Nacional expidioacute el Decreto 2730 de 2010 mediante el cual establecioacute otro tipo de obligaciones de confiabilidad el cual fue reemplazado por el Decreto 2100 de 2011 que modificoacute lo dispuesto en el Decreto 2730 de 2010 y cuyo artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural La industria de gas natural se ha caracterizado por ser una industria intensiva en capital donde la cantidad de energiacutea almacenada o transportada por inversioacuten en infraestructura es sustancialmente menor en comparacioacuten con la respectiva para el petroacuteleo o sus derivados liacutequidos La participacioacuten del Estado en este sector inicialmente estuvo asociada a la produccioacuten del gas por parte de Ecopetrol y a las inversiones en infraestructura de transporte Posteriormente ha venido aumentando la participacioacuten privada en las actividades comerciales y la funcioacuten del Estado se ha ido centrando en la definicioacuten de poliacuteticas de aseguramiento del abastecimiento la regulacioacuten del sector la vigilancia el estiacutemulo a la inversioacuten y la proteccioacuten de los intereses del consumidor Adicionalmente dado que la infraestructura de gas natural utiliza zonas puacuteblicas y privadas y su desarrollo tiene los respectivos impactos ambientales y sociales el Estado tambieacuten administra y regula el uso del terreno y la proteccioacuten del medio ambiente
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Por otra parte dado que el sector eleacutectrico fue el principal impulsor de la demanda de gas natural y hoy mantienen un estrecho viacutenculo por ello el Gobierno se encarga tambieacuten de disentildear poliacuteticas que de manera coordinada planeada y eficiente permitan asegurar el abastecimiento tanto de energiacutea eleacutectrica como de gas natural teniendo en cuenta las estacionalidades (Fenoacutemeno del Nintildeo) y las prioridades de consumo Frente al raacutepido crecimiento del consumo de gas natural y la relacioacuten de eacuteste con el sector eleacutectrico y a los inconvenientes de abastecimiento presentados durante el uacuteltimo Fenoacutemeno del Nintildeo los objetivos de poliacutetica de los uacuteltimos antildeos (Decreto 2687 de 2008 Ley 1450 de 2010 ndash Plan Nacional de Desarrollo 2010 ndash 2014 - y Decreto 2100 de 2011) han estado orientados principalmente a garantizar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad de la prestacioacuten del servicio
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad
Fuente UPME
31 Poliacutetica sectorial En los uacuteltimos antildeos especiacuteficamente de 2010 a 2013 los principales objetivos de poliacutetica para el sector del gas natural han sido
Fortalecimiento institucional y de la coordinacioacuten sectorial a traveacutes de publicacioacuten oportuna de informacioacuten de produccioacuten y comercializacioacuten de gas
Remuneracioacuten de redes teniendo en cuenta el costo del uso de energeacuteticos sustitutos como criterio de eficiencia
Mecanismos de comercializacioacuten y precios que incentiven las actividades de exploracioacuten y produccioacuten de gas convencional y no convencional
Promover la inversioacuten en infraestructura de confiabilidad en el suministro y transporte de gas
Promover alternativas de importacioacuten de gas para garantizar el abastecimiento
Dar prioridad al consumo interno sobre las exportaciones
Incentivar la produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales
Definir mecanismos de comercializacioacuten que promuevan la competencia propicien la formacioacuten de precios eficientes mitiguen la concentracioacuten del mercado y generen informacioacuten oportuna
Constitucioacuten Poliacutetica
Rama Judicial Congreso de la
RepuacuteblicaPresidencia
Conpes
Ministerio de Minas y Energiacutea
Entidades adscritas (CREG UPME)
Empresas (inversionistas)
Consumidores
Poliacutetica energeacutetica
Regulacioacuten econoacutemica yplaneacioacuten
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311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) Respecto al sector del gas natural el actual Plan Nacional de Desarrollo propuso
ldquoPor el contrario el gas natural sufrioacute un racionamiento durante la ocurrencia del fenoacutemeno del Nintildeo y se establecioacute la intervencioacuten estatal para asignar el gas natural a los sectores prioritarios de consumo principalmente del interior del paiacutes donde se teniacutea una escasez del producto exacerbada por restricciones en la capacidad de transporte Este evento debe ser objeto de reflexioacuten y anaacutelisis para las entidades gubernamentales con el propoacutesito de ajustar los lineamientos de poliacutetica regulacioacuten vigilancia y control para poder posicionarlo nuevamente como un sector soacutelido y confiablerdquo
ldquoAsiacute mismo se fortaleceraacute el marco institucional en el sector de gas natural para un mejor desempentildeo y coordinacioacuten entre los agentes lo que exige i) contar con un nuevo agente responsable de la gestioacuten teacutecnica del sistema nacional de transporte de gas natural velando por la continuidad y seguridad del suministro en el corto y mediano plazo y la coordinacioacuten con el sector eleacutectrico y ii) ajustar el rol que desempentildea actualmente el Consejo Nacional de Operacioacuten de gas- CNO para que desarrolle los acuerdos operativos y protocolos que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores praacutecticas internacionalesrdquo
ldquoEs necesario identificar y materializar el potencial en yacimientos no convencionales considerando aspectos ambientales y promoviendo la maximizacioacuten de la explotacioacuten del recurso en concordancia con la situacioacuten de abastecimiento energeacutetico del paiacutes Para ello el Gobierno Nacional contrataraacute los estudios necesarios para establecer un modelo contractual y la elaboracioacuten de la reglamentacioacuten teacutecnica necesaria para la exploracioacuten y explotacioacuten de yacimientos no convencionales de hidrocarburos entre eacutestos el de gas metano asociado al carboacutenrdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el Gobierno Nacional estableceraacute lineamientos de poliacutetica centrados en el aseguramiento del abastecimiento en el mediano plazo y la confiabilidad de la prestacioacuten del servicio Para ello debe seguir dos estrategias i) profundizar en la promocioacuten de la actividad exploratoria mediante la libertad de las exportaciones basada en criterios teacutecnicos y transparentes que tengan en cuenta el abastecimiento interno y ii) crear un esquema que permita importar la confiabilidad en el abastecimiento bajo el mecanismo maacutes eficiente desde el punto de vista teacutecnico y econoacutemicordquo
ldquoSi bien el aprovechamiento del recurso de una manera eficiente y sostenible es muy importante en la cadena de produccioacuten se debe garantizar el acceso a la infraestructura de transporte mediante la ampliacioacuten de la capacidad de almacenamiento en tanques y de transporte por oleoductos gasoductos y poliductos de acuerdo con criterios de eficiencia econoacutemica y suficiencia financiera que aseguren la continuidad y confiabilidad de estos servicios Para el caso de oleoductos se espera contar con una capacidad miacutenima de transporte de aproximadamente 1rsquo200000 BPD y 300000 BPD de diluyente adicional para finales del antildeo 2013 asiacute como una capacidad de transporte en gasoductos de 1220 MPCD (244000 BPED) en el antildeo 2014rdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el primer reto del sector se centra en establecer criterios de confiabilidad que sean eficientes econoacutemica y financieramente sopesando alternativas de construccioacuten de infraestructura nueva en transporte y distribucioacuten frente a la posibilidad de definir un mercado de interrupciones para lo cual se debe tener en cuenta las valoraciones que consideren la menor relacioacuten costo-beneficio para los usuarios finalesrdquo
En segundo lugar se deben generar mecanismos para la comercializacioacuten mayorista que incentive las inversiones en exploracioacuten gasiacutefera promoviendo esquemas de
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contratacioacuten que permitan a los inversionistas mitigar los riesgos de demanda tener la remuneracioacuten adecuada y promover la estandarizacioacuten de contratos de suministro y transporte En este sentido se desarrollaraacuten mecanismos flexibles con compatibilidad de incentivos que propicien el incremento de la oferta de gas en firme y permitan la formacioacuten libre de precios a partir de sentildeales de escasez Cuando existan agentes con posicioacuten dominante la CREG estableceraacute los mecanismos que considere idoacuteneos para determinar los esquemas de comercializacioacuten del gas adecuados ante estas situaciones Por otro lado es importante que las metodologiacuteas de remuneracioacuten de distribucioacuten de gas natural consideren anaacutelisis econoacutemicos comparativos frente al energeacutetico sustituto cuando se analice su viabilidad de expansioacutenrdquo
ldquoConsiderando lo anterior el Gobierno Nacional debe propiciar la armonizacioacuten de los esquemas de promocioacuten del uso del GLP y el GN de manera que se eliminen las distorsiones en los mecanismos de transmisioacuten entre los costos y las sentildeales de precios propiciando una mayor eficiencia asignativa en el mercado de estos sustitutos En este sentido se enfocaraacuten esfuerzos en las siguientes liacuteneas de accioacuten i) eliminar los subsidios para infraestructura de transporte y distribucioacuten de gas otorgados a traveacutes de fondos nacionales y en este sentido eliminar el Fondo Especial de Cuota de Fomento-FECF en un plazo no mayor a 4 antildeos ii) permitir el uso de GLP como combustible para vehiacuteculos y expandir su uso en la industria petroquiacutemica iii) consolidar el esquema de marcas para la distribucioacuten y comercializacioacuten de GLP y iv)desarrollar los mecanismos que permitan equiparar el esquema de solidaridadrdquo
ldquoCon el objetivo de propiciar el incremento de la productividad de las industrias intensivas en energiacutea eleacutectrica y gas natural incentivar el crecimiento econoacutemico y la creacioacuten de empleo el Gobierno Nacional buscaraacute los mecanismos adecuados para la eliminacioacuten gradual de la contribucioacuten industrial en los servicios puacuteblicos de energiacutea eleacutectrica y gas combustible incorporando dentro de los criterios de dicha gradualidad la respuesta de la industria a estas reducciones en teacuterminos de incremento en el empleo Las medidas que se tomen en este sentido no deben comprometer la sostenibilidad del esquema de solidaridad ni causar costos financieros a las empresas prestadoras del servicio de energiacutea eleacutectricardquo
ldquoDe otra parte se examinaraacuten esquemas de interconexioacuten eleacutectrica y gasiacutefera entre los territorios fronterizos y los paiacuteses vecinos al igual que de exportacioacuten e importacioacuten de energiacutea eleacutectrica y gas hacia paiacuteses centroamericanos a traveacutes de las regiones Paciacutefica y la Caribe Se espera contar con escenarios en la materia y nuevos nichos de mercado Ademaacutes se promoveraacuten interconexiones de energiacutea eleacutectrica y de gas de pequentildea escala y puntuales en Zonas No Interconectadas para atender demanda localrdquo
De las anteriores propuestas se destaca en especial el objetivo de asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad en la prestacioacuten del servicio 312 Decreto 2100 de 2011 Como respuesta a la experiencia vivida por el sector energeacutetico ademaacutes de los anaacutelisis realizados para la elaboracioacuten del Plan Nacional de Desarrollo se emitioacute el Decreto 2100 de 2011 el cual establecioacute mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural Los puntos maacutes relevantes de este decreto son Establecioacute el consumo interno como prioritario frente a las exportaciones Los
exportadores deben atender la demanda interna en caso de restricciones situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamientos programados Adicionalmente se definiraacute un indicador que relacione las reservas la demanda interna
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las exportaciones y las importaciones mediante el cual se pueda monitorear la conveniencia de mantener libertad a las exportaciones de gas A este respecto el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute mediante la Resolucioacuten 181704 de 2011 la metodologiacutea de caacutelculo para la determinacioacuten del iacutendice de abastecimiento de gas natural
La CREG definiraacute el costo de oportunidad del gas dejado de exportar que se les
reconoceraacute a los productores que hayan tenido que incumplir sus compromisos en firme de exportacioacuten para atender la demanda interna de gas
La demanda esencial (usuarios residenciales y pequentildeos comerciales de la red de
distribucioacuten la demanda de GNV la demanda para la operacioacuten de estaciones de compresioacuten del SNT y la demanda de las refineriacuteas) debe estar asegurada mediante contratos con respaldo fiacutesico
En caso de emergencia los agentes responsables de atender la demanda esencial y
que no cuenten con contratos firmes deberaacuten asumir directamente los costos en que incurran los usuarios afectados La CREG definiraacute la metodologiacutea para la estimacioacuten de dichos costos y los mecanismos para que los que atienden demanda esencial puedan tener acceso a contratos firmes
El gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se deberaacute
destinar prioritariamente a la atencioacuten de la demanda interna La ANH debe publicar anualmente las reservas de gas por campo y ubicacioacuten geograacutefica Los productores y productores-comercializadores deberaacuten declarar mes a mes para un
periodo de 10 antildeos la siguiente informacioacuten
bull Su consumo propio bull La produccioacuten total disponible para la venta (PTDV) bull La produccioacuten comprometida (PC) bull Potencial de produccioacuten de cada campo (PP) bull El porcentaje de participacioacuten de los diferentes productores y del Estado de
la produccioacuten de cada campo bull Contratos de exportacioacuten
La CREG definiraacute los mecanismos de comercializacioacuten de la PTDV y de las cantidades
importadas disponibles para la venta (CIDV) que se destinen para el consumo interno No estaraacuten sujetos a estos mecanismos de comercializacioacuten la produccioacuten de campos menores la produccioacuten de campos en pruebas extensas donde no se haya declarado comercialidad y la produccioacuten de campos no convencionales Estos mecanismos de comercializacioacuten deberaacuten promover la competencia propiciar la formacioacuten de precios eficientes mitigar los efectos de concentracioacuten del mercado y generar informacioacuten oportuna y suficiente para los agentes
Los productores o productores comercializadores de gas de yacimientos no
convencionales pueden realizar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica El
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Ministerio de Minas y Energiacutea la CREG y la ANH podraacuten definir incentivos adicionales a la produccioacuten no convencional de gas3
El Ministerio de Minas y Energiacutea adoptaraacute un Plan indicativo de abastecimiento de gas el cual tendraacute como horizonte de proyeccioacuten un periodo de 10 antildeos y seraacute actualizado cuando el MME asiacute lo determine Este plan debe ser elaborado por la UPME siguiendo los lineamientos que determine el MME
La CREG estableceraacute los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para la
atencioacuten de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijaraacute las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que los agentes presenten en este sentido
Se definiraacute un agente encargado de prestar el servicio de gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial del sector de gas natural La CREG definiraacute la metodologiacutea para seleccionar el prestador de este servicio y la remuneracioacuten a la que tendraacute derecho
La comercializacioacuten de gas importado con destino al servicio puacuteblico domiciliario deberaacute
ajustarse a las disposiciones exigidas para la comercializacioacuten de gas de produccioacuten nacional
El precio del gas importado o exportado seraacute pactado libremente por las partes La CREG podraacute implementar mecanismos para incentivar la importacioacuten de gas natural
con el fin de promover el abastecimiento de este energeacutetico Los propietarios de infraestructura de regasificacioacuten deberaacuten permitir el acceso a la capacidad no comprometida
313 Regulacioacuten Los principales aspectos que son objeto de regulacioacuten por parte del Estado en el sector de gas natural son los relacionados con los impactos sociales y ambientales lo referente al uso de predios puacuteblicos la compensacioacuten por produccioacuten de este recurso no renovable propiedad del Estado (regaliacuteas y participaciones de la ANH) los aspectos de seguridad teacutecnica y lo concerniente a las imperfecciones del mercado y externalidades (regulacioacuten econoacutemica a cargo de la CREG) La regulacioacuten econoacutemica vigente ha buscado en primer lugar garantizar los objetivos definidos en la Ley 142 de 1994 garantizar la calidad del bien objeto del servicio para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios la ampliacioacuten permanente de la cobertura la prestacioacuten continua e ininterrumpida la prestacioacuten eficiente la libertad de competencia y la no utilizacioacuten abusiva de posicioacuten dominante Asiacute los instrumentos establecidos para alcanzar estos objetivos han consistido baacutesicamente en la definicioacuten de indicadores de calidad mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratacioacuten precios maacuteximos regulados y las limitaciones a la integracioacuten vertical con el fin de promover la competencia
3 Mediante la Ley 1530 de 2012 se concedioacute un descuento del 40 en las regaliacuteas para el caso de produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales Adicionalmente se encuentra en discusioacuten un proyecto de reglamento de asignacioacuten de aacutereas y de contrato de exploracioacuten y produccioacuten para yacimientos no convencionales los cuales proponen aumentar especiacuteficamente para este tipo de yacimientos los periodos de exploracioacuten y produccioacuten a 9 y 30 antildeos respectivamente
56
Durante los antildeos 2012 y 2013 se expidioacute regulacioacuten orientada especialmente a asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad del servicio En este sentido se han definido instrumentos regulatorios con el fin de incentivar las importaciones y el aumento de la produccioacuten de gas modalidades contractuales con el objeto de asegurar la atencioacuten de la demanda esencial en firme mecanismos de negociacioacuten que promuevan la competencia y la fijacioacuten de precios eficientes y la definicioacuten de un gestor de mercado con el fin disponer de manera oportuna de informacioacuten operativa y comercial del sector La Tabla 3-1 resume por actividad y temaacutetica la principal normativa vigente del sector del gas natural
Actividad Organizacioacuten de la
industria Precios
Calidad del servicio
Normatividad teacutecnica
Produccioacuten
Iacutendice de abastecimiento y liacutemite a las exportaciones Res MinMinas 181704 de 2011 Res MinMinas 72472 de 2013 Reglamento de comercializacioacuten Res CREG 089 de 2013 Res CREG 123 de 2013 Res CREG 122 de 2013 Res CREG 130 de 2013 Res CREG 151 de 2013 Res CREG 204 de 2013 Gestor del mercado Res CREG 124 de 2013 Res CREG 150 de 2013 Res CREG 200 de 2013 Res CREG 021 de 2014 Restricciones a la integracioacuten vertical Res CREG 057 de 1996 Opcioacuten con gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energiacutea Firme del Cargo por Confiabilidad Res CREG 106 de 2011 Res CREG 025 de 2014
Precio punto de entrada al SNT Res CREG 088 de 2013 Costo oportunidad gas dejado de exportar Res CREG 041 de 2013 Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Res CREG 062 de 2013 Res CREG 152 de 2013 Res CREG 022 de 2014
Transporte
Reglamento Uacutenico de Transporte Res CREG 071 de 1999 (RUT) Res CREG 084 de 2000 Res CREG 102 de 2001 Res CREG 014 de 2003 Res CREG 054 de 2007 Res CREG 033 041 077 y 154 de 2008 Res CREG 130 131 y 187 de 2009 Res CREG 169 y 171 de 2011 Res CREG 078 de 2013 Res CREG 126 de 2013
Costo transporte por ductos Res CREG 126 de 2010 Costo transporte terrestre de gas natural comprimido Res CREG 008 de 2005
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Distribucioacuten
Coacutedigo de distribucioacuten de gas combustible Res CREG 067 de 1995 Res CREG 127 de 2013
Foacutermulas tarifarias distribucioacuten gas por red de tuberiacutea Res CREG 137 de 2013 Res CREG 138 de 2013 Y sus modificaciones Res CREG 183 de 2013 Res CREG 184 de 2013 Res CREG 205 de 2013 Res CREG 008 de 2014 Cargos de distribucioacuten y comercializacioacuten Res CREG 202 de 2013
Res CREG 100 de 2013
Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Internas de Gas Res 90902 de 2013 Revisiones perioacutedicas de instalaciones internas Res CREG 059 de 2012
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural Fuente CREG UPME
32 Organizacioacuten de la industria La cadena de prestacioacuten del servicio y la estructura de la industria se resumen de manera esquemaacutetica seguacuten lo presentado en la Ilustracioacuten 3-2
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio
Fuente UPME
Es de resaltar que la primera actividad que hace referencia a la exploracioacuten y produccioacuten tambieacuten se rige por los contratos que suscriban los inversionistas con la Agencia Nacional de Hidrocarburos entidad que administra los recursos del subsuelo colombiano en materia de hidrocarburos En lo referente a la comercializacioacuten la Ilustracioacuten 3-3 representa de manera sucinta las relaciones existentes entre los distintos agentes y las posibilidades de interactuar El importador es un agente que estaacute contemplado en la regulacioacuten pero que auacuten no se ha materializado su operacioacuten En cuanto a las exportaciones seguacuten el Decreto 2100 de 2011 y la Resolucioacuten 181704 de 2011 actualmente son libres pero sujetas al comportamiento que vaya teniendo cada antildeo el iacutendice de abastecimiento y la relacioacuten entre el potencial de produccioacuten y la demanda total
58
esperada Asiacute los productores productores-comercializadores o agentes exportadores no podraacuten suscribir o modificar compromisos de cantidades a exportar cuando el iacutendice de abastecimiento (IA) sea menor a 8 y el PP para un antildeo determinado sea inferior a la demanda total esperada4 para ese mismo antildeo
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria
Fuente UPME
Seguacuten la informacioacuten oficial5 de potencial de produccioacuten reservas probadas y probables proyeccioacuten de demanda y los deacuteficits a ser resueltos mediante importaciones seguacuten los balances contenidos en este documento el iacutendice de abastecimiento muestra el comportamiento descrito en la Graacutefica 3-1 De acuerdo con la siguiente graacutefica se podriacutea esperar que las exportaciones continuacuteen hasta aproximadamente el antildeo 2019 Situacioacuten que puede variar con el reporte de los voluacutemenes que provengan viacutea planta de regasificacioacuten Con el aacutenimo de promover la competencia y asegurar el abastecimiento y la continuidad en la prestacioacuten del servicio la regulacioacuten ha definido algunas restricciones a la integracioacuten vertical mecanismos de negociacioacuten tipos de contratos y sistemas de gestioacuten de la informacioacuten que permitan a los agentes disponer de ella de manera oportuna y facilitar el funcionamiento de los mercados y la coordinacioacuten de las operaciones Enseguida se detalla lo relacionado con estos temas
4 Reportada por la UPME 5 Declaracioacuten de produccioacuten 2013
59
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA)
Fuente MME caacutelculo propios
321 Restricciones a la integracioacuten vertical Dado que las actividades de transporte y distribucioacuten de gas natural se caracterizan por ser monopolios naturales la regulacioacuten ha procurado limitar la integracioacuten vertical en la cadena de prestacioacuten del servicio con el fin de promover la competencia en las otras actividades potencialmente competitivas tales como la produccioacuten y comercializacioacuten A este respecto las Res CREG 057 de 1996 y 089 de 2013 han definido lo siguiente
Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados son independientes de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su respectiva valoracioacuten
El transportador de gas natural no puede realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Puede no obstante adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del sistema de transporte si ello se hace necesario
Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no pueden ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6o Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan (participacioacuten mayor del 25 ndash 30 en capital)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
IA Liacutemite Res 181704 de 2011
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El comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en productores-comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan
El productor-comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 establecioacute recientemente los siguientes mecanismos de negociacioacuten para los mercados primario y secundario Mercado primario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado primario los mecanismos de negociacioacuten previstos en la regulacioacuten son
Negociacioacuten directa de productores comercializadores en cualquier momento del antildeo En cualquier momento del antildeo para el caso de yacimientos no convencionales campos menores campos que no hayan declarado comercialidad campos no interconectados y nuevos campos Soacutelo se podraacuten pactar contratos firmes de firmeza condicionada de opcioacuten de compra de gas de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones y de suministro de contingencia Los contratos celebrados tendraacuten la duracioacuten que acuerden las partes
Negociacioacuten directa de comercializadores de gas importado aplicable para la atencioacuten de demanda teacutermica seguacuten lo establecido en la resolucioacuten CREG 062 de 2013 En este caso la modalidad de contrato seriacutea el de suministro de contingencia
Negociacioacuten directa durante un periodo definido en caso que la oferta sea mayor a la demanda del escenario bajo en un miacutenimo de 3 antildeos seguacuten los resultados del balance de oferta y demanda presentado por la UPME para un horizonte de tiempo de 5 antildeos Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 5 o maacutes de 5 antildeos La CREG estableceraacute los primeros 10 diacuteas haacutebiles de junio de cada antildeo el mecanismo de negociacioacuten a aplicar y el cronograma de desarrollo del mismo lo anterior de acuerdo con el balance maacutes reciente realizado por la UPME considerando el escenario de demanda baja
Negociacioacuten mediante subasta En caso que la demanda supere a la oferta en al menos 3 antildeos seguacuten el balance presentado por la UPME Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 o 5 antildeos
Modalidades contractuales de suministro y transporte A diferencia de lo definido anteriormente ya no se negociaraacuten contratos ldquoTake or Payrdquo los contratos con interrupciones seraacuten de duracioacuten mensual y adicionalmente se podraacuten ofrecer
61
contratos de contingencia Por tanto y de acuerdo con la nueva regulacioacuten las modalidades contractuales aplicables al mercado primario son
Contrato firme o que garantiza firmeza CF contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad maacutexima de gas natural yo de capacidad maacutexima de transporte sin interrupciones durante un periacuteodo determinado excepto en los diacuteas establecidos para mantenimiento y labores programadas Esta modalidad de contrato requiere de respaldo fiacutesico
Contrato de suministro con firmeza condicionada CFC contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y excepto en hasta cinco (5) diacuteas calendario definidos a discrecioacuten del vendedor
Contrato de opcioacuten de compra de gas OCG contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y en hasta cinco (5) diacuteas calendario adicionales definidos a discrecioacuten del comprador El comprador pagaraacute una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad maacutexima de gas y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten La prima se pagaraacute mensualmente
Contrato de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones OCGX contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural que estaacute comprometida para exportaciones durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de entrega pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten de entrega no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato con interrupciones CI contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega recibo o utilizacioacuten de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural durante un periacuteodo determinado El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia dando aviso previo a la otra parte
Contrato de suministro de contingencia CSC contrato escrito en el que un participante del mercado garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural desde una fuente alterna de suministro sin interrupciones cuando otro participante del mercado que suministra o transporta gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestacioacuten del servicio El suministro de gas natural desde la fuente alterna y mediante esta modalidad contractual soacutelo se realizaraacute durante el periacuteodo en que se presente el mencionado impedimento para la prestacioacuten del servicio
62
Contrato de opcioacuten de compra de transporte OCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato de transporte de contingencia CTC contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad maacutexima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia
Contrato de transporte con firmeza condicionada CFCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor
Mercado secundario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado secundario se definieron los siguientes mecanismos de negociacioacuten
Negociacioacuten directa El Boletiacuten Electroacutenico Central6 publicaraacute las ofertas a los
compradores y vendedores para que las partes acuerden bilateralmente el precio cantidad punto de entrega duracioacuten y garantiacuteas
Procesos uacuteselo o veacutendalo de corto plazo para suministro y transporte o de largo plazo para el transporte
Adicionalmente en el mercado secundario se espera contar con la participacioacuten del promotor de mercado quien seraacute el encargado de comprar y vender diariamente contratos de gas en firme en cada punto estaacutendar de entrega Los contratos podraacuten tener una duracioacuten interdiaria diaria semanal mensual trimestral anual y multianual Tras la entrada en vigencia de la resolucioacuten CREG 089 de 2013 y como resultado del balance de oferta y demanda dado por la UPME mediante la resolucioacuten CREG 122 de 2013 se aproboacute para el mercado primario y para el antildeo 2013 aplicar negociaciones directas como mecanismo de comercializacioacuten Dichas negociaciones se efectuaron en el mes de octubre Seguacuten la informacioacuten publicada el precio promedio negociado para el gas de la Guajira fue 397 US$MBTU Teniendo en cuenta tanto los compromisos en firme antes de las negociaciones como los voluacutemenes comercializados directamente a finales del antildeo 2013 la cantidad de energiacutea contratada en firme a enero de 2014 se presenta en la Graacutefica 3-2 y la Graacutefica 3-3 Aproximadamente un 40 del potencial de produccioacuten estaacute por ahora comprometido hasta el 2019
6 Es la paacutegina web en la que el gestor de mercado publicaraacute la informacioacuten operativa y de transacciones que recopile
63
De la informacioacuten disponible no es posible afirmar con certeza cuaacutel es la cifra de esta energiacutea contratada en firme que se destina a la atencioacuten de demanda esencial (residencial GNV SNT y refineriacuteas) pues en algunos casos el tipo de demanda no se encuentra desagregado
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014
Fuente CREG7 caacutelculos UPME
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme
Fuente CREG8 caacutelculos UPME
7 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013 8 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013
Ballena48
Cupiagua12
Cusiana28
Gibraltar3
La Creciente5
Pauto Florentildea
3
Rioacha1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
4
jun
-1
4
no
v-1
4
abr
-15
sep
-1
5
feb
-1
6
jul-
16
dic
-1
6
may
-1
7
oct
-1
7
mar
-1
8
ago
-1
8
ene
-1
9
jun
-1
9
no
v-1
9
abr
-20
sep
-2
0
feb
-2
1
jul-
21
dic
-2
1
may
-2
2
oct
-2
2
GB
TUD
PP Contratado en firme a enero 2014
64
323 Gestioacuten de la informacioacuten La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 definioacute al Gestor del Mercado quien estaraacute a cargo de
Disentildear poner en funcionamiento y administrar el Boletiacuten Electroacutenico Central (BEC)
Centralizar la informacioacuten del mercado de gas
Gestionar las subastas del mercado primario
Gestionar las transacciones del mercado secundario
Elaborar reportes para seguimiento al mercado
Posteriormente la resolucioacuten CREG 124 de 2013 establecioacute los criterios de seleccioacuten del gestor del mercado y las condiciones especiacuteficas de la prestacioacuten del servicio Mediante la Resolucioacuten CREG 150 de 2013 y 021 de 2014 se dio inicio al proceso de seleccioacuten 324 Tarifas Mediante las Resoluciones CREG 137 y 138 de 2013 se establecieron las nuevas foacutermulas tarifarias para usuarios regulados de las aeacutereas de servicio exclusivo asiacute Foacutermula tarifaria Cargo variable
119862119880119907 =119866+119879
1minus120588+ 119863 lowast 119891 + 119862119907 + 119862119888 (3-1)
Cargo fijo
119862119880119891 = 119862119891 (3-2)
Donde
Componente Definicioacuten
119918
Costo promedio unitario de las compras de gas natural $m3 Mediante la Res CREG 088 de 2013 se liberoacute de manera general el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte
119931
Costo promedio unitario del transporte $m3 Se determina seguacuten los criterios generales establecidos en la resolucioacuten CREG 126 de 2010
120646 Peacuterdidas reconocidas determinado con base en Resolucioacuten CREG 067 de 1995
119915
Costo uso del sistema de distribucioacuten no incluye conexioacuten al usuario final $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
65
119943 Factor multiplicador de poder caloriacutefico
119914119959
Componente variable del costo de comercializacioacuten $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
119914119940 Costo unitario de confiabilidad Igual a 0 hasta que la CREG lo defina
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria Otros cargos regulados Adicionalmente y siguiendo lo ordenado por el Decreto 2100 de 2011 la CREG ha definido las metodologiacuteas de caacutelculo para los siguientes costos
Costo Resolucioacuten
Costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar CODE CODE = Pexp + Ccomp
Pexp precio exportacioacuten US$MBTU
Ccomp costo de compensaciones pactado en el contrato US$MBTU
Resolucioacuten CREG 041 de 2013
Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Ingreso anual de caraacutecter transitorio = US$ 40rsquo750000
Resolucioacuten CREG 062 y 152 de 2013 Resolucioacuten CREG 022 de 2014
Tabla 3-3 Cargos regulados
325 Confiabilidad El Decreto 2100 de 2011 ordenoacute a la CREG establecer los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijar las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que para el efecto presenten los Agentes Operacionales El mismo Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio A este respecto la CREG ha realizado varios estudios documentos y resoluciones de consulta donde analiza y exponen algunos criterios de confiabilidad Mediante las resoluciones CREG 062 y 152 de 2013 y 022 de 2014 se determinoacute un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad asiacute pues la inversioacuten en confiabilidad de la demanda teacutermica se consideroacute viable por cuanto los beneficios superaban los costos Lo anterior comparando la alternativa de suministro con GNI con otros combustibles sustitutos Sin embargo para el caso de la demanda no teacutermica resultoacute menos costoso un mercado de cortes El Ministerio de Minas y Energiacutea definiraacute los lineamientos de poliacutetica que soporten dicho mercado de cortes Adicionalmente las resoluciones CREG 137 y 138 de 2013
66
incluyeron dentro de la formula tarifaria del servicio puacuteblico domiciliario de gas el cargo por confiabilidad el cual seraacute igual a cero hasta tanto la CREG no lo defina 326 Conclusiones El sector de gas natural en Colombia durante el antildeo 2013 vivioacute una amplia reforma regulatoria En teacuterminos generales el cambio esperado para el sector como resultado de la nueva regulacioacuten se podriacutea describir de la siguiente forma
Mayor incertidumbre en materia de precios La libertad de precios para el gas de la Guajira (cerca del 40 de la produccioacuten total del paiacutes) introduce mayor incertidumbre en el comportamiento esperado de los precios Sin embargo este cambio se espera no afecte de manera brusca el mercado pues de enero de 2014 y hasta diciembre de 2018 por lo menos el 40 de su produccioacuten ya estaacute comprometida Otro elemento que podraacute aumentar la incertidumbre es el hecho que el mecanismo de comercializacioacuten a adoptar estaraacute sujeto a los balances de oferta y demanda que se vayan efectuando antildeo a antildeo A lo anterior se le sumariacutea tambieacuten la eventual entrada en operacioacuten de la planta de regasificacioacuten (maacuteximo en noviembre de 2016) para el suministro de GNI (gas natural importado) para las plantas teacutermicas que se hayan acogido a la OPACGNI9 y posteriormente para suplir los deacuteficits de la oferta que se
preveacuten seguacuten los balances que se presentan en los siguientes capiacutetulos
Mayor seguridad de suministro gracias a la planta de regasificacioacuten La planta de regasificacioacuten que se espera entre a maacutes tardar en noviembre de 2016 para generaciones de seguridad necesariamente seraacute una fuente adicional de suministro para el paiacutes por lo que significaraacute una diversificacioacuten de la oferta y por ende una mayor seguridad en el suministro Adicionalmente cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV) que se declaren posiblemente aumentaraacuten la oferta declarada por los agentes y esto a su vez podraacute retrasar la comercializacioacuten mediante subastas
La nueva metodologiacutea para la remuneracioacuten de la actividad de distribucioacuten (Resolucioacuten CREG 202 de 2013) introdujo cambios en la definicioacuten de los mercados relevantes y en la metodologiacutea especiacutefica para el caacutelculo del cargo maacuteximo de distribucioacuten Si bien estos cambios se espera motiven a los distribuidores a ampliar la cobertura de gas natural las tarifas posiblemente aumenten por lo que el consumo residencial el nuacutemero de hogares anillados efectivamente conectados a la red podriacutea verse afectado
Mayor continuidad en la prestacioacuten de servicio para la demanda esencial En este sentido se espera que durante los proacuteximos antildeos bajo el nuevo reglamento de comercializacioacuten (Resolucioacuten CREG 089 de 2013) se logre el objetivo propuesto de garantizar que la demanda esencial esteacute maacutes soportada en contratos firmes
Mejor gestioacuten de la informacioacuten A traveacutes del BEC y con la entrada del gestor de mercado se espera contar con informacioacuten operativa y comercial de manera maacutes inmediata lo que posiblemente facilitaraacute las negociaciones entre los agentes y por ende podriacutea aumentar la continuidad en la prestacioacuten del servicio y la coordinacioacuten en la atencioacuten en casos de restricciones o emergencias
9 Opcioacuten para participar en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas yo unidades teacutermicas que utilicen gas
natural importado
67
Confiabilidad La regulacioacuten vigente preveacute dentro de la foacutermula tarifaria un cargo por confiabilidad (Cc) sin embargo no es claro si se va a definir o no un valor a este cargo En el presente documento se analiza maacutes adelante la confiabilidad del sistema colombiano de gas natural y se presentan algunas conclusiones a este tema
68
4 Proyecciones de precios de gas natural El gas natural ha adquirido gran importancia en el consumo de energeacuteticos a nivel mundial solo por su bajo costo sino por las bondades medioambientales comparado con otros energeacuteticos Ademaacutes el desarrollo masivo de gas procedente de yacimientos no convencionales de hidrocarburos ha permitido incrementar las reservas de gas de manera significativa Con lo cual ese ha desencadenado una presioacuten a la baja de los precios de este energeacutetico al igual que el precio del GNL por tanto muchos gobiernos estaacuten promoviendo su uso En consideracioacuten al balance colombiano de oferta y demanda se advierten opciones de aumentar la capacidad de suministro a traveacutes de importaciones de Venezuela y la instalacioacuten de una planta de GNL Siendo los precios del gas natural uno de los drivers maacutes importantes para determinar los impactos en el consumo futuro de gas natural se presentan a continuacioacuten las consideraciones y resultados de la uacuteltima proyeccioacuten oficial de precios de la UPME llevada a cabo en marzo de 2013 Para la estimacioacuten se tomoacute como fuente primaria de informacioacuten del Energy Outlook del Departamento de Energiacutea de Estados Unidos tanto del Short Term Energy Outlook como del Annual Energy Outlook
41 Supuestos considerados Precio regulado Resolucioacuten CREG 119 de 2005 187 de 2010 y 199 de 2011 desde
enero de 2013 hasta diciembre de 2013
Liberalizacioacuten precio del gas natural en boca de pozo en el campo Guajira a partir de
enero de 2014
Entrada de planta de regasificacioacuten a partir de septiembre de 2018
Precio de referencia Henry Hub y punto probable de incorporacioacuten la Costa Atlaacutentica
411 Precio del gas Guajira A partir de la promulgacioacuten de la Resolucioacuten CREG 097 de 2012 se inicia el proceso de liberar el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporterdquo desde el 1 de enero de 2014 con lo cual las reglas para comercializacioacuten del gas natural se modificaron Cabe anotar que el precio de Guajira al momento de la elaboracioacuten de esta estimacioacuten se encuentra regulado atado al precio del sustituto (fuel oiacutel) bajo la referencia de tope maacuteximo de la siguiente forma
(4-1)
PMR = Precio Maacuteximo Regulado que regiraacute durante el semestre siguiente (t) expresado en doacutelares por milloacuten de BTU (US$MBTU) PMRt-1 = Precio Maacuteximo Regulado del semestre anterior (t-1) INDICEt-1 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICEt-2 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre precedente al anterior (t-2)
69
INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No6 10 Sulfur fuel oiacutel precio de cierre seguacuten la serie de la publicacioacuten Plattrsquos de Estaacutendar amp Poorrsquos
Los resultados de los precios para el antildeo 2013 seguacuten la foacutermula
(4-2) Una vez obtenido el punto inicial de la proyeccioacuten de mediano y largo plazo con resolucioacuten mensual se realizaron los ejercicios bajo distintos enfoques para permitir una amplia gama de escenarios que pudieran reflejar el proceso de formacioacuten de precios de un mercado competitivo de este gas y bajo las nuevas caracteriacutesticas de ldquoCommodityrdquo que proporciona el GNL Para la realizacioacuten de la estimacioacuten de mediano y largo plazo y en la buacutesqueda de una buena correlacioacuten entre precios se evaluoacute el comportamiento del precio regulado comparado con la serie histoacuterica del Henry Hub y el iacutendice ldquoUS Natural Gas Exportsrdquo Lo anterior en atencioacuten a que probablemente al liberarse el precio en el campo de Guajira eacuteste tienda a referentes internacionales de caraacutecter regional La graacutefica siguiente muestra el comportamiento de los precios de gas natural en Estados Unidos y el precio regulado del campo Guajira
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural
Fuente ECOPETROL DOE y Caacutelculos Propios
Es evidente que existe un viacutenculo reducido entre los precios del gas en la Costa Atlaacutentica colombiana y los precios en Estados Unidos motivado por el esquema de formacioacuten de los mismos Sin embargo la perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre
PMR Feb 2013 = 592 US$MBTU 2011
PMR Ago 2013 = 577 US$MBTU 2011
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garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los anaacutelisis para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira contemploacute la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten En el primer caso se tomoacute el precio Guajira del segundo semestre de 2013 y la estimacioacuten se construyoacute con las tendencias del iacutendice ldquoHenry Hubrdquo del escenario de referencia AEO 2014 y STEO de enero de 2014 del DOE EIA El caacutelculo de los escenarios alto y bajo consideroacute las tendencias de precios de AEO 2013 debido a que el DOE EIA auacuten no ha publicado la informacioacuten correspondiente a los escenarios alto y bajo 2014 En el segundo caso se tomoacute nuevamente el precio regulado de Guajira del segundo semestre de 2013 y se proyectoacute con las tendencias del iacutendice ldquoResidual Fuel No 6 1rdquo del escenario de referencia incluido en AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 Igualmente la construccioacuten los escenarios alto y bajo tomaron en consideracioacuten las tendencias de los precios presentados en AEO 2012 Para el tercer caso se consideroacute que el precio de Guajira despueacutes del 2013 tiende a precios de paridad importacioacuten por lo que fue necesario revisar mercados de GNL con informacioacuten disponible como son el NBP10 (National Balancing Point o punto hipoteacutetico en la red de gas Britaacutenica donde se desarrolla el mercado spot) y LNG Japoacuten11 La tendencia del precio del mercado de Inglaterra (NBP) es caracterizada por tres momentos el primero al alza desde el antildeo 2009 y hasta el 2015 el segundo a la baja desde 2015 hasta 2019 y luego de nuevo al alza pero de manera moderada para el periodo siguiente al antildeo 2020
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia
Fuente DOE Banco Mundial Argus y Caacutelculos Propios
10 Argus Wood Mackenzie 11 Banco Mundial
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Referencia Guajira HH Sustituto (Fuel Oil)
NBP Wood Mackenzie Japoacuten (Wood Mackenzie)
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La Graacutefica 4-2 presenta la estimacioacuten de largo plazo de los escenarios de referencia de los precios Guajira indexados con los diferentes drives Visto que las tendencias de precios entre el Banco Mundial y las demaacutes fuentes de informacioacuten consideradas son divergentes la UPME estimoacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) El precio del LNG Japoacuten al ser un mercado que responde a otras necesidades se estima que regionalmente no es un referente apropiado para la prospeccioacuten de los precios colombianos de gas natural Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo al alza no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL denota un incremento sostenido desde el 2019 El escenario de referencia fluctuacutea entre la continuidad de la metodologiacutea regulada por la CREG para los antildeos 2012 a 2014 de 2014 a 2018 se considera la proyeccioacuten del precio de Guajira siguiendo el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir del 2018 el mercado seguiraacute la sentildeales del mercado NBP de Europa El resultado en el escenario de referencia proyecta una banda de precios en teacuterminos constantes de 2011 que oscila entre 5 US$MBTU y 12 US$MBTU con una tasa de crecimiento promedio antildeo de 29 en el horizonte de planeacioacuten Entre tanto los escenarios bajo y alto se encuentran en un rango de 5 US$MBTU a 144 US$MBTU con tasas de crecimiento interanuales de 15 y 49 respectivamente En el corto plazo este escenario muestra una disminucioacuten del precio en teacuterminos reales situacioacuten que se revierte a mediano plazo mostrando luego un crecimiento contiacutenuo hasta los 12 US$MBTU al final del periodo de estimacioacuten La Graacutefica 4-3 presenta los resultados
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Argus Agentes y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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El escenario bajo corresponde al comportamiento del Henry Hub puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2036 los antildeos anteriores al 2014 se estiman considerando la metodologiacutea del precio regulado con el escenario base del Fuel Oiacutel El escenario alto se construyoacute aplicando metodologiacutea de precio regulado hasta agosto diciembre 2013 luego sigue el escenario alto de Fuel Oiacutel hasta el 2014 y en el largo plazo el precio sigue la tendencia del precio marcador NBP de Inglaterra 412 Precio del Gas Cusiana El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de produccioacuten superoacute los 180 MPCD situacioacuten que se dio en junio de 2006 de conformidad con lo establecido en el artiacuteculo 1 de la Resolucioacuten CREG 119 de 2005 En consecuencia para determinar los precios futuros de mediano y largo plazo se realizaba un anaacutelisis aplicando la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo con el propoacutesito de establecer la competitividad del precio del gas Cusiana en relacioacuten con el de Guajira en un punto determinado del sistema Con dicha metodologiacutea se veniacutea proyectando los precios de gas en boca de pozo de Cusiana y para calcular el precio final en planta de generacioacuten se le adicionaban los costos de transporte correspondientes desde el campo Cusiana Sin embargo la promulgacioacuten por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea del marco normativo que definioacute los mecanismos para promover el abastecimiento pleno de gas natural en el paiacutes permitioacute la publicacioacuten de la Resolucioacuten CREG 118 de 2011 donde se estipuloacute el marco de comercializacioacuten de gas de corto plazo y se definioacute el esquema de subastas para la comercializacioacuten del gas proveniente de campos no regulados Los resultados de las negociaciones desarrolladas a finales del 2011 para la venta del gas de Cusiana y Cupiagua (2012 y 2013) mostraron precios a la entrada del sistema nacional de transporte con tendencia a la baja fluctuando entre los 27294 US$MBTU para la demanda no regulada y los 39645 US$MBTU para la demanda regulada A partir de los resultados obtenidos en la subasta de 2011 se proyectaron los precios de gas del campo Cusiana considerando que las dos grandes fuentes de abastecimiento compiten entre siacute Una vez estimados los precios de mediano y largo plazo del campo Guajira se realizoacute anaacutelisis ldquoNetbackrdquo para realizar las proyecciones de Cusiana con punto de referencia Vasconia y pareja de cargos 50-50 en aquellos tramos asociados a estos puntos de inyeccioacuten al sistema De esta manera se considera la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten por la posible instalacioacuten de la planta de regasificacioacuten en la Costa Atlaacutentica y punto de arbitraje en Vasconia suponiendo que en dicho punto el precio de Cusiana no puede ser superior al precio del gas de la Guajira La graacutefica siguiente presenta la estimacioacuten del precio en tres escenarios los que guardan analogiacutea con los calculados para el gas de la Costa Atlaacutentica dado que se espera una competencia gas-gas entre las fuentes provenientes de la Costa Atlaacutentica( importacioacuten o nacional) y las del interior las cuales atenderaacuten la demanda del paiacutes El escenario bajo corresponde al precio maacutes alto de Cusiana alcanzado en la subasta y luego indexado con las tendencias de Henry Hub de AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 La tasa de crecimiento media anual en este escenario es de 31 pasando de 385 US$MBTU en 2013 a 81 US$MBTU 2036 en teacuterminos reales de 2011 En el corto plazo
73
la proyeccioacuten presenta una pequentildea disminucioacuten y luego crece de manera sostenida El escenario de referencia se construyoacute de forma similar al escenario bajo adicionado con la aplicacioacuten de la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo Es decir precios de la subasta indexados con Henry Hub desde 2014 y a partir de 2018 precio paridad de importacioacuten Costa Atlaacutentica complementado por la competencia con el precio en Guajira en el punto de Vasconia durante todo el horizonte de evaluacioacuten La tasa de crecimiento promedio antildeo es 46 y variacutea entre 385 US$MBTU en 2013 a 101 US$MBTU en 2036
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
El escenario alto de Cusiana se construye teniendo en cuenta el precio de Guajira que considera como referencia el NBP lo anterior busca seguir la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten y la competencia gas - gas de los campos del paiacutes Adicionalmente se realiza un anaacutelisis ldquoNetbackrdquo con punto de referencia Vasconia Asiacute la tendencia de este escenario es la misma del precio NBP que se espera descienda hasta mediados del antildeo 2020 y a partir de este antildeo crezca de manera continua para el resto del periodo de anaacutelisis Esta metodologiacutea permite reflejar el costo de oportunidad respecto del mercado internacional y del lugar de competencia frente al Guajira La estimacioacuten en este escenario fluctuacutea en un maacuteximo de 159 US$MBTU y un miacutenimo de 385 US$MBTU en teacuterminos reales de 2011
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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42 Tarifas de Transporte Para determinar el precio maacuteximo de transporte por gasoducto se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior al momento de la realizacioacuten del ejercicio considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del uacuteltimo antildeo despueacutes del vencimiento de las resoluciones Adicionalmente se supuso una pareja de cargos regulados cargo fijo cargo variable 80 20 durante todo el periodo de proyeccioacuten
TGI Resoluciones CREG 121 de 2012
PROMIGAS Resolucioacuten CREG 122 de 2012
TRANSOCCIDENTE Resolucioacuten CREG 123 de 2012 Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta teacutermica se consideraron los puntos de entrada y salida de gas tomando el menor costo de suministro (boca de pozo maacutes transporte) desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora Los costos de transporte para cada una de las parejas se indexoacute de acuerdo al procedimiento definido en la Resolucioacuten CREG 126 de 2010 y se utilizoacute el iacutendice de precios al productor de los Estados Unidos de Ameacuterica correspondiente a bienes de capital reportado por la Oficina de Estadiacutesticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID WPSSOP3200)
43 Resultados La tabla que se presenta en el Anexo 1 muestra los resultados del ejercicio de estimacioacuten de precios de gas natural para las plantas de generacioacuten teacutermicas bajo los escenario de referencia alto y bajo12 En diciembre de 2013 se inicioacute una actualizacioacuten de la estimacioacuten de los precios usado en la generacioacuten teacutermica Los supuestos considerados en las simulaciones preliminares son los siguientes
Proyeccioacuten de precios de Gas Natural de enero de 2014 a diciembre de 2037
Precios en US$ por MBTU Constantes de 2012
Tarifas de transporte por gasoductos Resoluciones CREG vigentes
Entrada de planta de regasificacioacuten GNL a partir de enero de 2017
Libertad de precios a partir de octubre de 2013
Incluye precio de negociacioacuten real de excedentes realizada en octubre de 2013
En la tarifa de transporte por gasoducto se consideroacute una pareja de cargos regulados con una combinacioacuten 80 fijo y 20 variable
Con la operatividad del nuevo marco de comercializacioacuten del gas natural los precios del gas natural fueron definidos entre compradores y vendedores mediante negociaciones bilaterales realizadas en el pasado mes de octubre de 2013 donde se observaron 12 Proyecciones de precios de los energeacuteticos para generacioacuten eleacutectrica enero 2014 ndash diciembre 2037 Disponible en
httpwwwsipggovcosipgdocumentosprecios_combustiblesTermicas_Marzo_2014pdf
75
reducciones importantes del precio del gas Guajira el cual pasoacute de 565 US$MBTU a un valor promedio cercano a los 38 US$MBTU La perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los estudios para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira ha contemplado la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten Revisadas las tendencias de precios de las diferentes fuentes de informacioacuten se consideroacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) Para el precio del LNG Japoacuten se tomoacute la proyeccioacuten elaborada por Wood Mackenzie y para el Henry Hub se tomaron los distintos escenarios de largo plazo definidos por Departamento de Energiacutea de los Estados Unidos -ndashDOE-EIA Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo con crecimiento moderado no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL de los distintos mercados denota ascenso en el mediano plazo justo cuando se hace necesaria su importacioacuten en razoacuten al balance oferta demanda La Graacutefica 4-5 presenta los resultados de la estimacioacuten de precios de largo plazo de los escenarios definidos para el gas del campo Guajira
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
La UPME considera que el precio del gas de Guajira podriacutea ser compuesta desde el momento que llegue el GNL y se mezcle con gas del mercado local El escenario medio o de referencia parte del precio medio de las negociaciones bilaterales y crece en la misma magnitud como lo hace el escenario de referencia del gas Henry Hub del DOE-IEA
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adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes sumados los costos de transporte y regasificacioacuten considerando la opcioacuten maacutes favorable para Colombia que es la planta de Trinidad y Tobago Si bien los resultados mantienen una tendencia creciente en el horizonte de anaacutelisis eacutestos fluctuacutean en una banda en teacuterminos reales de 2013 cuyo precio miacutenimo es de 4 US$MBTU y un techo de 115 US$MBTU puesto en puerto colombiano La proyeccioacuten muestra dos periodos diferenciados uno de corto y mediano plazo que sigue el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir de 2018 el precio seguiraacute las sentildeales del mercado NBP europeo El escenario bajo de precios del gas Guajira se construyoacute siguiendo comportamiento de precios del escenario bajo de fuel oiacutel elaborado por DOE-IEA sumaacutendole el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2037 utilizando como punto de partida el promedio de las negociaciones bilaterales En escenario alto consideroacute las tasas del escenario alto de Henry Hub del DOE-IEA adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice Japoacuten y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten La determinacioacuten de los precios de gas natural del campo Cusiana utilizoacute la misma mecaacutenica que para Guajira y el punto de partida corresponde al valor medio obtenido en la subasta de 2011 La Graacutefica 4-6 registra la estimacioacuten de precios
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes ARGUS y Caacutelculos Propios
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NBP (Wood Mackenzie) Japoacuten (Wood Mackenzie) Henry Hub (DOE)
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5 Escenarios de Oferta de Gas Natural
Colombia cuenta con un amplio potencial de hidrocarburos indicando ello que auacuten existe grandes voluacutemenes por descubrir En un estudio reciente de la ANH se concluye que el potencial colombiano se acerca a 56000 millones de barriles en las 23 cuencas sedimentarias existentes aun cuando es amplio el territorio sin actividad exploratoria De manera conjunta UPME y ANH adelantaron un trabajo para identificar la posible adicioacuten de reservas en un periodo de 20 antildeos a partir de las estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la ANH construyeacutendose tres escenarios que representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas Para la definicioacuten de escenarios se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector de hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 Algunos de estos factores han sido claves en el aumento de la produccioacuten y reservas en los uacuteltimos antildeos Las variables consideradas incluyeron
Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas) Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuenca de Los Llanos) Potencial de no convencionales (gas asociado al carboacuten shale gas shale oil arenas
bituminosas) Factor de recobro de hidrocarburos Precio internacional de energeacuteticos (precio de referencia del barril de crudo) Poliacutetica estatal petrolera (government take) Factores medio ambientales (restriccioacuten de la actividad de EampP por razones
ambientales) Factores socio culturales nivel de conflicto (restriccioacuten de la actividad de EampP por
razones sociales) Es de resaltar la inclusioacuten de las variables ambientales y socioculturales las cuales tienen influencia significativa que se ve reflejada en mayores estaacutendares y exigencias para preservacioacuten del ambiente y de biodiversidad asiacute como aacutereas de alta concentracioacuten de comunidades indiacutegenas que utilizan los recursos naturales para alimento refugio y sustento refuerza la necesidad del relacionamiento de la industria de EampP Por lo anterior varias cuencas se ven limitadas en su desarrollo futuro por la presencia de parques nacionales y algunas reservas ambientales que se tradujeron en menores posibilidades de aporte La construccioacuten de los escenarios se realizoacute a partir de cinco fuentes de recursos Reservas probadas en produccioacuten produccioacuten de reservas probadas para los campos existentes de fuentes convencionales de crudo y gas Reservas a adicionar por recuperacioacuten mejorada adicioacuten de reservas y produccioacuten por recuperacioacuten mejorada o produccioacuten incremental derivada de mejoras en el factor de recobro a partir de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas
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Reservas no desarrolladas descubrimientos existentes y reestimaciones en campos especiacuteficos y produccioacuten de reservas probables en el resto de los campos Recursos por descubrir incorporacioacuten de otros recursos potenciales convencionales incluyendo gas offshore y de crudos pesados no descubiertos (YTF o ldquoyet-to-findrdquo) Recursos no convencionales incorporacioacuten de recursos no convencionales (shales CBM y arenas bituminosas) y viabilidad de su desarrollo En general los tres escenarios representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados Los mismos admiten el impacto que pueden tener precios internacionales de hidrocarburos al considerar la incorporacioacuten de recursos con altos costos de desarrollo (aguas profundas EOR) solo en casos de precios altos (gt125$bbl) y variables medio ambientales y socio culturales al limitar el desarrollo de aacutereas sensibles como algunas regiones costa afuera (Cayos Paciacutefico Profundo) y Amazoniacutea Sobre la base de esas consideraciones que incluyen un estudio de perfil posible de hallazgos por campos se realizoacute una estimacioacuten del potencial de reservas a recuperar seguacuten tres escenarios Escasez Base y Abundancia La Tabla 5-1 registra la incorporacioacuten total de crudo y la Tabla 5-2 hace lo propio con gas natural
Total Crudo Millones de Barriles
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 2259 2259 2259
Recuperacioacuten mejorada 314 524 786
Descubrimientos no desarrollados 1390 2845 3991
Recursos por descubrir (yet to find) 3673 4756 24017
No convencionales 0 1000 10000
Totales 7936 11684 41353
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo Fuente ADL- UPME
Total Gas Tera Pies Cuacutebicos (TPC)
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 546 546 546
Recuperacioacuten mejorada 0 0 0
Descubrimientos no desarrollados 09 12 12
Recursos por descubrir (yet to find) 1 3 5
No convencionales 0 2 10
Totales 736 1166 2166
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas Fuente ADL- UPME
La Graacutefica 5-1 representa de manera esquemaacutetica la incorporacioacuten de recursos de hidrocarburos en el periodo 2012-2030 Los resultados indican que a partir de los escenarios de incorporacioacuten de reservas y tomando en cuenta los tiempos de exploracioacuten y desarrollo tiacutepicos para cada recurso se construyeron los perfiles de produccioacuten asociados a cada uno de los hallazgos
79
El desarrollo de perfiles de produccioacuten se efectuoacute comenzando con una distribucioacuten de las reservas por descubrir entre las cuencas sedimentarias y en el caso de crudos convencionales se formularon hipoacutetesis sobre la distribucioacuten del eacutexito exploratorio en las diferentes cuencas seguacuten los estudios de la ANH y el siguiente pasoacute consistioacute en la definicioacuten de un tamantildeo de campo promedio a ser descubierto en cada cuenca y la definicioacuten de las fechas en la que se empiezan a suministrar dichos descubrimiento
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030
Fuente ADL- UPME
2259 2259 2259314 524 7861390
2845 39918041205
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No Convencionales
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Las estimaciones de produccioacuten de crudos pesados y gas offshore se realizan considerando hipoacutetesis de descubrimientos desarrollo y produccioacuten de nuevos campos (ldquoyet to findrdquo) conforme con proyectos especiacuteficos de crudos pesados en los Llanos Orientales y gas offshore incorporaacutendose perfiles de produccioacuten tomando como referencia el estudio de IHS Los resultados indican que la produccioacuten de convencionales comenzaraacute a partir de 2014 mientras que en el caso de los crudos pesados y el gas costa afuera se demoraraacute en comenzar hasta el antildeo 2020 La principal cuenca en teacuterminos de produccioacuten seraacute los Llanos Orientales aunque no seraacute de las primeras en comenzar a producir En este caso interesa focalizar ya sobre el problema de la incertidumbre de la oferta futura de gas natural uno de los factores que impide una planificacioacuten exacta del abastecimiento de este recurso En tal sentido cabe decir que el potencial colombiano a ser descubiertos y desarrollados en el mediano y largo plazo incluyendo maacutes de 13 mil millones de barriles de crudo y 6 TPC de gas natural en los proacuteximos 20 antildeos (escenario base) Ver Graacutefica 5-2
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios
Fuente ADL-UPME
Una porcioacuten significativa de dicho potencial son recursos de explotacioacuten compleja como crudos pesados (1200 MBbls) shale oil (1000 MBbls) shale gas y coal bed methane (2 TCF) y gas offshore (3 TCF) Una caracteriacutestica de la prospectividad de Colombia es la importante participacioacuten de todas las cuencas (maduras y fronteras) en la materializacioacuten del potencial Pero el desarrollo de recursos no convencionales no estaacute teacutecnicamente ni comercialmente garantizado por lo que se podriacutea enfrentar un escenario distinto al de abundancia
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Escasez Base Abundancia
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En un escenario de abundancia el maacuteximo de la oferta potencial podriacutea llegar a triplicarse frente a los niveles actuales lo cual conllevariacutea retos para el desarrollo de infraestructura En el escenario base se estima que el pico de gas se presentaraacute en 2025 cuando se alcanzariacutean cerca de 1750 MPCD siendo importantes los aportes de los componentes recursos por descubrir y no convencionales cuyos mayores aportes vienen del Offshore y Llanos Orientales En el corto y mediano plazo podriacutea presentarse un aporte importante a la produccioacuten de gas por parte de los nuevos desarrollos y los recursos no convencionales en particular shale gas y Coal Bed Methane Frente a la complejidad creciente del potencial incremental el paiacutes debe intensificar sus esfuerzos para atraer inversioacuten y asegurar la incorporacioacuten de tecnologiacutea en toda la cadena de valor Los escenarios propuestos dependen de unos niveles de inversioacuten que si bien se estariacutean alcanzando deben sostenerse en el largo plazo A fin de poder comprender el origen de la oferta en cada caso se presentan la produccioacuten en el escenario base clasificada por cuenca informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-3 Una primera cuestioacuten a comprender en el contexto de la planificacioacuten del abastecimiento de gas radica en que las inversiones necesarias para desarrollar reservas no se hallan limitadas -y menos auacuten atraiacutedas- por este energeacutetico en particular sino por la prospectiva conjunta de hallar hidrocarburos
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base
Fuente ADL-UPME
Si bien la informacioacuten geoloacutegica presupone distintos perfiles de produccioacuten de petroacuteleo y gas natural el propio desarrollo de los hallazgos iraacute modificando los escenarios futuros En la prospectiva utilizada para este anaacutelisis los potenciales hallazgos off-shore juegan un
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Catatumbo Cesar Rancheria Cordillera Oriental
Guajira offshore Llanos Orientales Magdalena Inferior
Magdalena Medio Magdalena Superior Sinuacute offshore
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papel determinante en la posibilidad de superar el escenario de escasez que se deriva de la previsible declinacioacuten de la oferta actual Seguacuten se aprecia en la graacutefica las cuencas de Llanos Orientales y Cordillera lo mismo que Guajira off-shore corresponde a las de mayor prospectividad de acuerdo con los anaacutelisis informacioacuten que solo seraacute confirmada en la medida en que se adelanten los estudios respectivos y la actividad exploratoria como resultado de la ronda 2014 uno de cuyos objetivos es el off-shore del Caribe De otra parte dado el reciente desacople del precio del crudo y del gas natural es un tema no menor que hay que considerar Asiacute las inversiones promedio anual estimadas para obtener las ofertas proyectadas en cada escenario se presentan en la Tabla 5-3
Inversiones Escenario Base
Inversiones 2013 2017 2022 2027
Exploracioacuten 7694 7289 7289 5831
Desarrollo 18014 17101 23648 18864
Refinacioacuten 3774 0 0 0
Transporte 2203 0 0 0
GNL 0 1000 0 0
Total Quinquenal 31685 25390 30937 24695
Promedio Anual 6337 5078 6187 6174
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base Fuente ADL- UPME
Las inversiones promedio anual comparadas con los datos de inversiones extranjeras en el sector petrolero seguacuten lo reporta DANE indican un papel maacutes activo para incrementar la inversioacuten extranjera directa (IED) pues en el 2013 se requeriacutean transacciones del orden de 6337 millones de doacutelares y la estimacioacuten con datos preliminares sugieren un valor cercano a los 5500 millones de doacutelares La elevada volatilidad de los flujos de inversioacuten externa indican que maacutes allaacute de las reglas que Colombia establezca para atraer inversiones al sector la IED se comporta por paraacutemetros muy vinculados a los precios internacionales y condiciones globales que escapan a la posibilidad de las autoridades para intervenir Por tanto se pueden diferenciar hasta aquiacute al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por un sistema de planificacioacuten de abastecimiento de gas El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que
se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de
maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el de Colombia los dos primeros problemas no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de regulacioacuten que incentive a
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la exploracioacuten pero no puede garantizar resultados La creacioacuten de la ANH ha tenido por objetivo administra los recursos de hidrocarburos de propiedad del Estado y en tal sentido a la buacutesqueda de opciones para la atraccioacuten de capital de riesgo que permitan mantener la autosuficiencia en materia de hidrocarburos El conjunto de esta problemaacutetica complicada no es por ahora abordable desde el sistema de la planificacioacuten colombiana limitaacutendose eacutesta uacuteltima a su caraacutecter indicativo y-en ese papel- responde a la cuestioacuten vinculada a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo
52 Escenarios de Suministro Como se ha mencionado a los fines de este ejercicio de planificacioacuten se consideran distintos escenarios de oferta que luego deben ser contrastados con diversos escenarios de demanda el objeto de determinar la posible insuficiencia de oferta y estimar la magnitud de la misma y del grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales Para la evaluacioacuten se incluyeron tres escenarios de oferta futura que valoran la situacioacuten de corto mediano y largo plazo siendo corto-mediano plazo sin duda el maacutes criacutetico en tanto es el que ofrece una mayor certidumbre de resultados al tiempo que presenta los menores plazos para la toma de decisiones El primer escenario es normativo y los otros dos consideran la perspectiva del inmediato futuro sobre reservas de gas natural y disponibilidad complementaria de gas natural mediante un esquema de suministro proveniente del mercado externo debido a los acontecimientos ocurridos durante 2013 y 2014 respecto de las acciones propuestas por la regulacioacuten 521 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural o escenario bajo Teniendo en consideracioacuten lo definido en el artiacuteculo noveno del decreto 2100 de 2011 y con el propoacutesito de disponer de informacioacuten veraz de modo que sea posible ofertar voluacutemenes de gas en firme cada productor o importador debe declarar el volumen de gas que estaacute dispuestos a desarrollar o importar y ofertar en los siguientes 10 antildeos con lo cual se disminuye la incertidumbre en la disponibilidad de ese lapso de tiempos La declaracioacuten de produccioacuten es la proyeccioacuten de capacidad de gas proveniente de aquellos campos productores que suministran gas natural a la red nacional de gasoductos con caraacutecter comercial y para este caso es la informacioacuten certificada por los agentes y publicada por el Ministerio de Minas y Energiacutea mediante la Resolucioacuten 72256 de mayo 30 de 2013 el cual es considerado como el escenario bajo de la oferta sobre eacuteste se consideraraacuten otros escenarios resultado de la incorporacioacuten de reservas probables posibles y nuevos recursos La Graacutefica 5-4 muestra la oferta disponible que se encuentra agrupada asiacute Guajira Valle Inferior Magdalena Valle Medio Magdalena Valle Superior Magdalena Cusiana ndash Cupiagua Pauto ndash Florentildea Catatumbo Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea Lo anterior atendiendo conformacioacuten de regiones que facilita la realizacioacuten de un balance desagregado cuando ello se requiera
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Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural
Fuente Minminas 2013
Es de anotar que la informacioacuten correspondiente a Cusiana y Cupiagua incluye los campos de Apiay y Rancho Hermoso Las regiones de Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea reportaron valores de cero en su declaracioacuten de produccioacuten asiacute como el campo de La Loma yacimiento de gas metano asociado a carboacuten el cual tampoco registroacute informacioacuten al tenor En promedio la disponibilidad total de gas natural en el antildeo 2013 alcanzoacute los 1150 MPCD concentraacutendose la mayor oferta en los campos de Guajira seguido de Cusiana ndash Cupiagua Al final del periodo de anaacutelisis antildeo 2022 la relacioacuten de oferta se transforma y los campos de Guajira contribuyen con el 19 del total en tanto que Cusiana y Cupiagua registran una participacioacuten de 58 Los campos de Pauto ndash Florentildea Gibraltar y Valle Inferior mantienen un aporte constante a lo largo del anaacutelisis mientras que Valle Medio declina Se observa que la maacutexima produccioacuten nacional se alcanzariacutea en marzo de 2014 con 1250 MPCD y finalizando con aproximadamente 825 MPCDG en diciembre de 2022 522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural El escenario medio de oferta combina hipoacutetesis de oferta que implica la declaracioacuten de produccioacuten y la incorporacioacuten de las reservas probables y posibles y que de acuerdo con la informacioacuten de las empresas operadoras estariacutean proacuteximas a ser comercializadas las
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Guajira V Inferior Cusiana-CupiaguaPauto-Florentildea Apiay GibraltarV Medio V Superior Catatumbo
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cuales se encuentran localizadas particularmente en las cuencas del Valle Inferior y Valle Medio del Magdalena asiacute como en la cuenca Cesar Rancheriacutea Las reservas probables y posibles representan una porcioacuten pequentildea frente a las reservas probadas y constituyen un escenario intermedio de hipoacutetesis Los perfiles de produccioacuten asociadas a estas reservas resultan de los pronoacutesticos de produccioacuten de cada uno de los operadores de campo los cuales son reportados a las autoridades por las mismas empresas Los resultados muestran aportes pequentildeos que no superan los 100 MPCD en al finalizar el antildeo 2022 La Graacutefica 5-5 muestra de manera desagregada los perfiles de produccioacuten de este escenario aclarando que algo maacutes del 80 de los nuevos voluacutemenes se encuentran localizados en la cuenca del valle Inferior del Magdalena
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta
Fuente Minminas 2013 y ANH
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural El escenario alto ademaacutes de considerar la totalidad de los voluacutemenes del escenario medio contiene el desarrollo de una oferta adicional viacutea una planta de regasificacioacuten cuya capacidad alcanza un volumen de 400 MPCD ver Graacutefica 5-6 La fecha de inclusioacuten de la planta de regasificacioacuten se registra a partir de 2016 teniendo en cuenta consideraciones regulatorias aun cuando el desequilibrio entre la oferta baja y la demanda media ocurre en el segundo trimestre de 2017
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua Pauto-Florentildea Apiay
Gibraltar V Medio V Superior Catatumbo Oferta Media
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Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten
Fuente Minminas 2013 ANH UPME
En el escenario se integra voluacutemenes que presentan cierto grado de incertidumbre con cantidades que son determinadas de manera estocaacutestica Por ello posteriormente se realizaraacute un anaacutelisis probabiliacutestico de la oferta que al final permitiraacuten evaluar la seguridad de suministro En este escenario nuevamente la Costa Atlaacutentica vuelve a ser la regioacuten con mayor aporte de gas natural lo que impone un uso distinto de la infraestructura de transporte Es importante resaltar que existe un escenario adicional o de sensibilidad para efectos de anaacutelisis que corresponde a las importaciones de gas en firme desde Venezuela en las que aplicaraacute precios regulados Guajira y sobre las cuales posiblemente haya que tomar en consideracioacuten el costo de oportunidad Igualmente vale decir que este escenario no se considera el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de este tipo de recursos y sin que el paiacutes encuentre su teacutecnica propia de explotacioacuten y normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento Compendiando ademaacutes de la reglamentacioacuten teacutecnica los costos son otra variable de gran representatividad y en particular los costos de investigacioacuten y desarrollo in situ necesarios para lograr la produccioacuten del recurso y los costos socio-ambientales que vienen de la mano con la extraccioacuten dificultan un desarrollo acelerado que haga viable incluir este tipo de recursos dentro de la oferta nacional con una certidumbre que por lo menos tenga un 50 de probabilidad de ocurrencia
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua
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53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural
531 Antecedentes En el presente acaacutepite se encuentra la maacutes reciente versioacuten de la proyeccioacuten de demanda de gas natural para los sectores domeacutestico industrial vehicular y termoeleacutectrico petrolero y petroquiacutemico realizada por la Unidad asiacute como la proyeccioacuten suministrada por otros agentes Se incluye los insumos maacutes actualizados disponibles como las series histoacutericas y la proyeccioacuten de poblacioacuten publicada por el DANE las series histoacutericas y proyecciones macroeconoacutemicas de entidades como el MHCP DNP y el Banco de la Repuacuteblica el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y Energiacutea y la informacioacuten disponible en el sistema informacioacuten de entidades como el Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural ndashCNO-Gas y la firma Concentra Hacia el mes de marzo de 2013 el paiacutes contaba con 68 millones de usuarios del servicio de gas natural de los cuales el 9814 correspondiacutea al sector residencial 180 al terciario y 006 a industriales A medida que la cobertura del servicio se extiende a maacutes municipios del paiacutes la tasa de expansioacuten de la misma se reduce debido a que en teacuterminos generales se incorporan cada vez poblaciones de menos habitantes de manera que en el antildeo 2012 la expansioacuten se da a una tasa anual de 74 informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-7
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes
Fuente Minminas Caacutelculos UPME Actualmente se estima que cerca de un 68 de los hogares colombianos ubicados en las cabeceras municipales cuenta con este servicio el cual es prestado por 28 empresas distribuidoras En el antildeo 2012 el consumo interno de gas natural fue en promedio 850
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Nuacutemero de usuarios Crecimiento Nuacutemero de Usuarios
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MPCD y se exportoacute adicionalmente a una media de 190 MPCD para un total de 1040 MPCD La distribucioacuten sectorial y la evolucioacuten del consumo se aprecia en la Graacutefica 5-8 la cual muestra un incremento progresivo del mismo destacaacutendose la generacioacuten de electricidad y el sector industrial los que representan de manera conjunta casi dos terceras partes del total interno
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural
Fuente Minminas Caacutelculos UPME
Tambieacuten es importante sentildealar los buenos resultados del consumo como combustible vehicular y para las residencias donde su mayor uso se da en la coccioacuten de alimentos y el calentamiento de agua aun cuando los progresos tecnoloacutegicos hoy permiten usos adicionales como secado y acondicionamiento de ambientes 532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico Con algo maacutes de 68 millones de usuarios en marzo de 2013 el consumo del sector domeacutestico sumaba 1699 MPCD de los cuales el 72 correspondiacutea a consumo residencial y el restante 38 se debiacutea a uso comercial La Graacutefica 5-9 registra el comportamiento del sector domeacutestico de manera regional Se destaca la regioacuten del Centro al constituirse en la de mayor consumo y la de mayor tasa de crecimiento en el periodo de anaacutelisis Le siguen en su orden Costa Atlaacutentica Suroeste y Noroeste
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Petrolero (ECP) Petroquiacutemico IndustrialDomeacutestico (Resid y Serv) Vehicular Generacioacuten EleacutectricaExportaciones
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Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural
Fuente UPME y MME Caacutelculos UPME
5321 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de la demanda de gas natural para el sector domeacutestico se basa en la estimacioacuten de la expansioacuten regional de la cobertura del servicio y del consumo especiacutefico de los usuarios El paiacutes se divide en siete regiones geograacuteficas seguacuten se especifica en la Tabla 5-4
Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Costa Atlaacutentica
Atlaacutentico
189 396
Boliacutevar
Coacuterdoba
La Guajira
Magdalena
Sucre
Noroeste Antioquia
115 61 Chocoacute
Noreste
Cesar
85 166 Norte de Santander
Santander
Centro
Boyacaacute
356 243
Casanare
Cundinamarca
Bogotaacute D C
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
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Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Meta
Tolima Grande
Caquetaacute
60 37 Huila
Tolima
CQR
Caldas
61 28 Quindiacuteo
Risaralda
Suroeste
Cauca
133 69 Valle del Cauca
Narintildeo
Putumayo
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012
Respecto al primer elemento se determina para cada regioacuten (seguacuten caracteriacutesticas propias) y antildeo de la proyeccioacuten una tasa de expansioacuten de la cobertura que depende inversamente del mismo nivel de cobertura logrado (Graacutefica 5-10) el valor miacutenimo de esta tasa corresponde al crecimiento de la poblacioacuten en cabeceras municipales de la regioacuten
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
Igualmente se tiene en cuenta que los usuarios residenciales y terciarios tienen diferentes tasas de crecimiento en cada regioacuten y que el crecimiento de los usuarios estaacute afectado por una reduccioacuten histoacuterica y previsible del nuacutemero de habitantes por hogar
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CostaAtlaacutentica
Noroeste Noreste Centro TolimaGrande
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1994 2002 2012
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Se destaca la evolucioacuten de la Costa Atlaacutentica de la zona Centro y de la regioacuten CQR (Caldas Quindiacuteo Risaralda) por un crecimiento armoacutenico en los antildeos presentados en tanto que las zonas Noroeste y Suroeste auacuten cuenta con potencial importante para la ampliacioacuten de la cobertura Asiacute mismo en el agregado nacional es amplio el margen disponible para incrementar la cobertura aspecto que se viene procurando gracias a las diversas tecnologiacuteas hoy disponibles para llevar el gas natural a lugares remotos con precios asequibles
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
El consumo especiacutefico de los usuarios residenciales y comerciales o terciarios se calcula utilizando la relacioacuten entre el consumo sectorial y el nuacutemero de usuarios 5322 Resultados de la proyeccioacuten de demanda de gas natural sector domeacutestico Se definen tres escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector domeacutestico a partir de tres posibles metas de expansioacuten de la cobertura del servicio para el antildeo 2026 bull Escenario Alto 98 bull Escenario Medio 90 bull Escenario Bajo 83 Para estas condiciones en el escenario medio de proyeccioacuten se estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 33 pasando de 174 MPCD en el antildeo 2012 a 242 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento de 42 y 26 respectivamente
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Costa Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste Otros
Histoacuterico Proyectado
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Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico
Fuente UPME
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
93
A escala regional se preveacute que en las regiones donde es relativamente nueva la prestacioacuten del servicio de gas natural aumente la participacioacuten del consumo de gas natural domeacutestico respecto de aquellas con mayor tradicioacuten en el mismo La Graacutefica 5-13 registra la estimacioacuten de la demanda del sector domeacutestico de modo regional Asiacute la regioacuten de mayor participacioacuten al final del periodo seraacute Centro cuya participacioacuten relativa alcanza 412 seguida de Costa Atlaacutentica con 142 luego Suroeste que alcanza 119 y Noroeste con 113 Las regiones de menor participacioacuten son Noreste Tolima grande y CQR con 77 84 y 53 correspondientemente 533 Demanda de gas natural para el sector industrial
5331 Metodologiacutea Para determinar la demanda futura de gas natural industrial se utilizoacute un modelo analiacutetico en el moacutedulo BALANCE del programa ENPEP que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios industriales en relacioacuten a sus decisiones de usar gas natural u otro energeacutetico decisiones que dependen de los precios relativos de los energeacuteticos preferencias posibilidades tecnoloacutegicas costos operativos y de inversioacuten El resultado de este modelo es el consumo de los diferentes tipos de energeacuteticos en la industria dependiendo de los efectos de variables crecimiento de la economiacutea y la poblacioacuten para las cuales se determinan relaciones economeacutetricas con el consumo de combustibles en el sector transporte 5332 Referencia para el antildeo base e informacioacuten histoacuterica Para este anaacutelisis se ha reconstruido el consumo histoacuterico de gas natural y de los demaacutes energeacuteticos para uso industrial (carboacuten mineral dieacutesel fuel oil etc) a partir de informacioacuten disponible en los balances energeacuteticos de la UPME consumos reportados al CNOndashGas la firma Concentra y los trabajos sobre el tema realizados en la UPME de caracterizacioacuten del consumo de energiacutea de este sector 5333 Crecimiento econoacutemico Para el desarrollo de este ejercicio se tomaron las expectativas de crecimiento del PIB definido por el MHCP establecidos en febrero del presenta antildeo los cuales se presentan a continuacioacuten en la Graacutefica 5-14 Con tal informacioacuten se constituye el escenario medio y los demaacutes escenarios tienen un crecimiento anual de 1 maacutes y menos el crecimiento del escenario medio Para obtener el crecimiento del PIB regional se analiza la distribucioacuten que ha tenido el producto entre las regiones antes definidas durante las dos uacuteltimas deacutecadas determinaacutendose las tendencias de evolucioacuten histoacuterica que se aplican al horizonte de proyeccioacuten La determinacioacuten del escenario medio de crecimiento del producto nacional definido anteriormente presenta una distribucioacuten regional donde el periodo 1990-2012 corresponde a datos histoacutericos y entre los antildeos 2013-2026 constituye la proyeccioacuten la cual no presenta cambios significativos seguacuten se presenta en la Tabla 5-5
94
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia
Fuente MHCP y UPME Caacutelculos UPME
1990 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 136 146 147 148
Noroeste 73 83 85 87
Noreste 152 138 140 140
Centro 412 402 409 410
Tolima Grande 44 42 38 37
CQR 47 48 43 40
Suroeste 132 137 135 134
Otros 04 04 03 03
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Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio Fuente DANE
5334 Precios del gas natural para los usuarios El precio de gas natural para consumidores industriales es igual al precio en ldquoboca de pozordquo de gas natural maacutes un cargo por transporte y distribucioacuten A continuacioacuten en la Graacutefica 5-15 se presenta la proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles utilizados
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Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales
Fuente UPME
5335 Resultados de la proyeccioacuten de gas natural en el sector industrial A continuacioacuten la Graacutefica 5-16 muestra la estimacioacuten de demanda de gas natural para el sector industrial del escenario base o medio
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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Dicho escenario de proyeccioacuten estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 38 pasando de 2423 MPCD en el antildeo 2012 a 3538 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento que corresponden al 54 y 26 respectivamente A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el consumo de gas natural industrial se reduciriacutea mientras que en la demaacutes las demaacutes regiones se aumentaraacute siguiendo la tendencia histoacuterica Asiacute mismo la regioacuten Centro incrementa su participacioacuten lo mismo que Suroeste en tanto que Tolima Grande y CQR mantienen una participacioacuten similar ya que la tasa de crecimiento es vegetativa 534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 5341 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector vehicular se basa en la optimizacioacuten de miacutenimo costo de las necesidades energeacuteticas del sector transporte colombiano considerando tres posibles combustibles gasolina dieacutesel y GNV El modelo desagrega en usos y modosmedios el consumo del sector nacional considera los costos de inversioacuten y mantenimiento de estos asiacute como sus caracteriacutesticas operativas En el modelo tambieacuten permite incluir de manera indirecta las preferencias de los usuarios las cuales afectan significativamente las decisiones basadas en precio de los usuarios Se establecen tres escenarios de proyeccioacuten
Medio Poliacutetica de promocioacuten parcial del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 15 de eacuteste use GNV
Alto Poliacutetica de promocioacuten masiva del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 50 de eacuteste use GNV
Bajo Tendencial sin cambios de poliacutetica
Hasta hoy el paiacutes ha logrado una cifra de maacutes de 400 mil vehiacuteculos convertidos a gas natural No obstante la tasa de conversioacuten (incremento del parque) se ha venido reduciendo significativamente y estabilizado en una tasa de cerca de 10 anual tal como se puede apreciar en la Graacutefica 5-17 De acuerdo con estudios de caracterizacioacuten energeacutetica del sector transporte desarrollados por la entidad cerca de dos tercios del consumo de GNV son consumidos en el transporte de pasajeros urbanos en particular de servicio puacuteblico En segundo lugar el transporte de pasajeros colectivos urbanos da cuenta de cerca de casi una cuarta parte del consumo total (maacutes exactamente el 21) y el segmento de carga urbana representa aproximadamente el 9 Informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-18)
97
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento
Fuente MME
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte
Fuente UPME
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Pasajeros Colectivo Urbano Pasajeros Individual UrbanoCarga Urbana Pasajeros Colectivo InterurbanoPasajeros Individual Interurbano Carga Interurbana
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Una importante caracteriacutestica para proyectar el consumo energeacutetico del sector transporte y en particular de GNV es el parque automotor colombiano que se estima con una magnitud superior a los seis millones de vehiacuteculos circulando de los cuales aproximadamente 95 corresponden a vehiacuteculos de uso particular (automoacuteviles y motocicletas) y lo restante son vehiacuteculos de transporte colectivo de pasajeros y de carga (ver Graacutefica 5-19)
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo
Fuente UPME
Otra caracteriacutestica significativa para determinar la demanda energeacutetica del sector transporte es el consumo especiacutefico de los diferentes medios de transporte en relacioacuten al servicio que prestan de transporte de pasajeros o carga especificando que los sistemas de transporte colectivo y las motocicletas pueden movilizar por unidad de combustible mayor cantidad de pasajeros por unidad de distancia La proyeccioacuten de precios de los combustibles nacionales que se aplicoacute en la proyeccioacuten de demanda se basa en los precios internacionales previstos por la Agencia Internacional de Energiacutea -EIA para las proacuteximas deacutecadas ver Graacutefica 5-20 Con estos resultados se determina en el mediano plazo una leve reduccioacuten del precio para en largo plazo recuperar sus valores iniciales y superarlos significativamente La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE
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Automoviles Taxis Camperos Camionetas
Motocicletas Buses Busetas Microbuses
Camiones - Volquetas Tractocamiones
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Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles
Fuente DOE-EIA Caacutelculos propios
5342 Resultados En el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento de la demanda de gas natural para el sector vehicular de 38 promedio anual En el escenario alto y bajo se determinan tasas de crecimiento para el mismo periodo de 50 y 25 respectivamente (ver Graacutefica 5-21 y Tabla 5-6) A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica y la regioacuten Centro en el consumo de gas natural vehicular se reduciriacutea mientras en consecuencia las demaacutes regiones lo aumentariacutean siguiendo la tendencia histoacuterica La estimacioacuten regional indica que nuevamente la regioacuten Central muestra la mayor participacioacuten relativa al final del antildeo 2022 seguida de la regioacuten de la Costa Norte con 206 y CQR con 13 del total nacional Entre tanto las regiones de Suroeste y Noreste son la de menor participacioacuten al final del periodo de estimacioacuten
Regioacuten 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 512 241 206
Noroeste 59 91 99
Noreste 48 25 18
Centro 344 433 405
Tolima Grande 09 68 93
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Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV Fuente UPME
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Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular Escenario Medio
Fuente UPME
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico
5351 Metodologiacutea Para esta proyeccioacuten se tiene que el consumo de gas natural para el sector eleacutectrico tiene tres componentes i) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho por meacuterito
ii) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho fuera de meacuterito (por restricciones de
seguridad de la operacioacuten del SIN
iii) Consumo por arranques y paradas de los generadores teacutermicos
La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE 53511 Consumo por despacho ideal Para realizar la simulacioacuten del despacho ideal de la operacioacuten del SIN se tiene como criterio la operacioacuten de miacutenimo costo en el largo plazo y la satisfaccioacuten de unos miacutenimos criterios
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
101
de confiabilidad en el abastecimiento a los usuarios de energiacutea eleacutectrica lo cual se hace con el programa de computacioacuten SDDP (sigla de Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica) En este modelo las decisiones de operacioacuten de los generadores dependen de la demanda de energiacutea eleacutectrica a satisfacer de la disponibilidad de agua yo de combustibles para generacioacuten de los precios de los mismos de caracteriacutesticas teacutecnicas de los generadores etc Lo distintivo de la simulacioacuten del despacho ideal es que no se considera el sistema de transmisioacuten nacional de manera que se consideran todos los generadores y la demanda conectada a un uacutenico punto En la Graacutefica 5-22 se registra la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Fuente UPME
La base para la simulacioacuten de la operacioacuten futura del SIN son los escenarios de proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica publicados en marzo de 201313 al cual se suman y restan las exportaciones e importaciones de energiacutea eleacutectrica a Ecuador Venezuela y Panamaacute De lado de la oferta se define la capacidad de generacioacuten eleacutectrica futura en primer lugar de acuerdo con los proyectos previstos a entrar en los proacuteximos antildeos seguacuten el cronograma establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas en sus mecanismos de asignacioacuten para remuneracioacuten por cargo por confiabilidad En segundo lugar se consideran los proyectos de generacioacuten reportados a la UPME por los diferentes agentes que los promueven o desarrollan Ver grafica 5-23
13 Disponible en httpwwwsielgovcoInicioDemandaProyeccionesdeDemandatabid97Defaultaspx
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Fuente XM y UPME
Otro importante insumo es la proyeccioacuten de precios de gas natural y carboacuten mineral para los diferentes generadores teacutermicos Con la eventual ldquodes-regularizacioacutenrdquo del precio de los campos de produccioacuten de Guajira se preveacute que el precio interno se relacione en el largo plazo con el precio de comercializacioacuten internacional Henry Hub con el precio de gas en Europa y con el de Japoacuten Una vez que se tiene la energiacutea producida por cada uno de los generadores eleacutectricos a gas se procede a determinar el consumo correspondiente de gas natural en el tiempo aplicando en cada caso el consumo especiacutefico de combustible de cada una de las plantas obtenieacutendose la demanda de gas natural correspondiente al despacho ideal La Graacutefica 5-24 presenta el resultado de la simulacioacuten y se contrasta con los valores histoacutericos reportados por el operador del sistema mostraacutendose la capacidad que tiene el modelo de reproducir el comportamiento del sistema en su despacho ideal 53512 Consumo por restricciones La proyeccioacuten de la demanda de gas natural por generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito se basa en la proyeccioacuten de las necesidades de generacioacuten localizada para mantener la estabilidad y confiabilidad del SIN en los diferentes momentos del diacutea
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
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Hidraacuteulica Teacutermica Hidraacuteulica MenoresCogeneracioacuten Pmaacutex Esc Alto Pmaacutex Esc MedioPmaacutex Esc Bajo
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Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en Colombia
Fuente XM y UPME
En el pasado aproximadamente dos terceras partes del consumo de gas natural del sector eleacutectrico se originan en la generacioacuten fuera de meacuterito (con el propoacutesito de conservar la estabilidad y confiabilidad del SIN) siendo la Costa Atlaacutentica el aacuterea donde aproximadamente se requiere 95 de eacutesta Lo restante corresponde al despacho ideal antes tratado (ver Graacutefica 5-24) De la simulacioacuten de la operacioacuten del Sistema Interconectado Nacional (ver Graacutefica 5-25) se establecen las necesidades de generacioacuten de seguridad (fuera de meacuterito) para garantizar la confiabilidad en la operacioacuten del mismo en condiciones de demanda maacutexima miacutenima y media durante el horizonte de proyeccioacuten A partir de lo anterior los consumos especiacuteficos de los generadores y la curva de carga propia de la demanda del sistema se de-finen los consumos anuales de gas natural correspondientes a la generacioacuten fuera de meacuterito la cual se presenta en la Tabla 5-7 En eacutesta es notable el progresivo incremento de las necesidades de generacioacuten eleacutectrica por restricciones hasta el antildeo 2018 antildeo en que se pone al servicio la liacutenea de transmisioacuten a 500 kV Cerromatoso ndash Chinuacute - Copey fortaleciendo la interconexioacuten de la Costa Atlaacutentico con el interior del paiacutes y reduciendo asiacute la generacioacuten fuera de meacuterito No obstante es evidente que los proyectos de infraestructura estaacuten sufriendo dilataciones por ciertas contravenciones a las exigencias de caraacutecter ambiental y social que estaacuten incrementando los costos de los proyectos y la demora en la entrada en operacioacuten
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MP
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SDDP (despacho ideal) XM (despacho ideal)
104
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al despacho ideal y real
Fuente UPME
Pot Maacutex
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Pot Med Restricc
[MW]
Pot Min Restricc
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Pot Efect Restricc
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GN Restricc Esc Alto [GBTUD]
GN Restricc Esc Med [GBTUD]
GN Restricc Esc Bajo [GBTUD]
2012 651 369 80 3433 852 618 384
2013 767 458 117 4262 1057 767 477
2014 898 563 180 5236 1299 943 586
2015 1031 688 257 6401 1588 1152 716
2016 1182 818 450 7611 1888 137 852
2017 1275 985 500 9164 2274 165 1026
2018 1823 1408 715 1310 325 2358 1466
2019 450 348 176 3238 803 583 362
2020 576 467 256 4341 1077 781 486
2021 749 631 371 5874 1457 1057 657
2022 842 735 457 6836 1696 1231 765
2023 923 831 546 7734 1919 1392 865
2024 962 894 619 8322 2065 1498 931
2025 900 845 576 7861 195 1415 88
2026 906 850 579 790 1962 1433 885
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural Fuente UPME
0
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200
300
400
500
600
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11
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20
12
01
20
13
MP
CD
Consumo GN despacho ideal Consumo GN despacho real
105
53513 Consumo por arranques y paradas Del contraste entre el consumo de gas natural que se deduce de la generacioacuten termoeleacutectrica y el consumo de gas natural para el sector termoeleacutectrico reportado por los agentes distribuidores del mismo se determina la cantidad de este combustible que corresponde al consumo por arranques paradas y tiempos muertos de los generadores termoeleacutectricos La Graacutefica 5-26 evidencia como para los mayores consumos de gas natural que corresponden a altos niveles de utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector eleacutectrico
Fuente XM Agentes Caacutelculos propios
El consumo de gas natural por arranques y paradas tiende a ser miacutenimo (valor cercano a uno en el eje vertical) y de manera inversa como para bajos niveles de consumo y utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos debe consumirse 25 maacutes gas natural del que propiamente corresponde a generacioacuten eleacutectrica 5352 Resultados Como resultado final la Graacutefica 5-27 expone la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de las componentes antes descritas de la demanda de gas natural del sector eleacutectrico colombiano para el escenario medio De otra parte en la Graacutefica 5-29 se presentan los tres escenarios de proyeccioacuten que como antes se mencionoacute se originan en los tres escenarios de proyeccioacuten de la demanda de energiacutea eleacutectrica Para el escenario medio se tiene un crecimiento progresivo de la demanda para en el antildeo 2018 alcanzar los 325 MPCD para en el siguiente antildeo tras la entrada del nuevo circuito Cerromatoso-Chinuacute-Copey reducirse a 119 MPCD y seguidamente continuar aumentando
075
1
125
15
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300
Co
nsu
mo
to
tal
Co
nsu
mo
po
r ge
ner
acioacute
n
eleacutec
tric
a
MPCD
106
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus componentes
Fuente XM
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico
Fuente XM
0
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20
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20
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27
MP
CD
Despacho Ideal Fuera de Meacuterito Arranque y Parada
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250
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MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
107
De otra parte la Graacutefica 5-28 presenta la distribucioacuten regional del consumo de gas natural del sector eleacutectrico en la cual se mantiene a futuro la mayor participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el total nacional
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico
Fuente UPME
Las demaacutes regiones no manifiestan por ahora cambios notorios o incrementos significativos que modifiquen la estructura actual Sin embargo en la medida en que se adelanten los anaacutelisis de confiabilidad y vulnerabilidad del sector eleacutectrico se tomaran las decisiones pertinentes que conlleven a garantizar la atencioacuten de la demanda 536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 5361 Metodologiacutea Ademaacutes de la los anteriores sectores se tiene que las refineriacuteas de Barrancabermeja y Cartagena y los campos de produccioacuten de petroacuteleo de los Llanos Orientales consumen una importante parte de la oferta nacional de gas natural La proyeccioacuten de esta demanda tiene como fuente principal a Ecopetrol que reporta sus expectativas de consumo de gas natural de acuerdo a sus planes de expansioacuten para las refineriacuteas y de produccioacuten de crudo Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo de gas natural de propio Ecopetrol (ver Graacutefica 5-30)
0
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300
400
500
600
MP
CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
108
Graacutefica 5-30 Escenarios de demanda de gas natural sector Petrolero
Fuente UPME
5362 Resultados Los resultados muestran que al final de la deacutecada el consumo total de Ecopetrol alcanzariacutea 385 MPCD en el escenario medio los cuales se distribuiriacutean de manera regional seguacuten lo presentado en la en la Graacutefica 5-31 En dicha graacutefica la demanda de la Costa Atlaacutentica corresponde a la Refineriacutea de Cartagena la de la regioacuten Noreste corresponde a la Refineriacutea de Barrancabermeja y la de la regioacuten Centro corresponde al consumo de los Llanos Orientales para propoacutesitos de produccioacuten de hidrocarburos y generacioacuten de electricidad
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio
Fuente ECOPETROL UPME
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MP
CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
0
50
100
150
200
250
300
350
400
MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
109
537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico La proyeccioacuten de demanda para el sector petroquiacutemico tiene como fuente los propios agentes En el escenario medio no se reportan expansiones o nuevos proyectos petroquiacutemicos que demanden mayores cantidades de gas por lo que la proyeccioacuten conserva los valores histoacutericos Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo para este sector Graacutefica 5-32
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio
Fuente UPME
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio
Fuente UPME
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MP
CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
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15
20
25
MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
110
54 Demanda agregada nacional de gas natural Resultado de la adicioacuten de las proyecciones de demanda de gas natural de los sectores antes mencionados se tiene la demanda nacional Para el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 39 en los proacuteximos diez antildeos de manera que en el antildeo 2022 la demanda agregada de gas natural alcance una magnitud de 1180 MPCD En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de crecimiento promedio para los proacuteximos diez antildeos de 59 y 30 respectivamente
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural
Fuente UPME
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
0
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400
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1000
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1400
MP
CD
Domeacutestico Industrial Vehicular Eleacutectrico Petrolero Petroquiacutemico
Histoacuterico Proyectado
111
A escala sectorial es notable el incremento en la participacioacuten del sector eleacutectrico en la demanda de gas natural en razoacuten a la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de las refineriacuteas de Cartagena y Barrancabermeja y el aumento del consumo relativo a la produccioacuten de hidrocarburos en los Llanos Orientales a lo largo de la presente deacutecada En contraste con lo anterior el sector eleacutectrico reduce significativamente su consumo y participacioacuten al final de la presente deacutecada debido a la reduccioacuten de las restricciones eleacutectricas una vez esteacute en operacioacuten la liacutenea de transmisioacuten Cerromatoso - Chinuacute ndash Copey A escala regional no se preveacuten grandes cambios en la participacioacuten de las regiones en el consumo nacional de gas natural Es notable el aumento del consumo en la regioacuten noreste en razoacuten de la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de la Refineriacutea de Barrancabermeja en la presente deacutecada tal como se registra en la Graacutefica 5-36
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
0
200
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800
1000
1200
1400
MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
112
6 Balance de gas natural
61 Balance de oferta y demanda Luego de considerar las alternativas de suministro de gas natural estimadas para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo con las cuales se atenderaacute la demanda futura se contrastaron con los distintos escenarios de demanda estimados por UPME tal como se describen en el capiacutetulo 5 Se efectuaron los correspondientes balances con una resolucioacuten mensual a fin de establecer con detalle los periodos en los cuales podriacutean presentarse superaacutevit o deacuteficits de gas natural a nivel nacional
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total14
Fuente UPME
Son diversas las hipoacutetesis que se pueden presentar en razoacuten a la falta de certeza respecto a los perfiles de produccioacuten de los distintos campos y de que efectivamente el consumo futuro se comporte como las previsiones definidas por ello el anaacutelisis sobrepasa el escenario considerado por la regulacioacuten para efectos de definir el mecanismo de comercializacioacuten en el mercado primario el cual corresponde al de oferta baja o declaracioacuten de produccioacuten y el bajo de demanda Cabe decir que mediante la teacutecnica de escenarios y con el propoacutesito de buscar una amplia gama de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y
14 Oferta baja produccioacuten de reservas probadas Oferta media produccioacuten de reservas probadas probables y posibles Oferta alta produccioacuten de reservas probadas probables y posibles maacutes 400 MPCD de gas importado (planta de regasificacioacuten de Cartagena que entrariacutea en operacioacuten a maacutes tardar en enero de 2016)
500
700
900
1100
1300
1500
1700
1900
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3
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-14
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-1
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15
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-1
5
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-1
6
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-1
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-1
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-1
7
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-1
8
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-1
8
no
v-1
8
abr
-19
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-1
9
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0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Oferta Baja Oferta Alta Oferta Media
Demanda Baja Demanda Base Demanda Alta
113
largo plazo se consideraron escenarios alternativos de oferta y demanda y en virtud de los observaciones realizadas el periacuteodo que se observa criacutetico o de crisis es eventualmente el del proacuteximo quinquenio - en tanto se espera incorporar nuevas reservas despueacutes de 2015- y ello uacutenicamente en caso de que las hipoacutetesis de oferta interna no llegaran a cumplirse y las de demanda fuesen las correspondientes a los escenarios maacutes exigentes Aun asiacute es posible que se produzca durante el lapso 2014-2016 alguna escasez de suministro de presentarse bajo aporte hidraacuteulico que obligue un mayor uso de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural Seguacuten los anaacutelisis efectuados se presentan tres casos tipificados respecto al balance oferta y demanda de gas Escenario no criacutetico La oferta nacional cubre el 100 de la demanda en el corto plazo (oferta baja - demanda baja) lo que supone que no se requiere la entrada de la planta de regasificacioacuten y se mantiene la produccioacuten de los campos seguacuten lo planificado por cada uno de los productores En tal caso no existe deacuteficit y el plazo para incorporar nuevas reservas es prolongado ya que la oferta interna alcanzariacutea a cubrir la demanda proyectada hasta 2020 y los nuevos desarrollos (escenario base de incorporacioacuten de reservas presentado en el capiacutetulo 5) le dariacutean holgura hasta maacutes allaacute del antildeo 2025 con posibilidad de incrementar los voluacutemenes de exportacioacuten viacutea tecnologiacutea de licuefaccioacuten A partir de alliacute es necesario que se incremente la oferta interna pero el horizonte de tiempo y los programas de exploracioacuten seguacuten las perspectivas de la ANH tendriacutean mayor probabilidad de cumplirse En este escenario la oferta nacional podriacutea cubrir el 100 de la demanda proyectada Escenario criacutetico En este caso se analizan las mejores perspectivas de cada campo y se incluye la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD ya en marcha para atender las inflexibilidades que genera el sector eleacutectrico ocasionadas por la necesidad de generacioacuten de seguridad o fuera de meacuterito (oferta alta ndash demanda alta) Como se observa en la graacutefica 6-1 el escenario alto de demanda presenta un maacuteximo en el 2018 de cerca de 1650 MPCD y un posible desequilibrio durante praacutecticamente todo ese antildeo el cual seriacutea necesario resolver pagando el costo correspondiente de disponer tanto del gas como la electricidad requerida por la demanda Escenario realista En esta tercera opcioacuten se consideroacute una oferta con alto grado de incertidumbre acerca de la prospectiva de los campos o de otro tipo de limitaciones como el desarrollo de las reservas probables y posibles que podriacutean restringir la oferta nacional de gas natural pero complementada con los voluacutemenes de gas importado que aportariacutea la planta de regasificacioacuten y por el lado de la demanda se consideroacute el escenario medio (declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y demanda media) En este caso se requeririacutea de un sistema complementario de oferta a partir del antildeo 2021 para garantizar el abastecimiento nacional de gas Como se puede apreciar los tres escenarios plantean soluciones disiacutemiles para fortalecer el abastecimiento razoacuten por la cual se hace necesario evaluar el conjunto de alternativas de abastecimiento disponibles sus costos aproximados sus ventajas y desventajas y los riesgos que cada opcioacuten ofrece Seguacuten los resultados del escenario normativo en enero de 2018 se cruzariacutea la oferta de gas natural baja con el escenario de demanda bajo dando sentildeales de alerta En tanto las
114
demandas proyectadas no incluyen las exportaciones a Venezuela esta holgura a corto plazo podriacutea indicar posibilidades de continuar exportando siempre y cuando el mercado de Venezuela requiera de ese gas y los escenarios de oferta logren concretarse Sin embargo en caso que el escenario de oferta llegara a ser el bajo las crisis se presentariacutean desde 2017 para el escenario medio de demanda y en diciembre de 2015 para el caso de demanda alta Pero en caso de continuar exportando a Venezuela y frente a un escenario alto de demanda los problemas se presentariacutean auacuten en el caso de los escenarios de oferta maacutes favorables Fenoacutemenos como El Nintildeo hacen que se piense en alternativas de tipo teacutermico para generacioacuten de electricidad de modo que se pueda suplir el recurso hiacutedrico cuando ocurren estas condiciones climaacuteticas que reducen los caudales de los riacuteos La demanda de gas del sector termoeleacutectrico en estos casos podriacutea afectar draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Adicionalmente se tiene el mercado industrial en donde la demanda de gas presenta un considerable elemento aleatorio lo que genera incertidumbres en los modelos de prediccioacuten El comportamiento de la oferta o la demanda de gas estaacute sujeto a importantes indeterminaciones lo cual implica desviaciones considerables en los paraacutemetros que surgen de un modelo determiniacutestico Este resultado se puede ver tanto en la demanda como en la oferta y por tanto se debe optar por medir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de modo que el anaacutelisis del comportamiento del gas pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros El enfoque probabiliacutestico considera para cada variable incierta y relevante una distribucioacuten de probabilidades de ocurrencia Ello implica considerar los paraacutemetros de oferta y demanda de cada escenario como incierto y determinar bajo un grado de probabilidad cuaacutel seriacutea la magnitud del balance oferta-demanda en un periacuteodo determinado Aun cuando la gama de resultados puede resultar amplia el enfoque permite una discusioacuten abierta de la problemaacutetica de forma tal de contribuir a la seleccioacuten de la opcioacuten maacutes conveniente
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda Teniendo en cuenta las incertidumbres que se presenta tanto en la oferta como la demanda se requiere una caracterizacioacuten apropiada de cada una de estas variables al igual que se debe tener en cuenta las limitaciones de capacidad de gasoductos lo que puede ocasionar un incremento de los voluacutemenes de gas no suministrado ademaacutes de la simple diferencia entre oferta y demanda replanteando el dimensionamiento de posibles esquemas complementarios de suministro (importacioacuten viacutea gasoducto o planta de regasificacioacuten) En tal sentido se realizoacute un anaacutelisis estocaacutestico del comportamiento de la demanda y la oferta de gas cuyo resultado es la determinacioacuten de densidades de probabilidad de cada una de las variables partiendo de las series originales suministradas por CONCENTRA complementadas con informacioacuten de los agentes Adicionalmente los fenoacutemenos de oferta y demanda se consideraron independientes pues no existe correlacioacuten evidente entre los sectores que consumen el gas natural y las reservas
115
existentes y finalmente el objetivo central es determinar el grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales La porcioacuten estocaacutestica del plan indicativo de abastecimiento de gas natural se presenta a continuacioacuten primero se explican los desarrollos teoacutericos para la caracterizacioacuten de la demanda de gas natural y se presenta como resultado las funciones de probabilidad de dicha demanda Segundo se realiza un desarrollo paralelo para la oferta de gas natural En tercer lugar se contrasta la demanda y la oferta para determinar el valor esperado del deacuteficit o superaacutevit 621 Marco teoacuterico de la demanda de gas Para el anaacutelisis estocaacutestico de la demanda de gas se partioacute de la hipoacutetesis de que cada serie (cada uno de los escenarios propuestos) pueden descomponerse en su parte determiniacutestica y estocaacutestica las cuales pueden ser detectadas y separadas mediante un anaacutelisis espectral El procedimiento utilizado consistioacute en detectar la posible presencia de ruido blanco gaussiano medir su varianza y asiacute determinar la funcioacuten de probabilidad a la que corresponde Para la determinacioacuten del ruido se efectuoacute el anaacutelisis espectral de Fourier en el que a la sentildeal de demanda se le toma la FFT (Transformada raacutepida de Fourier) Esto es si se tiene una serie de demanda dada por xn eacutesta se puede descomponer en componentes complejas Xk relacionadas por la siguiente ecuacioacuten
1
0
2exp
N
n
nk nkN
jxX
(6-1)
En la ecuacioacuten (1) N representa la longitud de la serie De la misma forma se puede recuperar la sentildeal original conociendo sus componentes espectrales mediante la siguiente relacioacuten
1
0
2exp
1 N
k
kn nkN
jX
Nx
(6-2)
De estas dos ecuaciones se deben resaltar las siguientes propiedades Las componentes espectrales Xk son esencialmente complejas
Si la serie xn presenta ruido blanco esta dejaraacute una firma consistente en una
distribucioacuten circular alrededor del origen del plano complejo en el dominio de las Xk
Debido a que las fuertes oscilaciones pueden afectar el reconocimiento de dicha firma soacutelo se decidioacute trabajar con el escenario medio de demanda por las siguientes consideraciones
116
Todos los escenarios estaacuten afectados bajo el mismo tipo de ruido
Los escenarios bajo y alto presentan picos debido al comportamiento de la demanda
en el sector eleacutectrico Dichos cambios afectan el reconocimiento de la firma de ruido
El escenario medio es el maacutes confiable para determinar el nivel de ruido de la sentildeal
de demanda
Para el anaacutelisis espectral se tomoacute la serie correspondiente al escenario medio y sus resultados se muestran en la Graacutefica 6-2 Cada componente Xk se ha ubicado en el plano complejo tomando su parte real e imaginaria como sus coordenadas
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo
Fuente UPME
El procedimiento que se utilizoacute fue el de tomar la desviacioacuten estaacutendar de las componentes
espectrales de la siguiente forma
07230exp
2
2
r
X k
(6-3)
Donde r representa la desviacioacuten estaacutendar de los coeficientes espectrales y corresponde al valor de 1041 MPCD r fue calculado como
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Firma de ruido
Componente de sentildeal
kX
117
(6-4)
La cual representa una desviacioacuten estaacutendar de una serie compleja Debido al gran valor de
este fue omitido en el caacutelculo Los valores que se encuentran por debajo del umbral de (6-3) corresponden a distancias que se encuentran a 147 veces la desviacioacuten estaacutendar Lo anterior significa que es soacutelo 723 creiacuteble que dichas componentes configuren el ruido En la Graacutefica 6-3 se muestra coacutemo opera dicho procedimiento de filtraje
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido
Fuente UPME
Los iacutendices de frecuencia (k) que configuran la sentildeal son entonces reducidos y corresponden cerca del 10 de toda la muestra de coeficientes Estos iacutendices son (3119) (2120) (5117) (4118) (7115) y (21101) 622 Resultados de la demanda Se realizoacute el proceso de reconstruccioacuten de la sentildeal mediante la ecuacioacuten (6-2) utilizando solo las componentes asociadas a la sentildeal Posteriormente se tomoacute la diferencia entre la sentildeal reconstruida y la sentildeal original y se comparoacute con la correspondiente a ruido blanco gaussiano observaacutendose una alta concordancia excepto en el antildeo 2018 (intervalo de meses de 60 a 80 diciembre de 2017 a agosto de 2019) donde se preveacute un aumento de la demanda que se aleja del comportamiento normal
1
1
21
11
1
2
1 N
k
N
m
mk XN
XN
r
0X
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Componente de sentildeal
Componente de ruido
118
En la Graacutefica 6-4 se comparan la serie original (escenario medio de demanda) y la serie sin ruido recuperada mediante el proceso de filtrado mostrado en la ecuacioacuten (6-3) La diferencia es la sentildeal de ruido que le aporta la incertidumbre a la demanda
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma
Fuente UPME
Para construir la densidad de probabilidad se siguioacute el meacutetodo de Monte-Carlo en donde a la serie original bien sea de escenario bajo medio o alto se le agrega un ruido blanco con media nula y con la desviacioacuten estaacutendar calculada con en el procedimiento anteriormente descrito El mismo tipo de ruido fue utilizado en todos los escenarios pues las hipoacutetesis que hacen diferentes a cada uno de eacutestos son de naturaleza determiniacutestica y no corresponden al componente de ruido observado en las series A continuacioacuten se presentan los histogramas correspondientes para cada tipo de escenario Se observa que a partir de 1000 simulaciones los histogramas comienzan a presentar convergencia de modo que se tiene alta certidumbre sobre las probabilidades calculadas En las siguientes graacuteficas (Graacutefica 6-5 Graacutefica 6-6 y Graacutefica 6-7) se presentan las funciones de probabilidad de los escenarios bajo medio y alto de demanda de gas
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Serie Original Serie sin ruido
119
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda
Fuente UPME
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda
Fuente UPME
120
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda
Fuente UPME
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda Se desarrolloacute un procedimiento estocaacutestico para determinar la distribucioacuten de probabilidad de la demanda de gas natural basado en la deteccioacuten del ruido presente en la serie de demanda estimada El proceso de extraccioacuten de ruido blanco consistioacute en un anaacutelisis de sus componentes espectrales utilizando la transformada discreta de Fourier Se extrajo la componente de sentildeal combinando los coeficientes de Fourier que tiene elevada magnitud y por tanto no son probablemente ruido mediante un procedimiento de verosimilitud Al comparar la sentildeal generada por el resto de coeficientes se observa gran concordancia con una sentildeal correspondiente a ruido blanco gaussiano que presenta bajos coeficientes de correlacioacuten ante rezagos de la misma Finalmente se realizoacute un procedimiento de generacioacuten de ruido aleatorio con la varianza obtenida de los coeficientes de ruido y se adelantaron simulaciones de Monte-Carlo para generar histogramas que permitieron estimar la funcioacuten de densidad de probabilidad de cada uno de los escenarios de demanda Por no contar con la probabilidad de ocurrencia de cada escenario los resultados se presentan por separado 624 Marco teoacuterico de la oferta de gas En el caso de la oferta a diferencia de la demanda no se tiene un comportamiento de ruido blanco sino que los escenarios de oferta son definidos en funcioacuten del tipo de reservas las cuales son definidas a nivel internacional y la ANH acogioacute tales conceptos
121
De esta forma se analizan tres escenarios de oferta construidos a partir de los diferentes tipos de reservas 1 reservas probadas 2 reservas probadas y probables y 3 reservas probadas probables y posibles Una hipoacutetesis que se debe agregar al modelo de oferta es la relacionada con disponibilidades de cada uno de los tipos de reservas (probadas probables y posibles) que son independientes entre siacute pues cada uno de estos recursos considerados son diferentes Dicho en otras palabras la disponibilidad de las reservas probadas es independiente de la disponibilidad de las reservas probables y posibles a su vez la disponibilidad de las reservas probables es independiente de la disponibilidad de las reservas posibles Por otra parte seguacuten estaacutendares internacionales y criterios adoptados por la ANH como se mencionoacute anteriormente se tiene que
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten baja con una probabilidad del
90 Esta probabilidad se ha denominado PB
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten media con una probabilidad del
50 Esta probabilidad se designoacute PM
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten alta con una probabilidad del
10 Esta probabilidad corresponde a PA
En la graacutefica 6-8 se puede apreciar la oferta por tipo de reserva donde se indica que el perfil de produccioacuten asociada a las reservas probadas supera ampliamente el perfil de produccioacuten de los otros dos tipos de reservas
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas
Fuente ANH y UPME
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Reservas probadas Reservas probables + posibles
122
Partiendo de las siguientes convenciones se estimoacute la probabilidad de cada uno de los escenarios propuestos
iR Se dispone de la reserva i
iR No se dispone de la reserva i
1i Reservas probadas
2i Reservas probables
3i Reservas posibles
iS Sentildeal de oferta por reserva i
En primera instancia dado que la oferta por las reservas probadas (R1) corresponde a la estimacioacuten baja en otras palabras a los niveles de produccioacuten declarados por los operadores de los campos y que permitiraacuten abastecer la demanda la probabilidad que esta ocurra seguacuten los estaacutendares adoptados seriacutea
90)( 1 BPRP (6-5)
En el caso de la estimacioacuten media (reservas probadas y probables) el escenario entonces estaacute constituido por
50)()()( 32132121 MPRRRPRRRPRRP (6-6)
En el caso del escenario de estimacioacuten alta (reservas probadas probables y posibles) solo se iguala cuando se dispone de los tres tipos de recursos De esta forma se obtiene
10)( 321 APRRRP (6-7)
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural La tabla 6-1 corresponde a una ldquotabla de verdadrdquo (tabla de posibilidades) que muestra los escenarios posibles de oferta cada uno con su probabilidad y su correspondiente sentildeal de oferta Es necesario recordar como se mencionoacute con anterioridad que reservas de tipos diferentes son independientes entre siacute
Escenario Probabilidad Sentildeal de oferta
321 RRRAP )(3 ts
321 RRRAM PP )(2 ts
123
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas
Dado que
119875119860 = 01 119875119872 = 05 (6-8)
119875119861 = 09 Las probabilidades de la tabla de verdad son
Escenario Probabilidad
01
04
008
032
0011111
0044444
00088889
0035556
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas Cumpliendo criterios ANH
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
0
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1 )()()( 213 tststs
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11 )(1 ts
321 RRRB
AB
P
PP )1( )()( 13 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 1)1( )()( 12 tsts
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1)1( )()( 23 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11)1(
124
Con la informacioacuten previa se calcularon los histogramas correspondientes a la funcioacuten de oferta en donde a partir de la probabilidad correspondiente se genera una sentildeal de oferta completa correspondiente a la columna 3 de la Tabla 6-1
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural
Fuente UPME
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta A diferencia de la demanda la oferta no sigue una sentildeal estocaacutestica sino determiniacutestica pero al tener incertidumbres sobre la disponibilidad de los distintos tipos de reservas de gas natural la oferta adquiere una naturaleza estocaacutestica De esta forma tres tipos de escenarios han sido incluidos en el anaacutelisis dependiendo de la disponibilidad de las mismas y se ha generado una densidad de probabilidad incondicional gracias a los estaacutendares de probabilidad empleados por expertos internacionales y que la ANH acoge
63 Marco teoacuterico del balance Al realizar el balance de oferta y demanda se determinan los excedentes o deacuteficits que se presentaran a futuro como consecuencia del crecimiento de la demanda y de la loacutegica declinacioacuten de la produccioacuten interna situacioacuten que puede complicarse si existen limitaciones en la infraestructura de transporte como lo muestra en la siguiente ecuacioacuten
125
ji
jiijji LDSPE
)( (6-9)
La funcioacuten Lij corresponde al desabastecimiento generado por limitaciones de capacidad de infraestructura de transporte lo que lleva a considerar alternativas de expansioacuten de la misma Sin embargo en este primer anaacutelisis se muestra el razonamiento estocaacutestico del superaacutevit (oferta menos demanda) sin tener en cuenta las limitaciones de transporte 631 Resultados del balance Partiendo de la ecuacioacuten 6-9 se realizaron los caacutelculos cuyos resultados presentan los valores esperados del balance (Graacutefica 6-10) teniendo en cuenta el uacutenico escenario estocaacutestico de oferta y los tres escenarios de demanda (alto medio y bajo) Es necesario sentildealar que a la oferta nacional contenida en la Graacutefica 6-8 se le adicionaron 400 MPCD provenientes de una planta de regasificacioacuten localizada en Cartagena de acuerdo con lo definido recientemente para las generaciones de electricidad de seguridad fuera de meacuterito A la oferta de este gas natural importado se le asignoacute una probabilidad del 100 teniendo en cuenta que el proyecto ya fue aprobado
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda
Fuente UPME
Sin embargo cabe anotar que como todo proyecto su ejecucioacuten es susceptible de presentar inconvenientes y que ya en operacioacuten tambieacuten pueden ocurrir otro tipo de
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Esc bajo Esc medio Esc alto
126
factores (comerciales contractuales o normativos) que podriacutean afectar la disponibilidad real de este gas Los resultados indican que solo con el escenario de demanda alta se podriacutean presentar deacuteficits en el corto plazo lo cual sugiere un periodo criacutetico por el margen de maniobra para tomar acciones correctivas Adicionalmente la oferta nacional y la planta de regasificacioacuten permitiriacutean asegurar el abastecimiento aproximadamente hasta el antildeo 2021 en caso que la demanda de gas del paiacutes se comporte seguacuten lo previsto en los escenarios medio y bajo En caso de ocurrir un escenario alto de demanda la seguridad del abastecimiento estariacutea en riesgo desde el antildeo 2014 En este anaacutelisis igualmente se comparoacute el escenario estocaacutestico (oferta estocaacutestica y escenario estocaacutestico medio de demanda) con 9 escenarios determiniacutesticos correspondientes a la combinatoria de todos los escenarios de oferta y demanda presentados en la Graacutefica 6-11 Esto es
Bajo de demanda y bajo de oferta
Bajo de demanda y medio de oferta
Bajo de demanda y alto de oferta
Medio de demanda y bajo de oferta
Medio de demanda y medio de oferta
Medio de demanda y alto de oferta
Alto de demanda y bajo de oferta
Alto de demanda y medio de oferta
Alto de demanda y alto de oferta
Medio demanda y oferta estocaacutestica (maacutes planta de regasificacioacuten)
La Graacutefica 6-11 muestra el resultados de todos los escenarios considerados deduciendo que de no contar con la planta de regasificacioacuten auacuten en caso que la demanda se comporte seguacuten lo proyectado para el escenario bajo la seguridad del abastecimiento se perderiacutea a partir del antildeo 2018 y en el peor de los casos para un escenario de demanda alto esto podriacutea suceder a partir de 2015 En este orden de ideas la recomendacioacuten concreta seriacutea que con el fin de asegurar el abastecimiento de gas natural en el paiacutes y previendo escenarios de demanda alta lo maacutes favorable es contar con la planta de regasificacioacuten en Cartagena lo maacutes pronto posible Ademaacutes al introducir una fuente adicional de suministro no solo se solucionariacutean posibles problemas de desabastecimiento futuros sino que se aumentariacutea la confiabilidad del sistema en general ya que en la actualidad la oferta depende principalmente de la produccioacuten de los campos de Guajira y Cusiana-Cupiagua
127
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances
Fuente UPME Las estadiacutesticas estaacuten en valor esperado
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance El anaacutelisis estocaacutestico presenta superaacutevit y deacuteficit en los tres escenarios de demanda cada uno a su vez con comportamiento estocaacutestico El procedimiento seguido en el caso de la demanda fue el de extraer su ruido basado en un anaacutelisis espectral y en el de oferta se basoacute en unir los escenarios de reservas probadas probables y posibles de acuerdo a las probabilidades establecidas por la ANH para la oferta Adicionalmente se incluyoacute con una certidumbre de 100 la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD (a partir de enero de 2016) Sobre la base del conjunto de escenarios considerados existe una fuerte incertidumbre respecto tanto a la oferta futura de gas como a los niveles de demanda Estos han sido cuantificados a traveacutes de combinatorias de escenarios los que indican bajo queacute supuestos podriacutea producirse un deacuteficit de gas y de queacute magnitud seriacutea el mismo tal como lo presenta la Graacutefica 6-11 La introduccioacuten de escenarios criacuteticos medios frente a escenarios que incorporan potenciales de produccioacuten mayor muestran resultados diferentes respecto a la magnitud de las crisis de desabastecimiento y su posible ocurrencia en el tiempo De todos modos salvo en los casos maacutes favorables surgen deacuteficit del orden de 200 MPCD en los escenarios no criacuteticos desde 2020 y del orden de 500 MPCD promedios a partir de 2022 en los escenarios criacuteticos
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Superaacutevit Dem medio Of bajo Superaacutevit Dem bajo Of bajoSuperaacutevit Dem alto Of bajo Superaacutevit Dem medio Of medioSuperaacutevit Dem bajo Of medio Superaacutevit Dem alto Of medioSuperaacutevit Dem medio Of alto Superaacutevit Dem bajo Of altoSuperaacutevit Dem alto Of alto Superaacutevit Estocaacutestico
128
Considerando los resultados obtenidos con el valor esperado del desabastecimiento presentado en la misma Graacutefica 6-11 el escenario estocaacutestico de oferta comparado con el escenario medio de demanda se tiene un deacuteficit a partir del antildeo 2021 A los fines de este trabajo de planificacioacuten indicativa y considerando la informacioacuten disponible se estima ademaacutes de la planta de regasificacioacuten contenida en los anaacutelisis de oferta que se requiere un esquema suplementario adicional del orden de 200 MPCD que cubra los deacuteficit presentados entre 2021 y 2023 bajo las condiciones de los escenarios ensayados
129
7 Confiabilidad Un aspecto importante a considerar dentro del plan de abastecimiento de gas es la confiabilidad del sistema de transporte Debido a que el sistema es radial es probable que se presenten fallas ocasionando que el sistema no sea capaz de suministrar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse desatendiendo demanda en ciertos nodos la cual se puede presentar ya sea por dantildeos o entrada en mantenimiento de alguno de sus componentes (compresores ductos etc) o por incremento repentino de la demanda que supere la capacidad del sistema Para efectos del presente documento la confiabilidad seraacute analizada en funcioacuten de la probabilidad de encontrar cada elemento del sistema de transporte fuera de servicio y el desabastecimiento que pueda ocasionar dichas interrupciones pues parte de la problemaacutetica de abastecimiento estaacute asociado a cuestiones de confiabilidad Dicho en otras palabras las imperfecciones que pueda tener el sistema de gas natural repercuten en demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento lo cual debe ser minimizado Por supuesto existen otros factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten Para ello se evaluoacute la influencia de la confiabilidad del sistema de transporte en el desabastecimiento de gas buscando esencialmente medir su impacto y estimar el costo del mismo con el fin de proponer medidas correctivas oacuteptimas que impliquen bien sea un aumento de la capacidad de suministro transporte o almacenamiento u otro tipo de alternativas que coadyuven a disminuir tales fallas Al realizar un diagnoacutestico al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural se identifican las siguientes vulnerabilidades
Sistema radial
Poca capacidad disponible primaria en los principales gasoductos
Alta concentracioacuten del suministro
Inestabilidad del terreno (zonas de riesgo geoloacutegico)
El sistema nacional de transporte de gas se caracteriza por la creciente saturacioacuten configuracioacuten radial (no mallada) inflexibilidad (sin tolerancia sin almacenamiento) y vulnerabilidad Superar estos problemas implica rehabilitar renovar expandir sanear y mantener integralmente esta infraestructura En el caso de sistemas radiales las fallas en los componentes de la red troncal necesariamente provocaraacuten dificultades de abastecimiento cuya gravedad dependeraacute del tiempo de duracioacuten y del tiempo de reparacioacuten de la misma Ahora bien el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten tergiversada y a decisiones que pueden implicar una sobreinversioacuten La confiabilidad del sistema de transporte de gas natural depende de la historia de interrupciones sufridas por los elementos de la red debido principalmente a eventos de dos tipos el primero de fuerza mayor que corresponde a fallas que no se tienen previstas y
130
que por tanto no se ha hecho un planeamiento de la misma y el segundo considerado como eventos planeados donde las fallas han sido programadas debido a que se tienen que realizar trabajos diversos en la red asociados principalmente a mantenimiento El siguiente anaacutelisis pretende estimar la confiabilidad del actual sistema de transporte y del proyectado el cual estaraacute determinado por nuevos hallazgos o fuentes de suministro adicionales o por ampliaciones de la infraestructura de transporte en el horizonte de estudio Para el caacutelculo de la confiabilidad se requirioacute de la determinacioacuten de iacutendices probabiliacutesticas de fallas en el sistema a partir de informacioacuten histoacuterica de las mismas sus causas y del tiempo de duracioacuten de cada una de ellas A continuacioacuten se describe la metodologiacutea empleada para la estimacioacuten de la confiabilidad Partiendo de la tasa reportada de fallas se buscoacute ajustar los periodos de funcionamiento (instantes donde el sistema no presenta fallas) a procesos estocaacutesticos de Bernoulli y Poisson En el proceso de Bernoulli la probabilidad de ocurrencia de r fallas en n unidades de tiempo depende de la resolucioacuten (antildeos meses diacuteas) y viene dada por la siguiente ecuacioacuten
rnr
n pprnr
nrP
)1(
)(
)(
(7-1)
Donde p representa la probabilidad de tener una falla en dicho periodo Para tal efecto se determinoacute la tasa de falla obtenida con los valores histoacutericos de las estadiacutesticas disponibles De la ecuacioacuten (7-1) puede deducirse la probabilidad de tener n unidades de tiempo en donde se caracteriza la distribucioacuten del servicio es decir antes de la ocurrencia de la primera falla la cual viene dada por
1
)1(
n
n ppQ (7-2)
Asiacute de las series de reporte de interrupciones se obtiene la distribucioacuten de n Una forma de determinarla es por ajuste de momentos en donde coincide la media y la varianza de n y la media viene dada por la siguiente relacioacuten
p
nE1
)(
(7-3) La varianza por su parte se estima mediante la siguiente foacutermula
2
1)(
p
pnVar
(7-4) Mediante el proceso de Poisson (enfoque continuo maacutes realista donde n tiende a infinito) se calculoacute la desviacioacuten estaacutendar de los periodos de continuidad del servicio Conociendo
131
la tasa promedio de fallas por mes ( ) la probabilidad de falla en el mes se determina con
la siguiente ecuacioacuten
eP 1 (7-5)
Para calcular la probabilidad de que un elemento del sistema bien sea un ducto o una estacioacuten esteacuten fuera de servicio se utilizoacute una cadena de Markov de dos estados de manera que la probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio estaacute dada por
TOTAL
OFF
OFFT
T
TE
TEP
)(1
)(
(7-6)
Donde
OFFP es la probabilidad de encontrar un elemento fuera de servicio
es la tasa de fallas
)(TE es el tiempo esperado de las reparaciones
OFFT Tiempo de la serie que el tubo estaacute fuera de servicio
TOTALT Tiempo total de la serie
Usualmente 1)( TE (es decir el tiempo de servicio el tiempo entre fallas es mucho
mayor al tiempo fuera de servicio) por lo que las probabilidades de estar fuera de servicio son usualmente bajas Seguacuten los datos histoacutericos utilizados los eventos de fuerza mayor se ajustan a un proceso de Poisson tal como se presenta en la Graacutefica 7-1 Por tanto al aplicar la ecuacioacuten (7-5) resulta que la probabilidad de falla de todo el sistema de transporte (por eventos de fuerza mayor) durante un mes es del 60 Lo anterior dado que todo el sistema tiene una tasa de fallas por eventos de fuerza mayor de 091 al mes Para el caso de los eventos programados no se obtiene una relacioacuten de un proceso de Poisson natural La distribucioacuten se debe maacutes a que determinado nuacutemero de eventos se programan en los diferentes meses tenieacutendose un proceso que cuenta con un nuacutemero predeterminado de interrupciones dado y que cada nuacutemero de interrupciones tiene asociada una funcioacuten de probabilidad El proceso de eventos programados se muestra a continuacioacuten en la Graacutefica 7-2 y su probabilidad de falla es del 85 al aplicar la ecuacioacuten (7-5) Claro estaacute que el proceso no debe considerarse completamente de Poisson porque se trata de eventos programados que no siguen una distribucioacuten sin memoria como el de Poisson y por eso el comportamiento anoacutemalo mostrado en la misma graacutefica No obstante el intervalo de confianza es bastante amplio Esto se debe a la reducida cantidad de informacioacuten (3 antildeos) lo cual no es suficiente para garantizar un valor exacto de la probabilidad de falla A pesar de ello es la mejor estimacioacuten de la que se puede disponer
132
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor
Fuente UPME
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados
Fuente UPME
En la Graacutefica 7-3 se muestra el intervalo de confianza del 95 de los datos (dos desviaciones estaacutendar) para cada uno de los tipos de eventos Los intervalos de confianza
0
005
01
015
02
025
03
035
04
045
0 1 2 3 4
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
0
005
01
015
02
025
03
035
04
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
133
pueden verse para los eventos de fuerza mayor y en la Graacutefica 7-4 para los eventos planeados
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Adicionalmente y de acuerdo con el reporte de eventos se determinoacute el impacto de las interrupciones en el sistema de transporte La metodologiacutea seguida consistioacute en determinar
-01
0
01
02
03
04
05
06
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
-01
0
01
02
03
04
05
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
134
las probabilidades de falla de acuerdo con las tasas de interrupciones que se mostraban en cada elemento de la red de gasoductos y se tomoacute tambieacuten el tiempo que duroacute fuera de servicio cada elemento que se encontraba asociado al evento Se consideroacute que la probabilidad de falla asociada a un elemento (troncal ramal o city gate) es independiente de la probabilidad de los otros elementos Asiacute mismo se tomoacute la tasa de fallas histoacuterica reportada Para mayor entendimiento la Graacutefica 7-5 presenta la red de elementos y nodos incluidos en el anaacutelisis
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis
Fuente UPME
Asiacute mismo en las siguientes tablas (Tabla 7-1 Tabla 7-2 Tabla 7-3 y Tabla 7-4) y en la Graacutefica 7-6 se registran las probabilidades obtenidas
135
711 Eventos de fuerza mayor
7111 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-1 comprende las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos de fuerza mayor los distintos elementos que conforman el sistema de transporte de gas colombiano
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 008571429 000917918 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 008571429 000917918 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 008571429 000917918 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 0 0 665
Sebastopol-Medelliacuten 0 0 424
Sebastopol-Vasconia 0 0 1194
La Belleza-Vasconia 0 0 2404
Vasconia-Mariquita 0 0 883
Mariquita-Manizales 02 00249998 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 008571429 001313937 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 00135402 638
Tuluaacute-Cali 011428571 00135402 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 001428571 000018575 13
Gualanday-Purificacioacuten 002857143 000062568 14
Purificacioacuten-Aipe 004285714 000106073 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 011428571 000841213 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 0 0 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 02 000877757 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 02 000877757 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 0 0 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 008571429 000692378 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
136
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Santa Marta-Barranquilla 002857143 000061852 3859
Barranquilla-Cartagena 001428571 000013361 1105
Cartagena-Sincelejo 001428571 000040083 34
Sincelejo-Monteriacutea 007142857 000071889 252 Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio
Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos que presentan mayor probabilidad de encontrarse fuera de servicio por eventos de fuerza mayor son Mariquita ndash Manizales (2) Cartago ndash Armenia (1) Cartago ndash Tuluaacute (1) y Tuluaacute ndash Cali (1) Sin embargo el impacto de las interrupciones dependeraacute no solo de estas probabilidades sino del flujo o voluacutemenes de gas que son transportados a traveacutes de cada tramo Bajo este criterio los tramos donde el desabastecimiento por fallas de fuerza mayor podriacutea llegar a ser maacutes criacutetico seriacutean Miraflores-Tunja Tunja-Villa de Leyva y La Belleza-Zipaquiraacute 7112 Probabilidades de falla resultantes de los nodos de demanda En la Tabla 7-2 se registran las probabilidades de encontrar no atendido cada nodo de demanda debido a la ocurrencia de eventos de fuerza mayor
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 000168575 75
Zipaquiraacute 000841213 194
137
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Bogotaacute 000841213 1216
Santana 0 02
Puente Nacional 0 06
Villa de Leyva 0 02
Tunja 77046E-05 46
Sogamoso 77046E-05 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000692378 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 8264E-08 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 000071889 252
Pereira 00249998 87
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte Fuente UPME
Como puede observarse el nodo que tiene mayor probabilidad de encontrarse no atendido es el de Pereira con una probabilidad del 25 Sin embargo Bogotaacute con una probabilidad del 08 es el nodo que puede presentar el caso maacutes criacutetico teniendo en cuenta la magnitud de su demanda 712 Eventos planeados 7121 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-3 incluye el caacutelculo de las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos planeados cada elemento del sistema del transporte
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 028571429 002504693 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 028571429 002504693 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 028571429 002504693 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 005714286 000359768 665
Sebastopol-Medelliacuten 001428571 78211E-05 424
Sebastopol-Vasconia 001428571 000039105 1194
La Belleza-Vasconia 002857143 000130025 2404
Vasconia-Mariquita 017142857 001490888 883
138
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Mariquita-Manizales 014285714 000457375 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 004285714 000132313 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 000207258 638
Tuluaacute-Cali 011428571 000207258 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 01 000253207 13
Gualanday-Purificacioacuten 018571429 00020628 14
Purificacioacuten-Aipe 01 000214101 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 004285714 000212146 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 005714286 000387142 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 021428571 001255475 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 021428571 001255475 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 007142857 000140779 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 001428571 000093853 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
Santa Marta-Barranquilla 0 0 3859
Barranquilla-Cartagena 0 0 1105
Cartagena-Sincelejo 0 0 34
Sincelejo-Monteriacutea 0 0 252
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos con mayor probabilidad de estar fuera de servicio por eventos programados (mantenimientos etc) son Guajira-Intercor (25) Curumaniacute-La Mata (25) San Alberto-Barrancabermeja (25) Vasconia-Mariquita (15) Tunja-Villa de Leyva (15) y Miraflores-Tunja (15) Sin embargo teniendo en cuenta el flujo que transportan los maacutes criacuteticos seriacutean Tunja-Villa de Leyva y Miraflores-Tunja 7122 Probabilidades de falla de los nodos La Tabla 7-4 presenta las probabilidades de encontrar no atendidos los diferentes nodos del sistema debido a fallas programadas
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
139
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 00041994 75
Zipaquiraacute 000215556 194
Bogotaacute 000601864 1216
Santana 34173E-05 02
Puente Nacional 34173E-05 06
Villa de Leyva 34173E-05 02
Tunja 00001746 46
Sogamoso 00001746 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000093853 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 0 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 0 252
Pereira 000461159 87
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados Fuente UPME
Como puede observarse en la tabla anterior los nodos con mayor probabilidad de encontrarse desatendidos por eventos planeados son Popayaacuten Cali Tuluaacute Bogotaacute y Armenia El maacutes criacutetico teniendo en cuenta su demanda seriacutea Bogotaacute
140
Los anaacutelisis de la confiabilidad del sistema en funcioacuten de las probabilidades de encontrar fuera de servicio cada uno de sus elementos se presentan en la Graacutefica 7-6 y se determinoacute como el flujo de gas transportado por cada tramo por su probabilidad de encontrarlo fuera de servicio De esta forma se logra identificar mejor los tramos maacutes vulnerables teniendo en cuenta no solo la probabilidad de ocurrencia y duracioacuten de las fallas en dicho tramo sino tambieacuten el impacto que puede ocasionar dicha falla en teacuterminos de demanda no atendida
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas
Fuente UPME
En este orden de ideas los tramos maacutes criacuteticos15 o de menor confiabilidad seriacutean Miraflores-Tunja y Tunja-Villa de Leyva seguidos por Mariquita-Manizales
15 Para el volumen transportado actualmente
141
Adicionalmente a las probabilidades se calcularon los valores esperados de desabastecimiento (para el escenario medio de demanda y bajo de oferta o declaracioacuten de produccioacuten) en caso de continuar con el actual sistema de transporte hasta diciembre de 2023 Si bien al comienzo no se tiene un desabastecimiento significativo con la configuracioacuten actual al final se puede ver un aumento considerable en el desabastecimiento debido no soacutelo a fallas de los elementos sino a las limitaciones de capacidad tanto de infraestructura como de produccioacuten
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del sistema de gasoductos
Fuente UPME
Desde del antildeo 2019 la influencia en el desabastecimiento de las limitaciones de oferta es notablemente mayor cambiando el problema de confiabilidad (desabastecimiento por fallas
0
100
200
300
400
500
600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Desabastecimiento sin fallas
Desabastecimiento con eventos de Fza mayor
0
02
04
06
08
1
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
d
e d
eman
da
Desabastecimiento porcentual (Fza Mayor) Desabastecimiento porcentual (Planeados)
142
del sistema) a un problema principalmente de abastecimiento (necesidad de nuevas fuentes de suministro de gas) En la Graacutefica 7-7 se muestran dichos resultados En la parte superior de la Graacutefica 7-7 la curva ldquoidealrdquo corresponde al desabastecimiento que se tendriacutea en caso de no tener fallas en el sistema es decir debido al solo crecimiento de la demanda y las limitaciones que se pueden presentar en capacidad de transporte y suministro Lo anterior para el escenario de oferta soacutelo a partir de reservas probadas (declaracioacuten de produccioacuten sin planta de regasificacioacuten) y asumiendo un comportamiento de la demanda seguacuten el escenario medio propuesto Junto con la curva ldquoidealrdquo se grafican tambieacuten el desabastecimiento esperado teniendo en cuenta tanto las fallas por eventos de fuerza mayor como las fallas por eventos planeados en transporte Lo cual indica que es necesario disponer de un suministro adicional para equilibrar la oferta y la demanda desde el antildeo 2016 asiacute como de la correspondiente expansioacuten de la infraestructura de transporte En la parte inferior de la graacutefica el desabastecimiento por fallas programadas puede llegar a ser de maacuteximo el 15 de la demanda durante los primeros antildeos mientras que por eventos de fuerza mayor este podriacutea ser cercano al 125 Es decir que las fallas programadas generan mayor impacto en el desabastecimiento que los eventos de fuerza mayor Luego de determinar las limitaciones en el abastecimiento de gas natural debidas a fallas del sistema de transporte e insolvencia de suministro dada la incertidumbre respecto de los perfiles de produccioacuten de los distintos campos a continuacioacuten se proponen acciones encaminadas a reducir este desabastecimiento tanto resolviendo las limitaciones de la capacidad de transporte y suministro como aumentando la confiabilidad del sistema 713 Ampliacioacuten de suministro Como primera accioacuten se debe solucionar el problema de suministro el cual se resuelve parcialmente con la construccioacuten de la planta de regasificacioacuten que se localizaraacute en la Costa Atlaacutentica y que se estima en una capacidad de suministro de 400 MPCD No obstante es necesario robustecer el sistema de suministro colombiano preferiblemente con autoabastecimiento total a mediano y plazo para lo cual se debe continuar con una poliacutetica agresiva exploratoria particularmente en el offshore y la buacutesqueda de los recursos no convencionales Otra opcioacuten es la importacioacuten de gas desde Venezuela la cual depende de que se concreten los proyectos para la extraccioacuten de las reservas de gas natural localizados en el Lago de Maracaibo las cuales ubican a ese paiacutes dentro de los principales poseedores del recurso a nivel mundial Por tanto es una opcioacuten con cierto grado de incertidumbre que resta seguridad en la firmeza del suministro En teacuterminos generales son al menos tres las opciones con que se cuenta para incrementar la disponibilidad de gas natural y que apuntan a indicar que la alternativa maacutes robusta claramente es la de lograr el autoabastecimiento Sin embargo de no contarse con el recurso interno la decisioacuten debe apuntar a la opcioacuten que garantice la diversificacioacuten de la oferta con firmeza de suministro
143
7131 Requerimientos de expansioacuten del sistema de transporte de gas natural Una vez se disponga de la oferta adicional la dificultad a resolver seraacuten las expansiones que requeriraacute el sistema de transporte de gas con el fin de garantizar la atencioacuten de toda la demanda Establecidos los deacuteficits o desabastecimientos ocasionados uacutenicamente por limitaciones en la capacidad del sistema de transporte las expansiones requeridas seriacutean las siguientes
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Guajira-Intercor 600 400
Intercor-Hato Nuevo 600 400
Hatonuevo-Valledupar 600 400
Valledupar-Curumani 600 400
Curumani-La Mata 400 400
La Mata-San Alberto 400 400
San Alberto-Barrancabermeja 400 400
Barrancabermeja-Bucaramanga 001 008
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medellin
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia 6052
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tulua
Tulua-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday 087 160
Gualanday-Purificacioacuten 704 50
Purificacioacuten-Aipe 20
Aipe-Neiva 20
La Belleza-Zipaquiraacute 230 450
Zipaquiraacute-Bogotaacute 500 350
Puente Nacional-La Belleza 280
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional 280
Tunja-Villa de Leyva 280
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja 400
Yopal-Miraflores 500
Yopal-Barranca de Upiacutea 200 150
Barranca de Upiacutea-Restrepo 150 100
Restrepo-Villavicencio 150 100
144
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Villavicencio-Usme 150 100
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se estima que en septiembre de 2016 se tendraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1182 MW la cual deberaacute generarse en las plantas teacutermicas maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicaraacute durante las horas pico una demanda adicional de gas natural de 70 MPCh superior al promedio diario (asymp145 MPCD) Para abastecer la demanda extra de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Transportar excedentes de produccioacuten disponibles de los campos de La Guajira por
una magnitud maacutexima de 32 MPCD
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo con capacidad no menor a
70 MPCD
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
En el antildeo 2017 en el mes de septiembre se tendriacutea la mayor importacioacuten de gas natural al paiacutes lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 58 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Por otra parte se tendriacutea una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1275 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 43 MPCh superior al promedio diario (asymp177 MPCD) Para suministrar el gas natural requerido por el excedente de demanda durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 101
MPCD (58 MPCD promedio + 43 MPCD durante las horas pico)
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
145
Durante el antildeo 2018 en el mismo mes de septiembre se tendraacute nuevamente un nuevo pico de demanda lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 192 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Asimismo se presentaraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1823 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla y considerando que su capacidad no es suficiente desde otros de menor eficiencia en Barranquilla y Cartagena La operacioacuten a plena carga durante las horas pico de toda la capacidad de generacioacuten ubicada en Barranquilla (1519 MW Tebsa Flores I Flores IV Barranquilla 3 y Barranquilla 4) corresponde a un consumo de gas natural de 269 MPCh lo cual implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 65 MPCh superior al promedio diario (asymp204 MPCD) Para abastecer tal extra de demanda de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 257
MPCD (192 MPCD promedio + 65 MPCD durante las horas pico)
Generar maacutes electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en
Cartagena
Cabe anotar que las ampliaciones de capacidad propuestas anteriormente responden a las necesidades que tendriacutea el paiacutes en caso que la demanda de todos los sectores (eleacutectrico industrial comercial residencial y refinacioacuten) se comportara seguacuten lo previsto para el escenario medio Se destaca que la demanda estimada del sector eleacutectrico (capiacutetulo 535) presenta incertidumbre por cuanto su comportamiento estaacute supeditado a variables tanto de tipo climaacutetico como comerciales Realizadas las ampliaciones del sistema de transporte e incluyendo el suministro adicional aportado por la planta de regasificacioacuten localizada en la Costa Atlaacutentica el desabastecimiento observado en la Graacutefica 7-7 se reduce considerablemente como se
presenta en la Graacutefica 7-8 No obstante al final del periodo a partir del antildeo 2021 el desabastecimiento aumenta nuevamente indicando la necesidad de incluir una nueva fuente de suministro o ampliar la capacidad de existente a esa fecha como ya se mencionoacute Al solucionar las limitaciones por capacidad de suministro y transporte se observa sin embargo un remanente de desabastecimiento de aproximadamente 50 MPCD (antes del antildeo 2021) que corresponde al asociado a las fallas que pueden presentarse el sistema de transporte ya sea por eventos programados o de fuerza mayor Este desabastecimiento remanente puede ser reducido mediante obras adicionales encaminadas a aumentar la confiabilidad del sistema
146
Sin embargo se precisa que el incremento sostenido de desabastecimiento desde el antildeo 2021 exige otro tipo de solucioacuten o alternativa de abastecimiento que garanticen el suministro de gas natural en largo plazo
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se debe anotar que en la actualidad la expansioacuten del sistema de transporte de gas natural se efectuacutea viacutea contratos es decir que las ampliaciones solo pueden ejecutarse siempre y cuando el incremento de la demanda a transportar esteacute efectivamente respaldado mediante los respectivos contratos Por tanto las expansiones del sistema de transporte solo se realizan con la demanda comercial y el agente no estaacute obligado a garantizar el servicio de transporte a ninguacuten usuario con el cual no tenga una relacioacuten contractual Lo anterior en razoacuten a que la metodologiacutea de remuneracioacuten considera la capacidad no utilizada como un costo hundido restriccioacuten generada en aras a garantizar inversiones eficientes En este orden de ideas el esquema no goza de la facilidad para solventar limitaciones de cualquier origen (eventos programados o fallas de fuerza mayor o picos de demanda del sector eleacutectrico en periodos de sequiacutea) los cuales pueden resultar auacuten maacutes criacuteticos debido al esquema radial del sistema colombiano Este hecho genera una facultad discrecional del transportador con respecto a la realizacioacuten de las expansiones posponiendo o incluso dejando de realizar ampliaciones requeridas Pero tambieacuten se adolece de un esquema que remunere aquellas inversiones destinadas a proveer confiabilidad al sistema y en consecuencia los agentes no tienen incentivos a
0
100
200
300
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500
600
700
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
147
mitigar las limitaciones generadas por las fallas y en consecuencia siempre se estaraacute a merced de racionamientos cuando ocurra alguacuten tipo de falla No obstante lo anterior y para efectos de este trabajo se proponen algunas acciones tendientes al mejoramiento de la confiabilidad del sistema que permitan garantizar la atencioacuten del servicio puacuteblico domiciliario y darle la maacutexima continuidad posible asiacute como la seguridad de personas y procesos 7132 Acciones para mejorar la confiabilidad del sistema Para aumentar la confiabilidad del sistema se proponen y analizan dos alternativas una mediante la inclusioacuten de gasoductos redundantes (tramos adicionales que utilizan derecho de viacutea distinto al actualmente en operacioacuten) y otra mediante la instalacioacuten de plantas de peak shaving en el city gate de algunos centros urbanos que permitiraacuten atender la mayor cantidad de hogares cuando se presenten fallas temporales de la infraestructura La primera alternativa que consiste en adicionar gasoductos redundantes o viacuteas alternas que permitiraacute superar fallas en los gasoductos principales (ocasionadas por distintos factores internos o externos de la operacioacuten o incluso por desastres naturales) proporcionaraacute continuidad de suministro para parte del sistema o bien para un aacuterea con demanda importante Esta alternativa supone la misma capacidad de la red expandida en cada uno de los tramos propuestos Se proponen estos gasoductos redundantes en los tramos que presentan mayor probabilidad de estar fuera de servicio y que a su vez transportan mayor volumen de gas (ver Graacutefica 7-6) En la Tabla 7-6 se presentan los tramos propuesto para estas inversiones en confiabilidad
Tramo
Palomino ndash La Mami Sincelejo - Cartagena Guajira-Intercor Curumaniacute-La Mata
San Alberto-Barrancabermeja
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
La Belleza-Zipaquiraacute
Tunja-Villa de Leyva
Miraflores-Tunja
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad Se asume que estos nuevos ductos en cada uno de sus tramos tendraacute la misma probabilidad de estar fuera de servicio que la de los gasoductos originales es decir se consideran independientes el uno del otro por lo que se asume que se unen los mismos puntos por trayectorias distintas De esta forma se reduciriacutea a p2 la probabilidad de encontrar fuera de servicio cada elemento El resultado se presenta en la Graacutefica 7-9
148
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes
Fuente UPME
Los gasoductos redundantes muestran disminucioacuten del desabastecimiento debido a mejoramiento de la confiabilidad del sistema El anaacutelisis sentildeala que el desabastecimiento en el antildeo 2023 seriacutea aproximadamente de 67 MPCD (inferior a los 104 MPCD que se tendriacutean en caso de no realizar inversiones en confiabilidad) Como se observa en la graacutefica anterior auacuten con esta alternativa a partir del antildeo 2021 se presenta nuevamente desabastecimiento debido a insuficiencia de suministro por lo que se hace necesario disponer de una alternativa adicional de oferta La segunda alternativa consistioacute en incluir el montaje de plantas de ldquopeak shavingrdquo en ciertos puntos estrateacutegicos del sistema de gas natural los cuales fueron definidos seguacuten lo dispuesto en la Tabla 7-7 cuyas capacidades se determinaron calculando el maacuteximo desabastecimiento que podriacutea presentarse en dichos centros de consumo por fallas programadas o eventos de fuerza mayor asiacute
Localizacioacuten Planta de peak shaving
Capacidad (MPCD disponibles durante 7 diacuteas)
Cali 853
Bogotaacute 124 Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving
0
100
200
300
400
500
600
700
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones Con mejoras en confiabilidad
149
Las plantas ldquopeak shavingrdquo son sistemas de almacenamiento a pequentildea escala que se utilizan para regular las variaciones intensas de la demanda provocada por los picos que pueden ocurrir durante unos pocos diacuteas al antildeo Estas plantas requieren normalmente de altos flujos y manejan presiones entre media y alta Su principal diferencia con las plantas de GNL de base es que ademaacutes de su capacidad de almacenamiento y vaporizacioacuten (en lo que son relativamente similares a las plantas de base) poseen la capacidad de vaporizar el gas natural antes de ser inyectado a la red de transporte o distribucioacuten Sin embargo la tasa de licuefaccioacuten en estas plantas es de una velocidad considerablemente lenta en relacioacuten con las plantas de licuefaccioacuten a gran escala lo cual hace que la capacidad anual de estas plantas sea necesariamente muy baja y que solo puedan utilizarse unos pocos diacuteas al antildeo
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving
Fuente UPME
La ejecucioacuten simultaacutenea de las dos alternativas propuestas aunque una va dirigida a sistema de transporte y la segunda al de suministro disminuye el valor esperado del desabastecimiento tal como se aprecia en la Graacutefica 7-11 En este caso el desabastecimiento alcanza cotas cercanas a los 5 MPCD a nivel nacional situacioacuten que puede remediarse con manejos operacionales y empaquetamiento en algunos gasoductos con lo cual el nivel general de deacuteficit es miacutenimo En teacuterminos generales la implementacioacuten de plantas de peak shaving y gasoductos redundantes permiten satisfacer los requerimientos para reducir al maacuteximo la probabilidad
0
100
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Con peak shaving
150
de desatender la demanda por fallas en los proacuteximos 10 antildeos no obstante es necesario evaluar los costos de estas soluciones a fin de encontrar una solucioacuten viable que siga criterios de miacutenimo costo Sin embargo como se observa en la Graacutefica 7-11 desde el antildeo 2021 la situacioacuten se torna criacutetica pues se convierte en un asunto esencial de abastecimiento que requiere soluciones estructurales para garantizar la disponibilidad de gas natural
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad
Gasoductos redundantes y plantas peak shaving
Fuente UPME
Adicional al anaacutelisis del escenario medio presentado anteriormente se realizoacute una evaluacioacuten del peor escenario posible para analizar los efectos en el comportamiento del sistema A continuacioacuten se presenta los resultados y la magnitud del desabastecimiento frente a este escenario (falla maacutes significativa del sistema N-1) Los nodos que alcanzaron aumentar la confiabilidad con alguna de las acciones propuestas no fueron considerados dentro del conjunto de elementos que fallan Se resalta que en este caso no se toma la ponderacioacuten por probabilidad (valor esperado) sino que se toma el valor del mayor desabastecimiento Bajo esta situacioacuten criacutetica pero remota auacuten con planta de regasificacioacuten ampliaciones en la capacidad del sistema de transporte gasoductos redundantes para aumentar la confiabilidad y plantas de peak shaving el desabastecimiento se comportariacutea tal como se muestra en la Graacutefica 7-12 y en la Graacutefica 7-13
0
100
200
300
400
500
600
700
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
151
En la primera grafica (Graacutefica 7-12) se muestran los efectos del desabastecimiento considerando de manera independiente las dos alternativas para aumentar la confiabilidad (gasoductos redundantes y peak shaving) En esta ocasioacuten debido a la fragilidad del sistema de transporte por causa del modelo radial el peor caso resulta severo y al final del horizonte de anaacutelisis el desabastecimiento podriacutea superar los 450 MPCD cuando solo se dispone de gasoductos redundantes Ahora bien si solo se considera plantas peak shaving el desabastecimiento se puede reducir a 200 MPCD al final del periodo de anaacutelisis con lo cual esta uacuteltima opcioacuten ofrece mayor garantiacutea de abastecimiento en el peor escenario
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos redundantes
Sin embargo en caso de implementar las dos alternativas simultaacuteneamente los resultados obtenidos muestran que en algunos periodos (2016 a 2018 y 2019 a 2020) cuando la falla es cercana a los centros de consumo el desabastecimiento se reduce praacutecticamente a cero tal como se presenta en la Graacutefica 7-13 En caso de que las fallas ocurran lejos de las ciudades gracias a los gasoductos redundantes se podriacutea llevar mayores voluacutemenes de gas a los centros donde se localizan las plantas disminuyendo su aporte en teacuterminos de confiabilidad Este fenoacutemeno es generado por la no transitividad del sistema Asiacute la magnitud del desabastecimiento se aproxima a los 300 MPCD al final del horizonte de anaacutelisis (2023) informacioacuten que se presenta en la Graacutefica 7-13
0
100
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300
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Peak shaving
152
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos
redundantes
En el capiacutetulo siguiente (Anaacutelisis Financiero) se complementaraacuten estos resultados teniendo en cuenta los respectivos costos de inversioacuten y los beneficios logrados en cada alternativa en teacuterminos de reduccioacuten del desabastecimiento y por ende reduccioacuten del costo asociado a este racionamiento 7133 Otras actuaciones para mejorar la confiabilidad del sistema de transporte Aun cuando la probabilidad de falla del sistema de transporte de gas natural colombiano ha sido histoacutericamente bajo el impacto causado es importante como se veraacute en el proacuteximo capiacutetulo Todo ello por razoacuten de la fragilidad del sistema que se genera por tratarse de un esquema radial que al final del diacutea es incapaz de garantizar la continuidad del servicio cuando ocurre una falla pese a la posibilidad de empaquetar al gas por tratarse de un fluido compresible Proponer un esquema robusto como enmallar la red de transporte significa grandes inversiones de difiacutecil retorno en el corto plazo que no permite cumplir con el criterio de eficiencia econoacutemica pero que reducen el impacto de una falla de manera considerable la cual tienen mayor certeza de ocurrencia en el largo plazo Implementar esquemas de red enmallados permitiriacutea reducir el impacto que las fallas de la red de transporte tienen en el abastecimiento reduciendo su deacuteficit por confiabilidad de manera considerable La financiacioacuten de la implementacioacuten de dichos esquemas debe proceder de los beneficiarios principales Lo anterior con base en lo definido por el Decreto 2100 de 2011 donde la CREG puede incluir un activo de confiabilidad e incluirlo en los cargos regulados
0
200
400
600
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1000
1200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
153
8 Anaacutelisis Financiero En este capiacutetulo se realiza el anaacutelisis financiero donde se estiman y comparan los costos de inversioacuten de la infraestructura tanto para ampliar la capacidad de transporte del sistema como para aumentar su confiabilidad seguacuten lo propuesto en el capiacutetulo anterior La obtencioacuten de estos paraacutemetros siguioacute la siguiente loacutegica
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema Para determinar las inversiones en gasoductos nuevos se utilizoacute el costo unitario de gasoductos comparables o de gasoductos que fueron construidos con anterioridad siguiendo el mismo trazado topograacutefico Se tomoacute como referencia la metodologiacutea empleada para los caacutelculos del costo unitario (indicados normalmente utilizado que relaciona precio total con la longitud del ducto y su diaacutemetro) la cual contempla el siguiente procedimiento bull Seleccionar un gasoducto de referencia que tenga paraacutemetros comparables o que haya
sido construido siguiendo el mismo trazado topograacutefico del nuevo gasoducto bull Registrar el monto de la inversioacuten fecha base y especificaciones teacutecnicas del
gasoducto de referencia bull Calcular el costo unitario del gasoducto de referencia en USDm-pulg para la fecha
base bull Actualizar el costo unitario del gasoducto en cada antildeo transcurrido a partir de la fecha
base de acuerdo con la variacioacuten anual del PPI de USA serie ID WPSSOP3200 mediante la siguiente foacutermula
)0(
)1()0()(
PPI
tPPICtC (8-1)
Antildeo para el cual se calcula el costo unitario del gasoducto
Es el precio unitario correspondiente al antildeo t
Precio unitario para la fecha base
PPI promedio para el mes de diciembre del antildeo t-1
PPI promedio para el mes de diciembre de la fecha base
Luego se ajustoacute el costo unitario anterior teniendo en cuenta el incremento que ha tenido el precio del acero en los uacuteltimos antildeos considerando que en general el costo del acero tiene una participacioacuten del 35 dentro del costo total de construccioacuten de un gasoducto Con el objeto de lograr una mejor aproximacioacuten a los costos de construccioacuten de sistemas de compresioacuten se evaluoacute la Resolucioacuten CREG 011 de 2003 y se efectuaron consultas con expertos del sector de gas natural de lo cual se establecioacute que el costo oscila alrededor de los 2986 USDHP
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte Sobre la base de los supuestos considerados con el propoacutesito de buscar la mejor opcioacuten de abastecimiento para el paiacutes se realizaron los anaacutelisis financieros Cabe sentildealar que el incremento de capacidad de transporte se puede alcanzar ya sea adicionando tramos de gasoducto o por aumento en la capacidad de compresioacuten
154
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos Teniendo en consideracioacuten la Tabla 7-5 (propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte) para asegurar el suministro de gas en el paiacutes el sistema requiere de un aumento de la capacidad de transporte en las cantidades y fechas propuestas Las expansiones se pueden efectuar mediante nuevos gasoductos o loops con diaacutemetros que van desde unas cuantas pulgadas hasta cerca de las 14 pulgadas y que utilizan el mismo derecho de viacutea que los gasoductos originales La Tabla 8-1 comprende la necesidad de expansioacuten por tramo la cual es definida en teacuterminos de requerimiento en diaacutemetro (resultado de las simulaciones adelantadas) advirtiendo que en aquellos tramos donde se presenta maacutes de una condicioacuten de ampliacioacuten significa que en longitudes distintas del mismo tramo se requiere maacutes de un loop
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
Guajira-Intercor 777
Intercor-Hato Nuevo 985 843
Hato Nuevo-Valledupar 982 840
Valledupar-Curumaniacute 982 840
982 840
Curumaniacute-La Mata 840 840
La Mata-San Alberto 840 840
San Alberto-Barrancabermeja 840 840
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
202 615
201 615
202 615
202 615
202 615
202 615
202 615
203 615
202 615
203 615
203 615
Gualanday-Purificacioacuten 1013 889
1013 889
155
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
1012 889
Purificacioacuten-Aipe 628
628
Aipe-Neiva 313
La Belleza-Zipaquiraacute
845 1094
963 1245
962 1245
962 1245
962 1245
Zipaquiraacute-Bogotaacute
1300 1134
1300 1134
1300 1134
1300 1134
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
1048 939
1048 937
1048 939
1049 939
1049 939
Barranca de Upiacutea-Restrepo
786 673
786 673
786 673
786 673
Restrepo-Villavicencio 786 673
Villavicencio-Usme
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo
El detalle (longitudes y mapa topoloacutegico) de la ampliacioacuten con loops se puede consultar en el Anexo 3 El flujo de inversiones para incremento de capacidad de transporte requerida se presenta en la Tabla 8-2 caacutelculos que consideran una tasa de descuento 15 anual Los resultados
156
sentildealan que el valor presente netos de la inversiones programadas en loops para los proacuteximos 10 antildeos alcanzariacutea cerca de los 1153 MUS$
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo loops MUS$
1040 0 3498 0 4812 4932 5939 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 115324
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 822 Costo incremento de capacidad compresores y loops Aunque se exploroacute la alternativa de expansioacuten de capacidad uacutenicamente con sistemas de compresioacuten esta no fue viable porque en algunos tramos se superaba las especificaciones teacutecnicas que limitaban las cantidades de flujo requeridas razoacuten por la cual se debioacute utilizar de manera conjunta loops y sistemas de compresioacuten A continuacioacuten se presenta en la Tabla 8-3 los resultados de los caacutelculos correspondientes a esta alternativa de expansioacuten
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Guajira-Intercor 78
Intercor-Hato Nuevo
10783 HP98 84
Hato Nuevo-Valledupar 98 84
Valledupar-Curumaniacute 98 84
98 84
Curumaniacute-La Mata 84 84
La Mata-San Alberto 84 84
San Alberto-Barrancabermeja 84 84
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
84 HP
1134 HP
2519 HP
5418 HP
736 HP
3855 HP
923 HP
4970 HP
Aipe-Neiva
157
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
La Belleza-Zipaquiraacute
9576 HP
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
591 HP
Barranca de Upiacutea-Restrepo
665 HP
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
49
1194 HP 49
370 HP49
49
49
49
49
49
49
49
4146 HP 49
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops
El detalle de esta alternativa de ampliacioacuten se muestra en el mapa del Anexo 4 Los flujos de inversioacuten aproximados para la ampliacioacuten de capacidad mediante loops y compresores se presentan en la Tabla 8-4
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo compresores y loops
MUS$ 148 0 159 0 1377 5209 4788 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 57661
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops
158
Los resultados sentildealan que la alternativa de expansioacuten viacutea solo loops es maacutes costosa frente a la que combina sistemas de compresioacuten y loops en 50 equivalente a MUS$ 576 por lo cual la segunda alternativa resulta maacutes atractiva para resolver los problemas de desabastecimiento debidos al crecimiento de la demanda
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema Como se expuso en el capiacutetulo anterior la confiabilidad del sistema de transporte de gas colombiano podriacutea aumentarse con la adicioacuten de loops redundantes yo a traveacutes de plantas de peak shaving alternativas que reducen el grado de desabastecimiento por causa de fallas de distinta iacutendole A continuacioacuten se presenta la evaluacioacuten financiera realizada para determinar las necesidades de inversioacuten en cada una de las alternativas planteadas 831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes Para la alternativa de gasoductos redundantes en los segmentos contenidos en la Tabla 7-6 (ver mapa en el Anexo 5) la inversioacuten se estima en cerca de 9027 MUS$ y la reduccioacuten del desabastecimiento estariacutea dada antildeo a antildeo con las siguientes consideraciones
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
148 184 218 290 353 317 411 417 359
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 198 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1155 1412 1573 2108 2502 2188 2939 2926 2520
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 11832 MUS$
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes Asumiendo un costo de racionamiento para el usuario equivalente a la diferencia entre el precio del gas natural y del sustituto maacutes cercano (GLP) esta reduccioacuten de desabastecimiento podriacutea ser tambieacuten entendida como un ahorro de este costo Asiacute para el caso de gasoductos redundantes el ahorro en este costo de racionamiento a valor presente seriacutea de aproximadamente 11832 MUS$ Dado que este ahorro es mayor que la inversioacuten (9027 MUS$) se podriacutea concluir que esta opcioacuten desde el punto de vista econoacutemico podriacutea resultar viable En este caso la diferencia beneficio ndash costo seriacutea 2805 MUS$ 832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving Las inversiones correspondientes a la segunda alternativa plantas de peak shaving son presentadas en la Tabla 8-6 (ver mapa en el Anexo 6) y los resultados obtenidos sentildealan
159
una inversioacuten aproximada de 102 MUS$16 y el ahorro en costos de racionamiento (por la reduccioacuten esperada del desabastecimiento) seriacutea del orden de 9417 MUS$ asiacute
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
134 191 177 201 234 194 223 406 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$ 2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1052 1460 1281 1461 1658 1344 1594 2849 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 9417 MUS$
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving Frente a esta amplia diferencia (8397 MUS$) entre el ahorro en costos de racionamiento (9417 MUS$) y la inversioacuten en confiabilidad (102 MUS$) se podriacutea concluir que la alternativa de plantas de peak shaving seriacutea la maacutes aconsejable Al implementar simultaacuteneamente las dos alternativas propuestas resultados que son presentados en la Tabla 8-7 (ver mapa en el Anexo 7) se obtiene un mayor ahorro en el costo de racionamiento (13529 MUS$) pero la diferencia entre este beneficio alcanzado y la inversioacuten requerida (10047 MUS$) no seriacutea tan significativa (3483 MUS$) como en el caso de instalar uacutenicamente las plantas de peak shaving
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
176 243 250 327 394 355 453 462 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 1084
Precio GLP US$
2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1377 1857 1808 2379 2792 2451 3238 3244 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 13529 MUS$
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving
16 Lo equivalente a dos plantas (una en Bogotaacute y otra en Cali) de 51 MUS$ cada una
160
La Graacutefica 8-1 compara la diferencia entre el beneficio (ahorro en costos de racionamiento) y el costo (respectivas inversiones) de las diferentes alternativas analizadas para aumentar la confiabilidad De esta graacutefica se concluye que la mejor alternativa seriacutea la de instalar plantas de peak shaving por cuanto logra un mayor beneficio a menor costo
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Loops redundantes Plantas de peak shaving Loops + peak shaving
MU
S$
Beneficio (reduccioacuten costo de racionamiento) MUS$ Inversioacuten en confiabilidad MUS$
161
9 Conclusiones y Recomendaciones Como resultado de los anaacutelisis y estimaciones contenidas en este ejercicio de planificacioacuten indicativa para el abastecimiento de gas se tiene
91 Conclusiones
Considerando el escenario de oferta de declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y el escenario de demanda media el paiacutes estaacute en la capacidad de asegurar el suministro de gas por lo menos hasta el antildeo 2021 momento en el cual de no darse nuevos descubrimientos o nuevos desarrollos que aumenten el potencial de produccioacuten nacional seraacute necesario ampliar nuevamente la capacidad de suministro de gas natural importado
La planta de regasificacioacuten de Cartagena con capacidad de 400 MPCD disponible a partir del antildeo 2016 le permitiraacute al paiacutes asegurar el suministro de gas natural frente a los escenarios bajo y medio de demanda durante el periodo de anaacutelisis (2013-2022) La planta de regasificacioacuten ademaacutes de brindar seguridad al abastecimiento le proporciona tambieacuten mayor garantiacutea de suministro al sistema por cuanto diversifica las fuentes de suministro del paiacutes La planta de regasificacioacuten y la nueva regulacioacuten vigente posiblemente dinamizaraacuten el mercado de gas natural en el paiacutes
Dependiendo de la evolucioacuten de la demanda en los proacuteximos antildeos y de darse el escenario de escasez en la incorporacioacuten de reservas se debe analizar la conveniencia de una posible planta de regasificacioacuten en el Paciacutefico lo cual brindariacutea mayor seguridad al abastecimiento aportando mayor confiabilidad al sistema y oportunidad de mayor flujo comercial con los mercados suramericanos y asiaacuteticos
Los escenarios de oferta de gas natural no consideran el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano plazo debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de estos recursos asiacute como la receta teacutecnica para su extraccioacuten Tampoco se dispone de normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento
Contando con las fuentes de suministro de gas suficientes para abastecer la demanda interna en caso de ocurrir el escenario medio se requiere efectuar ampliaciones de la capacidad de transporte del sistema con el fin de asegurar la atencioacuten de demanda seguacuten los lineamientos teacutecnicos definidos en el primer capiacutetulo
Si existe una oferta suficiente de gas natural es de esperar que el mecanismo de comercializacioacuten de los proacuteximos antildeos continuacutee siendo la negociacioacuten directa y que por efectos del gas importado los precios suban Esto a su vez podraacute servir de incentivo a la actividad de exploracioacuten y produccioacuten y dado que los precios de los sustitutos son auacuten maacutes elevados un aumento en el precio del gas posiblemente no impacte significativamente la demanda
162
En el evento en que surjan nuevas fuentes internas de produccioacuten en cantidades importantes y dependiendo de su ubicacioacuten y viabilidad de conexioacuten al SNT se podraacute optar por el acondicionamiento de la infraestructura de regasificacioacuten en licuefaccioacuten con lo cual el paiacutes podraacute convertirse en un hub energeacutetico aprovechando la posicioacuten espacial en el continente Suramericano
En cuanto a las inversiones en confiabilidad es necesario analizar y definir responsables para su ejecucioacuten y alternativas de financiacioacuten Dado que la opcioacuten de plantas de peak shaving si bien reducen el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema su impacto solo beneficiariacutea a los usuarios ubicados en el centro de consumo donde estariacutean ubicadas las plantas En este orden de ideas habriacutea que analizar la posibilidad de remunerar las plantas de peak shaving mediante alguacuten esquema aplicable soacutelo a los usuarios beneficiados En todo caso la regulacioacuten deberaacute dar las sentildeales apropiadas para facilitar la ejecucioacuten de dichas inversiones
Para que el Criterio de Confiabilidad tenga un sentido econoacutemico y teacutecnico es necesario definir los estaacutendares de continuidad del servicio que estaacuten asociados a las interrupciones programadas y no programadas de todos los segmentos de la cadena haciendo la clara diferenciacioacuten con el concepto de abastecimiento
El enfriamiento de gas natural es una alternativa de aumento de capacidad de transporte en caso de requerimientos menores que generalmente ocurren cuando el crecimiento de la demanda es constante constituyendo una alternativa de corto plazo no tan costosa como lo implica un loop Por tanto para zonas con crecimiento de demanda no tan significativos (o si se planea utilizar sustitutos para reducir la demanda) la expansioacuten por enfriamiento puede considerarse una buena opcioacuten a largo plazo
El esquema actual de remuneracioacuten de la actividad de transporte de gas natural en teacuterminos de eficiencia no da las sentildeales suficientes para que la expansioacuten de la capacidad de transporte se realice tambieacuten en funcioacuten de asegurar el suministro auacuten en situaciones criacuteticas de demandas maacuteximas puntuales Para la definicioacuten de la nueva metodologiacutea tarifaria seriacutea aconsejable revisar este aspecto
92 Recomendaciones
La planta de regasificacioacuten se plantea como una alternativa de abastecimiento de la demanda de gas en general y no de manera exclusiva para la demanda del sector eleacutectrico En este caso la regulacioacuten deberaacute prever y facilitar la comercializacioacuten de este gas importado para atender tambieacuten la demanda de otros sectores de consumo
Se recomienda aumentar la capacidad del sistema de transporte mediante la instalacioacuten de compresores y algunos loops seguacuten lo planteado en el Anexo 4 por ser eacutesta la opcioacuten maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico pues se trata de dos alternativas que no son excluyentes
Adicional a las obras propuestas anteriormente y con el fin de aumentar la confiabilidad se recomienda la instalacioacuten de una planta de peak shaving en Bogotaacute y otra en Cali
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(con una inversioacuten estimada de 102 MUS$) Esta medida permitiraacute reducir el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema de transporte y beneficiar asiacute a los usuarios de gas natural con una reduccioacuten de sus costos de racionamiento en aproximadamente 9417 MUS$ (para el periodo 2014 a 2022) Esta alternativa resultoacute maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico que la opcioacuten de instalar gasoductos redundantes ya que para este caso se obtendriacutea la mayor diferencia beneficio-costo es decir que para un menor costo (menor inversioacuten) se obtendriacutea un mayor beneficio (mayor ahorro en costos de racionamiento)
Es necesario revisar la conveniencia de que la expansioacuten de infraestructura en el caso colombiano se establezca viacutea contratos pues este esquema no permite expansiones armoacutenicas con la oferta o dilaciones en el aumento de capacidad requerida bajo el amparo de la discrecionalidad otorgada al transportador o de insuficiencia financiera
Es importante que la demanda no teacutermica pueda acceder al gas natural importado cuando se presentan fallas de servicio programado o fortuito y cuando la oferta nacional sea insuficiente para suplir todas las necesidades en tal sentido se requiere la definicioacuten del esquema que permita que permita la disponibilidad de este suministro
El presente plan de abastecimiento recomienda adicional a las obras propuestas para ampliar la capacidad de transporte y aumentar la confiabilidad del sistema asegurar el suministro de gas diversificando las fuentes de suministro Lo anterior no soacutelo mediante plantas de regasificacioacuten sino promoviendo tambieacuten el incremento de la produccioacuten nacional de gas Para este fin una alternativa a largo plazo seraacute la de promover la produccioacuten sostenible de gas en yacimientos tanto convencionales como los no convencionales
Como soporte a la anterior recomendacioacuten se propone promover la investigacioacuten y desarrollo con miras a aumentar el conocimiento tanto de los aspectos teacutecnicos y tecnoloacutegicos de la produccioacuten de gas no convencional como lo referente al impacto ambiental esperado y los mecanismos de prevencioacuten y mitigacioacuten del mismo
Se propone la promocioacuten de una poliacutetica de abastecimiento de gas combustible integrada ndash gas natural y GLP ndash que permita aprovechar la disponibilidad de este uacuteltimo y sus ventajas competitivas en aquellos sectores de consumo y regiones del paiacutes que lo permitan para diversificar la oferta energeacutetica y aumentar la garantiacutea de suministro
Las tecnologiacuteas emergentes de GNL abren nuevas posibilidades en los sectores transporte e industria donde la diversificacioacuten de la canasta con este energeacutetico ofrece beneficios econoacutemicos y ambientales resaltaacutendose una mayor autonomiacutea de los vehiacuteculos ahorros en los costos de operacioacuten y mantenimiento en la industria y la reduccioacuten de emisiones de contaminantes
El uso de gas natural como materia prima en la industria petroquiacutemica constituye una de las actividades de mayor valor agregado para el paiacutes por su contribucioacuten a la produccioacuten de compuestos primarios indispensables para el desarrollo de la industria
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manufacturera y que hoy en su mayoriacutea son importados en Colombia se recomienda promover la creacioacuten de complejos petroquiacutemicos que permitan el desarrollo de una nueva actividad industrial que sea competitiva para favorecer un desarrollo integral y equilibrado del paiacutes
Con el fin de optimizar los requerimientos de infraestructura de transporte de gas natural y posponer inversiones ya sea en el uso de nuevas unidades compresoras o enfriadores o loops se recomienda el desarrollo de programas regionales de uso eficiente de gas natural para todos los sectores
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Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas Tabla - Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas (US$ Constantes Dic 2013) MBTU)
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
ene-14 439 449 358 471 482 390 471 482 390 471 482 390 502 512 420 502 512 420 502 512 420
feb-14 442 453 358 475 485 390 475 485 390 475 485 390 505 516 421 505 516 421 505 516 421
mar-14 405 414 352 437 446 384 437 446 384 437 446 384 468 477 415 468 477 415 468 477 415
abr-14 377 386 345 410 418 377 410 418 377 410 418 377 440 449 408 440 449 408 440 449 408
may-14 361 370 348 394 402 380 394 402 380 394 402 380 424 433 411 424 433 411 424 433 411
jun-14 370 379 352 403 411 384 403 411 384 403 411 384 433 442 414 433 442 414 433 442 414
jul-14 381 390 350 413 422 382 413 422 382 413 422 382 444 453 413 444 453 413 444 453 413
ago-14 381 390 355 413 422 387 413 422 387 413 422 387 444 453 418 444 453 418 444 453 418
sep-14 379 388 350 411 420 382 411 420 382 411 420 382 442 451 413 442 451 413 442 451 413
oct-14 378 387 342 410 419 374 410 419 374 410 419 374 441 450 405 441 450 405 441 450 405
nov-14 388 397 340 420 429 372 420 429 372 420 429 372 451 460 402 451 460 402 451 460 402
dic-14 391 400 340 423 432 372 423 432 372 423 432 372 453 463 403 453 463 403 453 463 403
ene-15 388 396 318 421 428 350 421 428 350 421 428 350 451 459 381 451 459 381 451 459 381
feb-15 386 393 319 418 426 351 418 426 351 418 426 351 449 456 382 449 456 382 449 456 382
mar-15 373 380 312 405 412 344 405 412 344 405 412 344 436 443 375 436 443 375 436 443 375
abr-15 362 369 307 394 401 339 394 401 339 394 401 339 424 432 370 424 432 370 424 432 370
may-15 355 363 312 388 395 344 388 395 344 388 395 344 418 425 374 418 425 374 418 425 374
jun-15 370 378 318 402 410 350 402 410 350 402 410 350 433 440 381 433 440 381 433 440 381
jul-15 380 387 317 412 420 350 412 420 350 412 420 350 443 450 380 443 450 380 443 450 380
ago-15 381 389 321 414 421 353 414 421 353 414 421 353 444 452 384 444 452 384 444 452 384
sep-15 381 388 317 413 420 349 413 420 349 413 420 349 443 451 380 443 451 380 443 451 380
oct-15 388 396 310 421 428 342 421 428 342 421 428 342 451 459 373 451 459 373 451 459 373
nov-15 396 404 312 428 436 344 428 436 344 428 436 344 459 467 374 459 467 374 459 467 374
dic-15 405 413 312 437 445 344 437 445 344 437 445 344 468 476 374 468 476 374 468 476 374
ene-16 492 499 377 524 531 409 524 531 409 524 531 409 554 562 440 554 562 440 554 562 440
feb-16 495 502 376 527 534 408 527 534 408 527 534 408 558 565 439 558 565 439 558 565 439
mar-16 498 506 375 530 538 408 530 538 408 530 538 408 561 568 438 561 568 438 561 568 438
abr-16 501 509 375 534 541 407 534 541 407 534 541 407 564 572 437 564 572 437 564 572 437
may-16 505 512 374 537 545 406 537 545 406 537 545 406 568 575 437 568 575 437 568 575 437
jun-16 508 516 373 540 548 405 540 548 405 540 548 405 571 579 436 571 579 436 571 579 436
jul-16 511 519 372 544 551 405 544 551 405 544 551 405 574 582 435 574 582 435 574 582 435
ago-16 515 523 372 547 555 404 547 555 404 547 555 404 578 585 435 578 585 435 578 585 435
sep-16 518 526 371 550 558 403 550 558 403 550 558 403 581 589 434 581 589 434 581 589 434
oct-16 522 530 370 554 562 402 554 562 402 554 562 402 584 593 433 584 593 433 584 593 433
nov-16 525 533 370 557 565 402 557 565 402 557 565 402 588 596 432 588 596 432 588 596 432
dic-16 529 537 369 561 569 401 561 569 401 561 569 401 591 600 432 591 600 432 591 600 432
ene-17 531 539 349 563 571 381 563 571 381 563 571 381 594 602 411 594 602 411 594 602 411
feb-17 542 555 360 574 587 392 574 587 392 574 587 392 605 618 423 605 618 423 605 618 423
mar-17 548 563 365 580 595 397 580 595 397 580 595 397 611 626 428 611 626 428 611 626 428
abr-17 548 561 362 580 593 394 580 593 394 580 593 394 611 624 425 611 624 425 611 624 425
may-17 539 548 348 572 580 380 572 580 380 572 580 380 602 611 411 602 611 411 602 611 411
jun-17 542 550 348 574 583 380 574 583 380 574 583 380 605 613 411 605 613 411 605 613 411
jul-17 544 553 348 576 585 380 576 585 380 576 585 380 607 616 411 607 616 411 607 616 411
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sep-17 577 598 386 609 631 418 609 631 418 609 631 418 640 661 449 640 661 449 640 661 449
oct-17 561 574 361 593 606 393 593 606 393 593 606 393 623 637 424 623 637 424 623 637 424
nov-17 553 562 347 585 594 379 585 594 379 585 594 379 616 625 410 616 625 410 616 625 410
dic-17 559 570 352 591 602 384 591 602 384 591 602 384 622 632 415 622 632 415 622 632 415
ene-18 592 613 389 624 645 421 624 645 421 624 645 421 655 676 452 655 676 452 655 676 452
feb-18 615 644 418 647 676 450 647 676 450 647 676 450 678 707 481 678 707 481 678 707 481
mar-18 623 653 426 655 685 458 655 685 458 655 685 458 686 716 489 686 716 489 686 716 489
abr-18 620 648 419 653 680 451 653 680 451 653 680 451 683 711 482 683 711 482 683 711 482
may-18 604 623 390 636 655 423 636 655 423 636 655 423 667 686 453 667 686 453 667 686 453
jun-18 611 631 397 643 664 430 643 664 430 643 664 430 674 694 460 674 694 460 674 694 460
jul-18 611 630 393 643 662 425 643 662 425 643 662 425 674 693 456 674 693 456 674 693 456
ago-18 629 652 418 661 685 450 661 685 450 661 685 450 692 715 481 692 715 481 692 715 481
sep-18 645 673 441 678 705 473 678 705 473 678 705 473 708 736 504 708 736 504 708 736 504
oct-18 634 656 419 666 688 452 666 688 452 666 688 452 697 719 482 697 719 482 697 719 482
nov-18 623 641 397 656 673 430 656 673 430 656 673 430 686 703 460 686 703 460 686 703 460
dic-18 634 653 412 667 685 444 667 685 444 667 685 444 697 716 475 697 716 475 697 716 475
ene-19 669 705 472 701 737 504 701 737 504 701 737 504 732 768 535 732 768 535 732 768 535
feb-19 682 722 498 714 754 530 714 754 530 714 754 530 744 785 561 744 785 561 744 785 561
mar-19 688 731 512 720 763 544 720 763 544 720 763 544 751 794 575 751 794 575 751 794 575
abr-19 684 727 508 716 759 540 716 759 540 716 759 540 747 790 571 747 790 571 747 790 571
may-19 668 708 483 700 740 515 700 740 515 700 740 515 731 770 546 731 770 546 731 770 546
jun-19 672 713 492 704 745 525 704 745 525 704 745 525 735 776 555 735 776 555 735 776 555
jul-19 669 710 490 701 743 523 701 743 523 701 743 523 732 773 553 732 773 553 732 773 553
ago-19 682 728 516 714 760 549 714 760 549 714 760 549 745 791 579 745 791 579 745 791 579
sep-19 694 744 541 726 777 573 726 777 573 726 777 573 757 807 604 757 807 604 757 807 604
oct-19 681 728 520 713 760 552 713 760 552 713 760 552 744 791 583 744 791 583 744 791 583
nov-19 667 711 498 699 743 530 699 743 530 699 743 530 730 773 560 730 773 560 730 773 560
dic-19 674 722 515 707 754 547 707 754 547 707 754 547 737 785 578 737 785 578 737 785 578
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feb-20 627 664 431 659 696 463 659 696 463 659 696 463 690 727 493 690 727 493 690 727 493
mar-20 625 661 429 657 693 461 657 693 461 657 693 461 688 724 492 688 724 492 688 724 492
abr-20 630 668 441 662 700 473 662 700 473 662 700 473 693 731 504 693 731 504 693 731 504
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Fecha
Precio en planta de generacioacuten
Termoguajira US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termoflores US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termobarranquilla US$MBTU
2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Tebsa US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termocandelaria US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Proeleacutectrica US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Cartagena US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
166
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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jun-17 556 563 403 556 563 403 556 563 403 419 426 266 572 579 419 750 757 597 750 757 597
jul-17 558 565 403 558 565 403 558 565 403 421 428 265 574 581 418 752 759 597 752 759 597
ago-17 573 584 418 573 584 418 573 584 418 435 447 281 588 600 434 767 778 612 767 778 612
sep-17 595 615 444 595 615 444 595 615 444 458 477 307 611 630 460 789 809 638 789 809 638
oct-17 575 586 417 575 586 417 575 586 417 438 449 280 591 602 432 769 780 611 769 780 611
nov-17 565 572 402 565 572 402 565 572 402 428 435 265 581 588 418 759 766 596 759 766 596
dic-17 571 580 408 571 580 408 571 580 408 434 443 271 587 596 424 765 774 602 765 774 602
ene-18 609 629 449 609 629 449 609 629 449 472 491 312 625 644 464 803 823 643 803 823 643
feb-18 636 663 480 636 663 480 636 663 480 499 526 343 651 679 496 830 857 674 830 857 674
mar-18 644 673 489 644 673 489 644 673 489 507 536 352 660 689 504 838 867 683 838 867 683
abr-18 640 666 481 640 666 481 640 666 481 503 529 344 656 682 497 834 860 675 834 860 675
may-18 619 637 451 619 637 451 619 637 451 482 499 313 634 652 466 813 831 645 813 831 645
jun-18 626 645 458 626 645 458 626 645 458 489 508 321 642 661 474 820 839 652 820 839 652
jul-18 625 642 454 625 642 454 625 642 454 488 505 316 641 658 469 819 836 648 819 836 648
ago-18 647 669 480 647 669 480 647 669 480 509 532 343 662 685 496 841 863 674 841 863 674
sep-18 667 693 506 667 693 506 667 693 506 530 556 369 683 709 522 861 887 700 861 887 700
oct-18 651 672 482 651 672 482 651 672 482 514 535 345 667 688 498 845 866 676 845 866 676
nov-18 636 652 458 636 652 458 636 652 458 499 515 321 652 668 474 830 846 652 830 846 652
dic-18 650 667 475 650 667 475 650 667 475 512 530 337 665 683 490 844 861 669 844 861 669
ene-19 696 730 541 696 730 541 696 730 541 559 592 404 712 745 557 890 924 735 890 924 735
feb-19 714 752 570 714 752 570 714 752 570 577 615 433 730 768 585 908 946 764 908 946 764
mar-19 724 764 585 724 764 585 724 764 585 586 627 448 739 780 601 918 958 779 918 958 779
abr-19 719 759 581 719 759 581 719 759 581 582 622 443 735 775 596 913 953 775 913 953 775
may-19 699 735 553 699 735 553 699 735 553 562 598 416 715 751 569 893 929 747 893 929 747
jun-19 705 743 564 705 743 564 705 743 564 568 606 426 721 759 579 899 937 758 899 937 758
jul-19 702 741 561 702 741 561 702 741 561 565 603 424 718 756 577 896 935 755 896 935 755
ago-19 721 764 590 721 764 590 721 764 590 584 627 453 736 780 606 915 958 784 915 958 784
sep-19 738 786 617 738 786 617 738 786 617 601 649 480 754 802 633 932 980 811 932 980 811
oct-19 721 766 594 721 766 594 721 766 594 584 629 457 737 782 610 915 960 788 915 960 788
nov-19 703 744 569 703 744 569 703 744 569 566 607 432 718 760 585 897 938 763 897 938 763
dic-19 714 759 589 714 759 589 714 759 589 577 622 451 730 775 604 908 953 783 908 953 783
ene-20 628 656 461 628 656 461 628 656 461 491 518 324 644 671 477 822 849 655 822 849 655
feb-20 650 683 496 650 683 496 650 683 496 513 546 358 666 699 511 844 877 689 844 877 689
mar-20 648 680 494 648 680 494 648 680 494 511 543 357 664 696 510 842 874 688 842 874 688
abr-20 655 689 506 655 689 506 655 689 506 518 552 369 671 705 522 849 883 700 849 883 700
may-20 645 676 493 645 676 493 645 676 493 508 539 356 661 692 509 839 870 687 839 870 687
jun-20 657 691 512 657 691 512 657 691 512 520 554 375 673 707 528 851 885 706 851 885 706
jul-20 659 693 517 659 693 517 659 693 517 522 556 379 675 709 532 853 887 711 853 887 711
ago-20 670 706 532 670 706 532 670 706 532 533 569 395 686 721 548 864 900 726 864 900 726
sep-20 681 719 548 681 719 548 681 719 548 544 582 411 697 734 564 875 913 742 875 913 742
oct-20 664 698 527 664 698 527 664 698 527 527 561 390 679 714 543 858 892 721 858 892 721
nov-20 654 687 516 654 687 516 654 687 516 517 550 379 670 703 532 848 881 710 848 881 710
dic-20 668 703 536 668 703 536 668 703 536 531 566 399 684 719 552 862 897 730 862 897 730
ene-21 668 702 531 668 702 531 668 702 531 530 565 394 683 718 547 861 896 725 861 896 725
feb-21 700 740 571 700 740 571 700 740 571 563 603 434 716 756 587 894 934 765 894 934 765
mar-21 697 736 566 697 736 566 697 736 566 560 599 428 713 752 581 891 930 760 891 930 760
abr-21 706 747 576 706 747 576 706 747 576 569 610 439 722 763 592 900 941 770 900 941 770
may-21 692 730 556 692 730 556 692 730 556 555 593 418 708 746 571 886 924 750 886 924 750
jun-21 707 748 574 707 748 574 707 748 574 570 610 436 723 763 589 901 942 768 901 942 768
jul-21 710 750 575 710 750 575 710 750 575 573 613 438 725 766 591 904 944 769 904 944 769
ago-21 723 765 590 723 765 590 723 765 590 586 628 453 739 781 606 917 959 784 917 959 784
sep-21 736 781 606 736 781 606 736 781 606 599 643 469 752 796 622 930 975 800 930 975 800
oct-21 717 757 578 717 757 578 717 757 578 579 620 441 732 773 594 911 951 772 911 951 772
nov-21 706 745 563 706 745 563 706 745 563 569 608 426 722 760 579 900 939 757 900 939 757
dic-21 721 762 581 721 762 581 721 762 581 584 625 444 737 778 597 915 956 775 915 956 775
ene-22 717 757 573 717 757 573 717 757 573 580 620 435 733 773 588 911 951 767 911 951 767
feb-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 611 656 477 764 809 630 943 987 808 943 987 808
mar-22 743 786 606 743 786 606 743 786 606 606 649 469 759 802 621 937 980 800 937 980 800
abr-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 612 656 477 765 809 629 943 987 808 943 987 808
may-22 732 772 590 732 772 590 732 772 590 594 635 452 747 788 605 926 966 784 926 966 784
jun-22 744 786 606 744 786 606 744 786 606 607 649 469 760 802 621 938 980 800 938 980 800
jul-22 743 785 604 743 785 604 743 785 604 606 648 467 759 800 620 937 979 798 937 979 798
ago-22 754 797 618 754 797 618 754 797 618 617 659 481 770 812 634 948 991 812 948 991 812
sep-22 765 809 633 765 809 633 765 809 633 628 672 495 781 824 648 959 1003 827 959 1003 827
oct-22 743 783 602 743 783 602 743 783 602 606 645 465 759 798 618 937 977 796 937 977 796
nov-22 730 767 584 730 767 584 730 767 584 593 630 447 745 783 600 924 961 778 924 961 778
dic-22 742 781 600 742 781 600 742 781 600 605 644 463 758 796 616 936 975 794 936 975 794
ene-23 727 763 578 727 763 578 727 763 578 590 626 440 743 779 593 921 957 772 921 957 772
feb-23 759 799 619 759 799 619 759 799 619 621 661 482 774 814 635 953 993 813 953 993 813
mar-23 752 791 610 752 791 610 752 791 610 615 654 473 768 807 626 946 985 804 946 985 804
abr-23 760 800 619 760 800 619 760 800 619 623 662 482 776 815 635 954 994 813 954 994 813
may-23 744 782 597 744 782 597 744 782 597 607 644 460 760 797 613 938 976 791 938 976 791
jun-23 758 797 615 758 797 615 758 797 615 621 660 478 774 813 631 952 991 809 952 991 809
jul-23 759 798 617 759 798 617 759 798 617 622 661 480 775 814 633 953 992 811 953 992 811
ago-23 772 812 633 772 812 633 772 812 633 635 675 496 788 828 649 966 1006 827 966 1006 827
sep-23 785 827 650 785 827 650 785 827 650 648 690 513 801 843 666 979 1021 844 979 1021 844
oct-23 766 805 623 766 805 623 766 805 623 629 668 486 782 821 639 960 999 817 960 999 817
nov-23 756 793 609 756 793 609 756 793 609 619 656 472 772 809 625 950 987 803 950 987 803
dic-23 771 811 629 771 811 629 771 811 629 634 674 492 787 827 645 965 1005 823 965 1005 823
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoyopal
(Gas Florentildea)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termodorada
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoemcali
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termovalle
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termocentro
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Merieleacutetrica
(Gas Cusiana)Fecha
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termosierra
(Gas Cusiana)
167
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de regasificacioacuten de Cartagena 2016
168
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor
Intercor-Hato Nuevo
Hato Nuevo-Valledupar
Curumaniacute-La Mata
La Mata-San Alberto
San Alberto-Barrancabermeja
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
202 340 615 340
201 1797 615 1797
202 2698 615 2698
202 301 615 301
202 1456 615 1456
202 1435 615 1435
202 524 615 524
203 1276 615 1276
202 487 615 487
203 688 615 688
203 1277 615 1277
1013 748 889 748
1013 1929 889 1929
1012 1382 889 1382
Purificacioacuten-Aipe
Aipe-Neiva
845 3412 1094 3412
963 300 1245 300
962 2480 1245 2480
962 3000 1245 3000
962 1620 1245 1620
1300 146 1134 146
1300 400 1134 400
1300 991 1134 991
1300 463 1134 463
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
1048 477 939 477
1048 2473 937 2473
1048 2450 939 2450
1049 560 939 560
1049 630 939 630
786 1645 673 1645
786 1665 673 1665
786 820 673 820
786 2100 673 2100
Restrepo-Villavicencio 786 2080 673 2080
571 1400 489 1400
571 570 489 570
571 1270 489 1270
571 2860 489 2860
571 1865 489 1865
571 670 489 670
571 655 489 655
571 495 489 495
571 710 489 710
571 795 489 795
571 910 489 910
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2016 2017 2018
Villavicencio-Usme
Valledupar-Curumaniacute
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Tramo2014 2015
169
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor 777 3950Intercor-Hato Nuevo 985 3950 843 3950Hato Nuevo-Valledupar 982 8100 840 8100
982 7900 840 7900
982 8200 840 8200Curumaniacute-La Mata 840 9080 840 9080La Mata-San Alberto 840 8620 840 8620San Alberto-Barrancabermeja 840 8080 840 8080Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
628 3810
628 5097Aipe-Neiva 313 1568La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2020 2021 2022Tramo
2019
Valledupar-Curumaniacute
Purificacioacuten-Aipe
2023
170
171
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
172
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
173
174
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving
175
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak shaving
176
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Tabla de Contenido
Presentacioacuten 12
1 Introduccioacuten 14
11 Antecedentes 14
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN 16
121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 17
122 Lineamientos Teacutecnicos 18
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural 20
21 Contexto Internacional 20
211 Reservas 20
212 Produccioacuten y consumo de gas natural 22
213 Balance 25
22 Mercado del Gas Natural Licuado 27
221 Cadena del servicio 27
222 Actividad de Licuefaccioacuten 27
223 Actividad de Transporte 28
224 Actividad de regasificacioacuten 29
225 Distribucioacuten del mercado del GNL 29
226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial 30
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial 33
23 Contexto Nacional 37
231 Reservas y produccioacuten 37
232 Oferta 39
233 Consumo 40
234 Sistema de transporte 43
24 Planta de regasificacioacuten 48
3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia 50
31 Poliacutetica sectorial 51
311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) 52
312 Decreto 2100 de 2011 53
313 Regulacioacuten 55
32 Organizacioacuten de la industria 57
321 Restricciones a la integracioacuten vertical 59
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos 60
323 Gestioacuten de la informacioacuten 64
324 Tarifas 64
325 Confiabilidad 65
326 Conclusiones 66
4 Proyecciones de precios de gas natural 68
41 Supuestos considerados 68
411 Precio del gas Guajira 68
412 Precio del Gas Cusiana 72
42 Tarifas de Transporte 74
43 Resultados 74
5 Escenarios de Oferta de Gas Natural 77
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas 77
52 Escenarios de Suministro 83
522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural 84
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural 85
53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural 87
531 Antecedentes 87
532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico 88
533 Demanda de gas natural para el sector industrial 93
534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 96
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico 100
536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 107
537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico 109
54 Demanda agregada nacional de gas natural 110
6 Balance de gas natural 112
61 Balance de oferta y demanda 112
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda 114
621 Marco teoacuterico de la demanda de gas 115
622 Resultados de la demanda 117
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda 120
624 Marco teoacuterico de la oferta de gas 120
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural 122
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta 124
63 Marco teoacuterico del balance 124
631 Resultados del balance 125
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance 127
7 Confiabilidad 129
711 Eventos de fuerza mayor 135
712 Eventos planeados 137
713 Ampliacioacuten de suministro 142
8 Anaacutelisis Financiero 153
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema 153
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte 153
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos 154
822 Costo incremento de capacidad compresores y loops 156
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema 158
831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes 158
832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving 158
9 Conclusiones y Recomendaciones 161
91 Conclusiones 161
92 Recomendaciones 162
Iacutendice de Graacuteficas
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 19
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural 21
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012 22
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012 23
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012 24
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural 25
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural 28
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten 34
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten 36
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural 38
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos 39
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector 41
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida 42
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior 46
Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa 47
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural 48
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA) 59
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014 63
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme 63
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural 69
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia 70
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira 71
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana 73
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira 75
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana 76
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030 79
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios 80
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base 81
Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural 84
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta 85
Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten 86
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes 87
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural 88
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural 89
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones 90
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones 91
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico 92
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio 92
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia 94
Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales 95
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio 95
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento 97
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte 97
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo 98
Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles 99
Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular
Escenario Medio 100
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia 101
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
102
Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en
Colombia 103
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional
correspondiente al despacho ideal y real 104
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector
eleacutectrico 105
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus
componentes 106
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico 106
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico 107
Graacutefica 5-30 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector 108
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio 108
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio 109
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio 109
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural 110
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio 110
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional 111
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total 112
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo 116
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido 117
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma 118
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda 119
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda 119
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda 120
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas 121
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural 124
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda 125
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances 127
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor 132
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados 132
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
133
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson 133
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis 134
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas 140
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del
sistema de gasoductos 141
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la
ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 146
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes 148
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving 149
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad 150
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 151
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 152
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad 160
Iacutendice de Tablas
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL 30
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial 32
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 40
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes 45
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur 45
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural 57
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria 65
Tabla 3-3 Cargos regulados 65
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo 78
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas 78
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base 82
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012 90
Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio 94
Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV 99
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural 104
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su
produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas 123
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas 123
Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio 136
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte 137
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema 138
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados 139
Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 144
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad 147
Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving 148
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo 155
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 156
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops 157
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops 157
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes 158
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving 159
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving 159
Iacutendice de Ilustraciones
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad 51
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio 57
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria 58
Anexos
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas 165
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de
regasificacioacuten de Cartagena 2016 167
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops 168
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
171
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
172
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving 174
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak
shaving 175
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados 176
Siglas
BTU British Thermal Unit
CNO-Gas Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural
CQR Caldas Quindiacuteo Risaralda
DANE El Departamento Administrativo Nacional de Estadiacutestica
DNP Departamento Nacional de Planeacioacuten
ECOPETROL Empresa Colombiana de Petroacuteleos
EIA Agencia Internacional de Energiacutea
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
GNV Gas natural vehicular
MHCP Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico
MME Ministerio de Minas y Energiacutea
PIAGN Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
PIB Producto Interno Bruto
SDDP Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica
SIN Sistema interconectado Nacional
SNTGN Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural
UPME Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica
Presentacioacuten El gas natural estaacute jugando un papel cada vez maacutes importante en la atencioacuten de la demanda de energiacutea a nivel mundial El mayor costo relativo de las distintas fuentes energeacuteticas e impacto ambiental que dichos recursos generan convierten al gas natural en una alternativa que ofrece mayores oportunidades de crecimiento desarrollo y eficiencias Aquellos paiacuteses que han incorporado el gas natural como insumo esencial para su funcionamiento muestran mayor pujanza y vigor no solo por el mayor dinamismo de la economiacutea sino por la competitividad industrial en teacuterminos de bajos costos y uso de nuevas tecnologiacuteas Seguacuten expertos de la Agencia Internacional de la Energiacutea (AIE) en poco maacutes de dos deacutecadas el gas no convencional podraacute representar maacutes de un cuarto de la produccioacuten mundial de gas natural gracias a la revolucioacuten del shale gas en los Estados Unidos El desarrollo de los yacimientos no convencionales estaacute modificando el mapa energeacutetico mundial y los patrones de comercio internacional Las estimaciones de demanda de gas natural de la gran mayoriacutea de analistas internacionales muestran al gas natural como la fuente energeacutetica con la mayor tasa de crecimiento en la canasta energeacutetica global tasa que seguiraacute aumentando a un ritmo significativo No en vano en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles el gas natural presenta notables ventajas ambientales una amplia disponibilidad y unos costos de suministro competitivos Por otra parte la apuesta por el GNL en el mundo constituyoacute una importante oportunidad de desarrollo al vincular paiacuteses productores con lejanos centros de consumo permitiendo a los segundos anticiparse con eacutexito a acontecimientos energeacuteticos desfavorables y asegurar la disponibilidad del recurso para la atencioacuten plena de los requerimientos ubicaacutendolos en una posicioacuten ventajosa Por ello explorar las perspectivas del mercado mundial no es por tanto para nuestro paiacutes un ejercicio trivial Colombia es un paiacutes privilegiado en teacuterminos de produccioacuten de energiacutea primaria pero los retos que se debe afrontar en el sector de gas natural para garantizar un suministro confiable de calidad y a precios competitivos son grandes Se requiere de la participacioacuten conjunta de los sectores puacuteblico y privado para lograr en el mediano y largo plazo un paiacutes competitivo y dinaacutemico que impulse el desarrollo econoacutemico sin el incremento desbordado de emisiones nocivas para el medio ambiente Son grandes los beneficios que el gas natural ha traiacutedo a Colombia y se preveacute que su aporte al sector productivo y a las familias sea creciente sustituyendo otras formas energeacuteticas maacutes costosas y menos eficientes respondiendo a las nuevas necesidades de demanda evitando subsidios cuantiosos lo cual reporta ventajas suficientes no solo desde la oacuteptica social sino desde la perspectiva ambiental hoy en diacutea cuestioacuten de la mayor importancia por los estragos que viene generando el cambio climaacutetico Este documento de prospectiva si bien obedece a un mandato de caraacutecter legal contiene un anaacutelisis de caraacutecter referencial o indicativo que responde una visioacuten integral y armoacutenica cuyo propoacutesito es dar cierta certidumbre e informacioacuten para la toma de decisiones de inversioacuten reduciendo el grado de incertidumbre asiacute como para elaborar acciones de poliacutetica El anaacutelisis constituye un esfuerzo para ofrecer nuevos elementos de estudio que permitan ampliar en conocimiento del mercado del gas natural en Colombia y su interrelacioacuten con los demaacutes mercados de energiacutea mediante la exploracioacuten del futuro bajo la teacutecnica de escenarios guardando la coherencia y compatibilidad interna de las distintas hipoacutetesis que definen cada uno de los
escenarios los cuales fueron concebidos con rigor procedimental y con la informacioacuten disponible maacutes actualizada utilizando varios escenarios bien contrastados con la finalidad de ldquocubrirrdquo adecuadamente una amplia gama de trayectorias futuras El documento aquiacute presentado estaacute integrado por nueve capiacutetulos El primero aborda los preceptos legales que rigen las responsabilidades de la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica y los fundamentos de su actuacioacuten en el contexto gubernamental Describe igualmente los elementos teacutecnicos y lineamientos generales para la elaboracioacuten del plan indicativo de abastecimiento de gas natural (PIAGN) En el capiacutetulo segundo se presenta el contexto internacional y nacional del mercado del gas natural haciendo especial eacutenfasis en la participacioacuten y evolucioacuten del gas natural en la matriz energeacutetica en cuanto a reservas produccioacuten y consumo Se hace una descripcioacuten de la cadena de valor del GNL y su comportamiento en el mercado mundial Igualmente se presenta una perspectiva del desenvolvimiento del mercado nacional la evolucioacuten de las principales variables las caracteriacutesticas de la oferta la demanda y el sistema actual de transporte El tercer capiacutetulo contiene un anaacutelisis del marco de poliacutetica y la normatividad vigente maacutes relevante que ordena las actividades dirigidas a la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural e introduce los esquemas tarifarios de las actividades reguladas En el capiacutetulo cuarto se expone el tema de los precios del gas natural los supuestos considerados para la estimacioacuten de largo plazo los cuales se basan en la consideracioacuten de que en el mediano plazo los precios nacionales seraacuten regidos por mercados internacionales en la medida que se importe gas natural de la cuenca del Caribe En el capiacutetulo cinco se analiza el comportamiento esperado de la oferta presentando los escenarios futuros de incorporacioacuten de reservas de gas natural y la produccioacuten esperada asiacute como las perspectivas de produccioacuten reportada por los agentes para los proacuteximos 10 antildeos Este capiacutetulo tambieacuten presenta la demanda futura de gas natural profundizando en los principales factores que afectan la evolucioacuten del consumo sectorial y del desarrollo del consumo regional El capiacutetulo sexto hace referencia al balance oferta demanda de gas natural luego de considerar las distintas alternativas de suministro de gas natural para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo introduciendo un anaacutelisis estocaacutestico de la oferta y demanda debido a la incertidumbre de cada variable relevante de modo que las observaciones del comportamiento del gas natural pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros Se cotejan los escenarios determiniacutesticos y probabiliacutesticos de oferta y demanda de gas natural para establecer escenarios criacuteticos El capiacutetulo seacuteptimo se realiza un anaacutelisis de la confiabilidad con el propoacutesito de evaluar las repercusiones en la demanda por las fallas del sistema de transporte que generan demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento Igualmente se examinan los factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten De igual formas se realiza un anaacutelisis de los requerimientos de infraestructura para minimizar racionamientos y permitir un servicio continuo y confiable En el capiacutetulo octavo presenta la evaluacioacuten financiera de las distintas alternativas evaluadas para la expansioacuten de la capacidad de transporte y el desarrollo de confiabilidad que debe tener el sistema colombiano Finalmente el capiacutetulo noveno presenta de manera general las conclusiones del trabajo y todas las medidas y decisiones que se considera necesario emprender para asegurar el abastecimiento de gas natural en condiciones competitivas
1 Introduccioacuten
11 Antecedentes
De acuerdo con lo definido en el Artiacuteculo 16 de la Ley 143 de 1994 que dio origen a la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica ndash UPME se encargoacute a esta institucioacuten entre otras funciones la de apoyar la toma de decisiones en materia minera y energeacutetica y la evaluacioacuten de poliacuteticas sectoriales realizando planes indicativos con el fin de alcanzar una asignacioacuten oacuteptima de recursos para satisfacer los requerimientos mineros y energeacuteticos internos y externos mediante las siguientes tareas fundamentales
a Establecer los requerimientos energeacuteticos de la poblacioacuten y los agentes econoacutemicos del
paiacutes con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolucioacuten maacutes probable de las variables demograacuteficas y econoacutemicas y de precios de los recursos energeacuteticos
b Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energeacuteticos existentes convencionales y no convencionales seguacuten criterios econoacutemicos sociales tecnoloacutegicos y ambientales
En este marco se han realizado importantes propuestas para el desarrollo del sector energeacutetico con la consecucioacuten de objetivos notables En la uacuteltima deacutecada cambios significativos en su reacutegimen institucional y en aspectos de la regulacioacuten de los diversos mercados energeacuteticos han permitido ir dando respuestas adecuadas para lograr un satisfactorio grado de inversiones y reducir la vulnerabilidad del sector energeacutetico Sin embargo cabe decir que auacuten existen oportunidades para que Colombia encamine la matriz energeacutetica en el largo plazo de forma tal que se asegure la maacutexima contribucioacuten del sector al desarrollo nacional y se ajusten los desequilibrios parciales en mercados especiacuteficos y se reduzca la vulnerabilidad frente a fenoacutemenos irregulares que generan alto grado de incertidumbre Estos uacuteltimos a su vez frente al fenoacutemeno del cambio climaacutetico podriacutean convertirse cada vez en menos predecibles razoacuten por la cual es necesario establecer estrategias y acciones para reducir la vulnerabilidad La consecucioacuten de esta estrategia requiere asiacute de la coordinacioacuten de actividades en las distintas cadenas energeacuteticas a fin de que el conjunto de objetivos sectoriales hallen su debida convergencia tanto en el corto como en el mediano y largo plazo A lo largo de los uacuteltimos antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados locales como los de la Costa Atlaacutentica Santander y Huila sino a nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca El impacto que tuvo en el consumo de energiacutea de fuentes primarias la entrada del gas natural al sistema del interior del paiacutes como producto del ldquoPlan de Masificacioacuten del Gasrdquo (PMG) fue de la mayor preponderancia cuyos resultados comenzaron a manifestarse cuando hacia 1996 se terminaron las obras de gasoductos que conectaban el gas de la Guajira con los principales centros poblados de Colombia como son Bogotaacute Medelliacuten Cali y otros en sus respectivas aacutereas de influencia De este modo la participacioacuten del gas en la matriz de energiacutea fue creciente especialmente despueacutes de 1999 a medida que se sumaban consumidores de distintos sectores
Para tener una idea de la importancia del gas natural en Colombia vale decir que este energeacutetico representaba en 2012 un 205 del consumo neto de energiacutea primaria y secundaria mientras que hacia 1995 el consumo final de energiacutea con gas natural se encontraba alrededor de 7 En teacuterminos generales Colombia ha sido un paiacutes particularmente exitoso en crear una amplia red nacional de gasoductos con participacioacuten del sector puacuteblico y privado y en la penetracioacuten del gas natural en todos los sectores socioeconoacutemicos de consumo No obstante los estimativos disponibles de recursos convencionales comercialmente explotables de gas natural sugieren que nuestro paiacutes hoy posee recursos para cubrir las estimaciones de demanda domeacutestica en un escenario de crecimiento medio hasta cerca del antildeo 2016 dada la situacioacuten de declinacioacuten del principal campo productor y no se espera nueva disponibilidad de gas relacionado con reservas probables Adicionalmente en la uacuteltima deacutecada las reservas de hidrocarburos en Colombia se han mantenido relativamente estancadas pese al aumento en los niveles de exploracioacuten despueacutes del 2005 como consecuencia de los altos precios internacionales del petroacuteleo y del gas y de los cambios institucionales y de poliacutetica interna realizados como la creacioacuten de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Pero el dinamismo de la demanda comenzoacute a dar claras sentildeales de agotamiento ndash debido a la incertidumbre del suministro futuro ndash que se intentoacute resolver por medio de la eliminacioacuten del consumo del sector de generacioacuten teacutermica a gas Ademaacutes ante la ausencia de una oferta comercial suficiente para suplir la demanda de flexibilidad de largo plazo del sector eleacutectrico y de otra parte sin el servicio de confiabilidad para los distintos usuarios en el diacutea a diacutea y como el sistema de transporte es radial las indisponibilidades de suministro o de transporte ocasionan serias consecuencias sobre el conjunto de los usuarios de consumo Esta situacioacuten fue atendida por las autoridades sectoriales y el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute lineamientos de poliacutetica sobre el manejo de la oferta y la demanda de gas a traveacutes del Decreto 2100 de 2011 que incluyoacute entre otras
i Desarrollo de recursos no convencionales ii Nuevas poliacuteticas de comercializacioacuten (mercado secundario subastas de venta de corto
plazo) iii Gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial por medio de un nuevo agente
institucional iv Exportacioacuten de gas con criterio flexible se establece la libertad de precios para
importaciones y exportaciones v La posibilidad de autorizar inversiones en confiabilidad con una metodologiacutea que
desarrollaraacute la CREG
Dicho Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En teacuterminos generales el Decreto fijoacute la poliacutetica para la promocioacuten del abastecimiento de gas natural en Colombia y definioacute que la comercializacioacuten del gas debiacutea promover la competencia mitigar los efectos de la concentracioacuten de la produccioacuten propiciar la formacioacuten de un precio eficiente del recurso y ofrecer informacioacuten oportuna y suficiente para todos los agentes La norma en su Artiacuteculo 17 incorporoacute la realizacioacuten de un Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural por parte de la UPME con base en unos lineamientos teacutecnicos que determinaraacute el Ministerio de Minas y Energiacutea encaminado fundamentalmente a la orientacioacuten de las decisiones
de los agentes y las acciones del gobierno para asegurar el abastecimiento pleno y eficiente de gas natural en el mediano y largo plazo Es dentro de este mandato que se desarrolla el Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural -PIAGN- que se presenta en este documento Este Plan tiene el propoacutesito de suministrar informacioacuten resultante de los amplios anaacutelisis para que orienten las decisiones de los agentes y de las autoridades competentes en la toma de decisiones oportunas que aseguren la satisfaccioacuten de demanda en el largo plazo en las debidas condiciones teacutecnicas y de confiabilidad del suministro de gas natural a precios competitivos
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN Mientras que la planificacioacuten de la expansioacuten de los sistemas de abastecimiento y transporte de gas natural resulta sencilla en un esquema integrado verticalmente y bajo criterios de garantiacutea de suministro este tema se vuelve de alta complejidad en un sistema guiado por la maximizacioacuten de beneficios y con actores no integrados Es de anotar que la Masificacioacuten del Gas se realizoacute bajo ciertos criterios hasta la privatizacioacuten de Ecogas y la capitalizacioacuten de Ecopetrol Por otra parte las particularidades de la demanda de gas para generacioacuten de electricidad ha implicado formas contractuales entre productores de gas transportadores y generadores eleacutectricos que distorsionan los propios principios del mercado e impiden una expansioacuten concertada de la oferta de gas pero tambieacuten de la oferta de generacioacuten eleacutectrica Adicionalmente la oferta futura de gas natural tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al sector transporte de gas toda vez que eacuteste desvinculado en propiedad de los productores no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado El dilema es entonces como puede abordar la Planificacioacuten esta complejidad ya que sin una prospectiva de oferta y demanda de los distintos mercados de gas no pueden existir sentildeales integradas de expansioacuten que lleguen a tiempo dada la anticipacioacuten necesaria de la expansioacuten de la oferta a la demanda si se desea confiabilidad en ambos sistemas a) eleacutectrico y de gas y b) de infraestructura de transporte y de abastecimiento en campos productores Asiacute las cosas los principales factores que impiden el desarrollo equilibrado del mercado de gas natural se vinculan no solo con las caracteriacutesticas de la demanda altamente influenciada por la demanda de gas para generadores teacutermicos sino tambieacuten con una incertidumbre acerca de la oferta disponible a corto plazo pero tambieacuten a largo plazo Por lo tanto se pueden apreciar al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por el esquema de planificacioacuten para lograr un abastecimiento pleno y eficiente de gas natural
a El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
b El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
c El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el colombiano las dos primeras dificultades no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de instrumento regulatorio que incentive la exploracioacuten sin que ello garantice resultados En el tercer caso mediante ejercicios de planificacioacuten se pueden elaborar recomendaciones o advertencias que permitan anticipar posibles deacuteficits El conjunto de esta problemaacutetica es por ahora abordable desde el sistema de planificacioacuten con un caraacutecter indicativo y en ese papel responde a la dificultad vinculada con la anticipacioacuten de complicaciones de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo y cuya precisioacuten por acotada que sea es uacutetil para advertir problemas con la suficiente antelacioacuten Para establecer la cuantificacioacuten del deacuteficit posible y probable de oferta de gas natural para satisfacer los requerimientos totales de la demanda se consideraran multiplicidad de escenarios tanto desde el punto de vista de la oferta como de la demanda con el propoacutesito de tomar en cuenta una gama amplia de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y largo plazo para que responda a la finalidad y caracteriacutesticas del anaacutelisis prospectivo pretendido Para analizar la problemaacutetica de confiabilidad se consideraran escenarios muy criacuteticos y otros menos o no criacuteticos recordando que el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo desde el punto de vista de la sentildeal que el sistema de planeamiento enviacutea al mercado de gas natural una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten distorsionada y a decisiones que implican una sobreinversioacuten Al mismo tiempo no enviar una sentildeal de magnitudes de escenarios criacuteticos implicariacutea avalar una crisis previsible con costos muy elevados en teacuterminos econoacutemicos (cortes de gas o electricidad sustitucioacuten por combustibles muy costosos improvisacioacuten etc) El anaacutelisis del impacto de la demanda sobre la confiabilidad del sistema de transporte es sin embargo el aspecto fundamental para el caso colombiano pues es por esa causa que el sistema es maacutes vulnerable a provocar desabastecimientos totales o parciales Por ello se determinaran iacutendices probabiliacutesticos de falla del sistema de transporte bien sea por dantildeos en alguno de sus componentes o por incremento en la demanda de gas que haga que el sistema no sea capaz de transportar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse Para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural se consideraron unos los lineamientos generales que hacen referencia al cumplimiento de unos criterios generales en la elaboracioacuten del Plan y de unos criterios teacutecnicos para la realizacioacuten del ejercicio de planificacioacuten asiacute 121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
1) Ser integral y flexible susceptible de ser ajustado seguacuten los cambios econoacutemicos poliacuteticos y ambientales tanto del entorno nacional como internacional
2) Formular las acciones y soluciones que permitan el pleno abastecimiento de gas natural dando las sentildeales apropiadas para facilitar la toma de decisiones de inversioacuten
3) La demanda de gas natural debe ser satisfecha considerando criterios de uso eficiente de las fuentes energeacuteticas
4) Basarse en escenarios que consideren las variables maacutes influyentes sobre el consumo de gas natural y sus sustitutos en un horizonte de largo plazo
5) Propender por la minimizacioacuten de los costos para lograr la sostenibilidad econoacutemica y ambiental del sistema en el largo plazo con precios competitivos para los usuarios y maximizacioacuten de la cobertura
122 Lineamientos Teacutecnicos
a) La oferta de gas natural corresponde a la uacuteltima declaracioacuten de produccioacuten nacional e importacioacuten por parte de agentes
b) La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados
c) El periodo considerado para comercializacioacuten de gas de nuevos hallazgos seraacute miacutenimo de tres antildeos desde la fecha de su descubrimiento
d) La entrada en operacioacuten de proyectos de regasificacioacuten seraacute miacutenimo de cuatro antildeos desde etapa de planificacioacuten
e) La entrada en operacioacuten de nuevos gasoductos seraacute como miacutenimo tres antildeos desde su etapa de proyeccioacuten
f) La entrada en operacioacuten de nuevas estaciones de compresioacuten seraacute de dos antildeos desde etapa de planificacioacuten
g) La capacidad de los gasoductos troncales corresponderaacute a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas
h) La capacidad de transporte de cada uno de los tramos seraacute afectada por la indisponibilidad maacutes alta de los mismos
i) Horizonte de Planeacioacuten de 10 antildeos La elaboracioacuten del Plan significa entonces un anaacutelisis de la perspectiva de abastecimiento de mediano y largo plazo ante diferentes escenarios de incorporacioacuten de oferta nacional y extranjera Con el tiempo la dinaacutemica del sector permitiraacute identificar los escenarios sobre los cuales seraacute conveniente profundizar en su estudio y proposicioacuten lo cual supone una actualizacioacuten perioacutedica del documento para evaluar la situacioacuten de abastecimiento del sector La metodologiacutea empleada para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento pretende establecer un marco analiacutetico flexible que pueda ser usado para posteriores revisiones bajo cualquier escenario de suministro y transporte dentro del mercado de gas natural En este marco se ha realizado un trabajo conjunto con todos los agentes para establecer escenarios que evaluacuteen el comportamientos de las principales variables que tienen incidencia en el planeamiento y que permitan la identifiquen distintas alternativas que resulten atractivas para quienes toman decisiones de inversioacuten pero que en cualquiera de los casos responda a los objetivos de la perspectiva del Estado La Graacutefica 1-1 presenta de manera esquemaacutetica la metodologiacutea seguida en el anaacutelisis Para efectos de eacuteste anaacutelisis se define abastecimiento como la capacidad del sistema (infraestructura existente para produccioacuten importacioacuten y transporte) disponible para el suministro de gas en el corto mediano y largo plazo y confiabilidad en funcioacuten de la demanda no atendida o el desabastecimiento ocasionado debido a la probabilidad de falla del sistema tanto por eventos programados como por situaciones de fuerza mayor
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Marco Institucional y Regulatorio
Contexto Nacional e Internacional del Mercado de Gas Natural
Producto 1 Escenarios de proyeccioacuten de precios
de gas natural
Construccioacuten de
balances determiniacutesticos
oferta - demanda de gas
natural a escala nacional
y regional
Elaboracioacuten de balances
probabiliacutesticos oferta -
demanda de gas natural
a escala nacional
Producto 4
Determinacioacuten de los
riesgos de deacuteficit de
abastecimiento de gas
natural a escala nacional y
regional
Estimacioacuten de las
necesidades futuras de
infraestructura de
transporte
Seleccioacuten de los nodos
del sistema de
transporte de gas
natural y proyeccioacuten de
demanda nodal
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de
transporte
Producto 5 Plan
baacutesico de expansioacuten
de la infraestructura
de transporte de gas
natural
Estimacioacuten de indices de
confiabilidad del
abastecimiento y
transporte
Definicioacuten de los criterios
de confiabilidad en el
suministro y transporte
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de produccioacuten
y transporte para dar
confiabilidad al sistema
Producto 6 Plan de
expansioacuten de la
infraestructura de
transporte de gas
natural bajo criterios
de confiabilidad
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala regional y
sectorial
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala nacional
Producto 3
Escenarios de
proyeccioacuten de
demanda de gas
natural
Estimacioacuten de las
reservas actuales
seguacuten sus
componentes y
proyeccioacuten de
escenarios futuros para
las mismas
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
produccioacuten a escala
regional
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
produccioacuten futura a
escala nacional
Producto 2
Escenarios de oferta
futura de gas natural
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural
21 Contexto Internacional El contexto energeacutetico mundial estaacute cambiando de manera acelerada resultado del incremento de produccioacuten de petroacuteleo y gas en los Estados Unidos asiacute como la extendida utilizacioacuten de tecnologiacuteas amigables con el medio ambiente como eoacutelica y solar la disminucioacuten del uso de la energiacutea nuclear y el desarrollo de los yacimientos no convencionales de gas natural entre otros aspectos Una de las circunstancias que estaacuten causando mayor impacto hace referencia al cambio en los flujos de comercio de hidrocarburos en Norteameacuterica promovidos por la mayor produccioacuten de petroacuteleo de alta calidad y de gas natural no convencional cuyo resultado ha sido una disminucioacuten de los precios particularmente del gas natural y de electricidad promoviendo con ello una industria maacutes competitiva Si bien los precios del gas vienen decreciendo en el continente americano en Europa y Japoacuten los mismos se han incrementado de forma exponencial como consecuencia del bajo precio del carboacuten que se liberoacute en Estados Unidos y que viene sustituyendo al gas en el viejo continente Lo anterior demuestra la fuerte interaccioacuten entre las diversas fuentes de energiacutea sus mercados y precios a nivel mundial Indudablemente el gas natural atraviesa un periodo favorable pues en todos los escenarios de prospectiva se aprecia una demanda creciente especialmente para generacioacuten de electricidad y como combustible industrial independientemente de la localizacioacuten geograacutefica favorecido por menores emisiones de carbono frente al petroacuteleo y el carboacuten Nuevas teacutecnicas de exploracioacuten y de perforacioacuten de pozos han contribuido de manera decidida al aumento significativo de las reservas mundiales de gas y a una reduccioacuten de sus costos de produccioacuten reposicionando su competitividad y mayor disponibilidad del recurso permitiendo la expansioacuten de los mercados globales de GNL 211 Reservas Una mirada a la evolucioacuten histoacuterica de las reservas de gas natural sentildeala que durante el periodo comprendido entre 1991 y el 2012 las reservas probadas crecieron a una tasa de 235 promedio antildeo pasando de 4062 TPC a 66113 TPC totalizando una incorporacioacuten de 1214 TPC por antildeo durante los veintiuacuten antildeos de anaacutelisis con una disminucioacuten de 03 con respecto a 2011 de acuerdo con lo presentado en el BP Statistical Review of World Energy 2013 Al finalizar el antildeo 2012 las reservas probadas de gas natural en el mundo ascendiacutean a 66113 TPC un 03 menos que el antildeo 2011 cuando totalizaron 66286 TPC reduccioacuten atribuible a las estimaciones a la baja que efectuoacute Rusia ubicando a Iraacuten como el mayor poseedor de reservas de este energeacutetico en el planeta las cuales en importante proporcioacuten se localizan costa afuera aunque una parte significativa de la produccioacuten de gas natural proviene de campos de gas asociado on shore Regionalmente el Medio Oriente concentroacute la mayor tasa de admisioacuten de reservas con un 31 promedio antildeo correspondiente a 1334 TPC en los uacuteltimos 21 antildeos seguido de la regioacuten de Europa y Euroasia las cuales agregaron la totalidad de 6937 TPC equivalentes a una tasa media anual de 198
En menor escala se adicionaron reservas probadas en India Arabia Saudita Malasia y Venezuela en las regiones de Asia Paciacutefico Medio Oriente y Centro y Surameacuterica mientras que en la demaacutes regiones se presentoacute retraccioacuten de los voluacutemenes totales y particularmente los principales productores europeos Noruega Holanda y el Reino Unido y del continente Americano como Argentina y Trinidad y Tobago El continente americano participoacute con el 984 del total mundial destacaacutendose Norte Ameacuterica que aumentoacute medio punto porcentual con respecto del 2011 revirtiendo la tendencia decreciente que veniacutea registraacutendose en la deacutecada de 1991 a 2001 Este aumento se debioacute esencialmente al inicio de explotacioacuten del shale gas o gas de esquisto de Estados Unidos Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total el cual viene creciendo de forma notable Evidentemente la combinacioacuten de nuevas teacutecnicas de perforacioacuten y el fracturamiento hidraacuteulico han incrementado las tasas de incorporacioacuten de los uacuteltimos antildeos permitiendo el desarrollo de los recursos no convencionales traducido en la inclusioacuten de recursos prospectivos a las reservas probadas La regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica muestra una tasa de crecimiento medio del 176 en los 21 antildeos de anaacutelisis con un miacutenimo de incremento entre el 2011 y el 2012 de tan soacutelo 06 totalizando 2686 TPC de reservas probadas que corresponde a una participacioacuten relativa de 41 La Graacutefica 2-1 representa un comparativo de la evolucioacuten regional de las reservas probadas de gas natural
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural
Fuente BP 2013
Como lo muestra la graacutefica la regioacuten del Medio Oriente sigue manteniendo una incorporacioacuten de reservas de manera sostenida y en mayor proporcioacuten que la regioacuten de Europa y Euroasia cuya proporcioacuten al nivel mundial alcanza una tercera parte del total en tanto que de manera conjunta acumulan el 74 de las reservas probadas de gas natural en el planeta El resto de regiones presentaron participaciones modestas siendo Asia Paciacutefico la de mayor aporte con 82 dentro de este grupo seguida de Aacutefrica y Ameacuterica del Norte con 77 y 52
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2500
3000
Norteameacuterica Surameacuterica yCentroameacuterica
Europa yEuroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
1991 2001 2011 2012
correspondientemente En la zona Norteamericana se destaca Estados Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total durante el mismo antildeo 2012 la cual viene creciendo de forma extraordinaria En Centro y Surameacuterica alrededor del 732 del total de reservas se localizan en Venezuela representando individualmente un 3 del total mundial equivalente a 963 TPC Le siguen en cantidad Brasil con 15 9 TPC Peruacute que contaba con 126 TPC Argentina con 113 y Bolivia 112 TPC mientras que Colombia disponiacutea de 54TPC ubicaacutendose en una posicioacuten humilde frente a los demaacutes paiacuteses productores La Graacutefica 2-2 presenta la situacioacuten de reservas probadas de gas natural al finalizar el 2012
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012
Fuente BP 2013
212 Produccioacuten y consumo de gas natural Al finalizar el 2012 la produccioacuten mundial de gas natural llegoacute a 3246 GPCD representando un aumento del 19 en relacioacuten con el volumen promedio alcanzado en 2011 La regioacuten de Europa y Euroasia aportaron cerca del 307 del total mundial seguida de Norteameacuterica con 268 Las zonas geograacuteficas de Medio Oriente Aacutefrica y Asia Paciacutefico de manera conjunta representaron el 372 en tanto que Centro y Surameacuterica fueron responsables por tan soacutelo el 53 Durante el 2012 la mayor produccioacuten se realizoacute por parte de Estados Unidos y Rusia con 657 TPCD y 571 TPCD correspondientemente en tanto que Iraacuten con 155 Qatar con 152 China con 103 y Arabia Saudita con 99 TPC registraron produccioacuten adicional frente a 2011 pero colectivamente no alcanzaron a superar la participacioacuten del 176 de Rusia Seguacuten las estadiacutesticas de BP (British Petroleum) fueron muchos los paiacuteses que registraron reduccioacuten de produccioacuten frente al 2011 destacaacutendose Canadaacute Rusia Iraq India Indonesia lo cual significa que paiacuteses con menor tradicioacuten en produccioacuten de gas natural aumentaron de forma importante sus aportes como Brasil Peruacute Noruega Turkmenistaacuten y Libia entre otras naciones La tasa de crecimiento medio anual de la produccioacuten mundial entre 1991 y 2012 fue del 254 destacaacutendose las regiones de Oriente Medio con 836 Asia Paciacutefico que sobrepasoacute 58 y
Norteameacuterica579Europa y Euroasia
3118
Oriente Medio4298
Aacutefrica774
Asia Paciacutefico825
Argentina017
Bolivia017
Brazil024
Colombia008
Peru019
Trinidad amp Tobago020
Venezuela297
Other S amp Cent
America003
Surameacuterica y Centroameacuterica
406
Aacutefrica con 56 Individualmente la mayor tasa de crecimiento en el mismo horizonte la alcanzoacute Qatar con 165 y luego Kuwait 121 y Egipto 10 correspondientemente La Graacutefica 2-3 presenta la evolucioacuten de produccioacuten mundial de gas natural
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012
Fuente BP 2013
En cuanto a la produccioacuten de Centro y Surameacuterica se presentoacute un aumento de 513 MPCD en 2012 pese al descenso continuo de la oferta de gas natural de Argentina Por su parte Bolivia y Peruacute registraron aumentos de su produccioacuten de 213 MPCD y 150 MPCD correspondientemente En cuanto a Venezuela se reportoacute aumento de 141 MPCD por los buenos resultados de la produccioacuten en el aacuterea cercana al Lago de Maracaibo Asimismo la regioacuten Asia-Paciacutefico alcanzoacute una produccioacuten de 47299 MPCD aproximadamente 512 MPCD maacutes que en 2011 donde China incrementoacute en 410 MPCD con respecto al 2011 logrando 10345 MPCD Buena parte de la capacidad adicional de produccioacuten procedioacute de paiacuteses que normalmente presentaban insuficiencia como Tailandia y Pakistaacuten En el caso de Australia la produccioacuten de gas natural llegoacute en 2012 a 4732 MPCD incrementaacutendose en un 88 con referencia a 2011 Es notoria la recuperacioacuten mostrada por la regioacuten Africana que desde el 2009 ha venido aumentando los niveles de produccioacuten de manera sostenida con Libia a la cabeza mientras que Algeria es la uacutenica nacioacuten de ese continente que presentoacute una disminucioacuten de produccioacuten en el uacuteltimo antildeo Paiacuteses como Qatar Omaacuten Nigeria Egipto y Trinidad y Tobago presentan unas tasas de crecimiento superiores al 10 promedio antildeo en los veinte uacuteltimos antildeos de historia muy superior al promedio mundial que se ubica en el 25 China India y Myanmar son igualmente jugadores importantes cuya evolucioacuten muestra tasas de crecimiento por encima del 5 promedio antildeo en el mismo horizonte de estudio
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
El consumo a nivel mundial tiene un comportamiento similar al de la produccioacuten y se explica por el desarrollo del sector efectuado a traveacutes de mercados regionales que se interconectaban a traveacutes de gasoductos Esta situacioacuten ha cambiado con el desarrollo del mercado del Gas Natural Licuado (GNL) que ha permitido movilizar gas de paiacuteses con grandes reservas a paiacuteses con mayores consumos El consumo a nivel global crecioacute un 22 en proporcioacuten al 2011 explicado baacutesicamente por su uso en las regiones de Norteameacuterica Europa - Euroasia y Asia - Paciacutefico los cuales representan aproximadamente el 80 del consumo mundial valor que ascendioacute a 3198 GPCD 71 GPCD maacutes que en 2011 En los uacuteltimos 10 antildeos la demanda total de gas ha crecido a una tasa promedio antildeo del 32 sobresaliendo la regioacuten de Oriente Medio que aumentoacute la demanda por encima del 82 promedio antildeo seguida de la regioacuten de Asia - Paciacutefico cuyo incremento medio es fue del 8 y Aacutefrica con 78 promedio antildeo La Graacutefica 2-4 muestra la tendencia seguida a nivel mundial en consumo de gas natural
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012
Fuente BP 2013
En Norteameacuterica el consumo se incrementoacute en 35 GPCD alcanzando 875 GPCD donde se destaca Estados Unidos demandando una cuarta parte del consumo mundial equivalente a 697 GPCD Por otro lado Rusia responde por el 125 de la demanda total y la regioacuten Europa ndash Euroasia consume un tercio del total mundial aunque presentoacute una disminucioacuten en 25 TPCD respecto de 2011 debido a la crisis en paiacuteses como Alemania Francia el Reino Unido entre otros Durante el 2012 la regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica demandoacute 08 GPCD maacutes que en 2011 pasando de 151 a 159 GPCD lo que representa un incremento de 53 Su participacioacuten relativa correspondiendo al 5 de la demanda total mundial ubicaacutendola como una de las
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
regiones de menor demanda junto con la regioacuten africana donde se utilizoacute en promedio 118 GPCD De manera individual Estados Unidos es el mayor consumidor seguido de Rusia luego se encuentra Iraacuten con 151 GPCD China con 139 GPCD y Japoacuten con 113 GPCD aclarando que el gas natural utilizado en Iraacuten no es para consumo final en ese paiacutes En Centro y Surameacuterica Argentina Venezuela Brasil y Trinidad y Tobago son los paiacuteses de mayor consumo que en conjunto responden por el 807 del total registrado en la regioacuten La regioacuten de Europa y Euroasia sufrioacute una reduccioacuten de 0709 TPCD lo que condujo a un nivel de 1045 TPCD en 2012 Por su parte en la Unioacuten Europea la produccioacuten fue de 144 TPCD y demandoacute 428 TPCD representando el 40 del consumo total de la regioacuten y mostrando una reduccioacuten del 23 con respecto a 2011 Fueron pocos los paiacuteses de la Unioacuten Europea que incrementaron tiacutemidamente su consumo como es el caso de Francia Alemania y Beacutelgica en tanto que paiacuteses como el Reino Unido Suecia Portugal y Espantildea registraron disminucioacuten importante de su demanda debido a la recesioacuten econoacutemica de esa regioacuten 213 Balance El balance de gas natural para cada una de las regiones se definioacute como la diferencia entre la produccioacuten de la regioacuten en el antildeo de referencia y el consumo para el mismo antildeo con lo cual se puede determinar los deacuteficits y excedentes seguacuten sea el caso pero gracias al comercio internacional de GNL los flujos de gas se han intensificado permitiendo compensar en aquellas regiones deficitarias la falta de gas disponible para el consumo La Graacutefica 2-5 representa una comparacioacuten regional en los antildeos 2001 y 2012
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural
Fuente Bp Caacutelculos Propios
0
20000
40000
60000
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100000
120000
Norteameacuterica Centro ySudameacuterica
Europa yEurasia
Medio Oriente Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
D
Produccioacuten 2001 Consumo 2001 Produccioacuten 2012 Consumo 2012
El comportamiento de la regioacuten Norteamericana luego de un periodo de deacuteficit inicioacute una nueva etapa de produccioacuten de gas natural que permite en 2012 un equilibrio fraacutegil pero con grandes perspectiva de superaacutevit futuro con lo cual esta regioacuten podraacute convertirse en un exportador natural En Medio Oriente Aacutefrica y Centro y Surameacuterica presentan similitudes pues en los tres casos la demanda de gas natural se ha abastecido con producto local y cuentan con excedentes crecientes aumentando su disponibilidad y permitiendo suplir las necesidades de otros territorios pese al aumento progresivo del consumo en cada una de estas regiones Las regiones de Asia - Paciacutefico Europa y Euroasia se identifican por su progresivo desequilibrio que se hace maacutes notorio en el territorio de Asia - Paciacutefico donde se ha multiplicado por cuatro la restriccioacuten durante los uacuteltimos 10 antildeos explicaacutendose por los mayores consumos de gas natural con destino al sector termoeleacutectrico que aumentoacute de manera excesiva en Japoacuten por reemplazo de la generacioacuten nuclear por tecnologiacuteas de generacioacuten de ciclos combinados de electricidad que usan gas natural y vapor luego del terremoto y posterior tsunami ocurrido en 2011 Centro y Surameacuterica pasoacute de mantener un equilibrio fraacutegil en 2001 a ser excedentaria en 2012 aunque algunos de los paiacuteses de Surameacuterica importan gas para atender sus necesidades y otros como Colombia y Peruacute lo exportan Como se mencionoacute anteriormente los excedentes de gas natural se comercializan entre distintos paiacuteses y regiones a traveacutes de gasoductos o viacutea GNL Por ejemplo Aacutefrica vende excedentes de produccioacuten a traveacutes de gasoductos o LGN a Europa1 y Medio Oriente vende excedentes de gas a Europa y Asia - Paciacutefico en LGN En el caso particular de Surameacuterica se vende excedentes desde Colombia viacutea gasoducto a Venezuela y se estima que proacuteximamente viacutea barco a la multinacional Gazprom Se estima que durante el antildeo 2012 se comercializaron aproximadamente 997 GPCD de gas natural de los cuales el 68 se movilizoacute viacutea gasoducto y el restante 32 se realizoacute se en barcos metaneros Fue notable la disminucioacuten de importaciones de Europa las cuales proveniacutean de Rusia y de GNL La regioacuten Asia Pacifico se consolidoacute como el mayor importador de GNL con un aumento de10 que correspondioacute a 19 TPCD al pasar de 199 TPCD a 218 TPCD Asimismo China que se consolidoacute como el tercer mayor importador al aumentar tanto sus compras de GNL como de gas natural por ducto En la regioacuten Norteamericana las importaciones de GNL se redujeron draacutesticamente en Estados Unidos y Canadaacute con reducciones de 50 y 45 proporcionalmente distinto a lo ocurrido en Meacutexico Por otra parte en el mismo 2012 se presentoacute un exceso de oferta de GNL en el mercado mundial que permitioacute compensar la falta de gas disponible e interrupciones en ciertas plantas pero igualmente se ha generado una competencia entre las exportaciones y las necesidades nacionales en muchos paiacuteses lo cual significoacute mayores importaciones de GNL en Centro y Surameacuterica En razoacuten a la tendencia de crecimiento de la produccioacuten de gas natural en Estados Unidos y la importante expectativa de disponer de excedentes en el mercado de gas natural a mediano plazo en ese paiacutes empezaron a generarse proyectos de exportacioacuten viacutea GNL que ya cuentan con la aprobacioacuten del gobierno de ese paiacutes y es una realidad la suscripcioacuten de contratos de largo plazo con compradores (particularmente asiaacuteticos) indexados con el precio spot Henry Hub Asiacute los proyectos se intuyen muy competitivos frente a otros proyectos con recursos convencionales debido a que los compradores pagaraacuten cargos por capacidad de uso con lo cual
1 Ejemplos de esta situacioacuten son las ventas a traveacutes de Argelia a Espantildea a traveacutes del gasoducto del Magreb o e ventas de GNL de Argelia a Reino Unido y Espantildea
los proyectos cuentan con la posibilidad de recibir y enviar GNL por su cuenta a cualquier lugar Ademaacutes en estos contratos no existiraacute la obligacioacuten tradicional ldquotake-or-payrdquo ya que los compradores deberaacuten pagar el cargo fijo por capacidad es maacutes si deciden no utilizar su capacidad de licuefaccioacuten contratada sino vender el gas en el mercado interno de Estados Unidos por razones econoacutemicas lo pueden hacer Pese a la alta volatilidad del precio spot del Henry Hub y en ausencia de garantiacutea de que se mantendraacute en niveles bajos en el futuro la diversificacioacuten de los sistemas de precios es importante para que los compradores puedan atemperar los riesgos de fluctuacioacuten de los mismos Adicionalmente hay que recordar que durante el 2012 Rusia experimentoacute una escasa demanda de gas natural por parte de Europa debido entre otros a los altos precios que son influenciados por su indexacioacuten al precio del petroacuteleo lo que explica la mayor preferencia del mercado Europeo por el gas natural Noruego que viene modificando el esquema de indexacioacuten del precio de gas natural al mercado spot Sin embrago no parece una solucioacuten de largo plazo toda vez que el gas de Noruega viene declinando Las caracteriacutesticas y actividades de este mercado se explicaraacuten en un capiacutetulo posterior
22 Mercado del Gas Natural Licuado Se conoce como gas natural licuado (GNL) al combustible que se ha sometido a un proceso de licuefaccioacuten a temperaturas cercanas a los -162degC lo cual hace que el gas reduzca su volumen y por ende se pueda transportar a mayores distancias en una mayor cantidad El transporte de este gas se suele realizar en barcos metaneros o especializados no obstante se puede realizar en trenes o en camiones con vagones especializados para el transporte de este combustible Para su uso comercial se utiliza el proceso de regasificacioacuten que permite volver el gas liacutequido a su estado natural 221 Cadena del servicio La cadena del servicio del gas natural licuado luego del proceso de exploracioacuten y produccioacuten tiene en cuenta tres etapas principales que permiten que el gas se pueda comercializarse las cuales son
Licuefaccioacuten
Transporte
Regasificacioacuten
En cada una de estas etapas se encuentran unos subprocesos y una vez surtidas dichas actividades se comercializa en las condiciones teacutecnicas y comerciales del sistema de cada paiacutes 222 Actividad de Licuefaccioacuten Esta actividad consiste alimentar una planta con gas natural donde se somete al proceso de purificacioacuten y enfriamiento que permite la separacioacuten y remocioacuten de impurezas para mantener el gas en una condicioacuten tal que evite el congelamiento de impurezas y mantenga las caracteriacutesticas de combustioacuten despueacutes del enfriamiento y condensacioacuten Despueacutes de esta etapa donde se removieron los componentes de hidrocarburos pesados de contaminantes y aquellos susceptibles de congelarse se moviliza el gas al circuito de refrigeracioacuten donde se elimina el calor sensible y latente del gas natural de forma que se
transforma de estado gaseoso a alta presioacuten a estado liacutequido a presioacuten atmosfeacuterica siendo esto posible a una temperatura de -162degC con una caracteriacutestica especial pesa la mitad del agua en estado liacutequido La Graacutefica 2-6 presenta de manera somera el esquema de licuefaccioacuten del gas natural De esta manera el gas reduce su volumen en 600 veces lo que significa ocupar un espacio de 00016 del espacio requerido por una cantidad similar de gas a temperatura ambiente y presioacuten atmosfeacuterica Este estado permite su almacenamiento en recipientes o tanques aislados de tal manera que se minimice la entrada de calor desde el ambiente
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural
Fuente GIIGNL
223 Actividad de Transporte La actividad de transporte consiste en llevar el GNL a su destinatario final o consumidor y para ello se utilizan diversos medios de transporte incluyendo sistemas de almacenamiento que pueden ser de disentildeo esfeacuterico o de membrana o estructural prismaacutetico El medio maacutes utilizado es el barco teniendo en cuenta que el principio de esta tecnologiacutea se desarrolloacute buscando llevar gas de sitios donde no es posible conectarse a traveacutes de gasoductos debido a las distancias que se deben recorrer lo cual lo haciacutea inviable Al igual que en el almacenamiento los barcos metaneros estaacuten disentildeados con un doble recubrimiento que permiten disminuir las peacuterdidas por contacto con el medio ambiente En la mayoriacutea de los barcos el gas que se pierde por evaporacioacuten se utiliza como combustible para el funcionamiento del mismo Actualmente existen cerca de 380 buques de GNL en servicio con una capacidad que variacutea entre los 120000 metros cuacutebicos (m3) a 175000 m3 de GNL Las peticiones de construccioacuten comprenden 78 buques para el antildeo 2014 En el antildeo 2012 fueron completados 3982 transportes comparados con 4110 de 2011 (Fuente SEDIGAS) No obstante lo anterior y debido al aumento de los requerimientos de este combustible se ha comenzado a construir buques nuevos con capacidad de carga de hasta 267000 m3 seguacuten los expertos Finalmente el costo de los buques de GNL oscila entre los 225 y 250 millones de doacutelares para uno de 135000 m3 de capacidad Tambieacuten se puede transportar en camiones o en trenes estos medios se han utilizado en casos donde las instalaciones de licuefaccioacuten y regasificacioacuten se encuentran muy cerca Esto ha sido desarrollado en paiacuteses como Estados Unidos Japoacuten Corea Reino Unido Noruega Alemania Beacutelgica Espantildea Portugal China Brasil Turquiacutea y Australia
Licuefaccioacuten LNG
Remocioacuten de hidrocarburos
pesados
Remocioacuten H2SCO2
Deshidratacioacuten
224 Actividad de regasificacioacuten En este proceso se lleva el gas natural nuevamente a su estado gaseoso devolvieacutendole el calor removido en el proceso de licuefaccioacuten Para realizar el proceso se utilizan vaporizadores que usan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a traveacutes de tuberiacuteas provenientes de los grandes tanques donde es almacenado Actualmente existe alrededor de 63 plantas de regasificacioacuten en el mundo y en Latinoameacuterica hay plantas en Chile Argentina y Brasil Los terminales tiacutepicos de regasificacioacuten de GNL estaacuten compuestos de los siguientes elementos
Brazos de descarga
Tuberiacuteas Criogeacutenicas
Tanques de almacenamiento
Bombas de baja presioacuten
Compresores y recondensadores de gas
Bombas de Alta Presioacuten
Vaporizadores
225 Distribucioacuten del mercado del GNL Comparando la oferta y demanda mundial se aprecia un exceso en el suministro que va maacutes allaacute del 2014 y de manera regional algunos mercados pueden tener un exceso por maacutes tiempo Expertos como GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) sentildealan que en 2012 la capacidad de procesamiento sobrante alcanzaba cerca del 50 situacioacuten que puede debilitarse como consecuencia del aumento en la demanda de Europa y Asia y la disminucioacuten de la produccioacuten interna de gas en los paiacuteses que conforman las dos regiones Los recientes cambios en la demanda del continente Asiaacutetico y particularmente en Japoacuten han transformado de manera estructural el comercio mundial de GNL que muestra unas perspectivas positivas debido a una mayor demanda para generacioacuten de electricidad reemplazando la nuclear ademaacutes de su flexibilidad y respaldo para atender situaciones coyunturales que requieren respuestas apresuradas La Tabla 2-1 relaciona los paiacuteses que importan y exportan GNL No obstante que los paiacuteses exportadores son 19 y los importadores 23 se puede identificar que las instalaciones de regasificacioacuten son mayores que las estaciones de licuefaccioacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Australia Argentina
Angola Beacutelgica
Estados Unidos Brasil
Brunei Canadaacute
Argelia Chile
Trinidad amp Tobago China
Peruacute Repuacuteblica Dominicana
Noruega Francia
Egipto Grecia
Guinea Ecuatorial India
Rusia Italia
Omaacuten Japoacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Qatar Corea
Emiratos Aacuterabes Unidos Kuwait
Yemen Meacutexico
Libia Noruega
Nigeria Polonia
Indonesia Portugal
Malasia Puerto Rico
Espantildea
Turquiacutea
Reino Unido
Estados Unidos
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL Fuente AIE Natural Gas Information 2012
En el mediano plazo (2017) se estima que la Cuenca del Paciacutefico incrementaraacute sus importaciones de GNL por mayores demandas en China e India cuyas tasas de crecimiento superan las de Japoacuten y Corea que hoy dominan el mercado contribuyendo a un aumento del 35 en el mercado de GNL entre 2012 y 2017 Histoacutericamente la cuenca Paciacutefica se ha abastecido adicionalmente con GNL proveniente de Medio Oriente y de la cuenca del Atlaacutentico situacioacuten que se podraacute revertir por mayores aportes de gas de Rusia y Asia Central con lo cual la cuenca de Atlaacutentico tendraacute mayor disponibilidad de GNL para paiacuteses de Ameacuterica Latina particularmente Al mismo tiempo la regioacuten de Europa muestra una demanda disminuida que se abastece con gas de regioacuten - de Rusia - y de la cuenca del Atlaacutentico tanto por gasoducto como GNL A futuro se preveacute que los flujos de gas hacia Europa dependeraacuten del precio de las desviaciones que se puedan presentar en mercados flexibles de GNL de los contratos de largo plazo y de posibles exportaciones de Estados Unidos despueacutes del 2016 Teniendo en cuenta los precios actuales el exceso de oferta y la situacioacuten de abastecimiento en Norteameacuterica no se presume movilizacioacuten de GNL hacia esa cuenca y los voluacutemenes contratados con anterioridad seraacuten capturados por otras regiones en buacutesqueda de mejores remuneraciones Todos estos factores parece provocaron una desconexioacuten entre los precios del GNL provenientes de la misma cuenca y un desacople con el precio del petroacuteleo desincentivando el uso del precio del crudo como referente o indexador en los contratos de GNL 226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial Considerando las necesidades mundiales de gas y dada la cantidad del recurso son diversas las rutas existentes para llevar el combustible desde los centros de produccioacuten a los lugares de consumo La Tabla 2-2 presenta la infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial y sus principales caracteriacutesticas Durante el 2012 se comercializaron cerca de 2363 millones de toneladas por antildeo (MTPA) un 19 menos que en 2011 debido particularmente a interrupciones y mantenimientos no programados de las instalaciones de licuefaccioacuten existentes y de algunos proyectos que debiacutean entrar en operacioacuten y que vienen mostrando retrasos Esta caiacuteda se da despueacutes de 30 antildeos de crecimiento consecutivo
Japoacuten y Corea del Sur importan el 53 del total de GNL transado en el aacutembito mundial y representaron tres cuartas partes de las importaciones de Asia Los mayores voluacutemenes de GNL transados provinieron de Qatar (que dispone del 27 de la capacidad de licuefaccioacuten mundial) y Nigeria en aproximadamente un 50 de las exportaciones al contado El comercio de GNL se ha visto intensificado gracias al mejoramiento de la oferta proveniente de Qatar y Australia gracias a sus nuevas instalaciones en operacioacuten y a menores requerimientos de GNL en los Estados Unidos motivados por la produccioacuten sostenida de gas natural en los uacuteltimos antildeos ademaacutes del impulso dado a la construccioacuten de proyectos de Norte Ameacuterica cambiando las perspectivas de GNL aunque el nuacutemero de proyectos de licuefaccioacuten de propuestas son en su mayoriacutea menos avanzado que los proyectos en Australia Al finalizar el antildeo 2012 y a nivel mundial se contaba con 89 trenes de licuefaccioacuten que en conjunto sumaban 282 (MTPA) en 24 instalaciones con 88 tanques de almacenamiento equivalentes a 7 diacuteas consumo La capacidad nominal mundial es superior en 46 MTPA a la demanda sin embargo no parece suficiente para balancear la oferta y la demanda mundial de gas natural si continuacutea creciendo la demanda a las tasas registradas durante el 2011 y 2012
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial
Fuente GIIGNL 2011
Paiacutes LugarNo
Trenes
Capacidad Nominal
104 tantildeoPropietario Inicio de Operacioacuten Operador Comprador
Argelia Arzew GL1Z 6 819 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Arzew GL2Z 6 798 Sonatrach 1972 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Skikda GL 1K 3 313 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Angola Soyo 1 52 Angola LNG 2012 Sonangol Gulf LNG Energy Repsol
Australia Darwin 1 34 Darwin LNG ENI TEPCo 2006 Conoco Phillips Tokyo Electric
Wthnell Bay 5 164 NWS LNG 1989 Woodside Tokyo Electric Shell Osaka gas Kogas DPLNG
Brunei Lumut 5 72 Brunei LNG Sdn 2005 Brunei LNG Sdn Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Egipto Damietta 1 5 Fenosa gas EGPC Egas 2005 Segas Service Fenosa Gas Bp
Idku 2 72 Egyptiam LNG ( 2005 Egyptiam LNG GDF Suez
Guinea Ecuatorial Bioko Island 1 37 Maraton Songas Mitsui Marubeni 2007 Marathon BG Gas Marketing
Indonesia Blang Lancang Arun 2 475 Pertamina 1978 PT Arun NGL Co Kogas
Bontang Badak 16 222 Pertamina 1994-1998 PT Badak NGL CPC Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Tangguh 2 76 Gobierno de Indonesia 2009 Bp Posco Sempra LNG kogas
Libia Marsa ndash El Brega 4 06 LNOC 1970 LNOC Unioacuten Fenosa Gas
Malasia Brintulu MLNG1 3 81 Malasia LNG Sdn Bhd 1983Malasia LNG Sdn
BhdTokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Brintulu MLNG 2 4 93 Malasia LNG Dua 1995-2000 Malasia LNG Dua Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Shikoku electri
Brintulu MLNG 3 2 68 Malasia LNG Tiga 2003 Malasia LNG Tiga Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Oska gas
Nigeria Bonny Island 6 217 Nigeria LNG 1999 Nigeria LNG Ltda EnelUnioacuten Fenosa Botas GDF Suez Ren atlaacutentico
Noruega Hammerfest 1 43Statoil Petoro Total GDF Suez RWE
Hess2007 Statoil Total Statoil GDF SuezIberdrola
Omaacuten Qalhat 3 107 Omaacuten LNG ( 2000 Omaacuten LNG Kogas Shell Osaka gas Bp Itochu
Peruacute Peruacute LNG 1 445 Hunt Oil Marubeni Repsol Sk Corp 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Qatar Ras Laffan 1 3 161 Qatargas 1999 Qatargas IChuchu Elect Osaka gas Tokyo gasToho gas Tohoku Elect Kansai ElectrFenosa PGNIG
PTT
Ras Laffan 2 4 141 Qatargas 1999 Qatargas II Tokyo gas
Ras Laffan 3 7 312 Qatar Petroacuteleum Exxonmobil 2009 Qatargas III Exxonmobil Chubu
Rusia Sakhalin II 2 955 Sakhalin Energy Invest Co 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Trinidad amp Tobago Point Fortin 4 151 Atlantic LNG 1999 Atlantic LNG Fenosa GDF Suez Bp Repsol Naturgas Repsol
Emiratos Aacuterabes Das Island 3 56 ADGAS 1977 Adgas Tokio Electric Power
Estados Unidos Kenai 1 14 Conoco Phillips 1969 Conoco Phillips Tokyo Electric Tokyo gas
Yemen Balhalf 2 67 Yemen LNG 2009 Yemen LNG Kogas GDF Suez Total
33
Hay nuevos proyectos en construccioacuten que representan un incremento importante en la capacidad de procesamiento en Australia 4 Canadaacute 1 Indonesia 1 Nueva Guinea 1 Estados Unidos 2 de acuerdo con lo sentildealado por el GIIGNL lo que permitiraacute satisfacer la creciente demanda en Asia Pese a estos proyectos subsiste incertidumbre sobre la magnitud de participacioacuten de Norte Ameacuterica en el mercado de GNL y el ritmo al que los proyectos de esa regioacuten son capaces de superar las dificultades presentadas en otros
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial En cuanto a facilidades de regasificacioacuten y de infraestructura para almacenamiento y posterior tratamiento del GNL se cuenta con 98 terminales que incluyen 10 instalaciones flotantes que en total suman 650 MTPA de capacidad de los cuales 14 son de pequentildea escala y participaron con una capacidad de 46 MTPA concentrando la regioacuten asiaacutetica maacutes del 50 de los servicios y las regiones de Ameacuterica y Europa cada una con un 25 La Graacutefica 2-7 representa de manera espacial la distribucioacuten de regasificacioacuten mundial El nuacutemero de paiacuteses importadores de GNL se estaacute expandiendo de manera importante tal es el caso de los mercados existentes en Asia y de otros pequentildeos consumidores de Centro y Surameacuterica que al igual que los paiacuteses industrializados estaacuten en proceso de sustitucioacuten de combustibles por GNL Simultaacuteneamente el uso intensivo de nuevas tecnologiacuteas para regasificacioacuten como la teacutecnica flotante ha introducido al mercado alto grado de flexibilidad brindando la oportunidad de antildeadir capacidad de regasificacioacuten con costos relativamente baratos en un periacuteodo de tiempo corto Por ello distintas economiacuteas emergentes han utilizado terminales de regasificacioacuten flotantes como la forma maacutes expedita de satisfacer raacutepidamente la demanda de gas Ademaacutes hay un renovado intereacutes por el incremento de la flota en razoacuten a la velocidad y la facilidad relativa de llevar un terminal flotante en liacutenea y asiacute reducir las diferencias de oferta y demanda de caraacutecter temporal En el 2012 la cantidad de paiacuteses importadores de GNL crecioacute en algo maacutes del 150 con respecto al nuacutemero de paiacuteses importadores de 2002 y entre 2009 y 2012 diez nuevas naciones construyeron su primer terminal de regasificacioacuten como Indonesia Tailandia Paiacuteses Bajos Noruega Suecia Brasil y Chile En la regioacuten de Europa utilizan un esquema de abastecimiento un tanto novedoso donde Espantildea y Beacutelgica reexportan parte de sus importaciones al resto de Europa pero la crisis econoacutemica del continente ha generado disminucioacuten de importaciones de GNL en todo el continente con excepcioacuten de Turquiacutea quien ha renovado contratos de importacioacuten con Argelia En el caso de Ameacuterica Latina el mercado de GNL se encuentra en pleno auge por el desarrollo de plantas de regasificacioacuten en paiacuteses deficitarios y hoy Argentina Brasil y Chile y proacuteximamente Colombia hacen parte del club de paiacuteses que pretenden garantizar el abastecimiento de gas natural con diversificacioacuten de su oferta que gracias a la tecnologiacutea es una realidad disponer de este energeacutetico La situacioacuten en Ameacuterica Latina responde a dos circunstancias distintas Brasil y Chile que prestan demandas crecientes de GNL como respuesta a los problemas de generacioacuten de electricidad que conlleva la crisis hidroloacutegica en el continente fenoacutemeno de La Nintildea en Chile y baja hidraulicidad en la zona del riacuteo Paranaacute
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El caso de Argentina responde a la disminucioacuten en la produccioacuten domeacutestica cuyo deacuteficit es cubierto viacutea gasoductos desde Bolivia y GNL de distinta procedencia
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten
35
Fuente GIIGNL 2012
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La regioacuten de Asia ndash Paciacutefico abarca un grupo de paiacuteses con las maacutes grandes necesidades de GNL como son China Corea del Sur EAU India Indonesia Japoacuten Kuwait Tailandia y Taiwaacuten En su orden Japoacuten Corea del Sur y China son los mayores consumidores a nivel mundial y los expertos sentildealan que las importaciones de GNL creceraacuten en la medida que la capacidad de regasificacioacuten esteacute disponible Histoacutericamente la utilizacioacuten de los terminales de importacioacuten ha sido inferior al 50 debido a la naturaleza estacional de muchos de los mercados de gas que generan variaciones de la demanda Seguacuten el Internacional Gas Unioacuten en 2012 la utilizacioacuten se redujo a 37 como resultado de la disminucioacuten de suministro de GNL a Europa y menor demanda en Ameacuterica del Norte que dejoacute a muchos terminales casi vaciacuteos La Graacutefica 2-8 presenta el factor de utilizacioacuten de la infraestructura de regasificacioacuten de acuerdo con la capacidad anual y las importaciones de GNL Se puede observar que China es el paiacutes que menos capacidad instalada y el que maacutes la usa con un 68 paiacuteses como Japoacuten Corea del Sur Espantildea y Reino Unido estaacuten entre un 40 y un 50 mientras Estados Unidos es el paiacutes que tiene una tasa de uso de menos del 10 de la capacidad instalada
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten
Fuente GIIGNL
El arribo del shale gas a Estados Unidos modificoacute el esquema de mercado en el mundo no solo por la movilizacioacuten del gas sino en el modelo de precios Los importadores buscan gas proveniente de Norte Ameacuterica y el suministro viacutea gasoducto estaacute perdiendo importancia por los arbitrajes ocurridos No obstante lo anterior en los continentes Europeo y Asiaacutetico existen proyectos de construccioacuten de gasoductos para transportar gas natural desde los paiacuteses de la Antigua Unioacuten Sovieacutetica hacia el continente asiaacutetico y particularmente a Corea del Sur y China asiacute
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Japoacuten Corea China India USA Espantildea Reino Unido
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Capacidad anual de regasificacioacuten Importaciones de GNL Tasa de utilizacioacuten
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como a otros paiacuteses de la regioacuten sin embargo ninguno ha tomado la decisioacuten final de inversioacuten El desarrollo de estos proyectos aliviariacutea la presioacuten existente sobre la infraestructura de GNL y para los importadores del gas resultariacutea maacutes barato que el uso del gas en estado liacutequido por los costos asociados con toda la cadena de valor ademaacutes de los elevados precios del GNL en el continente Asiaacutetico que ha hecho maacutes faacuteciles las negociaciones con los productores de Rusia para acceder a esta fuente De todas formas Rusia es un gran competidor a largo plazo y seguiraacute siendo un integrante importante en este mercado
23 Contexto Nacional Colombia es un paiacutes que cuenta con una importante dotacioacuten de recursos naturales energeacuteticos entre los que se cuenta el carboacuten hidroenergiacutea y gas natural entre otros A lo largo de los uacuteltimos 20 antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados localizados alrededor de los campos de produccioacuten sino en el nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca y Norte de Santander Desde comienzos de la deacutecada de los 90 se inicioacute la masificacioacuten del uso del gas natural en los distintos sectores socioeconoacutemicos y tal ha sido el impacto que tuvo en el consumo de energiacutea que pasoacute en 1990 de una participacioacuten relativa de 67 a un 205 en 2012 registrando un cambio significativo en la matriz de consumo y guardadas proporciones se constituyoacute en una revolucioacuten energeacutetica No solamente los hogares entraron en la era del gas natural sino la industria en sus procesos la generacioacuten de electricidad y el sector transporte con la sustitucioacuten de combustibles liacutequidos vieacutendose favorecidos por la factura que pagaban comparada con otros recursos energeacuteticos con lo cual se convirtioacute en un caso de eacutexito a nivel Latinoamericano pese a la concentracioacuten de este recurso en dos grandes aacutereas geograacuteficas la primera localizada en la Costa Norte del paiacutes con los campos Ballena y Chuchupa y la segunda en los Llanos Orientales donde se localizan los campos de Cusiana y Cupiagua 231 Reservas y produccioacuten Los cambios generados en la organizacioacuten institucional del sector de hidrocarburos a mediados de la primera deacutecada del nuevo siglo permitieron modificar la trayectoria seguida y se dio un impulso significativo a las actividades de exploracioacuten y produccioacuten logrando una incorporacioacuten importante de reservas de gas natural que hoy mantiene una RP de 16 antildeos y que se estima podriacutea incrementarse gracias a los avances tecnoloacutegicos y nuevas teacutecnicas para la explotacioacuten y desarrollo de Yacimientos no Convencionales y los localizados en el offshore pese a los aumentos importantes de produccioacuten requeridos para atender la progresiva demanda La Graacutefica 2-9 presenta la evolucioacuten de las reservas y de la produccioacuten de gas natural en Colombia
38
En cuanto a la produccioacuten al finalizar el antildeo 2012 el paiacutes disponiacutea de 68 TPC cerca de 200 GPC maacutes que en 2011 las cuales han sido estimadas de acuerdo con los criterios establecido por SPE (the society of petroleum engineers) En teacuterminos generales las reservas de gas natural se han mantenido en niveles que bordean los 7 Tera Pies Cuacutebicos descontando los voluacutemenes producidos que en promedio ha sido de 09 TCP por antildeo lo que representan una tasa de crecimiento promedio antildeo de 1 entre 2000 y 2012 Durante el 2012 se alcanzoacute una extraccioacuten de 1150 MPCD lograacutendose un registro histoacuterico y superando los voluacutemenes logrados en 2010 cuando el sistema fue exigido al maacuteximo para cubrir la demanda del sector eleacutectrico generada por el fenoacutemeno de ldquoEl Nintildeordquo Los resultados indican una tasa de crecimiento promedio anual de 6 entre 2000 y 2012 interrumpiendo la trayectoria a la baja que se presagiaba en los primeros antildeos del nuevo milenio La Costa Atlaacutentica ha sido la regioacuten de mayor aporte consecuencia directa de las distintas inversiones realizadas para recuperar la mayor cantidad de gas natural de los campos de Guajira el cual se produce de forma libre es decir que no se encuentra asociado con petroacuteleo
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural
Fuente ANH
Cabe sentildealar que no todo el gas natural producido en los maacutes de 55 campos con los que hoy cuenta nuestro paiacutes pude ser utilizado pues por razones de seguridad se requiere enviar a tea (antorcha) ciertos voluacutemenes para evitar manifestaciones de explosioacuten o porque se requiere para la extraccioacuten de petroacuteleo y es necesario reinyectarlo o porque es necesario para el autoconsumo en los campos Por ello a continuacioacuten se realiza un anaacutelisis del comportamiento de la oferta disponible para entender la situacioacuten que se genera a corto y largo plazo sobre la disponibilidad del
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Reservas produccioacuten
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recurso y los riesgos percibidos en el abastecimiento y la disponibilidad para exportaciones siendo eacutestas una decisioacuten de la poliacutetica energeacutetica colombiana 232 Oferta La oferta de gas en Colombia se halla concentrada tanto en lo que afecta a la dimensioacuten espacial como a la comercial pues algo maacutes del 44 proviene de los campos de la Guajira 44 de Cusiana y el restante 12 emana de los campos localizados en los Valles Inferior Medio y Superior del Magdalena y en la mayoriacutea de los casos ECOPETROL SA posee una participacioacuten importante de los voluacutemenes comercializados La Graacutefica 2-10 representa la evolucioacuten de la oferta desde el antildeo 2009 de manera mensual con el fin de contrastarlo con la demanda obtenida en el mismo periodo Han sido importantes los esfuerzos por aumentar la produccioacuten de gas natural especialmente en los campos de la Guajira y en el aacuterea de los Llanos Orientales Numerosos trabajos de reacondicionamiento asiacute como el mejoramiento de la infraestructura y la perforacioacuten de nuevos pozos permitieron elevar la produccioacuten de los campos localizados en el departamento de la Guajira hasta niveles cercanos a los 700 MPCD durante el antildeo 2009
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos
Fuente MME ANH y ACP
Al finalizar el antildeo 2009 los campos de Cusiana y Cupiagua incrementaron tambieacuten su produccioacuten con lo cual la oferta de gas natural asociado empezoacute a adquirir gran importancia en el esquema de suministro colombiano ademaacutes de que la expansioacuten comenzoacute desplazaacutendose de la Costa al interior del paiacutes Sin embrago el suministro de gas pierde cierta flexibilidad toda vez que la produccioacuten de gas en este tipo de yacimientos depende directamente de la produccioacuten de liacutequidos asociados a este
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CD
Guajira Creciente Cusiana - Cupiagua Otros Llanos Resto Paiacutes
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Durante el antildeo 2013 el paiacutes produjo aproximadamente 1174 MPCD de gas natural de los cuales Guajira representoacute el 448 los campos localizados en los Llanos contribuyeron con el 436 en tanto que el Valle Medio participoacute con 45 Valle Inferior aportoacute 6 y el restante 11 provino de las cuencas del Catatumbo y Valle Superior del Magdalena La Tabla 2-3 relaciona la informacioacuten de manera desagregada
Cuenca Produccioacuten MPCD
Catatumbo 262
Guajira 5261
Llanos Orientales 5118
Valle Inferior Magdalena 699
Valle Medio Magdalena 506
Valle Superior Magdalena 105
TOTAL 1174
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 Fuente MME ANH y ACP
Lo cierto es que se requiere mantener y aumentar los niveles de produccioacuten para atender la creciente demanda Por otra parte si los resultados de la actividad exploratoria no son tan satisfactorios en razoacuten a que buena parte de esta actividad se orienta maacutes a la buacutesqueda de petroacuteleo dada su mayor rentabilidad es probable que haya aumentos modestos de nuevas reservas de gas natural salvo que en la proacutexima ronda que realice la ANH en 2014 parte de su empentildeo se concentre en aacutereas prospectivas para el gas natural De lo antes expuesto se puede mencionar que existe alta incertidumbre acerca de la oferta disponible en el mediano y largo plazo Es decir en ausencia de incorporacioacuten de suficientes reservas que permitan mantener los niveles de produccioacuten requeridos para suplir los requerimientos del paiacutes y dadas las caracteriacutesticas del mercado en lo que a concentracioacuten espacial se refiere generen complejidades que impidan el desarrollo equilibrado del mercado 233 Consumo El consumo de gas natural muestra un pasado relativamente corto en cerca de dos deacutecadas y medio cambioacute la estructura de consumo final de energiacutea en Colombia y hoy maacutes de 65 millones de usuarios consumen este recurso en distintos usos Presenta una tasa de crecimiento interanual cercano al 10 entre 2000 y 2012 La Graacutefica 2-11 registra la evolucioacuten de la demanda en los uacuteltimos antildeos El mercado residencial se extiende a aproximadamente 867 poblaciones con una cobertura que sobrepasa el 80 en las poblaciones atendidas con un cubrimiento de 460000 vehiacuteculos que utilizan esta fuente como combustible automotor y una significativa participacioacuten en el consumo de las industrias colombianas haciendo maacutes competitivos el comercio la industria y el transporte puacuteblico Indudablemente son importantes los beneficios recibidos frente a otras fuentes lo que hace prever que seguiraacute siendo un recurso importante en la matriz energeacutetica colombiana Durante el periodo 2009 y 2013 el consumo interno de gas natural se ha incrementado en 380 MPCD equivalente a 572 registraacutendose incrementos en todos los sectores de
41
consumo sin embargo se destacan los sectores residencial con 393 refineriacutea con 379 e industria con 218 representando un crecimiento interanual de 91
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector
Fuente CNOrsquo GAS CONCENTRA UPME
Como se expuso en la introduccioacuten una caracteriacutestica fundamental del mercado de gas en Colombia se vincula con la volatilidad de la demanda frente a fenoacutemenos climaacuteticos como los de ldquoEl nintildeordquo Mientras que la demanda promedio de gas muestra una estructura altamente diversificada ella puede ser muy volaacutetil ante el requerimiento de las centrales teacutermicas en periacuteodos de sequiacuteas en tanto la capacidad de embalse de las centrales hidroeleacutectricas es baja El tamantildeo del mercado interno en 2013 era del orden de 1000 MPCD de este mercado cerca del 56 en promedio correspondioacute a sectores de consumo final como lo son el residencial comercial industrial y vehicular Por su parte el sector eleacutectrico durante el mismo 2013 en promedio representoacute el 31 del total A la par las exportaciones mantuvieron un comportamiento regular que en promedio alcanzaron los 202 MPCD Sin embargo cuando la demanda se enfrenta a fenoacutemenos de ldquoEl nintildeordquo como el ocurrido entre junio de 2009 y mayo del 2010 el sistema hace frente a una oferta inflexible pues la demanda del sector termoeleacutectrico -eje de la confiabilidad del sector eleacutectrico ante fenoacutemenos climaacuteticos extremos- necesariamente reduce la disponibilidad de gas para satisfacer otras demandas que podriacutean ser firmes como lo es sin duda la del sector industrial Con el propoacutesito de precisar el registro histoacuterico de la volatilidad de la demanda termoeleacutectrica frente a la demanda interna total se presenta en la Graacutefica 2-12
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GNVC Industrial Petroquiacutemica ResidencialComercial Refineriacutea Eleacutectrico Exportacioacuten
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Lo anterior a pesar de que el sector que maacutes se redujo fue el de exportaciones con las repercusiones propias de los contratos ademaacutes de que las estadiacutesticas no reflejan la demanda no abastecida y que implicoacute cortes al sector de GNV reducciones del consumo de gas en las refineriacuteas y el reemplazo de gas por combustibles liacutequidos en industrias factores que pueden menguar el desarrollo del mercado de gas frente a la percepcioacuten de incertidumbre sobre condiciones de abastecimiento cantidades disponibles precios y tipos de contratos En tales condiciones el incremento de la oferta de gas enfrenta tanto para los productores de gas como para los transportadores factores de riesgo que por otra parte se trasladan como riesgos percibidos de abastecimiento en los sectores de demanda interna principalmente el industrial y el de GNV Por otra parte este panorama impide comprometer con certeza exportaciones de gas siendo la decisioacuten de exportar parte de la poliacutetica energeacutetica nacional Por lo anterior las fluctuaciones de la demanda tambieacuten generan percepcioacuten de riesgo pero a la vez estas podriacutean eventualmente ser tratadas a traveacutes de la regulacioacuten y tipos de contratos Simultaacuteneamente la oferta de gas tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al transporte de gas natural toda vez que eacuteste se encuentra desvinculado en propiedad de los productores y no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida exportacioacuten
Fuente CNO Gasuml XM caacutelculos propios
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Secto
r EleacutectricoM
PC
D
TOTAL ELEacuteCTRICO S Eleacutectrico
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Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado el cual se puede apreciar en la Graacutefica 2-15 donde se presenta de manera sinteacutetica la red colombiana de transporte de gas natural Pero cualquiera sea el escenario de oferta la demanda termoeleacutectrica reduciriacutea draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados domeacutesticos (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Es de recordar que la actividad de transporte de gas natural tiene caracteriacutesticas de monopolio natural y en el caso de Colombia el bajo nuacutemero de participantes en el suministro ha dado lugar a un sistema de transporte tal que soacutelo existe una alternativa de transporte para llegar de un punto a otro Hay maacutes de dos firmas en el negocio de transporte pero dos de ellas mueven la mayor parte del gas Promigas en la Costa Atlaacutentica y TGI en el interior del paiacutes Cada una de las empresas de transporte opera como un monopolio en el mercado geograacutefico que atiende Esta actividad es objeto de regulacioacuten de tarifas y de cargos de acceso para evitar el ejercicio de poder de mercado por parte de los operadores La expansioacuten de la infraestructura se basa en contratos lo que hace al transportador un agente activo El esquema de remuneracioacuten se origina en el reconocimiento de inversiones basado en un factor de utilizacioacuten sin incluir la variacioacuten de los flujos y en una pareja de cargos -por capacidad y por volumen- que no guardan correlacioacuten de manera directa con los costos fijos y variables de la actividad Asiacute las cosas hay ciertos factores de incertidumbre que afecten de manera negativa las decisiones de inversioacuten de los transportadores ademaacutes de las dificultades antes mencionadas y la falta de coordinacioacuten entre los distintos eslabones de la cadena (productores) 234 Sistema de transporte La red colombiana de gasoductos estaacute conformada principalmente por el sistema de la Costa Atlaacutentica y del Interior La red de la costa atlaacutentica pertenece y es operada por la empresa PROMIGAS estaacute conformado por dos subsistemas principales Ballena-Cartagena y Cartagena-Jobo Subsistema Ballena-Cartagena transporta gas natural proveniente de los campos del
Departamento de la Guajira Chuchupa y Ballena El gas se recibe en la Estacioacuten Ballena (Guajira) y se transporta hasta las ciudades de Santa Marta Barranquilla y Cartagena atendiendo a lo largo de su recorrido varias poblaciones y plantas termoeleacutectricas de la Costa Atlaacutentica Tiene una longitud de 6733 km
El Subsistema Cartagena - Jobo tiene una longitud de 193 km y transporta gas natural proveniente del yacimiento denominado Guumlepajeacute ubicado en el Municipio de San Pedro (Sucre) hacia Cartagena y hacia la planta de Cerromatoso Abastece un gran nuacutemero de poblaciones a lo largo de su recorrido Este subsistema tiene la opcioacuten de acuerdo con los requerimientos de consumo de enviar el gas de la Guajira que viene desde Ballena hasta Jobo
44
El gasoducto cuenta con diferentes estaciones para su funcionamiento la Estacioacuten Ballena las Estaciones Arenosa y Heroica y las Estaciones Compresoras Palomino Cartagena y Sahaguacuten
La red del interior pertenece y es operada por varias empresas
Transportadora de gas internacional ndash TGI
Transmetano
Promioriente
Transoccidente
Progasur
Coinobras
La red propiedad de TGI- Transportadora de gas internacional posee maacutes de 3900 km de gasoducto y estaacute conformada por 7 sistemas principales
Gasoducto Ballena ndash Barrancabermeja
Gasoducto Centro ndash Oriente
Sur de Boliacutevar ndash Santander
Gasoducto Mariquita ndash Cali
Gasoducto Cusiana ndash Apiay ndash Bogotaacute
Gasoducto Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
Gasoducto Morichal ndash Yopal
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Ballena ndashBarrancabermeja
578 18 260 Ballena
Hato Nuevo La Jagua
Casacaraacute Curumaniacute
Norean San Alberto y
Barrancarmeja
Centro - Oriente 1005 4 - 6 - 12 - 14 - 20 -
22
Barrancabermeja -
Sebastopol 230
Cusiana Barrancberm
eja ECP Dina Rio Ceibas
Hocol Toqui Toqui
Vasconia Miraflores
Puente Guillermo y Mariquita
Sebastopol - Vasconia
201
La Belleza - Vasconia
196
La Belleza - Cogua
182
Vasconia - Mariquita
192
Mariquita ndash Gualanday
15
Gualanday - Neiva
11
Sur de Boliacutevar - Santander
308 10 - 8 - 2 64 Cusiana -
Mariquita - Cali 343 20 Mariquita -
Cali 168
Mariquita Cusiana
Padua
Cusiana - Apiay - Bogotaacute
442 3 ndash 6 ndash 10 -
12
Cusiana ndash Apiay
30
Cusiana Apiay Apiay ndash Villavicencio ndash
Ocoa 14
45
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Apiay - Usme 18
Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
223 20 390 Cusiana Miraflores ndash
Puente Guillermo
Morichal ndash Yopal 132 4 - 4 Morichal -
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes Fuente Boletiacuten Electroacutenico de operaciones ndash TGI 2014
La red que transporta el gas natural desde Sebastopol hacia Medelliacuten es de propiedad de la empresa Transportadora de Metano SA ndash Transmetano cuenta con 188 km construidos de gasoducto y una capacidad maacutexima de transporte 78 MPCD en liacuteneas de 2 4 6 8 12 y 14 pulgadas de diaacutemetro Promigas tiene una participacioacuten en Transmetano del 996 Transoriente2 transporta gas natural hacia la ciudad de Bucaramanga en dos tramos
Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga
Gibraltar - Bucaramanga
El tramo Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 358 MPCD y 160 km de longitud cuenta con una liacutenea principal en 8rdquo y un loop en 6rdquo La liacutenea Gibraltar ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 499 MPCD en 17715 km de 12 pulgadas de diaacutemetro La Empresa Transoccidente transporta gas natural desde Cali hacia Yumbo a traveacutes de 108 km de gasoducto el cual cuenta con una capacidad de transporta de 736 MPCD Actualmente Promigas tiene una participacioacuten en Transoccidente del 69 Por su parte Progasur transporta gas natural hacia municipios del sur de Cundinamarca Tolima y Huila Esos gasoductos se describen a continuacioacuten
Gasoducto Diaacutemetro (pulgadas) Longitud (km) Capacidad (MPCD)
Sur Neiva ndash Hobo 8 526 28
Flandes - Girardot - Ricaurte 4 ndash 6 12 22
Guando - Melgar - Fusagasugaacute
3 381 06
Ramal PraderaJamundiacute - Popayaacuten
4 1196 37
Campo Sardinata - Cuacutecuta 4 678 43
Buenos Aires - Ibagueacute 6 189 156
Chicoral - Flandes 6 271 12
Flandes - Guando 6 395 107
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur Fuente PROGASUR 2014
2 Promigas tiene una participacioacuten en Transoriente del 733
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En noviembre de 2013 se formalizoacute el proceso de fusioacuten por parte de Progasur sobre la compantildeiacutea Transportadora Gasoducto del Tolima SA- TRANSGASTOL por lo cual los gasoductos que con anterioridad operaba TRANSGASTOL ahora son operados PROGASUR estos son Buenos Aires ndash Ibagueacute Chicoral ndash Flandes y Flandes ndash Guando
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior
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Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa
48
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural
Fuente Empresas transportadoras de gas natural
24 Planta de regasificacioacuten La disponibilidad nacional de gas natural en el mediano y largo plazo es de completa incertidumbre y son grandes los esfuerzos exploratorios que deben concretarse para obtener los resultados en teacuterminos de nuevas reservas de hidrocarburos Garantizar la atencioacuten de la creciente demanda de gas natural en Colombia sugiere contar con las reservas internas necesarias o concurrir al mercado externo para su compra y en este caso disponer de la apropiada infraestructura para el acondicionamiento y posterior uso si el gas viene en forma liacutequida o se importa viacutea gasoducto
49
Teniendo en cuenta que la demanda de gas natural se encuentra altamente influenciada por los requerimientos de los generadores teacutermicos y sumado a la incertidumbre acerca de la oferta interna disponible a mediano plazo se sugiere la utilizacioacuten de varios escenarios de oferta que permitan determinar las cantidades para garantizar pleno abastecimiento e incrementar la confiabilidad del sistema Para la definicioacuten de escenarios de oferta se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 tal como se muestra en el capiacutetulo cinco Igualmente se consideroacute un escenario de planta de regasificacioacuten como ejercicio de planificacioacuten para la deteccioacuten temprana de situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda proyectada Esto conlleva a la necesidad de su dimensionamiento factor de utilizacioacuten tiempo de construccioacuten alternativa de abastecimiento por buques regasificadores que tambieacuten requiere de infraestructura de recepcioacuten etc En el primer caso el tamantildeo de la planta seraacute definido como el maacuteximo valor del faltante durante el periodo del plan de abastecimiento y su ubicacioacuten dependeraacute del balance regional Las rutas de transporte y los precios dependeraacuten del sitio donde se negocie el gas por lo general los contratos son de largo plazo (al menos 20 antildeos) aunque se cuenta con un mercado spot naciente donde el precio puede ser superior al de los contratos firmados a largo plazo Una planta de licuefaccioacuten que atiende a casi todos los paiacuteses del continente americano es la ubicada en Trinidad y Tobago ademaacutes por su cercaniacutea a Cartagena en la Costa Atlaacutentica podriacutea disminuir los costos de transporte los cuales son un factor determinante para las importaciones de GNL ya que sus costos pueden variar dependiendo del sitio donde se compre el gas natural
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3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia De acuerdo con la Constitucioacuten Poliacutetica de Colombia norma suprema el Estado mantiene la regulacioacuten control y vigilancia de los servicios puacuteblicos en procura de garantizar el mejoramiento continuo en la prestacioacuten de dichos servicios y la satisfaccioacuten del intereacutes social Asiacute mismo los servicios puacuteblicos son inherentes a la funcioacuten social del Estado siendo su deber asegurar su prestacioacuten eficiente a todos los habitantes del territorio nacional Seguacuten lo establecido en la Ley 142 de 1994 la distribucioacuten de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios puacuteblicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendraacute en la prestacioacuten de los mismos para garantizar entre otras la calidad del bien y su disposicioacuten final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios asiacute como su prestacioacuten continua e ininterrumpida Igualmente establece que es competencia privativa de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible a traveacutes de empresas oficiales mixtas o privadas Los problemas de escasez de gas natural en firme ocurridos en el antildeo 2007 dieron origen a la promulgacioacuten del Decreto 2987 de 2008 por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea el cual dispuso que los transportadores y distribuidores de gas natural y cualquier otro agente podiacutea incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En desarrollo de esa poliacutetica la CREG emitioacute la Resolucioacuten No 075 de 2008 introduciendo incentivos para que las empresas distribuidoras-comercializadoras adelantaran proyectos que permitieran garantizar la confiabilidad en el suministro de gas pero la respuesta fue escasa y solo una empresa presentoacute un proyecto de ldquopeak shavingrdquo para garantizar la prestacioacuten del servicio en la capital colombiana situacioacuten auacuten sin resolver Seguidamente el Gobierno Nacional expidioacute el Decreto 2730 de 2010 mediante el cual establecioacute otro tipo de obligaciones de confiabilidad el cual fue reemplazado por el Decreto 2100 de 2011 que modificoacute lo dispuesto en el Decreto 2730 de 2010 y cuyo artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural La industria de gas natural se ha caracterizado por ser una industria intensiva en capital donde la cantidad de energiacutea almacenada o transportada por inversioacuten en infraestructura es sustancialmente menor en comparacioacuten con la respectiva para el petroacuteleo o sus derivados liacutequidos La participacioacuten del Estado en este sector inicialmente estuvo asociada a la produccioacuten del gas por parte de Ecopetrol y a las inversiones en infraestructura de transporte Posteriormente ha venido aumentando la participacioacuten privada en las actividades comerciales y la funcioacuten del Estado se ha ido centrando en la definicioacuten de poliacuteticas de aseguramiento del abastecimiento la regulacioacuten del sector la vigilancia el estiacutemulo a la inversioacuten y la proteccioacuten de los intereses del consumidor Adicionalmente dado que la infraestructura de gas natural utiliza zonas puacuteblicas y privadas y su desarrollo tiene los respectivos impactos ambientales y sociales el Estado tambieacuten administra y regula el uso del terreno y la proteccioacuten del medio ambiente
51
Por otra parte dado que el sector eleacutectrico fue el principal impulsor de la demanda de gas natural y hoy mantienen un estrecho viacutenculo por ello el Gobierno se encarga tambieacuten de disentildear poliacuteticas que de manera coordinada planeada y eficiente permitan asegurar el abastecimiento tanto de energiacutea eleacutectrica como de gas natural teniendo en cuenta las estacionalidades (Fenoacutemeno del Nintildeo) y las prioridades de consumo Frente al raacutepido crecimiento del consumo de gas natural y la relacioacuten de eacuteste con el sector eleacutectrico y a los inconvenientes de abastecimiento presentados durante el uacuteltimo Fenoacutemeno del Nintildeo los objetivos de poliacutetica de los uacuteltimos antildeos (Decreto 2687 de 2008 Ley 1450 de 2010 ndash Plan Nacional de Desarrollo 2010 ndash 2014 - y Decreto 2100 de 2011) han estado orientados principalmente a garantizar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad de la prestacioacuten del servicio
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad
Fuente UPME
31 Poliacutetica sectorial En los uacuteltimos antildeos especiacuteficamente de 2010 a 2013 los principales objetivos de poliacutetica para el sector del gas natural han sido
Fortalecimiento institucional y de la coordinacioacuten sectorial a traveacutes de publicacioacuten oportuna de informacioacuten de produccioacuten y comercializacioacuten de gas
Remuneracioacuten de redes teniendo en cuenta el costo del uso de energeacuteticos sustitutos como criterio de eficiencia
Mecanismos de comercializacioacuten y precios que incentiven las actividades de exploracioacuten y produccioacuten de gas convencional y no convencional
Promover la inversioacuten en infraestructura de confiabilidad en el suministro y transporte de gas
Promover alternativas de importacioacuten de gas para garantizar el abastecimiento
Dar prioridad al consumo interno sobre las exportaciones
Incentivar la produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales
Definir mecanismos de comercializacioacuten que promuevan la competencia propicien la formacioacuten de precios eficientes mitiguen la concentracioacuten del mercado y generen informacioacuten oportuna
Constitucioacuten Poliacutetica
Rama Judicial Congreso de la
RepuacuteblicaPresidencia
Conpes
Ministerio de Minas y Energiacutea
Entidades adscritas (CREG UPME)
Empresas (inversionistas)
Consumidores
Poliacutetica energeacutetica
Regulacioacuten econoacutemica yplaneacioacuten
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311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) Respecto al sector del gas natural el actual Plan Nacional de Desarrollo propuso
ldquoPor el contrario el gas natural sufrioacute un racionamiento durante la ocurrencia del fenoacutemeno del Nintildeo y se establecioacute la intervencioacuten estatal para asignar el gas natural a los sectores prioritarios de consumo principalmente del interior del paiacutes donde se teniacutea una escasez del producto exacerbada por restricciones en la capacidad de transporte Este evento debe ser objeto de reflexioacuten y anaacutelisis para las entidades gubernamentales con el propoacutesito de ajustar los lineamientos de poliacutetica regulacioacuten vigilancia y control para poder posicionarlo nuevamente como un sector soacutelido y confiablerdquo
ldquoAsiacute mismo se fortaleceraacute el marco institucional en el sector de gas natural para un mejor desempentildeo y coordinacioacuten entre los agentes lo que exige i) contar con un nuevo agente responsable de la gestioacuten teacutecnica del sistema nacional de transporte de gas natural velando por la continuidad y seguridad del suministro en el corto y mediano plazo y la coordinacioacuten con el sector eleacutectrico y ii) ajustar el rol que desempentildea actualmente el Consejo Nacional de Operacioacuten de gas- CNO para que desarrolle los acuerdos operativos y protocolos que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores praacutecticas internacionalesrdquo
ldquoEs necesario identificar y materializar el potencial en yacimientos no convencionales considerando aspectos ambientales y promoviendo la maximizacioacuten de la explotacioacuten del recurso en concordancia con la situacioacuten de abastecimiento energeacutetico del paiacutes Para ello el Gobierno Nacional contrataraacute los estudios necesarios para establecer un modelo contractual y la elaboracioacuten de la reglamentacioacuten teacutecnica necesaria para la exploracioacuten y explotacioacuten de yacimientos no convencionales de hidrocarburos entre eacutestos el de gas metano asociado al carboacutenrdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el Gobierno Nacional estableceraacute lineamientos de poliacutetica centrados en el aseguramiento del abastecimiento en el mediano plazo y la confiabilidad de la prestacioacuten del servicio Para ello debe seguir dos estrategias i) profundizar en la promocioacuten de la actividad exploratoria mediante la libertad de las exportaciones basada en criterios teacutecnicos y transparentes que tengan en cuenta el abastecimiento interno y ii) crear un esquema que permita importar la confiabilidad en el abastecimiento bajo el mecanismo maacutes eficiente desde el punto de vista teacutecnico y econoacutemicordquo
ldquoSi bien el aprovechamiento del recurso de una manera eficiente y sostenible es muy importante en la cadena de produccioacuten se debe garantizar el acceso a la infraestructura de transporte mediante la ampliacioacuten de la capacidad de almacenamiento en tanques y de transporte por oleoductos gasoductos y poliductos de acuerdo con criterios de eficiencia econoacutemica y suficiencia financiera que aseguren la continuidad y confiabilidad de estos servicios Para el caso de oleoductos se espera contar con una capacidad miacutenima de transporte de aproximadamente 1rsquo200000 BPD y 300000 BPD de diluyente adicional para finales del antildeo 2013 asiacute como una capacidad de transporte en gasoductos de 1220 MPCD (244000 BPED) en el antildeo 2014rdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el primer reto del sector se centra en establecer criterios de confiabilidad que sean eficientes econoacutemica y financieramente sopesando alternativas de construccioacuten de infraestructura nueva en transporte y distribucioacuten frente a la posibilidad de definir un mercado de interrupciones para lo cual se debe tener en cuenta las valoraciones que consideren la menor relacioacuten costo-beneficio para los usuarios finalesrdquo
En segundo lugar se deben generar mecanismos para la comercializacioacuten mayorista que incentive las inversiones en exploracioacuten gasiacutefera promoviendo esquemas de
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contratacioacuten que permitan a los inversionistas mitigar los riesgos de demanda tener la remuneracioacuten adecuada y promover la estandarizacioacuten de contratos de suministro y transporte En este sentido se desarrollaraacuten mecanismos flexibles con compatibilidad de incentivos que propicien el incremento de la oferta de gas en firme y permitan la formacioacuten libre de precios a partir de sentildeales de escasez Cuando existan agentes con posicioacuten dominante la CREG estableceraacute los mecanismos que considere idoacuteneos para determinar los esquemas de comercializacioacuten del gas adecuados ante estas situaciones Por otro lado es importante que las metodologiacuteas de remuneracioacuten de distribucioacuten de gas natural consideren anaacutelisis econoacutemicos comparativos frente al energeacutetico sustituto cuando se analice su viabilidad de expansioacutenrdquo
ldquoConsiderando lo anterior el Gobierno Nacional debe propiciar la armonizacioacuten de los esquemas de promocioacuten del uso del GLP y el GN de manera que se eliminen las distorsiones en los mecanismos de transmisioacuten entre los costos y las sentildeales de precios propiciando una mayor eficiencia asignativa en el mercado de estos sustitutos En este sentido se enfocaraacuten esfuerzos en las siguientes liacuteneas de accioacuten i) eliminar los subsidios para infraestructura de transporte y distribucioacuten de gas otorgados a traveacutes de fondos nacionales y en este sentido eliminar el Fondo Especial de Cuota de Fomento-FECF en un plazo no mayor a 4 antildeos ii) permitir el uso de GLP como combustible para vehiacuteculos y expandir su uso en la industria petroquiacutemica iii) consolidar el esquema de marcas para la distribucioacuten y comercializacioacuten de GLP y iv)desarrollar los mecanismos que permitan equiparar el esquema de solidaridadrdquo
ldquoCon el objetivo de propiciar el incremento de la productividad de las industrias intensivas en energiacutea eleacutectrica y gas natural incentivar el crecimiento econoacutemico y la creacioacuten de empleo el Gobierno Nacional buscaraacute los mecanismos adecuados para la eliminacioacuten gradual de la contribucioacuten industrial en los servicios puacuteblicos de energiacutea eleacutectrica y gas combustible incorporando dentro de los criterios de dicha gradualidad la respuesta de la industria a estas reducciones en teacuterminos de incremento en el empleo Las medidas que se tomen en este sentido no deben comprometer la sostenibilidad del esquema de solidaridad ni causar costos financieros a las empresas prestadoras del servicio de energiacutea eleacutectricardquo
ldquoDe otra parte se examinaraacuten esquemas de interconexioacuten eleacutectrica y gasiacutefera entre los territorios fronterizos y los paiacuteses vecinos al igual que de exportacioacuten e importacioacuten de energiacutea eleacutectrica y gas hacia paiacuteses centroamericanos a traveacutes de las regiones Paciacutefica y la Caribe Se espera contar con escenarios en la materia y nuevos nichos de mercado Ademaacutes se promoveraacuten interconexiones de energiacutea eleacutectrica y de gas de pequentildea escala y puntuales en Zonas No Interconectadas para atender demanda localrdquo
De las anteriores propuestas se destaca en especial el objetivo de asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad en la prestacioacuten del servicio 312 Decreto 2100 de 2011 Como respuesta a la experiencia vivida por el sector energeacutetico ademaacutes de los anaacutelisis realizados para la elaboracioacuten del Plan Nacional de Desarrollo se emitioacute el Decreto 2100 de 2011 el cual establecioacute mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural Los puntos maacutes relevantes de este decreto son Establecioacute el consumo interno como prioritario frente a las exportaciones Los
exportadores deben atender la demanda interna en caso de restricciones situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamientos programados Adicionalmente se definiraacute un indicador que relacione las reservas la demanda interna
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las exportaciones y las importaciones mediante el cual se pueda monitorear la conveniencia de mantener libertad a las exportaciones de gas A este respecto el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute mediante la Resolucioacuten 181704 de 2011 la metodologiacutea de caacutelculo para la determinacioacuten del iacutendice de abastecimiento de gas natural
La CREG definiraacute el costo de oportunidad del gas dejado de exportar que se les
reconoceraacute a los productores que hayan tenido que incumplir sus compromisos en firme de exportacioacuten para atender la demanda interna de gas
La demanda esencial (usuarios residenciales y pequentildeos comerciales de la red de
distribucioacuten la demanda de GNV la demanda para la operacioacuten de estaciones de compresioacuten del SNT y la demanda de las refineriacuteas) debe estar asegurada mediante contratos con respaldo fiacutesico
En caso de emergencia los agentes responsables de atender la demanda esencial y
que no cuenten con contratos firmes deberaacuten asumir directamente los costos en que incurran los usuarios afectados La CREG definiraacute la metodologiacutea para la estimacioacuten de dichos costos y los mecanismos para que los que atienden demanda esencial puedan tener acceso a contratos firmes
El gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se deberaacute
destinar prioritariamente a la atencioacuten de la demanda interna La ANH debe publicar anualmente las reservas de gas por campo y ubicacioacuten geograacutefica Los productores y productores-comercializadores deberaacuten declarar mes a mes para un
periodo de 10 antildeos la siguiente informacioacuten
bull Su consumo propio bull La produccioacuten total disponible para la venta (PTDV) bull La produccioacuten comprometida (PC) bull Potencial de produccioacuten de cada campo (PP) bull El porcentaje de participacioacuten de los diferentes productores y del Estado de
la produccioacuten de cada campo bull Contratos de exportacioacuten
La CREG definiraacute los mecanismos de comercializacioacuten de la PTDV y de las cantidades
importadas disponibles para la venta (CIDV) que se destinen para el consumo interno No estaraacuten sujetos a estos mecanismos de comercializacioacuten la produccioacuten de campos menores la produccioacuten de campos en pruebas extensas donde no se haya declarado comercialidad y la produccioacuten de campos no convencionales Estos mecanismos de comercializacioacuten deberaacuten promover la competencia propiciar la formacioacuten de precios eficientes mitigar los efectos de concentracioacuten del mercado y generar informacioacuten oportuna y suficiente para los agentes
Los productores o productores comercializadores de gas de yacimientos no
convencionales pueden realizar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica El
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Ministerio de Minas y Energiacutea la CREG y la ANH podraacuten definir incentivos adicionales a la produccioacuten no convencional de gas3
El Ministerio de Minas y Energiacutea adoptaraacute un Plan indicativo de abastecimiento de gas el cual tendraacute como horizonte de proyeccioacuten un periodo de 10 antildeos y seraacute actualizado cuando el MME asiacute lo determine Este plan debe ser elaborado por la UPME siguiendo los lineamientos que determine el MME
La CREG estableceraacute los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para la
atencioacuten de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijaraacute las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que los agentes presenten en este sentido
Se definiraacute un agente encargado de prestar el servicio de gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial del sector de gas natural La CREG definiraacute la metodologiacutea para seleccionar el prestador de este servicio y la remuneracioacuten a la que tendraacute derecho
La comercializacioacuten de gas importado con destino al servicio puacuteblico domiciliario deberaacute
ajustarse a las disposiciones exigidas para la comercializacioacuten de gas de produccioacuten nacional
El precio del gas importado o exportado seraacute pactado libremente por las partes La CREG podraacute implementar mecanismos para incentivar la importacioacuten de gas natural
con el fin de promover el abastecimiento de este energeacutetico Los propietarios de infraestructura de regasificacioacuten deberaacuten permitir el acceso a la capacidad no comprometida
313 Regulacioacuten Los principales aspectos que son objeto de regulacioacuten por parte del Estado en el sector de gas natural son los relacionados con los impactos sociales y ambientales lo referente al uso de predios puacuteblicos la compensacioacuten por produccioacuten de este recurso no renovable propiedad del Estado (regaliacuteas y participaciones de la ANH) los aspectos de seguridad teacutecnica y lo concerniente a las imperfecciones del mercado y externalidades (regulacioacuten econoacutemica a cargo de la CREG) La regulacioacuten econoacutemica vigente ha buscado en primer lugar garantizar los objetivos definidos en la Ley 142 de 1994 garantizar la calidad del bien objeto del servicio para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios la ampliacioacuten permanente de la cobertura la prestacioacuten continua e ininterrumpida la prestacioacuten eficiente la libertad de competencia y la no utilizacioacuten abusiva de posicioacuten dominante Asiacute los instrumentos establecidos para alcanzar estos objetivos han consistido baacutesicamente en la definicioacuten de indicadores de calidad mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratacioacuten precios maacuteximos regulados y las limitaciones a la integracioacuten vertical con el fin de promover la competencia
3 Mediante la Ley 1530 de 2012 se concedioacute un descuento del 40 en las regaliacuteas para el caso de produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales Adicionalmente se encuentra en discusioacuten un proyecto de reglamento de asignacioacuten de aacutereas y de contrato de exploracioacuten y produccioacuten para yacimientos no convencionales los cuales proponen aumentar especiacuteficamente para este tipo de yacimientos los periodos de exploracioacuten y produccioacuten a 9 y 30 antildeos respectivamente
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Durante los antildeos 2012 y 2013 se expidioacute regulacioacuten orientada especialmente a asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad del servicio En este sentido se han definido instrumentos regulatorios con el fin de incentivar las importaciones y el aumento de la produccioacuten de gas modalidades contractuales con el objeto de asegurar la atencioacuten de la demanda esencial en firme mecanismos de negociacioacuten que promuevan la competencia y la fijacioacuten de precios eficientes y la definicioacuten de un gestor de mercado con el fin disponer de manera oportuna de informacioacuten operativa y comercial del sector La Tabla 3-1 resume por actividad y temaacutetica la principal normativa vigente del sector del gas natural
Actividad Organizacioacuten de la
industria Precios
Calidad del servicio
Normatividad teacutecnica
Produccioacuten
Iacutendice de abastecimiento y liacutemite a las exportaciones Res MinMinas 181704 de 2011 Res MinMinas 72472 de 2013 Reglamento de comercializacioacuten Res CREG 089 de 2013 Res CREG 123 de 2013 Res CREG 122 de 2013 Res CREG 130 de 2013 Res CREG 151 de 2013 Res CREG 204 de 2013 Gestor del mercado Res CREG 124 de 2013 Res CREG 150 de 2013 Res CREG 200 de 2013 Res CREG 021 de 2014 Restricciones a la integracioacuten vertical Res CREG 057 de 1996 Opcioacuten con gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energiacutea Firme del Cargo por Confiabilidad Res CREG 106 de 2011 Res CREG 025 de 2014
Precio punto de entrada al SNT Res CREG 088 de 2013 Costo oportunidad gas dejado de exportar Res CREG 041 de 2013 Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Res CREG 062 de 2013 Res CREG 152 de 2013 Res CREG 022 de 2014
Transporte
Reglamento Uacutenico de Transporte Res CREG 071 de 1999 (RUT) Res CREG 084 de 2000 Res CREG 102 de 2001 Res CREG 014 de 2003 Res CREG 054 de 2007 Res CREG 033 041 077 y 154 de 2008 Res CREG 130 131 y 187 de 2009 Res CREG 169 y 171 de 2011 Res CREG 078 de 2013 Res CREG 126 de 2013
Costo transporte por ductos Res CREG 126 de 2010 Costo transporte terrestre de gas natural comprimido Res CREG 008 de 2005
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Distribucioacuten
Coacutedigo de distribucioacuten de gas combustible Res CREG 067 de 1995 Res CREG 127 de 2013
Foacutermulas tarifarias distribucioacuten gas por red de tuberiacutea Res CREG 137 de 2013 Res CREG 138 de 2013 Y sus modificaciones Res CREG 183 de 2013 Res CREG 184 de 2013 Res CREG 205 de 2013 Res CREG 008 de 2014 Cargos de distribucioacuten y comercializacioacuten Res CREG 202 de 2013
Res CREG 100 de 2013
Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Internas de Gas Res 90902 de 2013 Revisiones perioacutedicas de instalaciones internas Res CREG 059 de 2012
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural Fuente CREG UPME
32 Organizacioacuten de la industria La cadena de prestacioacuten del servicio y la estructura de la industria se resumen de manera esquemaacutetica seguacuten lo presentado en la Ilustracioacuten 3-2
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio
Fuente UPME
Es de resaltar que la primera actividad que hace referencia a la exploracioacuten y produccioacuten tambieacuten se rige por los contratos que suscriban los inversionistas con la Agencia Nacional de Hidrocarburos entidad que administra los recursos del subsuelo colombiano en materia de hidrocarburos En lo referente a la comercializacioacuten la Ilustracioacuten 3-3 representa de manera sucinta las relaciones existentes entre los distintos agentes y las posibilidades de interactuar El importador es un agente que estaacute contemplado en la regulacioacuten pero que auacuten no se ha materializado su operacioacuten En cuanto a las exportaciones seguacuten el Decreto 2100 de 2011 y la Resolucioacuten 181704 de 2011 actualmente son libres pero sujetas al comportamiento que vaya teniendo cada antildeo el iacutendice de abastecimiento y la relacioacuten entre el potencial de produccioacuten y la demanda total
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esperada Asiacute los productores productores-comercializadores o agentes exportadores no podraacuten suscribir o modificar compromisos de cantidades a exportar cuando el iacutendice de abastecimiento (IA) sea menor a 8 y el PP para un antildeo determinado sea inferior a la demanda total esperada4 para ese mismo antildeo
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria
Fuente UPME
Seguacuten la informacioacuten oficial5 de potencial de produccioacuten reservas probadas y probables proyeccioacuten de demanda y los deacuteficits a ser resueltos mediante importaciones seguacuten los balances contenidos en este documento el iacutendice de abastecimiento muestra el comportamiento descrito en la Graacutefica 3-1 De acuerdo con la siguiente graacutefica se podriacutea esperar que las exportaciones continuacuteen hasta aproximadamente el antildeo 2019 Situacioacuten que puede variar con el reporte de los voluacutemenes que provengan viacutea planta de regasificacioacuten Con el aacutenimo de promover la competencia y asegurar el abastecimiento y la continuidad en la prestacioacuten del servicio la regulacioacuten ha definido algunas restricciones a la integracioacuten vertical mecanismos de negociacioacuten tipos de contratos y sistemas de gestioacuten de la informacioacuten que permitan a los agentes disponer de ella de manera oportuna y facilitar el funcionamiento de los mercados y la coordinacioacuten de las operaciones Enseguida se detalla lo relacionado con estos temas
4 Reportada por la UPME 5 Declaracioacuten de produccioacuten 2013
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Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA)
Fuente MME caacutelculo propios
321 Restricciones a la integracioacuten vertical Dado que las actividades de transporte y distribucioacuten de gas natural se caracterizan por ser monopolios naturales la regulacioacuten ha procurado limitar la integracioacuten vertical en la cadena de prestacioacuten del servicio con el fin de promover la competencia en las otras actividades potencialmente competitivas tales como la produccioacuten y comercializacioacuten A este respecto las Res CREG 057 de 1996 y 089 de 2013 han definido lo siguiente
Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados son independientes de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su respectiva valoracioacuten
El transportador de gas natural no puede realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Puede no obstante adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del sistema de transporte si ello se hace necesario
Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no pueden ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6o Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan (participacioacuten mayor del 25 ndash 30 en capital)
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2
4
6
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
IA Liacutemite Res 181704 de 2011
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El comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en productores-comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan
El productor-comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 establecioacute recientemente los siguientes mecanismos de negociacioacuten para los mercados primario y secundario Mercado primario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado primario los mecanismos de negociacioacuten previstos en la regulacioacuten son
Negociacioacuten directa de productores comercializadores en cualquier momento del antildeo En cualquier momento del antildeo para el caso de yacimientos no convencionales campos menores campos que no hayan declarado comercialidad campos no interconectados y nuevos campos Soacutelo se podraacuten pactar contratos firmes de firmeza condicionada de opcioacuten de compra de gas de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones y de suministro de contingencia Los contratos celebrados tendraacuten la duracioacuten que acuerden las partes
Negociacioacuten directa de comercializadores de gas importado aplicable para la atencioacuten de demanda teacutermica seguacuten lo establecido en la resolucioacuten CREG 062 de 2013 En este caso la modalidad de contrato seriacutea el de suministro de contingencia
Negociacioacuten directa durante un periodo definido en caso que la oferta sea mayor a la demanda del escenario bajo en un miacutenimo de 3 antildeos seguacuten los resultados del balance de oferta y demanda presentado por la UPME para un horizonte de tiempo de 5 antildeos Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 5 o maacutes de 5 antildeos La CREG estableceraacute los primeros 10 diacuteas haacutebiles de junio de cada antildeo el mecanismo de negociacioacuten a aplicar y el cronograma de desarrollo del mismo lo anterior de acuerdo con el balance maacutes reciente realizado por la UPME considerando el escenario de demanda baja
Negociacioacuten mediante subasta En caso que la demanda supere a la oferta en al menos 3 antildeos seguacuten el balance presentado por la UPME Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 o 5 antildeos
Modalidades contractuales de suministro y transporte A diferencia de lo definido anteriormente ya no se negociaraacuten contratos ldquoTake or Payrdquo los contratos con interrupciones seraacuten de duracioacuten mensual y adicionalmente se podraacuten ofrecer
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contratos de contingencia Por tanto y de acuerdo con la nueva regulacioacuten las modalidades contractuales aplicables al mercado primario son
Contrato firme o que garantiza firmeza CF contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad maacutexima de gas natural yo de capacidad maacutexima de transporte sin interrupciones durante un periacuteodo determinado excepto en los diacuteas establecidos para mantenimiento y labores programadas Esta modalidad de contrato requiere de respaldo fiacutesico
Contrato de suministro con firmeza condicionada CFC contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y excepto en hasta cinco (5) diacuteas calendario definidos a discrecioacuten del vendedor
Contrato de opcioacuten de compra de gas OCG contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y en hasta cinco (5) diacuteas calendario adicionales definidos a discrecioacuten del comprador El comprador pagaraacute una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad maacutexima de gas y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten La prima se pagaraacute mensualmente
Contrato de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones OCGX contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural que estaacute comprometida para exportaciones durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de entrega pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten de entrega no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato con interrupciones CI contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega recibo o utilizacioacuten de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural durante un periacuteodo determinado El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia dando aviso previo a la otra parte
Contrato de suministro de contingencia CSC contrato escrito en el que un participante del mercado garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural desde una fuente alterna de suministro sin interrupciones cuando otro participante del mercado que suministra o transporta gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestacioacuten del servicio El suministro de gas natural desde la fuente alterna y mediante esta modalidad contractual soacutelo se realizaraacute durante el periacuteodo en que se presente el mencionado impedimento para la prestacioacuten del servicio
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Contrato de opcioacuten de compra de transporte OCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato de transporte de contingencia CTC contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad maacutexima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia
Contrato de transporte con firmeza condicionada CFCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor
Mercado secundario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado secundario se definieron los siguientes mecanismos de negociacioacuten
Negociacioacuten directa El Boletiacuten Electroacutenico Central6 publicaraacute las ofertas a los
compradores y vendedores para que las partes acuerden bilateralmente el precio cantidad punto de entrega duracioacuten y garantiacuteas
Procesos uacuteselo o veacutendalo de corto plazo para suministro y transporte o de largo plazo para el transporte
Adicionalmente en el mercado secundario se espera contar con la participacioacuten del promotor de mercado quien seraacute el encargado de comprar y vender diariamente contratos de gas en firme en cada punto estaacutendar de entrega Los contratos podraacuten tener una duracioacuten interdiaria diaria semanal mensual trimestral anual y multianual Tras la entrada en vigencia de la resolucioacuten CREG 089 de 2013 y como resultado del balance de oferta y demanda dado por la UPME mediante la resolucioacuten CREG 122 de 2013 se aproboacute para el mercado primario y para el antildeo 2013 aplicar negociaciones directas como mecanismo de comercializacioacuten Dichas negociaciones se efectuaron en el mes de octubre Seguacuten la informacioacuten publicada el precio promedio negociado para el gas de la Guajira fue 397 US$MBTU Teniendo en cuenta tanto los compromisos en firme antes de las negociaciones como los voluacutemenes comercializados directamente a finales del antildeo 2013 la cantidad de energiacutea contratada en firme a enero de 2014 se presenta en la Graacutefica 3-2 y la Graacutefica 3-3 Aproximadamente un 40 del potencial de produccioacuten estaacute por ahora comprometido hasta el 2019
6 Es la paacutegina web en la que el gestor de mercado publicaraacute la informacioacuten operativa y de transacciones que recopile
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De la informacioacuten disponible no es posible afirmar con certeza cuaacutel es la cifra de esta energiacutea contratada en firme que se destina a la atencioacuten de demanda esencial (residencial GNV SNT y refineriacuteas) pues en algunos casos el tipo de demanda no se encuentra desagregado
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014
Fuente CREG7 caacutelculos UPME
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme
Fuente CREG8 caacutelculos UPME
7 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013 8 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013
Ballena48
Cupiagua12
Cusiana28
Gibraltar3
La Creciente5
Pauto Florentildea
3
Rioacha1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
4
jun
-1
4
no
v-1
4
abr
-15
sep
-1
5
feb
-1
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jul-
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1
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GB
TUD
PP Contratado en firme a enero 2014
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323 Gestioacuten de la informacioacuten La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 definioacute al Gestor del Mercado quien estaraacute a cargo de
Disentildear poner en funcionamiento y administrar el Boletiacuten Electroacutenico Central (BEC)
Centralizar la informacioacuten del mercado de gas
Gestionar las subastas del mercado primario
Gestionar las transacciones del mercado secundario
Elaborar reportes para seguimiento al mercado
Posteriormente la resolucioacuten CREG 124 de 2013 establecioacute los criterios de seleccioacuten del gestor del mercado y las condiciones especiacuteficas de la prestacioacuten del servicio Mediante la Resolucioacuten CREG 150 de 2013 y 021 de 2014 se dio inicio al proceso de seleccioacuten 324 Tarifas Mediante las Resoluciones CREG 137 y 138 de 2013 se establecieron las nuevas foacutermulas tarifarias para usuarios regulados de las aeacutereas de servicio exclusivo asiacute Foacutermula tarifaria Cargo variable
119862119880119907 =119866+119879
1minus120588+ 119863 lowast 119891 + 119862119907 + 119862119888 (3-1)
Cargo fijo
119862119880119891 = 119862119891 (3-2)
Donde
Componente Definicioacuten
119918
Costo promedio unitario de las compras de gas natural $m3 Mediante la Res CREG 088 de 2013 se liberoacute de manera general el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte
119931
Costo promedio unitario del transporte $m3 Se determina seguacuten los criterios generales establecidos en la resolucioacuten CREG 126 de 2010
120646 Peacuterdidas reconocidas determinado con base en Resolucioacuten CREG 067 de 1995
119915
Costo uso del sistema de distribucioacuten no incluye conexioacuten al usuario final $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
65
119943 Factor multiplicador de poder caloriacutefico
119914119959
Componente variable del costo de comercializacioacuten $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
119914119940 Costo unitario de confiabilidad Igual a 0 hasta que la CREG lo defina
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria Otros cargos regulados Adicionalmente y siguiendo lo ordenado por el Decreto 2100 de 2011 la CREG ha definido las metodologiacuteas de caacutelculo para los siguientes costos
Costo Resolucioacuten
Costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar CODE CODE = Pexp + Ccomp
Pexp precio exportacioacuten US$MBTU
Ccomp costo de compensaciones pactado en el contrato US$MBTU
Resolucioacuten CREG 041 de 2013
Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Ingreso anual de caraacutecter transitorio = US$ 40rsquo750000
Resolucioacuten CREG 062 y 152 de 2013 Resolucioacuten CREG 022 de 2014
Tabla 3-3 Cargos regulados
325 Confiabilidad El Decreto 2100 de 2011 ordenoacute a la CREG establecer los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijar las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que para el efecto presenten los Agentes Operacionales El mismo Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio A este respecto la CREG ha realizado varios estudios documentos y resoluciones de consulta donde analiza y exponen algunos criterios de confiabilidad Mediante las resoluciones CREG 062 y 152 de 2013 y 022 de 2014 se determinoacute un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad asiacute pues la inversioacuten en confiabilidad de la demanda teacutermica se consideroacute viable por cuanto los beneficios superaban los costos Lo anterior comparando la alternativa de suministro con GNI con otros combustibles sustitutos Sin embargo para el caso de la demanda no teacutermica resultoacute menos costoso un mercado de cortes El Ministerio de Minas y Energiacutea definiraacute los lineamientos de poliacutetica que soporten dicho mercado de cortes Adicionalmente las resoluciones CREG 137 y 138 de 2013
66
incluyeron dentro de la formula tarifaria del servicio puacuteblico domiciliario de gas el cargo por confiabilidad el cual seraacute igual a cero hasta tanto la CREG no lo defina 326 Conclusiones El sector de gas natural en Colombia durante el antildeo 2013 vivioacute una amplia reforma regulatoria En teacuterminos generales el cambio esperado para el sector como resultado de la nueva regulacioacuten se podriacutea describir de la siguiente forma
Mayor incertidumbre en materia de precios La libertad de precios para el gas de la Guajira (cerca del 40 de la produccioacuten total del paiacutes) introduce mayor incertidumbre en el comportamiento esperado de los precios Sin embargo este cambio se espera no afecte de manera brusca el mercado pues de enero de 2014 y hasta diciembre de 2018 por lo menos el 40 de su produccioacuten ya estaacute comprometida Otro elemento que podraacute aumentar la incertidumbre es el hecho que el mecanismo de comercializacioacuten a adoptar estaraacute sujeto a los balances de oferta y demanda que se vayan efectuando antildeo a antildeo A lo anterior se le sumariacutea tambieacuten la eventual entrada en operacioacuten de la planta de regasificacioacuten (maacuteximo en noviembre de 2016) para el suministro de GNI (gas natural importado) para las plantas teacutermicas que se hayan acogido a la OPACGNI9 y posteriormente para suplir los deacuteficits de la oferta que se
preveacuten seguacuten los balances que se presentan en los siguientes capiacutetulos
Mayor seguridad de suministro gracias a la planta de regasificacioacuten La planta de regasificacioacuten que se espera entre a maacutes tardar en noviembre de 2016 para generaciones de seguridad necesariamente seraacute una fuente adicional de suministro para el paiacutes por lo que significaraacute una diversificacioacuten de la oferta y por ende una mayor seguridad en el suministro Adicionalmente cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV) que se declaren posiblemente aumentaraacuten la oferta declarada por los agentes y esto a su vez podraacute retrasar la comercializacioacuten mediante subastas
La nueva metodologiacutea para la remuneracioacuten de la actividad de distribucioacuten (Resolucioacuten CREG 202 de 2013) introdujo cambios en la definicioacuten de los mercados relevantes y en la metodologiacutea especiacutefica para el caacutelculo del cargo maacuteximo de distribucioacuten Si bien estos cambios se espera motiven a los distribuidores a ampliar la cobertura de gas natural las tarifas posiblemente aumenten por lo que el consumo residencial el nuacutemero de hogares anillados efectivamente conectados a la red podriacutea verse afectado
Mayor continuidad en la prestacioacuten de servicio para la demanda esencial En este sentido se espera que durante los proacuteximos antildeos bajo el nuevo reglamento de comercializacioacuten (Resolucioacuten CREG 089 de 2013) se logre el objetivo propuesto de garantizar que la demanda esencial esteacute maacutes soportada en contratos firmes
Mejor gestioacuten de la informacioacuten A traveacutes del BEC y con la entrada del gestor de mercado se espera contar con informacioacuten operativa y comercial de manera maacutes inmediata lo que posiblemente facilitaraacute las negociaciones entre los agentes y por ende podriacutea aumentar la continuidad en la prestacioacuten del servicio y la coordinacioacuten en la atencioacuten en casos de restricciones o emergencias
9 Opcioacuten para participar en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas yo unidades teacutermicas que utilicen gas
natural importado
67
Confiabilidad La regulacioacuten vigente preveacute dentro de la foacutermula tarifaria un cargo por confiabilidad (Cc) sin embargo no es claro si se va a definir o no un valor a este cargo En el presente documento se analiza maacutes adelante la confiabilidad del sistema colombiano de gas natural y se presentan algunas conclusiones a este tema
68
4 Proyecciones de precios de gas natural El gas natural ha adquirido gran importancia en el consumo de energeacuteticos a nivel mundial solo por su bajo costo sino por las bondades medioambientales comparado con otros energeacuteticos Ademaacutes el desarrollo masivo de gas procedente de yacimientos no convencionales de hidrocarburos ha permitido incrementar las reservas de gas de manera significativa Con lo cual ese ha desencadenado una presioacuten a la baja de los precios de este energeacutetico al igual que el precio del GNL por tanto muchos gobiernos estaacuten promoviendo su uso En consideracioacuten al balance colombiano de oferta y demanda se advierten opciones de aumentar la capacidad de suministro a traveacutes de importaciones de Venezuela y la instalacioacuten de una planta de GNL Siendo los precios del gas natural uno de los drivers maacutes importantes para determinar los impactos en el consumo futuro de gas natural se presentan a continuacioacuten las consideraciones y resultados de la uacuteltima proyeccioacuten oficial de precios de la UPME llevada a cabo en marzo de 2013 Para la estimacioacuten se tomoacute como fuente primaria de informacioacuten del Energy Outlook del Departamento de Energiacutea de Estados Unidos tanto del Short Term Energy Outlook como del Annual Energy Outlook
41 Supuestos considerados Precio regulado Resolucioacuten CREG 119 de 2005 187 de 2010 y 199 de 2011 desde
enero de 2013 hasta diciembre de 2013
Liberalizacioacuten precio del gas natural en boca de pozo en el campo Guajira a partir de
enero de 2014
Entrada de planta de regasificacioacuten a partir de septiembre de 2018
Precio de referencia Henry Hub y punto probable de incorporacioacuten la Costa Atlaacutentica
411 Precio del gas Guajira A partir de la promulgacioacuten de la Resolucioacuten CREG 097 de 2012 se inicia el proceso de liberar el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporterdquo desde el 1 de enero de 2014 con lo cual las reglas para comercializacioacuten del gas natural se modificaron Cabe anotar que el precio de Guajira al momento de la elaboracioacuten de esta estimacioacuten se encuentra regulado atado al precio del sustituto (fuel oiacutel) bajo la referencia de tope maacuteximo de la siguiente forma
(4-1)
PMR = Precio Maacuteximo Regulado que regiraacute durante el semestre siguiente (t) expresado en doacutelares por milloacuten de BTU (US$MBTU) PMRt-1 = Precio Maacuteximo Regulado del semestre anterior (t-1) INDICEt-1 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICEt-2 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre precedente al anterior (t-2)
69
INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No6 10 Sulfur fuel oiacutel precio de cierre seguacuten la serie de la publicacioacuten Plattrsquos de Estaacutendar amp Poorrsquos
Los resultados de los precios para el antildeo 2013 seguacuten la foacutermula
(4-2) Una vez obtenido el punto inicial de la proyeccioacuten de mediano y largo plazo con resolucioacuten mensual se realizaron los ejercicios bajo distintos enfoques para permitir una amplia gama de escenarios que pudieran reflejar el proceso de formacioacuten de precios de un mercado competitivo de este gas y bajo las nuevas caracteriacutesticas de ldquoCommodityrdquo que proporciona el GNL Para la realizacioacuten de la estimacioacuten de mediano y largo plazo y en la buacutesqueda de una buena correlacioacuten entre precios se evaluoacute el comportamiento del precio regulado comparado con la serie histoacuterica del Henry Hub y el iacutendice ldquoUS Natural Gas Exportsrdquo Lo anterior en atencioacuten a que probablemente al liberarse el precio en el campo de Guajira eacuteste tienda a referentes internacionales de caraacutecter regional La graacutefica siguiente muestra el comportamiento de los precios de gas natural en Estados Unidos y el precio regulado del campo Guajira
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural
Fuente ECOPETROL DOE y Caacutelculos Propios
Es evidente que existe un viacutenculo reducido entre los precios del gas en la Costa Atlaacutentica colombiana y los precios en Estados Unidos motivado por el esquema de formacioacuten de los mismos Sin embargo la perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre
PMR Feb 2013 = 592 US$MBTU 2011
PMR Ago 2013 = 577 US$MBTU 2011
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13
US$
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TU
Gas Natural Price of Liquefied US Natural Gas Exports Natural Gas Henry Hub
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garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los anaacutelisis para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira contemploacute la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten En el primer caso se tomoacute el precio Guajira del segundo semestre de 2013 y la estimacioacuten se construyoacute con las tendencias del iacutendice ldquoHenry Hubrdquo del escenario de referencia AEO 2014 y STEO de enero de 2014 del DOE EIA El caacutelculo de los escenarios alto y bajo consideroacute las tendencias de precios de AEO 2013 debido a que el DOE EIA auacuten no ha publicado la informacioacuten correspondiente a los escenarios alto y bajo 2014 En el segundo caso se tomoacute nuevamente el precio regulado de Guajira del segundo semestre de 2013 y se proyectoacute con las tendencias del iacutendice ldquoResidual Fuel No 6 1rdquo del escenario de referencia incluido en AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 Igualmente la construccioacuten los escenarios alto y bajo tomaron en consideracioacuten las tendencias de los precios presentados en AEO 2012 Para el tercer caso se consideroacute que el precio de Guajira despueacutes del 2013 tiende a precios de paridad importacioacuten por lo que fue necesario revisar mercados de GNL con informacioacuten disponible como son el NBP10 (National Balancing Point o punto hipoteacutetico en la red de gas Britaacutenica donde se desarrolla el mercado spot) y LNG Japoacuten11 La tendencia del precio del mercado de Inglaterra (NBP) es caracterizada por tres momentos el primero al alza desde el antildeo 2009 y hasta el 2015 el segundo a la baja desde 2015 hasta 2019 y luego de nuevo al alza pero de manera moderada para el periodo siguiente al antildeo 2020
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia
Fuente DOE Banco Mundial Argus y Caacutelculos Propios
10 Argus Wood Mackenzie 11 Banco Mundial
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Referencia Guajira HH Sustituto (Fuel Oil)
NBP Wood Mackenzie Japoacuten (Wood Mackenzie)
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La Graacutefica 4-2 presenta la estimacioacuten de largo plazo de los escenarios de referencia de los precios Guajira indexados con los diferentes drives Visto que las tendencias de precios entre el Banco Mundial y las demaacutes fuentes de informacioacuten consideradas son divergentes la UPME estimoacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) El precio del LNG Japoacuten al ser un mercado que responde a otras necesidades se estima que regionalmente no es un referente apropiado para la prospeccioacuten de los precios colombianos de gas natural Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo al alza no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL denota un incremento sostenido desde el 2019 El escenario de referencia fluctuacutea entre la continuidad de la metodologiacutea regulada por la CREG para los antildeos 2012 a 2014 de 2014 a 2018 se considera la proyeccioacuten del precio de Guajira siguiendo el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir del 2018 el mercado seguiraacute la sentildeales del mercado NBP de Europa El resultado en el escenario de referencia proyecta una banda de precios en teacuterminos constantes de 2011 que oscila entre 5 US$MBTU y 12 US$MBTU con una tasa de crecimiento promedio antildeo de 29 en el horizonte de planeacioacuten Entre tanto los escenarios bajo y alto se encuentran en un rango de 5 US$MBTU a 144 US$MBTU con tasas de crecimiento interanuales de 15 y 49 respectivamente En el corto plazo este escenario muestra una disminucioacuten del precio en teacuterminos reales situacioacuten que se revierte a mediano plazo mostrando luego un crecimiento contiacutenuo hasta los 12 US$MBTU al final del periodo de estimacioacuten La Graacutefica 4-3 presenta los resultados
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Argus Agentes y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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El escenario bajo corresponde al comportamiento del Henry Hub puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2036 los antildeos anteriores al 2014 se estiman considerando la metodologiacutea del precio regulado con el escenario base del Fuel Oiacutel El escenario alto se construyoacute aplicando metodologiacutea de precio regulado hasta agosto diciembre 2013 luego sigue el escenario alto de Fuel Oiacutel hasta el 2014 y en el largo plazo el precio sigue la tendencia del precio marcador NBP de Inglaterra 412 Precio del Gas Cusiana El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de produccioacuten superoacute los 180 MPCD situacioacuten que se dio en junio de 2006 de conformidad con lo establecido en el artiacuteculo 1 de la Resolucioacuten CREG 119 de 2005 En consecuencia para determinar los precios futuros de mediano y largo plazo se realizaba un anaacutelisis aplicando la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo con el propoacutesito de establecer la competitividad del precio del gas Cusiana en relacioacuten con el de Guajira en un punto determinado del sistema Con dicha metodologiacutea se veniacutea proyectando los precios de gas en boca de pozo de Cusiana y para calcular el precio final en planta de generacioacuten se le adicionaban los costos de transporte correspondientes desde el campo Cusiana Sin embargo la promulgacioacuten por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea del marco normativo que definioacute los mecanismos para promover el abastecimiento pleno de gas natural en el paiacutes permitioacute la publicacioacuten de la Resolucioacuten CREG 118 de 2011 donde se estipuloacute el marco de comercializacioacuten de gas de corto plazo y se definioacute el esquema de subastas para la comercializacioacuten del gas proveniente de campos no regulados Los resultados de las negociaciones desarrolladas a finales del 2011 para la venta del gas de Cusiana y Cupiagua (2012 y 2013) mostraron precios a la entrada del sistema nacional de transporte con tendencia a la baja fluctuando entre los 27294 US$MBTU para la demanda no regulada y los 39645 US$MBTU para la demanda regulada A partir de los resultados obtenidos en la subasta de 2011 se proyectaron los precios de gas del campo Cusiana considerando que las dos grandes fuentes de abastecimiento compiten entre siacute Una vez estimados los precios de mediano y largo plazo del campo Guajira se realizoacute anaacutelisis ldquoNetbackrdquo para realizar las proyecciones de Cusiana con punto de referencia Vasconia y pareja de cargos 50-50 en aquellos tramos asociados a estos puntos de inyeccioacuten al sistema De esta manera se considera la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten por la posible instalacioacuten de la planta de regasificacioacuten en la Costa Atlaacutentica y punto de arbitraje en Vasconia suponiendo que en dicho punto el precio de Cusiana no puede ser superior al precio del gas de la Guajira La graacutefica siguiente presenta la estimacioacuten del precio en tres escenarios los que guardan analogiacutea con los calculados para el gas de la Costa Atlaacutentica dado que se espera una competencia gas-gas entre las fuentes provenientes de la Costa Atlaacutentica( importacioacuten o nacional) y las del interior las cuales atenderaacuten la demanda del paiacutes El escenario bajo corresponde al precio maacutes alto de Cusiana alcanzado en la subasta y luego indexado con las tendencias de Henry Hub de AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 La tasa de crecimiento media anual en este escenario es de 31 pasando de 385 US$MBTU en 2013 a 81 US$MBTU 2036 en teacuterminos reales de 2011 En el corto plazo
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la proyeccioacuten presenta una pequentildea disminucioacuten y luego crece de manera sostenida El escenario de referencia se construyoacute de forma similar al escenario bajo adicionado con la aplicacioacuten de la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo Es decir precios de la subasta indexados con Henry Hub desde 2014 y a partir de 2018 precio paridad de importacioacuten Costa Atlaacutentica complementado por la competencia con el precio en Guajira en el punto de Vasconia durante todo el horizonte de evaluacioacuten La tasa de crecimiento promedio antildeo es 46 y variacutea entre 385 US$MBTU en 2013 a 101 US$MBTU en 2036
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
El escenario alto de Cusiana se construye teniendo en cuenta el precio de Guajira que considera como referencia el NBP lo anterior busca seguir la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten y la competencia gas - gas de los campos del paiacutes Adicionalmente se realiza un anaacutelisis ldquoNetbackrdquo con punto de referencia Vasconia Asiacute la tendencia de este escenario es la misma del precio NBP que se espera descienda hasta mediados del antildeo 2020 y a partir de este antildeo crezca de manera continua para el resto del periodo de anaacutelisis Esta metodologiacutea permite reflejar el costo de oportunidad respecto del mercado internacional y del lugar de competencia frente al Guajira La estimacioacuten en este escenario fluctuacutea en un maacuteximo de 159 US$MBTU y un miacutenimo de 385 US$MBTU en teacuterminos reales de 2011
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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42 Tarifas de Transporte Para determinar el precio maacuteximo de transporte por gasoducto se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior al momento de la realizacioacuten del ejercicio considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del uacuteltimo antildeo despueacutes del vencimiento de las resoluciones Adicionalmente se supuso una pareja de cargos regulados cargo fijo cargo variable 80 20 durante todo el periodo de proyeccioacuten
TGI Resoluciones CREG 121 de 2012
PROMIGAS Resolucioacuten CREG 122 de 2012
TRANSOCCIDENTE Resolucioacuten CREG 123 de 2012 Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta teacutermica se consideraron los puntos de entrada y salida de gas tomando el menor costo de suministro (boca de pozo maacutes transporte) desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora Los costos de transporte para cada una de las parejas se indexoacute de acuerdo al procedimiento definido en la Resolucioacuten CREG 126 de 2010 y se utilizoacute el iacutendice de precios al productor de los Estados Unidos de Ameacuterica correspondiente a bienes de capital reportado por la Oficina de Estadiacutesticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID WPSSOP3200)
43 Resultados La tabla que se presenta en el Anexo 1 muestra los resultados del ejercicio de estimacioacuten de precios de gas natural para las plantas de generacioacuten teacutermicas bajo los escenario de referencia alto y bajo12 En diciembre de 2013 se inicioacute una actualizacioacuten de la estimacioacuten de los precios usado en la generacioacuten teacutermica Los supuestos considerados en las simulaciones preliminares son los siguientes
Proyeccioacuten de precios de Gas Natural de enero de 2014 a diciembre de 2037
Precios en US$ por MBTU Constantes de 2012
Tarifas de transporte por gasoductos Resoluciones CREG vigentes
Entrada de planta de regasificacioacuten GNL a partir de enero de 2017
Libertad de precios a partir de octubre de 2013
Incluye precio de negociacioacuten real de excedentes realizada en octubre de 2013
En la tarifa de transporte por gasoducto se consideroacute una pareja de cargos regulados con una combinacioacuten 80 fijo y 20 variable
Con la operatividad del nuevo marco de comercializacioacuten del gas natural los precios del gas natural fueron definidos entre compradores y vendedores mediante negociaciones bilaterales realizadas en el pasado mes de octubre de 2013 donde se observaron 12 Proyecciones de precios de los energeacuteticos para generacioacuten eleacutectrica enero 2014 ndash diciembre 2037 Disponible en
httpwwwsipggovcosipgdocumentosprecios_combustiblesTermicas_Marzo_2014pdf
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reducciones importantes del precio del gas Guajira el cual pasoacute de 565 US$MBTU a un valor promedio cercano a los 38 US$MBTU La perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los estudios para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira ha contemplado la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten Revisadas las tendencias de precios de las diferentes fuentes de informacioacuten se consideroacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) Para el precio del LNG Japoacuten se tomoacute la proyeccioacuten elaborada por Wood Mackenzie y para el Henry Hub se tomaron los distintos escenarios de largo plazo definidos por Departamento de Energiacutea de los Estados Unidos -ndashDOE-EIA Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo con crecimiento moderado no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL de los distintos mercados denota ascenso en el mediano plazo justo cuando se hace necesaria su importacioacuten en razoacuten al balance oferta demanda La Graacutefica 4-5 presenta los resultados de la estimacioacuten de precios de largo plazo de los escenarios definidos para el gas del campo Guajira
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
La UPME considera que el precio del gas de Guajira podriacutea ser compuesta desde el momento que llegue el GNL y se mezcle con gas del mercado local El escenario medio o de referencia parte del precio medio de las negociaciones bilaterales y crece en la misma magnitud como lo hace el escenario de referencia del gas Henry Hub del DOE-IEA
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adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes sumados los costos de transporte y regasificacioacuten considerando la opcioacuten maacutes favorable para Colombia que es la planta de Trinidad y Tobago Si bien los resultados mantienen una tendencia creciente en el horizonte de anaacutelisis eacutestos fluctuacutean en una banda en teacuterminos reales de 2013 cuyo precio miacutenimo es de 4 US$MBTU y un techo de 115 US$MBTU puesto en puerto colombiano La proyeccioacuten muestra dos periodos diferenciados uno de corto y mediano plazo que sigue el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir de 2018 el precio seguiraacute las sentildeales del mercado NBP europeo El escenario bajo de precios del gas Guajira se construyoacute siguiendo comportamiento de precios del escenario bajo de fuel oiacutel elaborado por DOE-IEA sumaacutendole el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2037 utilizando como punto de partida el promedio de las negociaciones bilaterales En escenario alto consideroacute las tasas del escenario alto de Henry Hub del DOE-IEA adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice Japoacuten y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten La determinacioacuten de los precios de gas natural del campo Cusiana utilizoacute la misma mecaacutenica que para Guajira y el punto de partida corresponde al valor medio obtenido en la subasta de 2011 La Graacutefica 4-6 registra la estimacioacuten de precios
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes ARGUS y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
NBP (Wood Mackenzie) Japoacuten (Wood Mackenzie) Henry Hub (DOE)
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5 Escenarios de Oferta de Gas Natural
Colombia cuenta con un amplio potencial de hidrocarburos indicando ello que auacuten existe grandes voluacutemenes por descubrir En un estudio reciente de la ANH se concluye que el potencial colombiano se acerca a 56000 millones de barriles en las 23 cuencas sedimentarias existentes aun cuando es amplio el territorio sin actividad exploratoria De manera conjunta UPME y ANH adelantaron un trabajo para identificar la posible adicioacuten de reservas en un periodo de 20 antildeos a partir de las estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la ANH construyeacutendose tres escenarios que representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas Para la definicioacuten de escenarios se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector de hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 Algunos de estos factores han sido claves en el aumento de la produccioacuten y reservas en los uacuteltimos antildeos Las variables consideradas incluyeron
Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas) Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuenca de Los Llanos) Potencial de no convencionales (gas asociado al carboacuten shale gas shale oil arenas
bituminosas) Factor de recobro de hidrocarburos Precio internacional de energeacuteticos (precio de referencia del barril de crudo) Poliacutetica estatal petrolera (government take) Factores medio ambientales (restriccioacuten de la actividad de EampP por razones
ambientales) Factores socio culturales nivel de conflicto (restriccioacuten de la actividad de EampP por
razones sociales) Es de resaltar la inclusioacuten de las variables ambientales y socioculturales las cuales tienen influencia significativa que se ve reflejada en mayores estaacutendares y exigencias para preservacioacuten del ambiente y de biodiversidad asiacute como aacutereas de alta concentracioacuten de comunidades indiacutegenas que utilizan los recursos naturales para alimento refugio y sustento refuerza la necesidad del relacionamiento de la industria de EampP Por lo anterior varias cuencas se ven limitadas en su desarrollo futuro por la presencia de parques nacionales y algunas reservas ambientales que se tradujeron en menores posibilidades de aporte La construccioacuten de los escenarios se realizoacute a partir de cinco fuentes de recursos Reservas probadas en produccioacuten produccioacuten de reservas probadas para los campos existentes de fuentes convencionales de crudo y gas Reservas a adicionar por recuperacioacuten mejorada adicioacuten de reservas y produccioacuten por recuperacioacuten mejorada o produccioacuten incremental derivada de mejoras en el factor de recobro a partir de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas
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Reservas no desarrolladas descubrimientos existentes y reestimaciones en campos especiacuteficos y produccioacuten de reservas probables en el resto de los campos Recursos por descubrir incorporacioacuten de otros recursos potenciales convencionales incluyendo gas offshore y de crudos pesados no descubiertos (YTF o ldquoyet-to-findrdquo) Recursos no convencionales incorporacioacuten de recursos no convencionales (shales CBM y arenas bituminosas) y viabilidad de su desarrollo En general los tres escenarios representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados Los mismos admiten el impacto que pueden tener precios internacionales de hidrocarburos al considerar la incorporacioacuten de recursos con altos costos de desarrollo (aguas profundas EOR) solo en casos de precios altos (gt125$bbl) y variables medio ambientales y socio culturales al limitar el desarrollo de aacutereas sensibles como algunas regiones costa afuera (Cayos Paciacutefico Profundo) y Amazoniacutea Sobre la base de esas consideraciones que incluyen un estudio de perfil posible de hallazgos por campos se realizoacute una estimacioacuten del potencial de reservas a recuperar seguacuten tres escenarios Escasez Base y Abundancia La Tabla 5-1 registra la incorporacioacuten total de crudo y la Tabla 5-2 hace lo propio con gas natural
Total Crudo Millones de Barriles
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 2259 2259 2259
Recuperacioacuten mejorada 314 524 786
Descubrimientos no desarrollados 1390 2845 3991
Recursos por descubrir (yet to find) 3673 4756 24017
No convencionales 0 1000 10000
Totales 7936 11684 41353
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo Fuente ADL- UPME
Total Gas Tera Pies Cuacutebicos (TPC)
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 546 546 546
Recuperacioacuten mejorada 0 0 0
Descubrimientos no desarrollados 09 12 12
Recursos por descubrir (yet to find) 1 3 5
No convencionales 0 2 10
Totales 736 1166 2166
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas Fuente ADL- UPME
La Graacutefica 5-1 representa de manera esquemaacutetica la incorporacioacuten de recursos de hidrocarburos en el periodo 2012-2030 Los resultados indican que a partir de los escenarios de incorporacioacuten de reservas y tomando en cuenta los tiempos de exploracioacuten y desarrollo tiacutepicos para cada recurso se construyeron los perfiles de produccioacuten asociados a cada uno de los hallazgos
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El desarrollo de perfiles de produccioacuten se efectuoacute comenzando con una distribucioacuten de las reservas por descubrir entre las cuencas sedimentarias y en el caso de crudos convencionales se formularon hipoacutetesis sobre la distribucioacuten del eacutexito exploratorio en las diferentes cuencas seguacuten los estudios de la ANH y el siguiente pasoacute consistioacute en la definicioacuten de un tamantildeo de campo promedio a ser descubierto en cada cuenca y la definicioacuten de las fechas en la que se empiezan a suministrar dichos descubrimiento
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030
Fuente ADL- UPME
2259 2259 2259314 524 7861390
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R Probadas a Dic 2011
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Las estimaciones de produccioacuten de crudos pesados y gas offshore se realizan considerando hipoacutetesis de descubrimientos desarrollo y produccioacuten de nuevos campos (ldquoyet to findrdquo) conforme con proyectos especiacuteficos de crudos pesados en los Llanos Orientales y gas offshore incorporaacutendose perfiles de produccioacuten tomando como referencia el estudio de IHS Los resultados indican que la produccioacuten de convencionales comenzaraacute a partir de 2014 mientras que en el caso de los crudos pesados y el gas costa afuera se demoraraacute en comenzar hasta el antildeo 2020 La principal cuenca en teacuterminos de produccioacuten seraacute los Llanos Orientales aunque no seraacute de las primeras en comenzar a producir En este caso interesa focalizar ya sobre el problema de la incertidumbre de la oferta futura de gas natural uno de los factores que impide una planificacioacuten exacta del abastecimiento de este recurso En tal sentido cabe decir que el potencial colombiano a ser descubiertos y desarrollados en el mediano y largo plazo incluyendo maacutes de 13 mil millones de barriles de crudo y 6 TPC de gas natural en los proacuteximos 20 antildeos (escenario base) Ver Graacutefica 5-2
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios
Fuente ADL-UPME
Una porcioacuten significativa de dicho potencial son recursos de explotacioacuten compleja como crudos pesados (1200 MBbls) shale oil (1000 MBbls) shale gas y coal bed methane (2 TCF) y gas offshore (3 TCF) Una caracteriacutestica de la prospectividad de Colombia es la importante participacioacuten de todas las cuencas (maduras y fronteras) en la materializacioacuten del potencial Pero el desarrollo de recursos no convencionales no estaacute teacutecnicamente ni comercialmente garantizado por lo que se podriacutea enfrentar un escenario distinto al de abundancia
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En un escenario de abundancia el maacuteximo de la oferta potencial podriacutea llegar a triplicarse frente a los niveles actuales lo cual conllevariacutea retos para el desarrollo de infraestructura En el escenario base se estima que el pico de gas se presentaraacute en 2025 cuando se alcanzariacutean cerca de 1750 MPCD siendo importantes los aportes de los componentes recursos por descubrir y no convencionales cuyos mayores aportes vienen del Offshore y Llanos Orientales En el corto y mediano plazo podriacutea presentarse un aporte importante a la produccioacuten de gas por parte de los nuevos desarrollos y los recursos no convencionales en particular shale gas y Coal Bed Methane Frente a la complejidad creciente del potencial incremental el paiacutes debe intensificar sus esfuerzos para atraer inversioacuten y asegurar la incorporacioacuten de tecnologiacutea en toda la cadena de valor Los escenarios propuestos dependen de unos niveles de inversioacuten que si bien se estariacutean alcanzando deben sostenerse en el largo plazo A fin de poder comprender el origen de la oferta en cada caso se presentan la produccioacuten en el escenario base clasificada por cuenca informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-3 Una primera cuestioacuten a comprender en el contexto de la planificacioacuten del abastecimiento de gas radica en que las inversiones necesarias para desarrollar reservas no se hallan limitadas -y menos auacuten atraiacutedas- por este energeacutetico en particular sino por la prospectiva conjunta de hallar hidrocarburos
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base
Fuente ADL-UPME
Si bien la informacioacuten geoloacutegica presupone distintos perfiles de produccioacuten de petroacuteleo y gas natural el propio desarrollo de los hallazgos iraacute modificando los escenarios futuros En la prospectiva utilizada para este anaacutelisis los potenciales hallazgos off-shore juegan un
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Catatumbo Cesar Rancheria Cordillera Oriental
Guajira offshore Llanos Orientales Magdalena Inferior
Magdalena Medio Magdalena Superior Sinuacute offshore
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papel determinante en la posibilidad de superar el escenario de escasez que se deriva de la previsible declinacioacuten de la oferta actual Seguacuten se aprecia en la graacutefica las cuencas de Llanos Orientales y Cordillera lo mismo que Guajira off-shore corresponde a las de mayor prospectividad de acuerdo con los anaacutelisis informacioacuten que solo seraacute confirmada en la medida en que se adelanten los estudios respectivos y la actividad exploratoria como resultado de la ronda 2014 uno de cuyos objetivos es el off-shore del Caribe De otra parte dado el reciente desacople del precio del crudo y del gas natural es un tema no menor que hay que considerar Asiacute las inversiones promedio anual estimadas para obtener las ofertas proyectadas en cada escenario se presentan en la Tabla 5-3
Inversiones Escenario Base
Inversiones 2013 2017 2022 2027
Exploracioacuten 7694 7289 7289 5831
Desarrollo 18014 17101 23648 18864
Refinacioacuten 3774 0 0 0
Transporte 2203 0 0 0
GNL 0 1000 0 0
Total Quinquenal 31685 25390 30937 24695
Promedio Anual 6337 5078 6187 6174
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base Fuente ADL- UPME
Las inversiones promedio anual comparadas con los datos de inversiones extranjeras en el sector petrolero seguacuten lo reporta DANE indican un papel maacutes activo para incrementar la inversioacuten extranjera directa (IED) pues en el 2013 se requeriacutean transacciones del orden de 6337 millones de doacutelares y la estimacioacuten con datos preliminares sugieren un valor cercano a los 5500 millones de doacutelares La elevada volatilidad de los flujos de inversioacuten externa indican que maacutes allaacute de las reglas que Colombia establezca para atraer inversiones al sector la IED se comporta por paraacutemetros muy vinculados a los precios internacionales y condiciones globales que escapan a la posibilidad de las autoridades para intervenir Por tanto se pueden diferenciar hasta aquiacute al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por un sistema de planificacioacuten de abastecimiento de gas El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que
se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de
maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el de Colombia los dos primeros problemas no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de regulacioacuten que incentive a
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la exploracioacuten pero no puede garantizar resultados La creacioacuten de la ANH ha tenido por objetivo administra los recursos de hidrocarburos de propiedad del Estado y en tal sentido a la buacutesqueda de opciones para la atraccioacuten de capital de riesgo que permitan mantener la autosuficiencia en materia de hidrocarburos El conjunto de esta problemaacutetica complicada no es por ahora abordable desde el sistema de la planificacioacuten colombiana limitaacutendose eacutesta uacuteltima a su caraacutecter indicativo y-en ese papel- responde a la cuestioacuten vinculada a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo
52 Escenarios de Suministro Como se ha mencionado a los fines de este ejercicio de planificacioacuten se consideran distintos escenarios de oferta que luego deben ser contrastados con diversos escenarios de demanda el objeto de determinar la posible insuficiencia de oferta y estimar la magnitud de la misma y del grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales Para la evaluacioacuten se incluyeron tres escenarios de oferta futura que valoran la situacioacuten de corto mediano y largo plazo siendo corto-mediano plazo sin duda el maacutes criacutetico en tanto es el que ofrece una mayor certidumbre de resultados al tiempo que presenta los menores plazos para la toma de decisiones El primer escenario es normativo y los otros dos consideran la perspectiva del inmediato futuro sobre reservas de gas natural y disponibilidad complementaria de gas natural mediante un esquema de suministro proveniente del mercado externo debido a los acontecimientos ocurridos durante 2013 y 2014 respecto de las acciones propuestas por la regulacioacuten 521 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural o escenario bajo Teniendo en consideracioacuten lo definido en el artiacuteculo noveno del decreto 2100 de 2011 y con el propoacutesito de disponer de informacioacuten veraz de modo que sea posible ofertar voluacutemenes de gas en firme cada productor o importador debe declarar el volumen de gas que estaacute dispuestos a desarrollar o importar y ofertar en los siguientes 10 antildeos con lo cual se disminuye la incertidumbre en la disponibilidad de ese lapso de tiempos La declaracioacuten de produccioacuten es la proyeccioacuten de capacidad de gas proveniente de aquellos campos productores que suministran gas natural a la red nacional de gasoductos con caraacutecter comercial y para este caso es la informacioacuten certificada por los agentes y publicada por el Ministerio de Minas y Energiacutea mediante la Resolucioacuten 72256 de mayo 30 de 2013 el cual es considerado como el escenario bajo de la oferta sobre eacuteste se consideraraacuten otros escenarios resultado de la incorporacioacuten de reservas probables posibles y nuevos recursos La Graacutefica 5-4 muestra la oferta disponible que se encuentra agrupada asiacute Guajira Valle Inferior Magdalena Valle Medio Magdalena Valle Superior Magdalena Cusiana ndash Cupiagua Pauto ndash Florentildea Catatumbo Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea Lo anterior atendiendo conformacioacuten de regiones que facilita la realizacioacuten de un balance desagregado cuando ello se requiera
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Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural
Fuente Minminas 2013
Es de anotar que la informacioacuten correspondiente a Cusiana y Cupiagua incluye los campos de Apiay y Rancho Hermoso Las regiones de Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea reportaron valores de cero en su declaracioacuten de produccioacuten asiacute como el campo de La Loma yacimiento de gas metano asociado a carboacuten el cual tampoco registroacute informacioacuten al tenor En promedio la disponibilidad total de gas natural en el antildeo 2013 alcanzoacute los 1150 MPCD concentraacutendose la mayor oferta en los campos de Guajira seguido de Cusiana ndash Cupiagua Al final del periodo de anaacutelisis antildeo 2022 la relacioacuten de oferta se transforma y los campos de Guajira contribuyen con el 19 del total en tanto que Cusiana y Cupiagua registran una participacioacuten de 58 Los campos de Pauto ndash Florentildea Gibraltar y Valle Inferior mantienen un aporte constante a lo largo del anaacutelisis mientras que Valle Medio declina Se observa que la maacutexima produccioacuten nacional se alcanzariacutea en marzo de 2014 con 1250 MPCD y finalizando con aproximadamente 825 MPCDG en diciembre de 2022 522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural El escenario medio de oferta combina hipoacutetesis de oferta que implica la declaracioacuten de produccioacuten y la incorporacioacuten de las reservas probables y posibles y que de acuerdo con la informacioacuten de las empresas operadoras estariacutean proacuteximas a ser comercializadas las
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Guajira V Inferior Cusiana-CupiaguaPauto-Florentildea Apiay GibraltarV Medio V Superior Catatumbo
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cuales se encuentran localizadas particularmente en las cuencas del Valle Inferior y Valle Medio del Magdalena asiacute como en la cuenca Cesar Rancheriacutea Las reservas probables y posibles representan una porcioacuten pequentildea frente a las reservas probadas y constituyen un escenario intermedio de hipoacutetesis Los perfiles de produccioacuten asociadas a estas reservas resultan de los pronoacutesticos de produccioacuten de cada uno de los operadores de campo los cuales son reportados a las autoridades por las mismas empresas Los resultados muestran aportes pequentildeos que no superan los 100 MPCD en al finalizar el antildeo 2022 La Graacutefica 5-5 muestra de manera desagregada los perfiles de produccioacuten de este escenario aclarando que algo maacutes del 80 de los nuevos voluacutemenes se encuentran localizados en la cuenca del valle Inferior del Magdalena
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta
Fuente Minminas 2013 y ANH
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural El escenario alto ademaacutes de considerar la totalidad de los voluacutemenes del escenario medio contiene el desarrollo de una oferta adicional viacutea una planta de regasificacioacuten cuya capacidad alcanza un volumen de 400 MPCD ver Graacutefica 5-6 La fecha de inclusioacuten de la planta de regasificacioacuten se registra a partir de 2016 teniendo en cuenta consideraciones regulatorias aun cuando el desequilibrio entre la oferta baja y la demanda media ocurre en el segundo trimestre de 2017
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua Pauto-Florentildea Apiay
Gibraltar V Medio V Superior Catatumbo Oferta Media
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Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten
Fuente Minminas 2013 ANH UPME
En el escenario se integra voluacutemenes que presentan cierto grado de incertidumbre con cantidades que son determinadas de manera estocaacutestica Por ello posteriormente se realizaraacute un anaacutelisis probabiliacutestico de la oferta que al final permitiraacuten evaluar la seguridad de suministro En este escenario nuevamente la Costa Atlaacutentica vuelve a ser la regioacuten con mayor aporte de gas natural lo que impone un uso distinto de la infraestructura de transporte Es importante resaltar que existe un escenario adicional o de sensibilidad para efectos de anaacutelisis que corresponde a las importaciones de gas en firme desde Venezuela en las que aplicaraacute precios regulados Guajira y sobre las cuales posiblemente haya que tomar en consideracioacuten el costo de oportunidad Igualmente vale decir que este escenario no se considera el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de este tipo de recursos y sin que el paiacutes encuentre su teacutecnica propia de explotacioacuten y normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento Compendiando ademaacutes de la reglamentacioacuten teacutecnica los costos son otra variable de gran representatividad y en particular los costos de investigacioacuten y desarrollo in situ necesarios para lograr la produccioacuten del recurso y los costos socio-ambientales que vienen de la mano con la extraccioacuten dificultan un desarrollo acelerado que haga viable incluir este tipo de recursos dentro de la oferta nacional con una certidumbre que por lo menos tenga un 50 de probabilidad de ocurrencia
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua
Pauto-Florentildea Apiay Gibraltar
V Medio V Superior Catatumbo
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53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural
531 Antecedentes En el presente acaacutepite se encuentra la maacutes reciente versioacuten de la proyeccioacuten de demanda de gas natural para los sectores domeacutestico industrial vehicular y termoeleacutectrico petrolero y petroquiacutemico realizada por la Unidad asiacute como la proyeccioacuten suministrada por otros agentes Se incluye los insumos maacutes actualizados disponibles como las series histoacutericas y la proyeccioacuten de poblacioacuten publicada por el DANE las series histoacutericas y proyecciones macroeconoacutemicas de entidades como el MHCP DNP y el Banco de la Repuacuteblica el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y Energiacutea y la informacioacuten disponible en el sistema informacioacuten de entidades como el Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural ndashCNO-Gas y la firma Concentra Hacia el mes de marzo de 2013 el paiacutes contaba con 68 millones de usuarios del servicio de gas natural de los cuales el 9814 correspondiacutea al sector residencial 180 al terciario y 006 a industriales A medida que la cobertura del servicio se extiende a maacutes municipios del paiacutes la tasa de expansioacuten de la misma se reduce debido a que en teacuterminos generales se incorporan cada vez poblaciones de menos habitantes de manera que en el antildeo 2012 la expansioacuten se da a una tasa anual de 74 informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-7
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes
Fuente Minminas Caacutelculos UPME Actualmente se estima que cerca de un 68 de los hogares colombianos ubicados en las cabeceras municipales cuenta con este servicio el cual es prestado por 28 empresas distribuidoras En el antildeo 2012 el consumo interno de gas natural fue en promedio 850
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Nuacutemero de usuarios Crecimiento Nuacutemero de Usuarios
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MPCD y se exportoacute adicionalmente a una media de 190 MPCD para un total de 1040 MPCD La distribucioacuten sectorial y la evolucioacuten del consumo se aprecia en la Graacutefica 5-8 la cual muestra un incremento progresivo del mismo destacaacutendose la generacioacuten de electricidad y el sector industrial los que representan de manera conjunta casi dos terceras partes del total interno
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural
Fuente Minminas Caacutelculos UPME
Tambieacuten es importante sentildealar los buenos resultados del consumo como combustible vehicular y para las residencias donde su mayor uso se da en la coccioacuten de alimentos y el calentamiento de agua aun cuando los progresos tecnoloacutegicos hoy permiten usos adicionales como secado y acondicionamiento de ambientes 532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico Con algo maacutes de 68 millones de usuarios en marzo de 2013 el consumo del sector domeacutestico sumaba 1699 MPCD de los cuales el 72 correspondiacutea a consumo residencial y el restante 38 se debiacutea a uso comercial La Graacutefica 5-9 registra el comportamiento del sector domeacutestico de manera regional Se destaca la regioacuten del Centro al constituirse en la de mayor consumo y la de mayor tasa de crecimiento en el periodo de anaacutelisis Le siguen en su orden Costa Atlaacutentica Suroeste y Noroeste
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Petrolero (ECP) Petroquiacutemico IndustrialDomeacutestico (Resid y Serv) Vehicular Generacioacuten EleacutectricaExportaciones
89
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural
Fuente UPME y MME Caacutelculos UPME
5321 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de la demanda de gas natural para el sector domeacutestico se basa en la estimacioacuten de la expansioacuten regional de la cobertura del servicio y del consumo especiacutefico de los usuarios El paiacutes se divide en siete regiones geograacuteficas seguacuten se especifica en la Tabla 5-4
Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Costa Atlaacutentica
Atlaacutentico
189 396
Boliacutevar
Coacuterdoba
La Guajira
Magdalena
Sucre
Noroeste Antioquia
115 61 Chocoacute
Noreste
Cesar
85 166 Norte de Santander
Santander
Centro
Boyacaacute
356 243
Casanare
Cundinamarca
Bogotaacute D C
Guaviare
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
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Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Meta
Tolima Grande
Caquetaacute
60 37 Huila
Tolima
CQR
Caldas
61 28 Quindiacuteo
Risaralda
Suroeste
Cauca
133 69 Valle del Cauca
Narintildeo
Putumayo
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012
Respecto al primer elemento se determina para cada regioacuten (seguacuten caracteriacutesticas propias) y antildeo de la proyeccioacuten una tasa de expansioacuten de la cobertura que depende inversamente del mismo nivel de cobertura logrado (Graacutefica 5-10) el valor miacutenimo de esta tasa corresponde al crecimiento de la poblacioacuten en cabeceras municipales de la regioacuten
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
Igualmente se tiene en cuenta que los usuarios residenciales y terciarios tienen diferentes tasas de crecimiento en cada regioacuten y que el crecimiento de los usuarios estaacute afectado por una reduccioacuten histoacuterica y previsible del nuacutemero de habitantes por hogar
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CostaAtlaacutentica
Noroeste Noreste Centro TolimaGrande
CQR Suroeste TotalNacional
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Se destaca la evolucioacuten de la Costa Atlaacutentica de la zona Centro y de la regioacuten CQR (Caldas Quindiacuteo Risaralda) por un crecimiento armoacutenico en los antildeos presentados en tanto que las zonas Noroeste y Suroeste auacuten cuenta con potencial importante para la ampliacioacuten de la cobertura Asiacute mismo en el agregado nacional es amplio el margen disponible para incrementar la cobertura aspecto que se viene procurando gracias a las diversas tecnologiacuteas hoy disponibles para llevar el gas natural a lugares remotos con precios asequibles
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
El consumo especiacutefico de los usuarios residenciales y comerciales o terciarios se calcula utilizando la relacioacuten entre el consumo sectorial y el nuacutemero de usuarios 5322 Resultados de la proyeccioacuten de demanda de gas natural sector domeacutestico Se definen tres escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector domeacutestico a partir de tres posibles metas de expansioacuten de la cobertura del servicio para el antildeo 2026 bull Escenario Alto 98 bull Escenario Medio 90 bull Escenario Bajo 83 Para estas condiciones en el escenario medio de proyeccioacuten se estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 33 pasando de 174 MPCD en el antildeo 2012 a 242 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento de 42 y 26 respectivamente
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Costa Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste Otros
Histoacuterico Proyectado
92
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico
Fuente UPME
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
93
A escala regional se preveacute que en las regiones donde es relativamente nueva la prestacioacuten del servicio de gas natural aumente la participacioacuten del consumo de gas natural domeacutestico respecto de aquellas con mayor tradicioacuten en el mismo La Graacutefica 5-13 registra la estimacioacuten de la demanda del sector domeacutestico de modo regional Asiacute la regioacuten de mayor participacioacuten al final del periodo seraacute Centro cuya participacioacuten relativa alcanza 412 seguida de Costa Atlaacutentica con 142 luego Suroeste que alcanza 119 y Noroeste con 113 Las regiones de menor participacioacuten son Noreste Tolima grande y CQR con 77 84 y 53 correspondientemente 533 Demanda de gas natural para el sector industrial
5331 Metodologiacutea Para determinar la demanda futura de gas natural industrial se utilizoacute un modelo analiacutetico en el moacutedulo BALANCE del programa ENPEP que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios industriales en relacioacuten a sus decisiones de usar gas natural u otro energeacutetico decisiones que dependen de los precios relativos de los energeacuteticos preferencias posibilidades tecnoloacutegicas costos operativos y de inversioacuten El resultado de este modelo es el consumo de los diferentes tipos de energeacuteticos en la industria dependiendo de los efectos de variables crecimiento de la economiacutea y la poblacioacuten para las cuales se determinan relaciones economeacutetricas con el consumo de combustibles en el sector transporte 5332 Referencia para el antildeo base e informacioacuten histoacuterica Para este anaacutelisis se ha reconstruido el consumo histoacuterico de gas natural y de los demaacutes energeacuteticos para uso industrial (carboacuten mineral dieacutesel fuel oil etc) a partir de informacioacuten disponible en los balances energeacuteticos de la UPME consumos reportados al CNOndashGas la firma Concentra y los trabajos sobre el tema realizados en la UPME de caracterizacioacuten del consumo de energiacutea de este sector 5333 Crecimiento econoacutemico Para el desarrollo de este ejercicio se tomaron las expectativas de crecimiento del PIB definido por el MHCP establecidos en febrero del presenta antildeo los cuales se presentan a continuacioacuten en la Graacutefica 5-14 Con tal informacioacuten se constituye el escenario medio y los demaacutes escenarios tienen un crecimiento anual de 1 maacutes y menos el crecimiento del escenario medio Para obtener el crecimiento del PIB regional se analiza la distribucioacuten que ha tenido el producto entre las regiones antes definidas durante las dos uacuteltimas deacutecadas determinaacutendose las tendencias de evolucioacuten histoacuterica que se aplican al horizonte de proyeccioacuten La determinacioacuten del escenario medio de crecimiento del producto nacional definido anteriormente presenta una distribucioacuten regional donde el periodo 1990-2012 corresponde a datos histoacutericos y entre los antildeos 2013-2026 constituye la proyeccioacuten la cual no presenta cambios significativos seguacuten se presenta en la Tabla 5-5
94
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia
Fuente MHCP y UPME Caacutelculos UPME
1990 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 136 146 147 148
Noroeste 73 83 85 87
Noreste 152 138 140 140
Centro 412 402 409 410
Tolima Grande 44 42 38 37
CQR 47 48 43 40
Suroeste 132 137 135 134
Otros 04 04 03 03
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Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio Fuente DANE
5334 Precios del gas natural para los usuarios El precio de gas natural para consumidores industriales es igual al precio en ldquoboca de pozordquo de gas natural maacutes un cargo por transporte y distribucioacuten A continuacioacuten en la Graacutefica 5-15 se presenta la proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles utilizados
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Crec Esc Alto Crec Esc Medio Crec Esc Bajo
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Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales
Fuente UPME
5335 Resultados de la proyeccioacuten de gas natural en el sector industrial A continuacioacuten la Graacutefica 5-16 muestra la estimacioacuten de demanda de gas natural para el sector industrial del escenario base o medio
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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Dicho escenario de proyeccioacuten estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 38 pasando de 2423 MPCD en el antildeo 2012 a 3538 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento que corresponden al 54 y 26 respectivamente A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el consumo de gas natural industrial se reduciriacutea mientras que en la demaacutes las demaacutes regiones se aumentaraacute siguiendo la tendencia histoacuterica Asiacute mismo la regioacuten Centro incrementa su participacioacuten lo mismo que Suroeste en tanto que Tolima Grande y CQR mantienen una participacioacuten similar ya que la tasa de crecimiento es vegetativa 534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 5341 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector vehicular se basa en la optimizacioacuten de miacutenimo costo de las necesidades energeacuteticas del sector transporte colombiano considerando tres posibles combustibles gasolina dieacutesel y GNV El modelo desagrega en usos y modosmedios el consumo del sector nacional considera los costos de inversioacuten y mantenimiento de estos asiacute como sus caracteriacutesticas operativas En el modelo tambieacuten permite incluir de manera indirecta las preferencias de los usuarios las cuales afectan significativamente las decisiones basadas en precio de los usuarios Se establecen tres escenarios de proyeccioacuten
Medio Poliacutetica de promocioacuten parcial del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 15 de eacuteste use GNV
Alto Poliacutetica de promocioacuten masiva del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 50 de eacuteste use GNV
Bajo Tendencial sin cambios de poliacutetica
Hasta hoy el paiacutes ha logrado una cifra de maacutes de 400 mil vehiacuteculos convertidos a gas natural No obstante la tasa de conversioacuten (incremento del parque) se ha venido reduciendo significativamente y estabilizado en una tasa de cerca de 10 anual tal como se puede apreciar en la Graacutefica 5-17 De acuerdo con estudios de caracterizacioacuten energeacutetica del sector transporte desarrollados por la entidad cerca de dos tercios del consumo de GNV son consumidos en el transporte de pasajeros urbanos en particular de servicio puacuteblico En segundo lugar el transporte de pasajeros colectivos urbanos da cuenta de cerca de casi una cuarta parte del consumo total (maacutes exactamente el 21) y el segmento de carga urbana representa aproximadamente el 9 Informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-18)
97
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento
Fuente MME
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte
Fuente UPME
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Pasajeros Colectivo Urbano Pasajeros Individual UrbanoCarga Urbana Pasajeros Colectivo InterurbanoPasajeros Individual Interurbano Carga Interurbana
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Una importante caracteriacutestica para proyectar el consumo energeacutetico del sector transporte y en particular de GNV es el parque automotor colombiano que se estima con una magnitud superior a los seis millones de vehiacuteculos circulando de los cuales aproximadamente 95 corresponden a vehiacuteculos de uso particular (automoacuteviles y motocicletas) y lo restante son vehiacuteculos de transporte colectivo de pasajeros y de carga (ver Graacutefica 5-19)
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo
Fuente UPME
Otra caracteriacutestica significativa para determinar la demanda energeacutetica del sector transporte es el consumo especiacutefico de los diferentes medios de transporte en relacioacuten al servicio que prestan de transporte de pasajeros o carga especificando que los sistemas de transporte colectivo y las motocicletas pueden movilizar por unidad de combustible mayor cantidad de pasajeros por unidad de distancia La proyeccioacuten de precios de los combustibles nacionales que se aplicoacute en la proyeccioacuten de demanda se basa en los precios internacionales previstos por la Agencia Internacional de Energiacutea -EIA para las proacuteximas deacutecadas ver Graacutefica 5-20 Con estos resultados se determina en el mediano plazo una leve reduccioacuten del precio para en largo plazo recuperar sus valores iniciales y superarlos significativamente La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE
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Automoviles Taxis Camperos Camionetas
Motocicletas Buses Busetas Microbuses
Camiones - Volquetas Tractocamiones
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Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles
Fuente DOE-EIA Caacutelculos propios
5342 Resultados En el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento de la demanda de gas natural para el sector vehicular de 38 promedio anual En el escenario alto y bajo se determinan tasas de crecimiento para el mismo periodo de 50 y 25 respectivamente (ver Graacutefica 5-21 y Tabla 5-6) A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica y la regioacuten Centro en el consumo de gas natural vehicular se reduciriacutea mientras en consecuencia las demaacutes regiones lo aumentariacutean siguiendo la tendencia histoacuterica La estimacioacuten regional indica que nuevamente la regioacuten Central muestra la mayor participacioacuten relativa al final del antildeo 2022 seguida de la regioacuten de la Costa Norte con 206 y CQR con 13 del total nacional Entre tanto las regiones de Suroeste y Noreste son la de menor participacioacuten al final del periodo de estimacioacuten
Regioacuten 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 512 241 206
Noroeste 59 91 99
Noreste 48 25 18
Centro 344 433 405
Tolima Grande 09 68 93
CQR 11 95 130
Suroeste 17 47 49
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Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV Fuente UPME
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Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular Escenario Medio
Fuente UPME
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico
5351 Metodologiacutea Para esta proyeccioacuten se tiene que el consumo de gas natural para el sector eleacutectrico tiene tres componentes i) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho por meacuterito
ii) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho fuera de meacuterito (por restricciones de
seguridad de la operacioacuten del SIN
iii) Consumo por arranques y paradas de los generadores teacutermicos
La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE 53511 Consumo por despacho ideal Para realizar la simulacioacuten del despacho ideal de la operacioacuten del SIN se tiene como criterio la operacioacuten de miacutenimo costo en el largo plazo y la satisfaccioacuten de unos miacutenimos criterios
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MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
101
de confiabilidad en el abastecimiento a los usuarios de energiacutea eleacutectrica lo cual se hace con el programa de computacioacuten SDDP (sigla de Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica) En este modelo las decisiones de operacioacuten de los generadores dependen de la demanda de energiacutea eleacutectrica a satisfacer de la disponibilidad de agua yo de combustibles para generacioacuten de los precios de los mismos de caracteriacutesticas teacutecnicas de los generadores etc Lo distintivo de la simulacioacuten del despacho ideal es que no se considera el sistema de transmisioacuten nacional de manera que se consideran todos los generadores y la demanda conectada a un uacutenico punto En la Graacutefica 5-22 se registra la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Fuente UPME
La base para la simulacioacuten de la operacioacuten futura del SIN son los escenarios de proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica publicados en marzo de 201313 al cual se suman y restan las exportaciones e importaciones de energiacutea eleacutectrica a Ecuador Venezuela y Panamaacute De lado de la oferta se define la capacidad de generacioacuten eleacutectrica futura en primer lugar de acuerdo con los proyectos previstos a entrar en los proacuteximos antildeos seguacuten el cronograma establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas en sus mecanismos de asignacioacuten para remuneracioacuten por cargo por confiabilidad En segundo lugar se consideran los proyectos de generacioacuten reportados a la UPME por los diferentes agentes que los promueven o desarrollan Ver grafica 5-23
13 Disponible en httpwwwsielgovcoInicioDemandaProyeccionesdeDemandatabid97Defaultaspx
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GW
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Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
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Fuente XM y UPME
Otro importante insumo es la proyeccioacuten de precios de gas natural y carboacuten mineral para los diferentes generadores teacutermicos Con la eventual ldquodes-regularizacioacutenrdquo del precio de los campos de produccioacuten de Guajira se preveacute que el precio interno se relacione en el largo plazo con el precio de comercializacioacuten internacional Henry Hub con el precio de gas en Europa y con el de Japoacuten Una vez que se tiene la energiacutea producida por cada uno de los generadores eleacutectricos a gas se procede a determinar el consumo correspondiente de gas natural en el tiempo aplicando en cada caso el consumo especiacutefico de combustible de cada una de las plantas obtenieacutendose la demanda de gas natural correspondiente al despacho ideal La Graacutefica 5-24 presenta el resultado de la simulacioacuten y se contrasta con los valores histoacutericos reportados por el operador del sistema mostraacutendose la capacidad que tiene el modelo de reproducir el comportamiento del sistema en su despacho ideal 53512 Consumo por restricciones La proyeccioacuten de la demanda de gas natural por generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito se basa en la proyeccioacuten de las necesidades de generacioacuten localizada para mantener la estabilidad y confiabilidad del SIN en los diferentes momentos del diacutea
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
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MW
Hidraacuteulica Teacutermica Hidraacuteulica MenoresCogeneracioacuten Pmaacutex Esc Alto Pmaacutex Esc MedioPmaacutex Esc Bajo
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Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en Colombia
Fuente XM y UPME
En el pasado aproximadamente dos terceras partes del consumo de gas natural del sector eleacutectrico se originan en la generacioacuten fuera de meacuterito (con el propoacutesito de conservar la estabilidad y confiabilidad del SIN) siendo la Costa Atlaacutentica el aacuterea donde aproximadamente se requiere 95 de eacutesta Lo restante corresponde al despacho ideal antes tratado (ver Graacutefica 5-24) De la simulacioacuten de la operacioacuten del Sistema Interconectado Nacional (ver Graacutefica 5-25) se establecen las necesidades de generacioacuten de seguridad (fuera de meacuterito) para garantizar la confiabilidad en la operacioacuten del mismo en condiciones de demanda maacutexima miacutenima y media durante el horizonte de proyeccioacuten A partir de lo anterior los consumos especiacuteficos de los generadores y la curva de carga propia de la demanda del sistema se de-finen los consumos anuales de gas natural correspondientes a la generacioacuten fuera de meacuterito la cual se presenta en la Tabla 5-7 En eacutesta es notable el progresivo incremento de las necesidades de generacioacuten eleacutectrica por restricciones hasta el antildeo 2018 antildeo en que se pone al servicio la liacutenea de transmisioacuten a 500 kV Cerromatoso ndash Chinuacute - Copey fortaleciendo la interconexioacuten de la Costa Atlaacutentico con el interior del paiacutes y reduciendo asiacute la generacioacuten fuera de meacuterito No obstante es evidente que los proyectos de infraestructura estaacuten sufriendo dilataciones por ciertas contravenciones a las exigencias de caraacutecter ambiental y social que estaacuten incrementando los costos de los proyectos y la demora en la entrada en operacioacuten
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MP
CD
SDDP (despacho ideal) XM (despacho ideal)
104
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al despacho ideal y real
Fuente UPME
Pot Maacutex
Restricc
[MW]
Pot Med Restricc
[MW]
Pot Min Restricc
[MW]
Pot Efect Restricc
[MW]
GN Restricc Esc Alto [GBTUD]
GN Restricc Esc Med [GBTUD]
GN Restricc Esc Bajo [GBTUD]
2012 651 369 80 3433 852 618 384
2013 767 458 117 4262 1057 767 477
2014 898 563 180 5236 1299 943 586
2015 1031 688 257 6401 1588 1152 716
2016 1182 818 450 7611 1888 137 852
2017 1275 985 500 9164 2274 165 1026
2018 1823 1408 715 1310 325 2358 1466
2019 450 348 176 3238 803 583 362
2020 576 467 256 4341 1077 781 486
2021 749 631 371 5874 1457 1057 657
2022 842 735 457 6836 1696 1231 765
2023 923 831 546 7734 1919 1392 865
2024 962 894 619 8322 2065 1498 931
2025 900 845 576 7861 195 1415 88
2026 906 850 579 790 1962 1433 885
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural Fuente UPME
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MP
CD
Consumo GN despacho ideal Consumo GN despacho real
105
53513 Consumo por arranques y paradas Del contraste entre el consumo de gas natural que se deduce de la generacioacuten termoeleacutectrica y el consumo de gas natural para el sector termoeleacutectrico reportado por los agentes distribuidores del mismo se determina la cantidad de este combustible que corresponde al consumo por arranques paradas y tiempos muertos de los generadores termoeleacutectricos La Graacutefica 5-26 evidencia como para los mayores consumos de gas natural que corresponden a altos niveles de utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector eleacutectrico
Fuente XM Agentes Caacutelculos propios
El consumo de gas natural por arranques y paradas tiende a ser miacutenimo (valor cercano a uno en el eje vertical) y de manera inversa como para bajos niveles de consumo y utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos debe consumirse 25 maacutes gas natural del que propiamente corresponde a generacioacuten eleacutectrica 5352 Resultados Como resultado final la Graacutefica 5-27 expone la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de las componentes antes descritas de la demanda de gas natural del sector eleacutectrico colombiano para el escenario medio De otra parte en la Graacutefica 5-29 se presentan los tres escenarios de proyeccioacuten que como antes se mencionoacute se originan en los tres escenarios de proyeccioacuten de la demanda de energiacutea eleacutectrica Para el escenario medio se tiene un crecimiento progresivo de la demanda para en el antildeo 2018 alcanzar los 325 MPCD para en el siguiente antildeo tras la entrada del nuevo circuito Cerromatoso-Chinuacute-Copey reducirse a 119 MPCD y seguidamente continuar aumentando
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Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus componentes
Fuente XM
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico
Fuente XM
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Despacho Ideal Fuera de Meacuterito Arranque y Parada
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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De otra parte la Graacutefica 5-28 presenta la distribucioacuten regional del consumo de gas natural del sector eleacutectrico en la cual se mantiene a futuro la mayor participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el total nacional
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico
Fuente UPME
Las demaacutes regiones no manifiestan por ahora cambios notorios o incrementos significativos que modifiquen la estructura actual Sin embargo en la medida en que se adelanten los anaacutelisis de confiabilidad y vulnerabilidad del sector eleacutectrico se tomaran las decisiones pertinentes que conlleven a garantizar la atencioacuten de la demanda 536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 5361 Metodologiacutea Ademaacutes de la los anteriores sectores se tiene que las refineriacuteas de Barrancabermeja y Cartagena y los campos de produccioacuten de petroacuteleo de los Llanos Orientales consumen una importante parte de la oferta nacional de gas natural La proyeccioacuten de esta demanda tiene como fuente principal a Ecopetrol que reporta sus expectativas de consumo de gas natural de acuerdo a sus planes de expansioacuten para las refineriacuteas y de produccioacuten de crudo Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo de gas natural de propio Ecopetrol (ver Graacutefica 5-30)
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Graacutefica 5-30 Escenarios de demanda de gas natural sector Petrolero
Fuente UPME
5362 Resultados Los resultados muestran que al final de la deacutecada el consumo total de Ecopetrol alcanzariacutea 385 MPCD en el escenario medio los cuales se distribuiriacutean de manera regional seguacuten lo presentado en la en la Graacutefica 5-31 En dicha graacutefica la demanda de la Costa Atlaacutentica corresponde a la Refineriacutea de Cartagena la de la regioacuten Noreste corresponde a la Refineriacutea de Barrancabermeja y la de la regioacuten Centro corresponde al consumo de los Llanos Orientales para propoacutesitos de produccioacuten de hidrocarburos y generacioacuten de electricidad
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio
Fuente ECOPETROL UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico La proyeccioacuten de demanda para el sector petroquiacutemico tiene como fuente los propios agentes En el escenario medio no se reportan expansiones o nuevos proyectos petroquiacutemicos que demanden mayores cantidades de gas por lo que la proyeccioacuten conserva los valores histoacutericos Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo para este sector Graacutefica 5-32
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio
Fuente UPME
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio
Fuente UPME
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Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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54 Demanda agregada nacional de gas natural Resultado de la adicioacuten de las proyecciones de demanda de gas natural de los sectores antes mencionados se tiene la demanda nacional Para el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 39 en los proacuteximos diez antildeos de manera que en el antildeo 2022 la demanda agregada de gas natural alcance una magnitud de 1180 MPCD En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de crecimiento promedio para los proacuteximos diez antildeos de 59 y 30 respectivamente
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural
Fuente UPME
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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Domeacutestico Industrial Vehicular Eleacutectrico Petrolero Petroquiacutemico
Histoacuterico Proyectado
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A escala sectorial es notable el incremento en la participacioacuten del sector eleacutectrico en la demanda de gas natural en razoacuten a la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de las refineriacuteas de Cartagena y Barrancabermeja y el aumento del consumo relativo a la produccioacuten de hidrocarburos en los Llanos Orientales a lo largo de la presente deacutecada En contraste con lo anterior el sector eleacutectrico reduce significativamente su consumo y participacioacuten al final de la presente deacutecada debido a la reduccioacuten de las restricciones eleacutectricas una vez esteacute en operacioacuten la liacutenea de transmisioacuten Cerromatoso - Chinuacute ndash Copey A escala regional no se preveacuten grandes cambios en la participacioacuten de las regiones en el consumo nacional de gas natural Es notable el aumento del consumo en la regioacuten noreste en razoacuten de la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de la Refineriacutea de Barrancabermeja en la presente deacutecada tal como se registra en la Graacutefica 5-36
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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6 Balance de gas natural
61 Balance de oferta y demanda Luego de considerar las alternativas de suministro de gas natural estimadas para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo con las cuales se atenderaacute la demanda futura se contrastaron con los distintos escenarios de demanda estimados por UPME tal como se describen en el capiacutetulo 5 Se efectuaron los correspondientes balances con una resolucioacuten mensual a fin de establecer con detalle los periodos en los cuales podriacutean presentarse superaacutevit o deacuteficits de gas natural a nivel nacional
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total14
Fuente UPME
Son diversas las hipoacutetesis que se pueden presentar en razoacuten a la falta de certeza respecto a los perfiles de produccioacuten de los distintos campos y de que efectivamente el consumo futuro se comporte como las previsiones definidas por ello el anaacutelisis sobrepasa el escenario considerado por la regulacioacuten para efectos de definir el mecanismo de comercializacioacuten en el mercado primario el cual corresponde al de oferta baja o declaracioacuten de produccioacuten y el bajo de demanda Cabe decir que mediante la teacutecnica de escenarios y con el propoacutesito de buscar una amplia gama de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y
14 Oferta baja produccioacuten de reservas probadas Oferta media produccioacuten de reservas probadas probables y posibles Oferta alta produccioacuten de reservas probadas probables y posibles maacutes 400 MPCD de gas importado (planta de regasificacioacuten de Cartagena que entrariacutea en operacioacuten a maacutes tardar en enero de 2016)
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Demanda Baja Demanda Base Demanda Alta
113
largo plazo se consideraron escenarios alternativos de oferta y demanda y en virtud de los observaciones realizadas el periacuteodo que se observa criacutetico o de crisis es eventualmente el del proacuteximo quinquenio - en tanto se espera incorporar nuevas reservas despueacutes de 2015- y ello uacutenicamente en caso de que las hipoacutetesis de oferta interna no llegaran a cumplirse y las de demanda fuesen las correspondientes a los escenarios maacutes exigentes Aun asiacute es posible que se produzca durante el lapso 2014-2016 alguna escasez de suministro de presentarse bajo aporte hidraacuteulico que obligue un mayor uso de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural Seguacuten los anaacutelisis efectuados se presentan tres casos tipificados respecto al balance oferta y demanda de gas Escenario no criacutetico La oferta nacional cubre el 100 de la demanda en el corto plazo (oferta baja - demanda baja) lo que supone que no se requiere la entrada de la planta de regasificacioacuten y se mantiene la produccioacuten de los campos seguacuten lo planificado por cada uno de los productores En tal caso no existe deacuteficit y el plazo para incorporar nuevas reservas es prolongado ya que la oferta interna alcanzariacutea a cubrir la demanda proyectada hasta 2020 y los nuevos desarrollos (escenario base de incorporacioacuten de reservas presentado en el capiacutetulo 5) le dariacutean holgura hasta maacutes allaacute del antildeo 2025 con posibilidad de incrementar los voluacutemenes de exportacioacuten viacutea tecnologiacutea de licuefaccioacuten A partir de alliacute es necesario que se incremente la oferta interna pero el horizonte de tiempo y los programas de exploracioacuten seguacuten las perspectivas de la ANH tendriacutean mayor probabilidad de cumplirse En este escenario la oferta nacional podriacutea cubrir el 100 de la demanda proyectada Escenario criacutetico En este caso se analizan las mejores perspectivas de cada campo y se incluye la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD ya en marcha para atender las inflexibilidades que genera el sector eleacutectrico ocasionadas por la necesidad de generacioacuten de seguridad o fuera de meacuterito (oferta alta ndash demanda alta) Como se observa en la graacutefica 6-1 el escenario alto de demanda presenta un maacuteximo en el 2018 de cerca de 1650 MPCD y un posible desequilibrio durante praacutecticamente todo ese antildeo el cual seriacutea necesario resolver pagando el costo correspondiente de disponer tanto del gas como la electricidad requerida por la demanda Escenario realista En esta tercera opcioacuten se consideroacute una oferta con alto grado de incertidumbre acerca de la prospectiva de los campos o de otro tipo de limitaciones como el desarrollo de las reservas probables y posibles que podriacutean restringir la oferta nacional de gas natural pero complementada con los voluacutemenes de gas importado que aportariacutea la planta de regasificacioacuten y por el lado de la demanda se consideroacute el escenario medio (declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y demanda media) En este caso se requeririacutea de un sistema complementario de oferta a partir del antildeo 2021 para garantizar el abastecimiento nacional de gas Como se puede apreciar los tres escenarios plantean soluciones disiacutemiles para fortalecer el abastecimiento razoacuten por la cual se hace necesario evaluar el conjunto de alternativas de abastecimiento disponibles sus costos aproximados sus ventajas y desventajas y los riesgos que cada opcioacuten ofrece Seguacuten los resultados del escenario normativo en enero de 2018 se cruzariacutea la oferta de gas natural baja con el escenario de demanda bajo dando sentildeales de alerta En tanto las
114
demandas proyectadas no incluyen las exportaciones a Venezuela esta holgura a corto plazo podriacutea indicar posibilidades de continuar exportando siempre y cuando el mercado de Venezuela requiera de ese gas y los escenarios de oferta logren concretarse Sin embargo en caso que el escenario de oferta llegara a ser el bajo las crisis se presentariacutean desde 2017 para el escenario medio de demanda y en diciembre de 2015 para el caso de demanda alta Pero en caso de continuar exportando a Venezuela y frente a un escenario alto de demanda los problemas se presentariacutean auacuten en el caso de los escenarios de oferta maacutes favorables Fenoacutemenos como El Nintildeo hacen que se piense en alternativas de tipo teacutermico para generacioacuten de electricidad de modo que se pueda suplir el recurso hiacutedrico cuando ocurren estas condiciones climaacuteticas que reducen los caudales de los riacuteos La demanda de gas del sector termoeleacutectrico en estos casos podriacutea afectar draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Adicionalmente se tiene el mercado industrial en donde la demanda de gas presenta un considerable elemento aleatorio lo que genera incertidumbres en los modelos de prediccioacuten El comportamiento de la oferta o la demanda de gas estaacute sujeto a importantes indeterminaciones lo cual implica desviaciones considerables en los paraacutemetros que surgen de un modelo determiniacutestico Este resultado se puede ver tanto en la demanda como en la oferta y por tanto se debe optar por medir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de modo que el anaacutelisis del comportamiento del gas pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros El enfoque probabiliacutestico considera para cada variable incierta y relevante una distribucioacuten de probabilidades de ocurrencia Ello implica considerar los paraacutemetros de oferta y demanda de cada escenario como incierto y determinar bajo un grado de probabilidad cuaacutel seriacutea la magnitud del balance oferta-demanda en un periacuteodo determinado Aun cuando la gama de resultados puede resultar amplia el enfoque permite una discusioacuten abierta de la problemaacutetica de forma tal de contribuir a la seleccioacuten de la opcioacuten maacutes conveniente
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda Teniendo en cuenta las incertidumbres que se presenta tanto en la oferta como la demanda se requiere una caracterizacioacuten apropiada de cada una de estas variables al igual que se debe tener en cuenta las limitaciones de capacidad de gasoductos lo que puede ocasionar un incremento de los voluacutemenes de gas no suministrado ademaacutes de la simple diferencia entre oferta y demanda replanteando el dimensionamiento de posibles esquemas complementarios de suministro (importacioacuten viacutea gasoducto o planta de regasificacioacuten) En tal sentido se realizoacute un anaacutelisis estocaacutestico del comportamiento de la demanda y la oferta de gas cuyo resultado es la determinacioacuten de densidades de probabilidad de cada una de las variables partiendo de las series originales suministradas por CONCENTRA complementadas con informacioacuten de los agentes Adicionalmente los fenoacutemenos de oferta y demanda se consideraron independientes pues no existe correlacioacuten evidente entre los sectores que consumen el gas natural y las reservas
115
existentes y finalmente el objetivo central es determinar el grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales La porcioacuten estocaacutestica del plan indicativo de abastecimiento de gas natural se presenta a continuacioacuten primero se explican los desarrollos teoacutericos para la caracterizacioacuten de la demanda de gas natural y se presenta como resultado las funciones de probabilidad de dicha demanda Segundo se realiza un desarrollo paralelo para la oferta de gas natural En tercer lugar se contrasta la demanda y la oferta para determinar el valor esperado del deacuteficit o superaacutevit 621 Marco teoacuterico de la demanda de gas Para el anaacutelisis estocaacutestico de la demanda de gas se partioacute de la hipoacutetesis de que cada serie (cada uno de los escenarios propuestos) pueden descomponerse en su parte determiniacutestica y estocaacutestica las cuales pueden ser detectadas y separadas mediante un anaacutelisis espectral El procedimiento utilizado consistioacute en detectar la posible presencia de ruido blanco gaussiano medir su varianza y asiacute determinar la funcioacuten de probabilidad a la que corresponde Para la determinacioacuten del ruido se efectuoacute el anaacutelisis espectral de Fourier en el que a la sentildeal de demanda se le toma la FFT (Transformada raacutepida de Fourier) Esto es si se tiene una serie de demanda dada por xn eacutesta se puede descomponer en componentes complejas Xk relacionadas por la siguiente ecuacioacuten
1
0
2exp
N
n
nk nkN
jxX
(6-1)
En la ecuacioacuten (1) N representa la longitud de la serie De la misma forma se puede recuperar la sentildeal original conociendo sus componentes espectrales mediante la siguiente relacioacuten
1
0
2exp
1 N
k
kn nkN
jX
Nx
(6-2)
De estas dos ecuaciones se deben resaltar las siguientes propiedades Las componentes espectrales Xk son esencialmente complejas
Si la serie xn presenta ruido blanco esta dejaraacute una firma consistente en una
distribucioacuten circular alrededor del origen del plano complejo en el dominio de las Xk
Debido a que las fuertes oscilaciones pueden afectar el reconocimiento de dicha firma soacutelo se decidioacute trabajar con el escenario medio de demanda por las siguientes consideraciones
116
Todos los escenarios estaacuten afectados bajo el mismo tipo de ruido
Los escenarios bajo y alto presentan picos debido al comportamiento de la demanda
en el sector eleacutectrico Dichos cambios afectan el reconocimiento de la firma de ruido
El escenario medio es el maacutes confiable para determinar el nivel de ruido de la sentildeal
de demanda
Para el anaacutelisis espectral se tomoacute la serie correspondiente al escenario medio y sus resultados se muestran en la Graacutefica 6-2 Cada componente Xk se ha ubicado en el plano complejo tomando su parte real e imaginaria como sus coordenadas
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo
Fuente UPME
El procedimiento que se utilizoacute fue el de tomar la desviacioacuten estaacutendar de las componentes
espectrales de la siguiente forma
07230exp
2
2
r
X k
(6-3)
Donde r representa la desviacioacuten estaacutendar de los coeficientes espectrales y corresponde al valor de 1041 MPCD r fue calculado como
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Firma de ruido
Componente de sentildeal
kX
117
(6-4)
La cual representa una desviacioacuten estaacutendar de una serie compleja Debido al gran valor de
este fue omitido en el caacutelculo Los valores que se encuentran por debajo del umbral de (6-3) corresponden a distancias que se encuentran a 147 veces la desviacioacuten estaacutendar Lo anterior significa que es soacutelo 723 creiacuteble que dichas componentes configuren el ruido En la Graacutefica 6-3 se muestra coacutemo opera dicho procedimiento de filtraje
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido
Fuente UPME
Los iacutendices de frecuencia (k) que configuran la sentildeal son entonces reducidos y corresponden cerca del 10 de toda la muestra de coeficientes Estos iacutendices son (3119) (2120) (5117) (4118) (7115) y (21101) 622 Resultados de la demanda Se realizoacute el proceso de reconstruccioacuten de la sentildeal mediante la ecuacioacuten (6-2) utilizando solo las componentes asociadas a la sentildeal Posteriormente se tomoacute la diferencia entre la sentildeal reconstruida y la sentildeal original y se comparoacute con la correspondiente a ruido blanco gaussiano observaacutendose una alta concordancia excepto en el antildeo 2018 (intervalo de meses de 60 a 80 diciembre de 2017 a agosto de 2019) donde se preveacute un aumento de la demanda que se aleja del comportamiento normal
1
1
21
11
1
2
1 N
k
N
m
mk XN
XN
r
0X
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Componente de sentildeal
Componente de ruido
118
En la Graacutefica 6-4 se comparan la serie original (escenario medio de demanda) y la serie sin ruido recuperada mediante el proceso de filtrado mostrado en la ecuacioacuten (6-3) La diferencia es la sentildeal de ruido que le aporta la incertidumbre a la demanda
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma
Fuente UPME
Para construir la densidad de probabilidad se siguioacute el meacutetodo de Monte-Carlo en donde a la serie original bien sea de escenario bajo medio o alto se le agrega un ruido blanco con media nula y con la desviacioacuten estaacutendar calculada con en el procedimiento anteriormente descrito El mismo tipo de ruido fue utilizado en todos los escenarios pues las hipoacutetesis que hacen diferentes a cada uno de eacutestos son de naturaleza determiniacutestica y no corresponden al componente de ruido observado en las series A continuacioacuten se presentan los histogramas correspondientes para cada tipo de escenario Se observa que a partir de 1000 simulaciones los histogramas comienzan a presentar convergencia de modo que se tiene alta certidumbre sobre las probabilidades calculadas En las siguientes graacuteficas (Graacutefica 6-5 Graacutefica 6-6 y Graacutefica 6-7) se presentan las funciones de probabilidad de los escenarios bajo medio y alto de demanda de gas
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Serie Original Serie sin ruido
119
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda
Fuente UPME
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda
Fuente UPME
120
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda
Fuente UPME
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda Se desarrolloacute un procedimiento estocaacutestico para determinar la distribucioacuten de probabilidad de la demanda de gas natural basado en la deteccioacuten del ruido presente en la serie de demanda estimada El proceso de extraccioacuten de ruido blanco consistioacute en un anaacutelisis de sus componentes espectrales utilizando la transformada discreta de Fourier Se extrajo la componente de sentildeal combinando los coeficientes de Fourier que tiene elevada magnitud y por tanto no son probablemente ruido mediante un procedimiento de verosimilitud Al comparar la sentildeal generada por el resto de coeficientes se observa gran concordancia con una sentildeal correspondiente a ruido blanco gaussiano que presenta bajos coeficientes de correlacioacuten ante rezagos de la misma Finalmente se realizoacute un procedimiento de generacioacuten de ruido aleatorio con la varianza obtenida de los coeficientes de ruido y se adelantaron simulaciones de Monte-Carlo para generar histogramas que permitieron estimar la funcioacuten de densidad de probabilidad de cada uno de los escenarios de demanda Por no contar con la probabilidad de ocurrencia de cada escenario los resultados se presentan por separado 624 Marco teoacuterico de la oferta de gas En el caso de la oferta a diferencia de la demanda no se tiene un comportamiento de ruido blanco sino que los escenarios de oferta son definidos en funcioacuten del tipo de reservas las cuales son definidas a nivel internacional y la ANH acogioacute tales conceptos
121
De esta forma se analizan tres escenarios de oferta construidos a partir de los diferentes tipos de reservas 1 reservas probadas 2 reservas probadas y probables y 3 reservas probadas probables y posibles Una hipoacutetesis que se debe agregar al modelo de oferta es la relacionada con disponibilidades de cada uno de los tipos de reservas (probadas probables y posibles) que son independientes entre siacute pues cada uno de estos recursos considerados son diferentes Dicho en otras palabras la disponibilidad de las reservas probadas es independiente de la disponibilidad de las reservas probables y posibles a su vez la disponibilidad de las reservas probables es independiente de la disponibilidad de las reservas posibles Por otra parte seguacuten estaacutendares internacionales y criterios adoptados por la ANH como se mencionoacute anteriormente se tiene que
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten baja con una probabilidad del
90 Esta probabilidad se ha denominado PB
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten media con una probabilidad del
50 Esta probabilidad se designoacute PM
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten alta con una probabilidad del
10 Esta probabilidad corresponde a PA
En la graacutefica 6-8 se puede apreciar la oferta por tipo de reserva donde se indica que el perfil de produccioacuten asociada a las reservas probadas supera ampliamente el perfil de produccioacuten de los otros dos tipos de reservas
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas
Fuente ANH y UPME
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
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3
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-14
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-1
4
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-1
5
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15
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-1
5
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-1
6
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-1
6
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-1
7
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-1
7
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-1
8
jun
-1
8
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8
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-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Reservas probadas Reservas probables + posibles
122
Partiendo de las siguientes convenciones se estimoacute la probabilidad de cada uno de los escenarios propuestos
iR Se dispone de la reserva i
iR No se dispone de la reserva i
1i Reservas probadas
2i Reservas probables
3i Reservas posibles
iS Sentildeal de oferta por reserva i
En primera instancia dado que la oferta por las reservas probadas (R1) corresponde a la estimacioacuten baja en otras palabras a los niveles de produccioacuten declarados por los operadores de los campos y que permitiraacuten abastecer la demanda la probabilidad que esta ocurra seguacuten los estaacutendares adoptados seriacutea
90)( 1 BPRP (6-5)
En el caso de la estimacioacuten media (reservas probadas y probables) el escenario entonces estaacute constituido por
50)()()( 32132121 MPRRRPRRRPRRP (6-6)
En el caso del escenario de estimacioacuten alta (reservas probadas probables y posibles) solo se iguala cuando se dispone de los tres tipos de recursos De esta forma se obtiene
10)( 321 APRRRP (6-7)
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural La tabla 6-1 corresponde a una ldquotabla de verdadrdquo (tabla de posibilidades) que muestra los escenarios posibles de oferta cada uno con su probabilidad y su correspondiente sentildeal de oferta Es necesario recordar como se mencionoacute con anterioridad que reservas de tipos diferentes son independientes entre siacute
Escenario Probabilidad Sentildeal de oferta
321 RRRAP )(3 ts
321 RRRAM PP )(2 ts
123
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas
Dado que
119875119860 = 01 119875119872 = 05 (6-8)
119875119861 = 09 Las probabilidades de la tabla de verdad son
Escenario Probabilidad
01
04
008
032
0011111
0044444
00088889
0035556
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas Cumpliendo criterios ANH
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
0
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1 )()()( 213 tststs
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11 )(1 ts
321 RRRB
AB
P
PP )1( )()( 13 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 1)1( )()( 12 tsts
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1)1( )()( 23 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11)1(
124
Con la informacioacuten previa se calcularon los histogramas correspondientes a la funcioacuten de oferta en donde a partir de la probabilidad correspondiente se genera una sentildeal de oferta completa correspondiente a la columna 3 de la Tabla 6-1
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural
Fuente UPME
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta A diferencia de la demanda la oferta no sigue una sentildeal estocaacutestica sino determiniacutestica pero al tener incertidumbres sobre la disponibilidad de los distintos tipos de reservas de gas natural la oferta adquiere una naturaleza estocaacutestica De esta forma tres tipos de escenarios han sido incluidos en el anaacutelisis dependiendo de la disponibilidad de las mismas y se ha generado una densidad de probabilidad incondicional gracias a los estaacutendares de probabilidad empleados por expertos internacionales y que la ANH acoge
63 Marco teoacuterico del balance Al realizar el balance de oferta y demanda se determinan los excedentes o deacuteficits que se presentaran a futuro como consecuencia del crecimiento de la demanda y de la loacutegica declinacioacuten de la produccioacuten interna situacioacuten que puede complicarse si existen limitaciones en la infraestructura de transporte como lo muestra en la siguiente ecuacioacuten
125
ji
jiijji LDSPE
)( (6-9)
La funcioacuten Lij corresponde al desabastecimiento generado por limitaciones de capacidad de infraestructura de transporte lo que lleva a considerar alternativas de expansioacuten de la misma Sin embargo en este primer anaacutelisis se muestra el razonamiento estocaacutestico del superaacutevit (oferta menos demanda) sin tener en cuenta las limitaciones de transporte 631 Resultados del balance Partiendo de la ecuacioacuten 6-9 se realizaron los caacutelculos cuyos resultados presentan los valores esperados del balance (Graacutefica 6-10) teniendo en cuenta el uacutenico escenario estocaacutestico de oferta y los tres escenarios de demanda (alto medio y bajo) Es necesario sentildealar que a la oferta nacional contenida en la Graacutefica 6-8 se le adicionaron 400 MPCD provenientes de una planta de regasificacioacuten localizada en Cartagena de acuerdo con lo definido recientemente para las generaciones de electricidad de seguridad fuera de meacuterito A la oferta de este gas natural importado se le asignoacute una probabilidad del 100 teniendo en cuenta que el proyecto ya fue aprobado
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda
Fuente UPME
Sin embargo cabe anotar que como todo proyecto su ejecucioacuten es susceptible de presentar inconvenientes y que ya en operacioacuten tambieacuten pueden ocurrir otro tipo de
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Esc bajo Esc medio Esc alto
126
factores (comerciales contractuales o normativos) que podriacutean afectar la disponibilidad real de este gas Los resultados indican que solo con el escenario de demanda alta se podriacutean presentar deacuteficits en el corto plazo lo cual sugiere un periodo criacutetico por el margen de maniobra para tomar acciones correctivas Adicionalmente la oferta nacional y la planta de regasificacioacuten permitiriacutean asegurar el abastecimiento aproximadamente hasta el antildeo 2021 en caso que la demanda de gas del paiacutes se comporte seguacuten lo previsto en los escenarios medio y bajo En caso de ocurrir un escenario alto de demanda la seguridad del abastecimiento estariacutea en riesgo desde el antildeo 2014 En este anaacutelisis igualmente se comparoacute el escenario estocaacutestico (oferta estocaacutestica y escenario estocaacutestico medio de demanda) con 9 escenarios determiniacutesticos correspondientes a la combinatoria de todos los escenarios de oferta y demanda presentados en la Graacutefica 6-11 Esto es
Bajo de demanda y bajo de oferta
Bajo de demanda y medio de oferta
Bajo de demanda y alto de oferta
Medio de demanda y bajo de oferta
Medio de demanda y medio de oferta
Medio de demanda y alto de oferta
Alto de demanda y bajo de oferta
Alto de demanda y medio de oferta
Alto de demanda y alto de oferta
Medio demanda y oferta estocaacutestica (maacutes planta de regasificacioacuten)
La Graacutefica 6-11 muestra el resultados de todos los escenarios considerados deduciendo que de no contar con la planta de regasificacioacuten auacuten en caso que la demanda se comporte seguacuten lo proyectado para el escenario bajo la seguridad del abastecimiento se perderiacutea a partir del antildeo 2018 y en el peor de los casos para un escenario de demanda alto esto podriacutea suceder a partir de 2015 En este orden de ideas la recomendacioacuten concreta seriacutea que con el fin de asegurar el abastecimiento de gas natural en el paiacutes y previendo escenarios de demanda alta lo maacutes favorable es contar con la planta de regasificacioacuten en Cartagena lo maacutes pronto posible Ademaacutes al introducir una fuente adicional de suministro no solo se solucionariacutean posibles problemas de desabastecimiento futuros sino que se aumentariacutea la confiabilidad del sistema en general ya que en la actualidad la oferta depende principalmente de la produccioacuten de los campos de Guajira y Cusiana-Cupiagua
127
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances
Fuente UPME Las estadiacutesticas estaacuten en valor esperado
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance El anaacutelisis estocaacutestico presenta superaacutevit y deacuteficit en los tres escenarios de demanda cada uno a su vez con comportamiento estocaacutestico El procedimiento seguido en el caso de la demanda fue el de extraer su ruido basado en un anaacutelisis espectral y en el de oferta se basoacute en unir los escenarios de reservas probadas probables y posibles de acuerdo a las probabilidades establecidas por la ANH para la oferta Adicionalmente se incluyoacute con una certidumbre de 100 la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD (a partir de enero de 2016) Sobre la base del conjunto de escenarios considerados existe una fuerte incertidumbre respecto tanto a la oferta futura de gas como a los niveles de demanda Estos han sido cuantificados a traveacutes de combinatorias de escenarios los que indican bajo queacute supuestos podriacutea producirse un deacuteficit de gas y de queacute magnitud seriacutea el mismo tal como lo presenta la Graacutefica 6-11 La introduccioacuten de escenarios criacuteticos medios frente a escenarios que incorporan potenciales de produccioacuten mayor muestran resultados diferentes respecto a la magnitud de las crisis de desabastecimiento y su posible ocurrencia en el tiempo De todos modos salvo en los casos maacutes favorables surgen deacuteficit del orden de 200 MPCD en los escenarios no criacuteticos desde 2020 y del orden de 500 MPCD promedios a partir de 2022 en los escenarios criacuteticos
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Superaacutevit Dem medio Of bajo Superaacutevit Dem bajo Of bajoSuperaacutevit Dem alto Of bajo Superaacutevit Dem medio Of medioSuperaacutevit Dem bajo Of medio Superaacutevit Dem alto Of medioSuperaacutevit Dem medio Of alto Superaacutevit Dem bajo Of altoSuperaacutevit Dem alto Of alto Superaacutevit Estocaacutestico
128
Considerando los resultados obtenidos con el valor esperado del desabastecimiento presentado en la misma Graacutefica 6-11 el escenario estocaacutestico de oferta comparado con el escenario medio de demanda se tiene un deacuteficit a partir del antildeo 2021 A los fines de este trabajo de planificacioacuten indicativa y considerando la informacioacuten disponible se estima ademaacutes de la planta de regasificacioacuten contenida en los anaacutelisis de oferta que se requiere un esquema suplementario adicional del orden de 200 MPCD que cubra los deacuteficit presentados entre 2021 y 2023 bajo las condiciones de los escenarios ensayados
129
7 Confiabilidad Un aspecto importante a considerar dentro del plan de abastecimiento de gas es la confiabilidad del sistema de transporte Debido a que el sistema es radial es probable que se presenten fallas ocasionando que el sistema no sea capaz de suministrar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse desatendiendo demanda en ciertos nodos la cual se puede presentar ya sea por dantildeos o entrada en mantenimiento de alguno de sus componentes (compresores ductos etc) o por incremento repentino de la demanda que supere la capacidad del sistema Para efectos del presente documento la confiabilidad seraacute analizada en funcioacuten de la probabilidad de encontrar cada elemento del sistema de transporte fuera de servicio y el desabastecimiento que pueda ocasionar dichas interrupciones pues parte de la problemaacutetica de abastecimiento estaacute asociado a cuestiones de confiabilidad Dicho en otras palabras las imperfecciones que pueda tener el sistema de gas natural repercuten en demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento lo cual debe ser minimizado Por supuesto existen otros factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten Para ello se evaluoacute la influencia de la confiabilidad del sistema de transporte en el desabastecimiento de gas buscando esencialmente medir su impacto y estimar el costo del mismo con el fin de proponer medidas correctivas oacuteptimas que impliquen bien sea un aumento de la capacidad de suministro transporte o almacenamiento u otro tipo de alternativas que coadyuven a disminuir tales fallas Al realizar un diagnoacutestico al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural se identifican las siguientes vulnerabilidades
Sistema radial
Poca capacidad disponible primaria en los principales gasoductos
Alta concentracioacuten del suministro
Inestabilidad del terreno (zonas de riesgo geoloacutegico)
El sistema nacional de transporte de gas se caracteriza por la creciente saturacioacuten configuracioacuten radial (no mallada) inflexibilidad (sin tolerancia sin almacenamiento) y vulnerabilidad Superar estos problemas implica rehabilitar renovar expandir sanear y mantener integralmente esta infraestructura En el caso de sistemas radiales las fallas en los componentes de la red troncal necesariamente provocaraacuten dificultades de abastecimiento cuya gravedad dependeraacute del tiempo de duracioacuten y del tiempo de reparacioacuten de la misma Ahora bien el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten tergiversada y a decisiones que pueden implicar una sobreinversioacuten La confiabilidad del sistema de transporte de gas natural depende de la historia de interrupciones sufridas por los elementos de la red debido principalmente a eventos de dos tipos el primero de fuerza mayor que corresponde a fallas que no se tienen previstas y
130
que por tanto no se ha hecho un planeamiento de la misma y el segundo considerado como eventos planeados donde las fallas han sido programadas debido a que se tienen que realizar trabajos diversos en la red asociados principalmente a mantenimiento El siguiente anaacutelisis pretende estimar la confiabilidad del actual sistema de transporte y del proyectado el cual estaraacute determinado por nuevos hallazgos o fuentes de suministro adicionales o por ampliaciones de la infraestructura de transporte en el horizonte de estudio Para el caacutelculo de la confiabilidad se requirioacute de la determinacioacuten de iacutendices probabiliacutesticas de fallas en el sistema a partir de informacioacuten histoacuterica de las mismas sus causas y del tiempo de duracioacuten de cada una de ellas A continuacioacuten se describe la metodologiacutea empleada para la estimacioacuten de la confiabilidad Partiendo de la tasa reportada de fallas se buscoacute ajustar los periodos de funcionamiento (instantes donde el sistema no presenta fallas) a procesos estocaacutesticos de Bernoulli y Poisson En el proceso de Bernoulli la probabilidad de ocurrencia de r fallas en n unidades de tiempo depende de la resolucioacuten (antildeos meses diacuteas) y viene dada por la siguiente ecuacioacuten
rnr
n pprnr
nrP
)1(
)(
)(
(7-1)
Donde p representa la probabilidad de tener una falla en dicho periodo Para tal efecto se determinoacute la tasa de falla obtenida con los valores histoacutericos de las estadiacutesticas disponibles De la ecuacioacuten (7-1) puede deducirse la probabilidad de tener n unidades de tiempo en donde se caracteriza la distribucioacuten del servicio es decir antes de la ocurrencia de la primera falla la cual viene dada por
1
)1(
n
n ppQ (7-2)
Asiacute de las series de reporte de interrupciones se obtiene la distribucioacuten de n Una forma de determinarla es por ajuste de momentos en donde coincide la media y la varianza de n y la media viene dada por la siguiente relacioacuten
p
nE1
)(
(7-3) La varianza por su parte se estima mediante la siguiente foacutermula
2
1)(
p
pnVar
(7-4) Mediante el proceso de Poisson (enfoque continuo maacutes realista donde n tiende a infinito) se calculoacute la desviacioacuten estaacutendar de los periodos de continuidad del servicio Conociendo
131
la tasa promedio de fallas por mes ( ) la probabilidad de falla en el mes se determina con
la siguiente ecuacioacuten
eP 1 (7-5)
Para calcular la probabilidad de que un elemento del sistema bien sea un ducto o una estacioacuten esteacuten fuera de servicio se utilizoacute una cadena de Markov de dos estados de manera que la probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio estaacute dada por
TOTAL
OFF
OFFT
T
TE
TEP
)(1
)(
(7-6)
Donde
OFFP es la probabilidad de encontrar un elemento fuera de servicio
es la tasa de fallas
)(TE es el tiempo esperado de las reparaciones
OFFT Tiempo de la serie que el tubo estaacute fuera de servicio
TOTALT Tiempo total de la serie
Usualmente 1)( TE (es decir el tiempo de servicio el tiempo entre fallas es mucho
mayor al tiempo fuera de servicio) por lo que las probabilidades de estar fuera de servicio son usualmente bajas Seguacuten los datos histoacutericos utilizados los eventos de fuerza mayor se ajustan a un proceso de Poisson tal como se presenta en la Graacutefica 7-1 Por tanto al aplicar la ecuacioacuten (7-5) resulta que la probabilidad de falla de todo el sistema de transporte (por eventos de fuerza mayor) durante un mes es del 60 Lo anterior dado que todo el sistema tiene una tasa de fallas por eventos de fuerza mayor de 091 al mes Para el caso de los eventos programados no se obtiene una relacioacuten de un proceso de Poisson natural La distribucioacuten se debe maacutes a que determinado nuacutemero de eventos se programan en los diferentes meses tenieacutendose un proceso que cuenta con un nuacutemero predeterminado de interrupciones dado y que cada nuacutemero de interrupciones tiene asociada una funcioacuten de probabilidad El proceso de eventos programados se muestra a continuacioacuten en la Graacutefica 7-2 y su probabilidad de falla es del 85 al aplicar la ecuacioacuten (7-5) Claro estaacute que el proceso no debe considerarse completamente de Poisson porque se trata de eventos programados que no siguen una distribucioacuten sin memoria como el de Poisson y por eso el comportamiento anoacutemalo mostrado en la misma graacutefica No obstante el intervalo de confianza es bastante amplio Esto se debe a la reducida cantidad de informacioacuten (3 antildeos) lo cual no es suficiente para garantizar un valor exacto de la probabilidad de falla A pesar de ello es la mejor estimacioacuten de la que se puede disponer
132
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor
Fuente UPME
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados
Fuente UPME
En la Graacutefica 7-3 se muestra el intervalo de confianza del 95 de los datos (dos desviaciones estaacutendar) para cada uno de los tipos de eventos Los intervalos de confianza
0
005
01
015
02
025
03
035
04
045
0 1 2 3 4
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
0
005
01
015
02
025
03
035
04
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
133
pueden verse para los eventos de fuerza mayor y en la Graacutefica 7-4 para los eventos planeados
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Adicionalmente y de acuerdo con el reporte de eventos se determinoacute el impacto de las interrupciones en el sistema de transporte La metodologiacutea seguida consistioacute en determinar
-01
0
01
02
03
04
05
06
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
-01
0
01
02
03
04
05
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
134
las probabilidades de falla de acuerdo con las tasas de interrupciones que se mostraban en cada elemento de la red de gasoductos y se tomoacute tambieacuten el tiempo que duroacute fuera de servicio cada elemento que se encontraba asociado al evento Se consideroacute que la probabilidad de falla asociada a un elemento (troncal ramal o city gate) es independiente de la probabilidad de los otros elementos Asiacute mismo se tomoacute la tasa de fallas histoacuterica reportada Para mayor entendimiento la Graacutefica 7-5 presenta la red de elementos y nodos incluidos en el anaacutelisis
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis
Fuente UPME
Asiacute mismo en las siguientes tablas (Tabla 7-1 Tabla 7-2 Tabla 7-3 y Tabla 7-4) y en la Graacutefica 7-6 se registran las probabilidades obtenidas
135
711 Eventos de fuerza mayor
7111 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-1 comprende las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos de fuerza mayor los distintos elementos que conforman el sistema de transporte de gas colombiano
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 008571429 000917918 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 008571429 000917918 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 008571429 000917918 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 0 0 665
Sebastopol-Medelliacuten 0 0 424
Sebastopol-Vasconia 0 0 1194
La Belleza-Vasconia 0 0 2404
Vasconia-Mariquita 0 0 883
Mariquita-Manizales 02 00249998 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 008571429 001313937 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 00135402 638
Tuluaacute-Cali 011428571 00135402 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 001428571 000018575 13
Gualanday-Purificacioacuten 002857143 000062568 14
Purificacioacuten-Aipe 004285714 000106073 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 011428571 000841213 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 0 0 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 02 000877757 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 02 000877757 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 0 0 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 008571429 000692378 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
136
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Santa Marta-Barranquilla 002857143 000061852 3859
Barranquilla-Cartagena 001428571 000013361 1105
Cartagena-Sincelejo 001428571 000040083 34
Sincelejo-Monteriacutea 007142857 000071889 252 Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio
Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos que presentan mayor probabilidad de encontrarse fuera de servicio por eventos de fuerza mayor son Mariquita ndash Manizales (2) Cartago ndash Armenia (1) Cartago ndash Tuluaacute (1) y Tuluaacute ndash Cali (1) Sin embargo el impacto de las interrupciones dependeraacute no solo de estas probabilidades sino del flujo o voluacutemenes de gas que son transportados a traveacutes de cada tramo Bajo este criterio los tramos donde el desabastecimiento por fallas de fuerza mayor podriacutea llegar a ser maacutes criacutetico seriacutean Miraflores-Tunja Tunja-Villa de Leyva y La Belleza-Zipaquiraacute 7112 Probabilidades de falla resultantes de los nodos de demanda En la Tabla 7-2 se registran las probabilidades de encontrar no atendido cada nodo de demanda debido a la ocurrencia de eventos de fuerza mayor
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 000168575 75
Zipaquiraacute 000841213 194
137
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Bogotaacute 000841213 1216
Santana 0 02
Puente Nacional 0 06
Villa de Leyva 0 02
Tunja 77046E-05 46
Sogamoso 77046E-05 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000692378 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 8264E-08 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 000071889 252
Pereira 00249998 87
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte Fuente UPME
Como puede observarse el nodo que tiene mayor probabilidad de encontrarse no atendido es el de Pereira con una probabilidad del 25 Sin embargo Bogotaacute con una probabilidad del 08 es el nodo que puede presentar el caso maacutes criacutetico teniendo en cuenta la magnitud de su demanda 712 Eventos planeados 7121 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-3 incluye el caacutelculo de las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos planeados cada elemento del sistema del transporte
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 028571429 002504693 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 028571429 002504693 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 028571429 002504693 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 005714286 000359768 665
Sebastopol-Medelliacuten 001428571 78211E-05 424
Sebastopol-Vasconia 001428571 000039105 1194
La Belleza-Vasconia 002857143 000130025 2404
Vasconia-Mariquita 017142857 001490888 883
138
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Mariquita-Manizales 014285714 000457375 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 004285714 000132313 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 000207258 638
Tuluaacute-Cali 011428571 000207258 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 01 000253207 13
Gualanday-Purificacioacuten 018571429 00020628 14
Purificacioacuten-Aipe 01 000214101 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 004285714 000212146 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 005714286 000387142 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 021428571 001255475 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 021428571 001255475 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 007142857 000140779 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 001428571 000093853 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
Santa Marta-Barranquilla 0 0 3859
Barranquilla-Cartagena 0 0 1105
Cartagena-Sincelejo 0 0 34
Sincelejo-Monteriacutea 0 0 252
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos con mayor probabilidad de estar fuera de servicio por eventos programados (mantenimientos etc) son Guajira-Intercor (25) Curumaniacute-La Mata (25) San Alberto-Barrancabermeja (25) Vasconia-Mariquita (15) Tunja-Villa de Leyva (15) y Miraflores-Tunja (15) Sin embargo teniendo en cuenta el flujo que transportan los maacutes criacuteticos seriacutean Tunja-Villa de Leyva y Miraflores-Tunja 7122 Probabilidades de falla de los nodos La Tabla 7-4 presenta las probabilidades de encontrar no atendidos los diferentes nodos del sistema debido a fallas programadas
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
139
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 00041994 75
Zipaquiraacute 000215556 194
Bogotaacute 000601864 1216
Santana 34173E-05 02
Puente Nacional 34173E-05 06
Villa de Leyva 34173E-05 02
Tunja 00001746 46
Sogamoso 00001746 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000093853 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 0 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 0 252
Pereira 000461159 87
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados Fuente UPME
Como puede observarse en la tabla anterior los nodos con mayor probabilidad de encontrarse desatendidos por eventos planeados son Popayaacuten Cali Tuluaacute Bogotaacute y Armenia El maacutes criacutetico teniendo en cuenta su demanda seriacutea Bogotaacute
140
Los anaacutelisis de la confiabilidad del sistema en funcioacuten de las probabilidades de encontrar fuera de servicio cada uno de sus elementos se presentan en la Graacutefica 7-6 y se determinoacute como el flujo de gas transportado por cada tramo por su probabilidad de encontrarlo fuera de servicio De esta forma se logra identificar mejor los tramos maacutes vulnerables teniendo en cuenta no solo la probabilidad de ocurrencia y duracioacuten de las fallas en dicho tramo sino tambieacuten el impacto que puede ocasionar dicha falla en teacuterminos de demanda no atendida
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas
Fuente UPME
En este orden de ideas los tramos maacutes criacuteticos15 o de menor confiabilidad seriacutean Miraflores-Tunja y Tunja-Villa de Leyva seguidos por Mariquita-Manizales
15 Para el volumen transportado actualmente
141
Adicionalmente a las probabilidades se calcularon los valores esperados de desabastecimiento (para el escenario medio de demanda y bajo de oferta o declaracioacuten de produccioacuten) en caso de continuar con el actual sistema de transporte hasta diciembre de 2023 Si bien al comienzo no se tiene un desabastecimiento significativo con la configuracioacuten actual al final se puede ver un aumento considerable en el desabastecimiento debido no soacutelo a fallas de los elementos sino a las limitaciones de capacidad tanto de infraestructura como de produccioacuten
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del sistema de gasoductos
Fuente UPME
Desde del antildeo 2019 la influencia en el desabastecimiento de las limitaciones de oferta es notablemente mayor cambiando el problema de confiabilidad (desabastecimiento por fallas
0
100
200
300
400
500
600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Desabastecimiento sin fallas
Desabastecimiento con eventos de Fza mayor
0
02
04
06
08
1
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
d
e d
eman
da
Desabastecimiento porcentual (Fza Mayor) Desabastecimiento porcentual (Planeados)
142
del sistema) a un problema principalmente de abastecimiento (necesidad de nuevas fuentes de suministro de gas) En la Graacutefica 7-7 se muestran dichos resultados En la parte superior de la Graacutefica 7-7 la curva ldquoidealrdquo corresponde al desabastecimiento que se tendriacutea en caso de no tener fallas en el sistema es decir debido al solo crecimiento de la demanda y las limitaciones que se pueden presentar en capacidad de transporte y suministro Lo anterior para el escenario de oferta soacutelo a partir de reservas probadas (declaracioacuten de produccioacuten sin planta de regasificacioacuten) y asumiendo un comportamiento de la demanda seguacuten el escenario medio propuesto Junto con la curva ldquoidealrdquo se grafican tambieacuten el desabastecimiento esperado teniendo en cuenta tanto las fallas por eventos de fuerza mayor como las fallas por eventos planeados en transporte Lo cual indica que es necesario disponer de un suministro adicional para equilibrar la oferta y la demanda desde el antildeo 2016 asiacute como de la correspondiente expansioacuten de la infraestructura de transporte En la parte inferior de la graacutefica el desabastecimiento por fallas programadas puede llegar a ser de maacuteximo el 15 de la demanda durante los primeros antildeos mientras que por eventos de fuerza mayor este podriacutea ser cercano al 125 Es decir que las fallas programadas generan mayor impacto en el desabastecimiento que los eventos de fuerza mayor Luego de determinar las limitaciones en el abastecimiento de gas natural debidas a fallas del sistema de transporte e insolvencia de suministro dada la incertidumbre respecto de los perfiles de produccioacuten de los distintos campos a continuacioacuten se proponen acciones encaminadas a reducir este desabastecimiento tanto resolviendo las limitaciones de la capacidad de transporte y suministro como aumentando la confiabilidad del sistema 713 Ampliacioacuten de suministro Como primera accioacuten se debe solucionar el problema de suministro el cual se resuelve parcialmente con la construccioacuten de la planta de regasificacioacuten que se localizaraacute en la Costa Atlaacutentica y que se estima en una capacidad de suministro de 400 MPCD No obstante es necesario robustecer el sistema de suministro colombiano preferiblemente con autoabastecimiento total a mediano y plazo para lo cual se debe continuar con una poliacutetica agresiva exploratoria particularmente en el offshore y la buacutesqueda de los recursos no convencionales Otra opcioacuten es la importacioacuten de gas desde Venezuela la cual depende de que se concreten los proyectos para la extraccioacuten de las reservas de gas natural localizados en el Lago de Maracaibo las cuales ubican a ese paiacutes dentro de los principales poseedores del recurso a nivel mundial Por tanto es una opcioacuten con cierto grado de incertidumbre que resta seguridad en la firmeza del suministro En teacuterminos generales son al menos tres las opciones con que se cuenta para incrementar la disponibilidad de gas natural y que apuntan a indicar que la alternativa maacutes robusta claramente es la de lograr el autoabastecimiento Sin embargo de no contarse con el recurso interno la decisioacuten debe apuntar a la opcioacuten que garantice la diversificacioacuten de la oferta con firmeza de suministro
143
7131 Requerimientos de expansioacuten del sistema de transporte de gas natural Una vez se disponga de la oferta adicional la dificultad a resolver seraacuten las expansiones que requeriraacute el sistema de transporte de gas con el fin de garantizar la atencioacuten de toda la demanda Establecidos los deacuteficits o desabastecimientos ocasionados uacutenicamente por limitaciones en la capacidad del sistema de transporte las expansiones requeridas seriacutean las siguientes
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Guajira-Intercor 600 400
Intercor-Hato Nuevo 600 400
Hatonuevo-Valledupar 600 400
Valledupar-Curumani 600 400
Curumani-La Mata 400 400
La Mata-San Alberto 400 400
San Alberto-Barrancabermeja 400 400
Barrancabermeja-Bucaramanga 001 008
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medellin
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia 6052
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tulua
Tulua-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday 087 160
Gualanday-Purificacioacuten 704 50
Purificacioacuten-Aipe 20
Aipe-Neiva 20
La Belleza-Zipaquiraacute 230 450
Zipaquiraacute-Bogotaacute 500 350
Puente Nacional-La Belleza 280
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional 280
Tunja-Villa de Leyva 280
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja 400
Yopal-Miraflores 500
Yopal-Barranca de Upiacutea 200 150
Barranca de Upiacutea-Restrepo 150 100
Restrepo-Villavicencio 150 100
144
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Villavicencio-Usme 150 100
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se estima que en septiembre de 2016 se tendraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1182 MW la cual deberaacute generarse en las plantas teacutermicas maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicaraacute durante las horas pico una demanda adicional de gas natural de 70 MPCh superior al promedio diario (asymp145 MPCD) Para abastecer la demanda extra de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Transportar excedentes de produccioacuten disponibles de los campos de La Guajira por
una magnitud maacutexima de 32 MPCD
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo con capacidad no menor a
70 MPCD
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
En el antildeo 2017 en el mes de septiembre se tendriacutea la mayor importacioacuten de gas natural al paiacutes lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 58 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Por otra parte se tendriacutea una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1275 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 43 MPCh superior al promedio diario (asymp177 MPCD) Para suministrar el gas natural requerido por el excedente de demanda durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 101
MPCD (58 MPCD promedio + 43 MPCD durante las horas pico)
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
145
Durante el antildeo 2018 en el mismo mes de septiembre se tendraacute nuevamente un nuevo pico de demanda lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 192 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Asimismo se presentaraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1823 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla y considerando que su capacidad no es suficiente desde otros de menor eficiencia en Barranquilla y Cartagena La operacioacuten a plena carga durante las horas pico de toda la capacidad de generacioacuten ubicada en Barranquilla (1519 MW Tebsa Flores I Flores IV Barranquilla 3 y Barranquilla 4) corresponde a un consumo de gas natural de 269 MPCh lo cual implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 65 MPCh superior al promedio diario (asymp204 MPCD) Para abastecer tal extra de demanda de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 257
MPCD (192 MPCD promedio + 65 MPCD durante las horas pico)
Generar maacutes electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en
Cartagena
Cabe anotar que las ampliaciones de capacidad propuestas anteriormente responden a las necesidades que tendriacutea el paiacutes en caso que la demanda de todos los sectores (eleacutectrico industrial comercial residencial y refinacioacuten) se comportara seguacuten lo previsto para el escenario medio Se destaca que la demanda estimada del sector eleacutectrico (capiacutetulo 535) presenta incertidumbre por cuanto su comportamiento estaacute supeditado a variables tanto de tipo climaacutetico como comerciales Realizadas las ampliaciones del sistema de transporte e incluyendo el suministro adicional aportado por la planta de regasificacioacuten localizada en la Costa Atlaacutentica el desabastecimiento observado en la Graacutefica 7-7 se reduce considerablemente como se
presenta en la Graacutefica 7-8 No obstante al final del periodo a partir del antildeo 2021 el desabastecimiento aumenta nuevamente indicando la necesidad de incluir una nueva fuente de suministro o ampliar la capacidad de existente a esa fecha como ya se mencionoacute Al solucionar las limitaciones por capacidad de suministro y transporte se observa sin embargo un remanente de desabastecimiento de aproximadamente 50 MPCD (antes del antildeo 2021) que corresponde al asociado a las fallas que pueden presentarse el sistema de transporte ya sea por eventos programados o de fuerza mayor Este desabastecimiento remanente puede ser reducido mediante obras adicionales encaminadas a aumentar la confiabilidad del sistema
146
Sin embargo se precisa que el incremento sostenido de desabastecimiento desde el antildeo 2021 exige otro tipo de solucioacuten o alternativa de abastecimiento que garanticen el suministro de gas natural en largo plazo
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se debe anotar que en la actualidad la expansioacuten del sistema de transporte de gas natural se efectuacutea viacutea contratos es decir que las ampliaciones solo pueden ejecutarse siempre y cuando el incremento de la demanda a transportar esteacute efectivamente respaldado mediante los respectivos contratos Por tanto las expansiones del sistema de transporte solo se realizan con la demanda comercial y el agente no estaacute obligado a garantizar el servicio de transporte a ninguacuten usuario con el cual no tenga una relacioacuten contractual Lo anterior en razoacuten a que la metodologiacutea de remuneracioacuten considera la capacidad no utilizada como un costo hundido restriccioacuten generada en aras a garantizar inversiones eficientes En este orden de ideas el esquema no goza de la facilidad para solventar limitaciones de cualquier origen (eventos programados o fallas de fuerza mayor o picos de demanda del sector eleacutectrico en periodos de sequiacutea) los cuales pueden resultar auacuten maacutes criacuteticos debido al esquema radial del sistema colombiano Este hecho genera una facultad discrecional del transportador con respecto a la realizacioacuten de las expansiones posponiendo o incluso dejando de realizar ampliaciones requeridas Pero tambieacuten se adolece de un esquema que remunere aquellas inversiones destinadas a proveer confiabilidad al sistema y en consecuencia los agentes no tienen incentivos a
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MP
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
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mitigar las limitaciones generadas por las fallas y en consecuencia siempre se estaraacute a merced de racionamientos cuando ocurra alguacuten tipo de falla No obstante lo anterior y para efectos de este trabajo se proponen algunas acciones tendientes al mejoramiento de la confiabilidad del sistema que permitan garantizar la atencioacuten del servicio puacuteblico domiciliario y darle la maacutexima continuidad posible asiacute como la seguridad de personas y procesos 7132 Acciones para mejorar la confiabilidad del sistema Para aumentar la confiabilidad del sistema se proponen y analizan dos alternativas una mediante la inclusioacuten de gasoductos redundantes (tramos adicionales que utilizan derecho de viacutea distinto al actualmente en operacioacuten) y otra mediante la instalacioacuten de plantas de peak shaving en el city gate de algunos centros urbanos que permitiraacuten atender la mayor cantidad de hogares cuando se presenten fallas temporales de la infraestructura La primera alternativa que consiste en adicionar gasoductos redundantes o viacuteas alternas que permitiraacute superar fallas en los gasoductos principales (ocasionadas por distintos factores internos o externos de la operacioacuten o incluso por desastres naturales) proporcionaraacute continuidad de suministro para parte del sistema o bien para un aacuterea con demanda importante Esta alternativa supone la misma capacidad de la red expandida en cada uno de los tramos propuestos Se proponen estos gasoductos redundantes en los tramos que presentan mayor probabilidad de estar fuera de servicio y que a su vez transportan mayor volumen de gas (ver Graacutefica 7-6) En la Tabla 7-6 se presentan los tramos propuesto para estas inversiones en confiabilidad
Tramo
Palomino ndash La Mami Sincelejo - Cartagena Guajira-Intercor Curumaniacute-La Mata
San Alberto-Barrancabermeja
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
La Belleza-Zipaquiraacute
Tunja-Villa de Leyva
Miraflores-Tunja
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad Se asume que estos nuevos ductos en cada uno de sus tramos tendraacute la misma probabilidad de estar fuera de servicio que la de los gasoductos originales es decir se consideran independientes el uno del otro por lo que se asume que se unen los mismos puntos por trayectorias distintas De esta forma se reduciriacutea a p2 la probabilidad de encontrar fuera de servicio cada elemento El resultado se presenta en la Graacutefica 7-9
148
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes
Fuente UPME
Los gasoductos redundantes muestran disminucioacuten del desabastecimiento debido a mejoramiento de la confiabilidad del sistema El anaacutelisis sentildeala que el desabastecimiento en el antildeo 2023 seriacutea aproximadamente de 67 MPCD (inferior a los 104 MPCD que se tendriacutean en caso de no realizar inversiones en confiabilidad) Como se observa en la graacutefica anterior auacuten con esta alternativa a partir del antildeo 2021 se presenta nuevamente desabastecimiento debido a insuficiencia de suministro por lo que se hace necesario disponer de una alternativa adicional de oferta La segunda alternativa consistioacute en incluir el montaje de plantas de ldquopeak shavingrdquo en ciertos puntos estrateacutegicos del sistema de gas natural los cuales fueron definidos seguacuten lo dispuesto en la Tabla 7-7 cuyas capacidades se determinaron calculando el maacuteximo desabastecimiento que podriacutea presentarse en dichos centros de consumo por fallas programadas o eventos de fuerza mayor asiacute
Localizacioacuten Planta de peak shaving
Capacidad (MPCD disponibles durante 7 diacuteas)
Cali 853
Bogotaacute 124 Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving
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MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones Con mejoras en confiabilidad
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Las plantas ldquopeak shavingrdquo son sistemas de almacenamiento a pequentildea escala que se utilizan para regular las variaciones intensas de la demanda provocada por los picos que pueden ocurrir durante unos pocos diacuteas al antildeo Estas plantas requieren normalmente de altos flujos y manejan presiones entre media y alta Su principal diferencia con las plantas de GNL de base es que ademaacutes de su capacidad de almacenamiento y vaporizacioacuten (en lo que son relativamente similares a las plantas de base) poseen la capacidad de vaporizar el gas natural antes de ser inyectado a la red de transporte o distribucioacuten Sin embargo la tasa de licuefaccioacuten en estas plantas es de una velocidad considerablemente lenta en relacioacuten con las plantas de licuefaccioacuten a gran escala lo cual hace que la capacidad anual de estas plantas sea necesariamente muy baja y que solo puedan utilizarse unos pocos diacuteas al antildeo
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving
Fuente UPME
La ejecucioacuten simultaacutenea de las dos alternativas propuestas aunque una va dirigida a sistema de transporte y la segunda al de suministro disminuye el valor esperado del desabastecimiento tal como se aprecia en la Graacutefica 7-11 En este caso el desabastecimiento alcanza cotas cercanas a los 5 MPCD a nivel nacional situacioacuten que puede remediarse con manejos operacionales y empaquetamiento en algunos gasoductos con lo cual el nivel general de deacuteficit es miacutenimo En teacuterminos generales la implementacioacuten de plantas de peak shaving y gasoductos redundantes permiten satisfacer los requerimientos para reducir al maacuteximo la probabilidad
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CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Con peak shaving
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de desatender la demanda por fallas en los proacuteximos 10 antildeos no obstante es necesario evaluar los costos de estas soluciones a fin de encontrar una solucioacuten viable que siga criterios de miacutenimo costo Sin embargo como se observa en la Graacutefica 7-11 desde el antildeo 2021 la situacioacuten se torna criacutetica pues se convierte en un asunto esencial de abastecimiento que requiere soluciones estructurales para garantizar la disponibilidad de gas natural
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad
Gasoductos redundantes y plantas peak shaving
Fuente UPME
Adicional al anaacutelisis del escenario medio presentado anteriormente se realizoacute una evaluacioacuten del peor escenario posible para analizar los efectos en el comportamiento del sistema A continuacioacuten se presenta los resultados y la magnitud del desabastecimiento frente a este escenario (falla maacutes significativa del sistema N-1) Los nodos que alcanzaron aumentar la confiabilidad con alguna de las acciones propuestas no fueron considerados dentro del conjunto de elementos que fallan Se resalta que en este caso no se toma la ponderacioacuten por probabilidad (valor esperado) sino que se toma el valor del mayor desabastecimiento Bajo esta situacioacuten criacutetica pero remota auacuten con planta de regasificacioacuten ampliaciones en la capacidad del sistema de transporte gasoductos redundantes para aumentar la confiabilidad y plantas de peak shaving el desabastecimiento se comportariacutea tal como se muestra en la Graacutefica 7-12 y en la Graacutefica 7-13
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
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En la primera grafica (Graacutefica 7-12) se muestran los efectos del desabastecimiento considerando de manera independiente las dos alternativas para aumentar la confiabilidad (gasoductos redundantes y peak shaving) En esta ocasioacuten debido a la fragilidad del sistema de transporte por causa del modelo radial el peor caso resulta severo y al final del horizonte de anaacutelisis el desabastecimiento podriacutea superar los 450 MPCD cuando solo se dispone de gasoductos redundantes Ahora bien si solo se considera plantas peak shaving el desabastecimiento se puede reducir a 200 MPCD al final del periodo de anaacutelisis con lo cual esta uacuteltima opcioacuten ofrece mayor garantiacutea de abastecimiento en el peor escenario
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos redundantes
Sin embargo en caso de implementar las dos alternativas simultaacuteneamente los resultados obtenidos muestran que en algunos periodos (2016 a 2018 y 2019 a 2020) cuando la falla es cercana a los centros de consumo el desabastecimiento se reduce praacutecticamente a cero tal como se presenta en la Graacutefica 7-13 En caso de que las fallas ocurran lejos de las ciudades gracias a los gasoductos redundantes se podriacutea llevar mayores voluacutemenes de gas a los centros donde se localizan las plantas disminuyendo su aporte en teacuterminos de confiabilidad Este fenoacutemeno es generado por la no transitividad del sistema Asiacute la magnitud del desabastecimiento se aproxima a los 300 MPCD al final del horizonte de anaacutelisis (2023) informacioacuten que se presenta en la Graacutefica 7-13
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Peak shaving
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Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos
redundantes
En el capiacutetulo siguiente (Anaacutelisis Financiero) se complementaraacuten estos resultados teniendo en cuenta los respectivos costos de inversioacuten y los beneficios logrados en cada alternativa en teacuterminos de reduccioacuten del desabastecimiento y por ende reduccioacuten del costo asociado a este racionamiento 7133 Otras actuaciones para mejorar la confiabilidad del sistema de transporte Aun cuando la probabilidad de falla del sistema de transporte de gas natural colombiano ha sido histoacutericamente bajo el impacto causado es importante como se veraacute en el proacuteximo capiacutetulo Todo ello por razoacuten de la fragilidad del sistema que se genera por tratarse de un esquema radial que al final del diacutea es incapaz de garantizar la continuidad del servicio cuando ocurre una falla pese a la posibilidad de empaquetar al gas por tratarse de un fluido compresible Proponer un esquema robusto como enmallar la red de transporte significa grandes inversiones de difiacutecil retorno en el corto plazo que no permite cumplir con el criterio de eficiencia econoacutemica pero que reducen el impacto de una falla de manera considerable la cual tienen mayor certeza de ocurrencia en el largo plazo Implementar esquemas de red enmallados permitiriacutea reducir el impacto que las fallas de la red de transporte tienen en el abastecimiento reduciendo su deacuteficit por confiabilidad de manera considerable La financiacioacuten de la implementacioacuten de dichos esquemas debe proceder de los beneficiarios principales Lo anterior con base en lo definido por el Decreto 2100 de 2011 donde la CREG puede incluir un activo de confiabilidad e incluirlo en los cargos regulados
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
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8 Anaacutelisis Financiero En este capiacutetulo se realiza el anaacutelisis financiero donde se estiman y comparan los costos de inversioacuten de la infraestructura tanto para ampliar la capacidad de transporte del sistema como para aumentar su confiabilidad seguacuten lo propuesto en el capiacutetulo anterior La obtencioacuten de estos paraacutemetros siguioacute la siguiente loacutegica
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema Para determinar las inversiones en gasoductos nuevos se utilizoacute el costo unitario de gasoductos comparables o de gasoductos que fueron construidos con anterioridad siguiendo el mismo trazado topograacutefico Se tomoacute como referencia la metodologiacutea empleada para los caacutelculos del costo unitario (indicados normalmente utilizado que relaciona precio total con la longitud del ducto y su diaacutemetro) la cual contempla el siguiente procedimiento bull Seleccionar un gasoducto de referencia que tenga paraacutemetros comparables o que haya
sido construido siguiendo el mismo trazado topograacutefico del nuevo gasoducto bull Registrar el monto de la inversioacuten fecha base y especificaciones teacutecnicas del
gasoducto de referencia bull Calcular el costo unitario del gasoducto de referencia en USDm-pulg para la fecha
base bull Actualizar el costo unitario del gasoducto en cada antildeo transcurrido a partir de la fecha
base de acuerdo con la variacioacuten anual del PPI de USA serie ID WPSSOP3200 mediante la siguiente foacutermula
)0(
)1()0()(
PPI
tPPICtC (8-1)
Antildeo para el cual se calcula el costo unitario del gasoducto
Es el precio unitario correspondiente al antildeo t
Precio unitario para la fecha base
PPI promedio para el mes de diciembre del antildeo t-1
PPI promedio para el mes de diciembre de la fecha base
Luego se ajustoacute el costo unitario anterior teniendo en cuenta el incremento que ha tenido el precio del acero en los uacuteltimos antildeos considerando que en general el costo del acero tiene una participacioacuten del 35 dentro del costo total de construccioacuten de un gasoducto Con el objeto de lograr una mejor aproximacioacuten a los costos de construccioacuten de sistemas de compresioacuten se evaluoacute la Resolucioacuten CREG 011 de 2003 y se efectuaron consultas con expertos del sector de gas natural de lo cual se establecioacute que el costo oscila alrededor de los 2986 USDHP
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte Sobre la base de los supuestos considerados con el propoacutesito de buscar la mejor opcioacuten de abastecimiento para el paiacutes se realizaron los anaacutelisis financieros Cabe sentildealar que el incremento de capacidad de transporte se puede alcanzar ya sea adicionando tramos de gasoducto o por aumento en la capacidad de compresioacuten
154
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos Teniendo en consideracioacuten la Tabla 7-5 (propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte) para asegurar el suministro de gas en el paiacutes el sistema requiere de un aumento de la capacidad de transporte en las cantidades y fechas propuestas Las expansiones se pueden efectuar mediante nuevos gasoductos o loops con diaacutemetros que van desde unas cuantas pulgadas hasta cerca de las 14 pulgadas y que utilizan el mismo derecho de viacutea que los gasoductos originales La Tabla 8-1 comprende la necesidad de expansioacuten por tramo la cual es definida en teacuterminos de requerimiento en diaacutemetro (resultado de las simulaciones adelantadas) advirtiendo que en aquellos tramos donde se presenta maacutes de una condicioacuten de ampliacioacuten significa que en longitudes distintas del mismo tramo se requiere maacutes de un loop
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
Guajira-Intercor 777
Intercor-Hato Nuevo 985 843
Hato Nuevo-Valledupar 982 840
Valledupar-Curumaniacute 982 840
982 840
Curumaniacute-La Mata 840 840
La Mata-San Alberto 840 840
San Alberto-Barrancabermeja 840 840
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
202 615
201 615
202 615
202 615
202 615
202 615
202 615
203 615
202 615
203 615
203 615
Gualanday-Purificacioacuten 1013 889
1013 889
155
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
1012 889
Purificacioacuten-Aipe 628
628
Aipe-Neiva 313
La Belleza-Zipaquiraacute
845 1094
963 1245
962 1245
962 1245
962 1245
Zipaquiraacute-Bogotaacute
1300 1134
1300 1134
1300 1134
1300 1134
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
1048 939
1048 937
1048 939
1049 939
1049 939
Barranca de Upiacutea-Restrepo
786 673
786 673
786 673
786 673
Restrepo-Villavicencio 786 673
Villavicencio-Usme
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo
El detalle (longitudes y mapa topoloacutegico) de la ampliacioacuten con loops se puede consultar en el Anexo 3 El flujo de inversiones para incremento de capacidad de transporte requerida se presenta en la Tabla 8-2 caacutelculos que consideran una tasa de descuento 15 anual Los resultados
156
sentildealan que el valor presente netos de la inversiones programadas en loops para los proacuteximos 10 antildeos alcanzariacutea cerca de los 1153 MUS$
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo loops MUS$
1040 0 3498 0 4812 4932 5939 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 115324
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 822 Costo incremento de capacidad compresores y loops Aunque se exploroacute la alternativa de expansioacuten de capacidad uacutenicamente con sistemas de compresioacuten esta no fue viable porque en algunos tramos se superaba las especificaciones teacutecnicas que limitaban las cantidades de flujo requeridas razoacuten por la cual se debioacute utilizar de manera conjunta loops y sistemas de compresioacuten A continuacioacuten se presenta en la Tabla 8-3 los resultados de los caacutelculos correspondientes a esta alternativa de expansioacuten
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Guajira-Intercor 78
Intercor-Hato Nuevo
10783 HP98 84
Hato Nuevo-Valledupar 98 84
Valledupar-Curumaniacute 98 84
98 84
Curumaniacute-La Mata 84 84
La Mata-San Alberto 84 84
San Alberto-Barrancabermeja 84 84
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
84 HP
1134 HP
2519 HP
5418 HP
736 HP
3855 HP
923 HP
4970 HP
Aipe-Neiva
157
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
La Belleza-Zipaquiraacute
9576 HP
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
591 HP
Barranca de Upiacutea-Restrepo
665 HP
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
49
1194 HP 49
370 HP49
49
49
49
49
49
49
49
4146 HP 49
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops
El detalle de esta alternativa de ampliacioacuten se muestra en el mapa del Anexo 4 Los flujos de inversioacuten aproximados para la ampliacioacuten de capacidad mediante loops y compresores se presentan en la Tabla 8-4
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo compresores y loops
MUS$ 148 0 159 0 1377 5209 4788 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 57661
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops
158
Los resultados sentildealan que la alternativa de expansioacuten viacutea solo loops es maacutes costosa frente a la que combina sistemas de compresioacuten y loops en 50 equivalente a MUS$ 576 por lo cual la segunda alternativa resulta maacutes atractiva para resolver los problemas de desabastecimiento debidos al crecimiento de la demanda
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema Como se expuso en el capiacutetulo anterior la confiabilidad del sistema de transporte de gas colombiano podriacutea aumentarse con la adicioacuten de loops redundantes yo a traveacutes de plantas de peak shaving alternativas que reducen el grado de desabastecimiento por causa de fallas de distinta iacutendole A continuacioacuten se presenta la evaluacioacuten financiera realizada para determinar las necesidades de inversioacuten en cada una de las alternativas planteadas 831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes Para la alternativa de gasoductos redundantes en los segmentos contenidos en la Tabla 7-6 (ver mapa en el Anexo 5) la inversioacuten se estima en cerca de 9027 MUS$ y la reduccioacuten del desabastecimiento estariacutea dada antildeo a antildeo con las siguientes consideraciones
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
148 184 218 290 353 317 411 417 359
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 198 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1155 1412 1573 2108 2502 2188 2939 2926 2520
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 11832 MUS$
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes Asumiendo un costo de racionamiento para el usuario equivalente a la diferencia entre el precio del gas natural y del sustituto maacutes cercano (GLP) esta reduccioacuten de desabastecimiento podriacutea ser tambieacuten entendida como un ahorro de este costo Asiacute para el caso de gasoductos redundantes el ahorro en este costo de racionamiento a valor presente seriacutea de aproximadamente 11832 MUS$ Dado que este ahorro es mayor que la inversioacuten (9027 MUS$) se podriacutea concluir que esta opcioacuten desde el punto de vista econoacutemico podriacutea resultar viable En este caso la diferencia beneficio ndash costo seriacutea 2805 MUS$ 832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving Las inversiones correspondientes a la segunda alternativa plantas de peak shaving son presentadas en la Tabla 8-6 (ver mapa en el Anexo 6) y los resultados obtenidos sentildealan
159
una inversioacuten aproximada de 102 MUS$16 y el ahorro en costos de racionamiento (por la reduccioacuten esperada del desabastecimiento) seriacutea del orden de 9417 MUS$ asiacute
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
134 191 177 201 234 194 223 406 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$ 2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1052 1460 1281 1461 1658 1344 1594 2849 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 9417 MUS$
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving Frente a esta amplia diferencia (8397 MUS$) entre el ahorro en costos de racionamiento (9417 MUS$) y la inversioacuten en confiabilidad (102 MUS$) se podriacutea concluir que la alternativa de plantas de peak shaving seriacutea la maacutes aconsejable Al implementar simultaacuteneamente las dos alternativas propuestas resultados que son presentados en la Tabla 8-7 (ver mapa en el Anexo 7) se obtiene un mayor ahorro en el costo de racionamiento (13529 MUS$) pero la diferencia entre este beneficio alcanzado y la inversioacuten requerida (10047 MUS$) no seriacutea tan significativa (3483 MUS$) como en el caso de instalar uacutenicamente las plantas de peak shaving
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
176 243 250 327 394 355 453 462 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 1084
Precio GLP US$
2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1377 1857 1808 2379 2792 2451 3238 3244 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 13529 MUS$
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving
16 Lo equivalente a dos plantas (una en Bogotaacute y otra en Cali) de 51 MUS$ cada una
160
La Graacutefica 8-1 compara la diferencia entre el beneficio (ahorro en costos de racionamiento) y el costo (respectivas inversiones) de las diferentes alternativas analizadas para aumentar la confiabilidad De esta graacutefica se concluye que la mejor alternativa seriacutea la de instalar plantas de peak shaving por cuanto logra un mayor beneficio a menor costo
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Loops redundantes Plantas de peak shaving Loops + peak shaving
MU
S$
Beneficio (reduccioacuten costo de racionamiento) MUS$ Inversioacuten en confiabilidad MUS$
161
9 Conclusiones y Recomendaciones Como resultado de los anaacutelisis y estimaciones contenidas en este ejercicio de planificacioacuten indicativa para el abastecimiento de gas se tiene
91 Conclusiones
Considerando el escenario de oferta de declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y el escenario de demanda media el paiacutes estaacute en la capacidad de asegurar el suministro de gas por lo menos hasta el antildeo 2021 momento en el cual de no darse nuevos descubrimientos o nuevos desarrollos que aumenten el potencial de produccioacuten nacional seraacute necesario ampliar nuevamente la capacidad de suministro de gas natural importado
La planta de regasificacioacuten de Cartagena con capacidad de 400 MPCD disponible a partir del antildeo 2016 le permitiraacute al paiacutes asegurar el suministro de gas natural frente a los escenarios bajo y medio de demanda durante el periodo de anaacutelisis (2013-2022) La planta de regasificacioacuten ademaacutes de brindar seguridad al abastecimiento le proporciona tambieacuten mayor garantiacutea de suministro al sistema por cuanto diversifica las fuentes de suministro del paiacutes La planta de regasificacioacuten y la nueva regulacioacuten vigente posiblemente dinamizaraacuten el mercado de gas natural en el paiacutes
Dependiendo de la evolucioacuten de la demanda en los proacuteximos antildeos y de darse el escenario de escasez en la incorporacioacuten de reservas se debe analizar la conveniencia de una posible planta de regasificacioacuten en el Paciacutefico lo cual brindariacutea mayor seguridad al abastecimiento aportando mayor confiabilidad al sistema y oportunidad de mayor flujo comercial con los mercados suramericanos y asiaacuteticos
Los escenarios de oferta de gas natural no consideran el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano plazo debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de estos recursos asiacute como la receta teacutecnica para su extraccioacuten Tampoco se dispone de normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento
Contando con las fuentes de suministro de gas suficientes para abastecer la demanda interna en caso de ocurrir el escenario medio se requiere efectuar ampliaciones de la capacidad de transporte del sistema con el fin de asegurar la atencioacuten de demanda seguacuten los lineamientos teacutecnicos definidos en el primer capiacutetulo
Si existe una oferta suficiente de gas natural es de esperar que el mecanismo de comercializacioacuten de los proacuteximos antildeos continuacutee siendo la negociacioacuten directa y que por efectos del gas importado los precios suban Esto a su vez podraacute servir de incentivo a la actividad de exploracioacuten y produccioacuten y dado que los precios de los sustitutos son auacuten maacutes elevados un aumento en el precio del gas posiblemente no impacte significativamente la demanda
162
En el evento en que surjan nuevas fuentes internas de produccioacuten en cantidades importantes y dependiendo de su ubicacioacuten y viabilidad de conexioacuten al SNT se podraacute optar por el acondicionamiento de la infraestructura de regasificacioacuten en licuefaccioacuten con lo cual el paiacutes podraacute convertirse en un hub energeacutetico aprovechando la posicioacuten espacial en el continente Suramericano
En cuanto a las inversiones en confiabilidad es necesario analizar y definir responsables para su ejecucioacuten y alternativas de financiacioacuten Dado que la opcioacuten de plantas de peak shaving si bien reducen el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema su impacto solo beneficiariacutea a los usuarios ubicados en el centro de consumo donde estariacutean ubicadas las plantas En este orden de ideas habriacutea que analizar la posibilidad de remunerar las plantas de peak shaving mediante alguacuten esquema aplicable soacutelo a los usuarios beneficiados En todo caso la regulacioacuten deberaacute dar las sentildeales apropiadas para facilitar la ejecucioacuten de dichas inversiones
Para que el Criterio de Confiabilidad tenga un sentido econoacutemico y teacutecnico es necesario definir los estaacutendares de continuidad del servicio que estaacuten asociados a las interrupciones programadas y no programadas de todos los segmentos de la cadena haciendo la clara diferenciacioacuten con el concepto de abastecimiento
El enfriamiento de gas natural es una alternativa de aumento de capacidad de transporte en caso de requerimientos menores que generalmente ocurren cuando el crecimiento de la demanda es constante constituyendo una alternativa de corto plazo no tan costosa como lo implica un loop Por tanto para zonas con crecimiento de demanda no tan significativos (o si se planea utilizar sustitutos para reducir la demanda) la expansioacuten por enfriamiento puede considerarse una buena opcioacuten a largo plazo
El esquema actual de remuneracioacuten de la actividad de transporte de gas natural en teacuterminos de eficiencia no da las sentildeales suficientes para que la expansioacuten de la capacidad de transporte se realice tambieacuten en funcioacuten de asegurar el suministro auacuten en situaciones criacuteticas de demandas maacuteximas puntuales Para la definicioacuten de la nueva metodologiacutea tarifaria seriacutea aconsejable revisar este aspecto
92 Recomendaciones
La planta de regasificacioacuten se plantea como una alternativa de abastecimiento de la demanda de gas en general y no de manera exclusiva para la demanda del sector eleacutectrico En este caso la regulacioacuten deberaacute prever y facilitar la comercializacioacuten de este gas importado para atender tambieacuten la demanda de otros sectores de consumo
Se recomienda aumentar la capacidad del sistema de transporte mediante la instalacioacuten de compresores y algunos loops seguacuten lo planteado en el Anexo 4 por ser eacutesta la opcioacuten maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico pues se trata de dos alternativas que no son excluyentes
Adicional a las obras propuestas anteriormente y con el fin de aumentar la confiabilidad se recomienda la instalacioacuten de una planta de peak shaving en Bogotaacute y otra en Cali
163
(con una inversioacuten estimada de 102 MUS$) Esta medida permitiraacute reducir el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema de transporte y beneficiar asiacute a los usuarios de gas natural con una reduccioacuten de sus costos de racionamiento en aproximadamente 9417 MUS$ (para el periodo 2014 a 2022) Esta alternativa resultoacute maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico que la opcioacuten de instalar gasoductos redundantes ya que para este caso se obtendriacutea la mayor diferencia beneficio-costo es decir que para un menor costo (menor inversioacuten) se obtendriacutea un mayor beneficio (mayor ahorro en costos de racionamiento)
Es necesario revisar la conveniencia de que la expansioacuten de infraestructura en el caso colombiano se establezca viacutea contratos pues este esquema no permite expansiones armoacutenicas con la oferta o dilaciones en el aumento de capacidad requerida bajo el amparo de la discrecionalidad otorgada al transportador o de insuficiencia financiera
Es importante que la demanda no teacutermica pueda acceder al gas natural importado cuando se presentan fallas de servicio programado o fortuito y cuando la oferta nacional sea insuficiente para suplir todas las necesidades en tal sentido se requiere la definicioacuten del esquema que permita que permita la disponibilidad de este suministro
El presente plan de abastecimiento recomienda adicional a las obras propuestas para ampliar la capacidad de transporte y aumentar la confiabilidad del sistema asegurar el suministro de gas diversificando las fuentes de suministro Lo anterior no soacutelo mediante plantas de regasificacioacuten sino promoviendo tambieacuten el incremento de la produccioacuten nacional de gas Para este fin una alternativa a largo plazo seraacute la de promover la produccioacuten sostenible de gas en yacimientos tanto convencionales como los no convencionales
Como soporte a la anterior recomendacioacuten se propone promover la investigacioacuten y desarrollo con miras a aumentar el conocimiento tanto de los aspectos teacutecnicos y tecnoloacutegicos de la produccioacuten de gas no convencional como lo referente al impacto ambiental esperado y los mecanismos de prevencioacuten y mitigacioacuten del mismo
Se propone la promocioacuten de una poliacutetica de abastecimiento de gas combustible integrada ndash gas natural y GLP ndash que permita aprovechar la disponibilidad de este uacuteltimo y sus ventajas competitivas en aquellos sectores de consumo y regiones del paiacutes que lo permitan para diversificar la oferta energeacutetica y aumentar la garantiacutea de suministro
Las tecnologiacuteas emergentes de GNL abren nuevas posibilidades en los sectores transporte e industria donde la diversificacioacuten de la canasta con este energeacutetico ofrece beneficios econoacutemicos y ambientales resaltaacutendose una mayor autonomiacutea de los vehiacuteculos ahorros en los costos de operacioacuten y mantenimiento en la industria y la reduccioacuten de emisiones de contaminantes
El uso de gas natural como materia prima en la industria petroquiacutemica constituye una de las actividades de mayor valor agregado para el paiacutes por su contribucioacuten a la produccioacuten de compuestos primarios indispensables para el desarrollo de la industria
164
manufacturera y que hoy en su mayoriacutea son importados en Colombia se recomienda promover la creacioacuten de complejos petroquiacutemicos que permitan el desarrollo de una nueva actividad industrial que sea competitiva para favorecer un desarrollo integral y equilibrado del paiacutes
Con el fin de optimizar los requerimientos de infraestructura de transporte de gas natural y posponer inversiones ya sea en el uso de nuevas unidades compresoras o enfriadores o loops se recomienda el desarrollo de programas regionales de uso eficiente de gas natural para todos los sectores
165
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas Tabla - Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas (US$ Constantes Dic 2013) MBTU)
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
ene-14 439 449 358 471 482 390 471 482 390 471 482 390 502 512 420 502 512 420 502 512 420
feb-14 442 453 358 475 485 390 475 485 390 475 485 390 505 516 421 505 516 421 505 516 421
mar-14 405 414 352 437 446 384 437 446 384 437 446 384 468 477 415 468 477 415 468 477 415
abr-14 377 386 345 410 418 377 410 418 377 410 418 377 440 449 408 440 449 408 440 449 408
may-14 361 370 348 394 402 380 394 402 380 394 402 380 424 433 411 424 433 411 424 433 411
jun-14 370 379 352 403 411 384 403 411 384 403 411 384 433 442 414 433 442 414 433 442 414
jul-14 381 390 350 413 422 382 413 422 382 413 422 382 444 453 413 444 453 413 444 453 413
ago-14 381 390 355 413 422 387 413 422 387 413 422 387 444 453 418 444 453 418 444 453 418
sep-14 379 388 350 411 420 382 411 420 382 411 420 382 442 451 413 442 451 413 442 451 413
oct-14 378 387 342 410 419 374 410 419 374 410 419 374 441 450 405 441 450 405 441 450 405
nov-14 388 397 340 420 429 372 420 429 372 420 429 372 451 460 402 451 460 402 451 460 402
dic-14 391 400 340 423 432 372 423 432 372 423 432 372 453 463 403 453 463 403 453 463 403
ene-15 388 396 318 421 428 350 421 428 350 421 428 350 451 459 381 451 459 381 451 459 381
feb-15 386 393 319 418 426 351 418 426 351 418 426 351 449 456 382 449 456 382 449 456 382
mar-15 373 380 312 405 412 344 405 412 344 405 412 344 436 443 375 436 443 375 436 443 375
abr-15 362 369 307 394 401 339 394 401 339 394 401 339 424 432 370 424 432 370 424 432 370
may-15 355 363 312 388 395 344 388 395 344 388 395 344 418 425 374 418 425 374 418 425 374
jun-15 370 378 318 402 410 350 402 410 350 402 410 350 433 440 381 433 440 381 433 440 381
jul-15 380 387 317 412 420 350 412 420 350 412 420 350 443 450 380 443 450 380 443 450 380
ago-15 381 389 321 414 421 353 414 421 353 414 421 353 444 452 384 444 452 384 444 452 384
sep-15 381 388 317 413 420 349 413 420 349 413 420 349 443 451 380 443 451 380 443 451 380
oct-15 388 396 310 421 428 342 421 428 342 421 428 342 451 459 373 451 459 373 451 459 373
nov-15 396 404 312 428 436 344 428 436 344 428 436 344 459 467 374 459 467 374 459 467 374
dic-15 405 413 312 437 445 344 437 445 344 437 445 344 468 476 374 468 476 374 468 476 374
ene-16 492 499 377 524 531 409 524 531 409 524 531 409 554 562 440 554 562 440 554 562 440
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Fecha
Precio en planta de generacioacuten
Termoguajira US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termoflores US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termobarranquilla US$MBTU
2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Tebsa US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termocandelaria US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Proeleacutectrica US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Cartagena US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
166
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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jun-20 657 691 512 657 691 512 657 691 512 520 554 375 673 707 528 851 885 706 851 885 706
jul-20 659 693 517 659 693 517 659 693 517 522 556 379 675 709 532 853 887 711 853 887 711
ago-20 670 706 532 670 706 532 670 706 532 533 569 395 686 721 548 864 900 726 864 900 726
sep-20 681 719 548 681 719 548 681 719 548 544 582 411 697 734 564 875 913 742 875 913 742
oct-20 664 698 527 664 698 527 664 698 527 527 561 390 679 714 543 858 892 721 858 892 721
nov-20 654 687 516 654 687 516 654 687 516 517 550 379 670 703 532 848 881 710 848 881 710
dic-20 668 703 536 668 703 536 668 703 536 531 566 399 684 719 552 862 897 730 862 897 730
ene-21 668 702 531 668 702 531 668 702 531 530 565 394 683 718 547 861 896 725 861 896 725
feb-21 700 740 571 700 740 571 700 740 571 563 603 434 716 756 587 894 934 765 894 934 765
mar-21 697 736 566 697 736 566 697 736 566 560 599 428 713 752 581 891 930 760 891 930 760
abr-21 706 747 576 706 747 576 706 747 576 569 610 439 722 763 592 900 941 770 900 941 770
may-21 692 730 556 692 730 556 692 730 556 555 593 418 708 746 571 886 924 750 886 924 750
jun-21 707 748 574 707 748 574 707 748 574 570 610 436 723 763 589 901 942 768 901 942 768
jul-21 710 750 575 710 750 575 710 750 575 573 613 438 725 766 591 904 944 769 904 944 769
ago-21 723 765 590 723 765 590 723 765 590 586 628 453 739 781 606 917 959 784 917 959 784
sep-21 736 781 606 736 781 606 736 781 606 599 643 469 752 796 622 930 975 800 930 975 800
oct-21 717 757 578 717 757 578 717 757 578 579 620 441 732 773 594 911 951 772 911 951 772
nov-21 706 745 563 706 745 563 706 745 563 569 608 426 722 760 579 900 939 757 900 939 757
dic-21 721 762 581 721 762 581 721 762 581 584 625 444 737 778 597 915 956 775 915 956 775
ene-22 717 757 573 717 757 573 717 757 573 580 620 435 733 773 588 911 951 767 911 951 767
feb-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 611 656 477 764 809 630 943 987 808 943 987 808
mar-22 743 786 606 743 786 606 743 786 606 606 649 469 759 802 621 937 980 800 937 980 800
abr-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 612 656 477 765 809 629 943 987 808 943 987 808
may-22 732 772 590 732 772 590 732 772 590 594 635 452 747 788 605 926 966 784 926 966 784
jun-22 744 786 606 744 786 606 744 786 606 607 649 469 760 802 621 938 980 800 938 980 800
jul-22 743 785 604 743 785 604 743 785 604 606 648 467 759 800 620 937 979 798 937 979 798
ago-22 754 797 618 754 797 618 754 797 618 617 659 481 770 812 634 948 991 812 948 991 812
sep-22 765 809 633 765 809 633 765 809 633 628 672 495 781 824 648 959 1003 827 959 1003 827
oct-22 743 783 602 743 783 602 743 783 602 606 645 465 759 798 618 937 977 796 937 977 796
nov-22 730 767 584 730 767 584 730 767 584 593 630 447 745 783 600 924 961 778 924 961 778
dic-22 742 781 600 742 781 600 742 781 600 605 644 463 758 796 616 936 975 794 936 975 794
ene-23 727 763 578 727 763 578 727 763 578 590 626 440 743 779 593 921 957 772 921 957 772
feb-23 759 799 619 759 799 619 759 799 619 621 661 482 774 814 635 953 993 813 953 993 813
mar-23 752 791 610 752 791 610 752 791 610 615 654 473 768 807 626 946 985 804 946 985 804
abr-23 760 800 619 760 800 619 760 800 619 623 662 482 776 815 635 954 994 813 954 994 813
may-23 744 782 597 744 782 597 744 782 597 607 644 460 760 797 613 938 976 791 938 976 791
jun-23 758 797 615 758 797 615 758 797 615 621 660 478 774 813 631 952 991 809 952 991 809
jul-23 759 798 617 759 798 617 759 798 617 622 661 480 775 814 633 953 992 811 953 992 811
ago-23 772 812 633 772 812 633 772 812 633 635 675 496 788 828 649 966 1006 827 966 1006 827
sep-23 785 827 650 785 827 650 785 827 650 648 690 513 801 843 666 979 1021 844 979 1021 844
oct-23 766 805 623 766 805 623 766 805 623 629 668 486 782 821 639 960 999 817 960 999 817
nov-23 756 793 609 756 793 609 756 793 609 619 656 472 772 809 625 950 987 803 950 987 803
dic-23 771 811 629 771 811 629 771 811 629 634 674 492 787 827 645 965 1005 823 965 1005 823
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoyopal
(Gas Florentildea)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termodorada
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoemcali
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termovalle
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termocentro
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Merieleacutetrica
(Gas Cusiana)Fecha
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termosierra
(Gas Cusiana)
167
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de regasificacioacuten de Cartagena 2016
168
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor
Intercor-Hato Nuevo
Hato Nuevo-Valledupar
Curumaniacute-La Mata
La Mata-San Alberto
San Alberto-Barrancabermeja
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
202 340 615 340
201 1797 615 1797
202 2698 615 2698
202 301 615 301
202 1456 615 1456
202 1435 615 1435
202 524 615 524
203 1276 615 1276
202 487 615 487
203 688 615 688
203 1277 615 1277
1013 748 889 748
1013 1929 889 1929
1012 1382 889 1382
Purificacioacuten-Aipe
Aipe-Neiva
845 3412 1094 3412
963 300 1245 300
962 2480 1245 2480
962 3000 1245 3000
962 1620 1245 1620
1300 146 1134 146
1300 400 1134 400
1300 991 1134 991
1300 463 1134 463
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
1048 477 939 477
1048 2473 937 2473
1048 2450 939 2450
1049 560 939 560
1049 630 939 630
786 1645 673 1645
786 1665 673 1665
786 820 673 820
786 2100 673 2100
Restrepo-Villavicencio 786 2080 673 2080
571 1400 489 1400
571 570 489 570
571 1270 489 1270
571 2860 489 2860
571 1865 489 1865
571 670 489 670
571 655 489 655
571 495 489 495
571 710 489 710
571 795 489 795
571 910 489 910
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2016 2017 2018
Villavicencio-Usme
Valledupar-Curumaniacute
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Tramo2014 2015
169
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor 777 3950Intercor-Hato Nuevo 985 3950 843 3950Hato Nuevo-Valledupar 982 8100 840 8100
982 7900 840 7900
982 8200 840 8200Curumaniacute-La Mata 840 9080 840 9080La Mata-San Alberto 840 8620 840 8620San Alberto-Barrancabermeja 840 8080 840 8080Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
628 3810
628 5097Aipe-Neiva 313 1568La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2020 2021 2022Tramo
2019
Valledupar-Curumaniacute
Purificacioacuten-Aipe
2023
170
171
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
172
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
173
174
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving
175
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak shaving
176
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) 52
312 Decreto 2100 de 2011 53
313 Regulacioacuten 55
32 Organizacioacuten de la industria 57
321 Restricciones a la integracioacuten vertical 59
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos 60
323 Gestioacuten de la informacioacuten 64
324 Tarifas 64
325 Confiabilidad 65
326 Conclusiones 66
4 Proyecciones de precios de gas natural 68
41 Supuestos considerados 68
411 Precio del gas Guajira 68
412 Precio del Gas Cusiana 72
42 Tarifas de Transporte 74
43 Resultados 74
5 Escenarios de Oferta de Gas Natural 77
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas 77
52 Escenarios de Suministro 83
522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural 84
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural 85
53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural 87
531 Antecedentes 87
532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico 88
533 Demanda de gas natural para el sector industrial 93
534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 96
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico 100
536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 107
537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico 109
54 Demanda agregada nacional de gas natural 110
6 Balance de gas natural 112
61 Balance de oferta y demanda 112
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda 114
621 Marco teoacuterico de la demanda de gas 115
622 Resultados de la demanda 117
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda 120
624 Marco teoacuterico de la oferta de gas 120
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural 122
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta 124
63 Marco teoacuterico del balance 124
631 Resultados del balance 125
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance 127
7 Confiabilidad 129
711 Eventos de fuerza mayor 135
712 Eventos planeados 137
713 Ampliacioacuten de suministro 142
8 Anaacutelisis Financiero 153
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema 153
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte 153
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos 154
822 Costo incremento de capacidad compresores y loops 156
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema 158
831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes 158
832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving 158
9 Conclusiones y Recomendaciones 161
91 Conclusiones 161
92 Recomendaciones 162
Iacutendice de Graacuteficas
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 19
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural 21
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012 22
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012 23
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012 24
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural 25
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural 28
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten 34
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten 36
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural 38
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos 39
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector 41
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida 42
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior 46
Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa 47
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural 48
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA) 59
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014 63
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme 63
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural 69
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia 70
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira 71
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana 73
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira 75
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana 76
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030 79
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios 80
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base 81
Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural 84
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta 85
Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten 86
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes 87
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural 88
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural 89
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones 90
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones 91
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico 92
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio 92
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia 94
Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales 95
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio 95
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento 97
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte 97
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo 98
Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles 99
Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular
Escenario Medio 100
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia 101
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
102
Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en
Colombia 103
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional
correspondiente al despacho ideal y real 104
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector
eleacutectrico 105
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus
componentes 106
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico 106
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico 107
Graacutefica 5-30 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector 108
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio 108
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio 109
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio 109
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural 110
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio 110
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional 111
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total 112
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo 116
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido 117
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma 118
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda 119
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda 119
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda 120
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas 121
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural 124
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda 125
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances 127
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor 132
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados 132
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
133
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson 133
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis 134
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas 140
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del
sistema de gasoductos 141
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la
ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 146
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes 148
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving 149
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad 150
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 151
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 152
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad 160
Iacutendice de Tablas
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL 30
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial 32
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 40
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes 45
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur 45
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural 57
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria 65
Tabla 3-3 Cargos regulados 65
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo 78
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas 78
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base 82
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012 90
Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio 94
Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV 99
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural 104
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su
produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas 123
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas 123
Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio 136
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte 137
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema 138
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados 139
Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 144
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad 147
Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving 148
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo 155
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 156
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops 157
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops 157
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes 158
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving 159
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving 159
Iacutendice de Ilustraciones
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad 51
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio 57
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria 58
Anexos
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas 165
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de
regasificacioacuten de Cartagena 2016 167
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops 168
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
171
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
172
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving 174
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak
shaving 175
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados 176
Siglas
BTU British Thermal Unit
CNO-Gas Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural
CQR Caldas Quindiacuteo Risaralda
DANE El Departamento Administrativo Nacional de Estadiacutestica
DNP Departamento Nacional de Planeacioacuten
ECOPETROL Empresa Colombiana de Petroacuteleos
EIA Agencia Internacional de Energiacutea
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
GNV Gas natural vehicular
MHCP Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico
MME Ministerio de Minas y Energiacutea
PIAGN Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
PIB Producto Interno Bruto
SDDP Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica
SIN Sistema interconectado Nacional
SNTGN Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural
UPME Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica
Presentacioacuten El gas natural estaacute jugando un papel cada vez maacutes importante en la atencioacuten de la demanda de energiacutea a nivel mundial El mayor costo relativo de las distintas fuentes energeacuteticas e impacto ambiental que dichos recursos generan convierten al gas natural en una alternativa que ofrece mayores oportunidades de crecimiento desarrollo y eficiencias Aquellos paiacuteses que han incorporado el gas natural como insumo esencial para su funcionamiento muestran mayor pujanza y vigor no solo por el mayor dinamismo de la economiacutea sino por la competitividad industrial en teacuterminos de bajos costos y uso de nuevas tecnologiacuteas Seguacuten expertos de la Agencia Internacional de la Energiacutea (AIE) en poco maacutes de dos deacutecadas el gas no convencional podraacute representar maacutes de un cuarto de la produccioacuten mundial de gas natural gracias a la revolucioacuten del shale gas en los Estados Unidos El desarrollo de los yacimientos no convencionales estaacute modificando el mapa energeacutetico mundial y los patrones de comercio internacional Las estimaciones de demanda de gas natural de la gran mayoriacutea de analistas internacionales muestran al gas natural como la fuente energeacutetica con la mayor tasa de crecimiento en la canasta energeacutetica global tasa que seguiraacute aumentando a un ritmo significativo No en vano en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles el gas natural presenta notables ventajas ambientales una amplia disponibilidad y unos costos de suministro competitivos Por otra parte la apuesta por el GNL en el mundo constituyoacute una importante oportunidad de desarrollo al vincular paiacuteses productores con lejanos centros de consumo permitiendo a los segundos anticiparse con eacutexito a acontecimientos energeacuteticos desfavorables y asegurar la disponibilidad del recurso para la atencioacuten plena de los requerimientos ubicaacutendolos en una posicioacuten ventajosa Por ello explorar las perspectivas del mercado mundial no es por tanto para nuestro paiacutes un ejercicio trivial Colombia es un paiacutes privilegiado en teacuterminos de produccioacuten de energiacutea primaria pero los retos que se debe afrontar en el sector de gas natural para garantizar un suministro confiable de calidad y a precios competitivos son grandes Se requiere de la participacioacuten conjunta de los sectores puacuteblico y privado para lograr en el mediano y largo plazo un paiacutes competitivo y dinaacutemico que impulse el desarrollo econoacutemico sin el incremento desbordado de emisiones nocivas para el medio ambiente Son grandes los beneficios que el gas natural ha traiacutedo a Colombia y se preveacute que su aporte al sector productivo y a las familias sea creciente sustituyendo otras formas energeacuteticas maacutes costosas y menos eficientes respondiendo a las nuevas necesidades de demanda evitando subsidios cuantiosos lo cual reporta ventajas suficientes no solo desde la oacuteptica social sino desde la perspectiva ambiental hoy en diacutea cuestioacuten de la mayor importancia por los estragos que viene generando el cambio climaacutetico Este documento de prospectiva si bien obedece a un mandato de caraacutecter legal contiene un anaacutelisis de caraacutecter referencial o indicativo que responde una visioacuten integral y armoacutenica cuyo propoacutesito es dar cierta certidumbre e informacioacuten para la toma de decisiones de inversioacuten reduciendo el grado de incertidumbre asiacute como para elaborar acciones de poliacutetica El anaacutelisis constituye un esfuerzo para ofrecer nuevos elementos de estudio que permitan ampliar en conocimiento del mercado del gas natural en Colombia y su interrelacioacuten con los demaacutes mercados de energiacutea mediante la exploracioacuten del futuro bajo la teacutecnica de escenarios guardando la coherencia y compatibilidad interna de las distintas hipoacutetesis que definen cada uno de los
escenarios los cuales fueron concebidos con rigor procedimental y con la informacioacuten disponible maacutes actualizada utilizando varios escenarios bien contrastados con la finalidad de ldquocubrirrdquo adecuadamente una amplia gama de trayectorias futuras El documento aquiacute presentado estaacute integrado por nueve capiacutetulos El primero aborda los preceptos legales que rigen las responsabilidades de la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica y los fundamentos de su actuacioacuten en el contexto gubernamental Describe igualmente los elementos teacutecnicos y lineamientos generales para la elaboracioacuten del plan indicativo de abastecimiento de gas natural (PIAGN) En el capiacutetulo segundo se presenta el contexto internacional y nacional del mercado del gas natural haciendo especial eacutenfasis en la participacioacuten y evolucioacuten del gas natural en la matriz energeacutetica en cuanto a reservas produccioacuten y consumo Se hace una descripcioacuten de la cadena de valor del GNL y su comportamiento en el mercado mundial Igualmente se presenta una perspectiva del desenvolvimiento del mercado nacional la evolucioacuten de las principales variables las caracteriacutesticas de la oferta la demanda y el sistema actual de transporte El tercer capiacutetulo contiene un anaacutelisis del marco de poliacutetica y la normatividad vigente maacutes relevante que ordena las actividades dirigidas a la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural e introduce los esquemas tarifarios de las actividades reguladas En el capiacutetulo cuarto se expone el tema de los precios del gas natural los supuestos considerados para la estimacioacuten de largo plazo los cuales se basan en la consideracioacuten de que en el mediano plazo los precios nacionales seraacuten regidos por mercados internacionales en la medida que se importe gas natural de la cuenca del Caribe En el capiacutetulo cinco se analiza el comportamiento esperado de la oferta presentando los escenarios futuros de incorporacioacuten de reservas de gas natural y la produccioacuten esperada asiacute como las perspectivas de produccioacuten reportada por los agentes para los proacuteximos 10 antildeos Este capiacutetulo tambieacuten presenta la demanda futura de gas natural profundizando en los principales factores que afectan la evolucioacuten del consumo sectorial y del desarrollo del consumo regional El capiacutetulo sexto hace referencia al balance oferta demanda de gas natural luego de considerar las distintas alternativas de suministro de gas natural para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo introduciendo un anaacutelisis estocaacutestico de la oferta y demanda debido a la incertidumbre de cada variable relevante de modo que las observaciones del comportamiento del gas natural pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros Se cotejan los escenarios determiniacutesticos y probabiliacutesticos de oferta y demanda de gas natural para establecer escenarios criacuteticos El capiacutetulo seacuteptimo se realiza un anaacutelisis de la confiabilidad con el propoacutesito de evaluar las repercusiones en la demanda por las fallas del sistema de transporte que generan demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento Igualmente se examinan los factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten De igual formas se realiza un anaacutelisis de los requerimientos de infraestructura para minimizar racionamientos y permitir un servicio continuo y confiable En el capiacutetulo octavo presenta la evaluacioacuten financiera de las distintas alternativas evaluadas para la expansioacuten de la capacidad de transporte y el desarrollo de confiabilidad que debe tener el sistema colombiano Finalmente el capiacutetulo noveno presenta de manera general las conclusiones del trabajo y todas las medidas y decisiones que se considera necesario emprender para asegurar el abastecimiento de gas natural en condiciones competitivas
1 Introduccioacuten
11 Antecedentes
De acuerdo con lo definido en el Artiacuteculo 16 de la Ley 143 de 1994 que dio origen a la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica ndash UPME se encargoacute a esta institucioacuten entre otras funciones la de apoyar la toma de decisiones en materia minera y energeacutetica y la evaluacioacuten de poliacuteticas sectoriales realizando planes indicativos con el fin de alcanzar una asignacioacuten oacuteptima de recursos para satisfacer los requerimientos mineros y energeacuteticos internos y externos mediante las siguientes tareas fundamentales
a Establecer los requerimientos energeacuteticos de la poblacioacuten y los agentes econoacutemicos del
paiacutes con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolucioacuten maacutes probable de las variables demograacuteficas y econoacutemicas y de precios de los recursos energeacuteticos
b Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energeacuteticos existentes convencionales y no convencionales seguacuten criterios econoacutemicos sociales tecnoloacutegicos y ambientales
En este marco se han realizado importantes propuestas para el desarrollo del sector energeacutetico con la consecucioacuten de objetivos notables En la uacuteltima deacutecada cambios significativos en su reacutegimen institucional y en aspectos de la regulacioacuten de los diversos mercados energeacuteticos han permitido ir dando respuestas adecuadas para lograr un satisfactorio grado de inversiones y reducir la vulnerabilidad del sector energeacutetico Sin embargo cabe decir que auacuten existen oportunidades para que Colombia encamine la matriz energeacutetica en el largo plazo de forma tal que se asegure la maacutexima contribucioacuten del sector al desarrollo nacional y se ajusten los desequilibrios parciales en mercados especiacuteficos y se reduzca la vulnerabilidad frente a fenoacutemenos irregulares que generan alto grado de incertidumbre Estos uacuteltimos a su vez frente al fenoacutemeno del cambio climaacutetico podriacutean convertirse cada vez en menos predecibles razoacuten por la cual es necesario establecer estrategias y acciones para reducir la vulnerabilidad La consecucioacuten de esta estrategia requiere asiacute de la coordinacioacuten de actividades en las distintas cadenas energeacuteticas a fin de que el conjunto de objetivos sectoriales hallen su debida convergencia tanto en el corto como en el mediano y largo plazo A lo largo de los uacuteltimos antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados locales como los de la Costa Atlaacutentica Santander y Huila sino a nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca El impacto que tuvo en el consumo de energiacutea de fuentes primarias la entrada del gas natural al sistema del interior del paiacutes como producto del ldquoPlan de Masificacioacuten del Gasrdquo (PMG) fue de la mayor preponderancia cuyos resultados comenzaron a manifestarse cuando hacia 1996 se terminaron las obras de gasoductos que conectaban el gas de la Guajira con los principales centros poblados de Colombia como son Bogotaacute Medelliacuten Cali y otros en sus respectivas aacutereas de influencia De este modo la participacioacuten del gas en la matriz de energiacutea fue creciente especialmente despueacutes de 1999 a medida que se sumaban consumidores de distintos sectores
Para tener una idea de la importancia del gas natural en Colombia vale decir que este energeacutetico representaba en 2012 un 205 del consumo neto de energiacutea primaria y secundaria mientras que hacia 1995 el consumo final de energiacutea con gas natural se encontraba alrededor de 7 En teacuterminos generales Colombia ha sido un paiacutes particularmente exitoso en crear una amplia red nacional de gasoductos con participacioacuten del sector puacuteblico y privado y en la penetracioacuten del gas natural en todos los sectores socioeconoacutemicos de consumo No obstante los estimativos disponibles de recursos convencionales comercialmente explotables de gas natural sugieren que nuestro paiacutes hoy posee recursos para cubrir las estimaciones de demanda domeacutestica en un escenario de crecimiento medio hasta cerca del antildeo 2016 dada la situacioacuten de declinacioacuten del principal campo productor y no se espera nueva disponibilidad de gas relacionado con reservas probables Adicionalmente en la uacuteltima deacutecada las reservas de hidrocarburos en Colombia se han mantenido relativamente estancadas pese al aumento en los niveles de exploracioacuten despueacutes del 2005 como consecuencia de los altos precios internacionales del petroacuteleo y del gas y de los cambios institucionales y de poliacutetica interna realizados como la creacioacuten de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Pero el dinamismo de la demanda comenzoacute a dar claras sentildeales de agotamiento ndash debido a la incertidumbre del suministro futuro ndash que se intentoacute resolver por medio de la eliminacioacuten del consumo del sector de generacioacuten teacutermica a gas Ademaacutes ante la ausencia de una oferta comercial suficiente para suplir la demanda de flexibilidad de largo plazo del sector eleacutectrico y de otra parte sin el servicio de confiabilidad para los distintos usuarios en el diacutea a diacutea y como el sistema de transporte es radial las indisponibilidades de suministro o de transporte ocasionan serias consecuencias sobre el conjunto de los usuarios de consumo Esta situacioacuten fue atendida por las autoridades sectoriales y el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute lineamientos de poliacutetica sobre el manejo de la oferta y la demanda de gas a traveacutes del Decreto 2100 de 2011 que incluyoacute entre otras
i Desarrollo de recursos no convencionales ii Nuevas poliacuteticas de comercializacioacuten (mercado secundario subastas de venta de corto
plazo) iii Gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial por medio de un nuevo agente
institucional iv Exportacioacuten de gas con criterio flexible se establece la libertad de precios para
importaciones y exportaciones v La posibilidad de autorizar inversiones en confiabilidad con una metodologiacutea que
desarrollaraacute la CREG
Dicho Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En teacuterminos generales el Decreto fijoacute la poliacutetica para la promocioacuten del abastecimiento de gas natural en Colombia y definioacute que la comercializacioacuten del gas debiacutea promover la competencia mitigar los efectos de la concentracioacuten de la produccioacuten propiciar la formacioacuten de un precio eficiente del recurso y ofrecer informacioacuten oportuna y suficiente para todos los agentes La norma en su Artiacuteculo 17 incorporoacute la realizacioacuten de un Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural por parte de la UPME con base en unos lineamientos teacutecnicos que determinaraacute el Ministerio de Minas y Energiacutea encaminado fundamentalmente a la orientacioacuten de las decisiones
de los agentes y las acciones del gobierno para asegurar el abastecimiento pleno y eficiente de gas natural en el mediano y largo plazo Es dentro de este mandato que se desarrolla el Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural -PIAGN- que se presenta en este documento Este Plan tiene el propoacutesito de suministrar informacioacuten resultante de los amplios anaacutelisis para que orienten las decisiones de los agentes y de las autoridades competentes en la toma de decisiones oportunas que aseguren la satisfaccioacuten de demanda en el largo plazo en las debidas condiciones teacutecnicas y de confiabilidad del suministro de gas natural a precios competitivos
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN Mientras que la planificacioacuten de la expansioacuten de los sistemas de abastecimiento y transporte de gas natural resulta sencilla en un esquema integrado verticalmente y bajo criterios de garantiacutea de suministro este tema se vuelve de alta complejidad en un sistema guiado por la maximizacioacuten de beneficios y con actores no integrados Es de anotar que la Masificacioacuten del Gas se realizoacute bajo ciertos criterios hasta la privatizacioacuten de Ecogas y la capitalizacioacuten de Ecopetrol Por otra parte las particularidades de la demanda de gas para generacioacuten de electricidad ha implicado formas contractuales entre productores de gas transportadores y generadores eleacutectricos que distorsionan los propios principios del mercado e impiden una expansioacuten concertada de la oferta de gas pero tambieacuten de la oferta de generacioacuten eleacutectrica Adicionalmente la oferta futura de gas natural tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al sector transporte de gas toda vez que eacuteste desvinculado en propiedad de los productores no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado El dilema es entonces como puede abordar la Planificacioacuten esta complejidad ya que sin una prospectiva de oferta y demanda de los distintos mercados de gas no pueden existir sentildeales integradas de expansioacuten que lleguen a tiempo dada la anticipacioacuten necesaria de la expansioacuten de la oferta a la demanda si se desea confiabilidad en ambos sistemas a) eleacutectrico y de gas y b) de infraestructura de transporte y de abastecimiento en campos productores Asiacute las cosas los principales factores que impiden el desarrollo equilibrado del mercado de gas natural se vinculan no solo con las caracteriacutesticas de la demanda altamente influenciada por la demanda de gas para generadores teacutermicos sino tambieacuten con una incertidumbre acerca de la oferta disponible a corto plazo pero tambieacuten a largo plazo Por lo tanto se pueden apreciar al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por el esquema de planificacioacuten para lograr un abastecimiento pleno y eficiente de gas natural
a El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
b El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
c El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el colombiano las dos primeras dificultades no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de instrumento regulatorio que incentive la exploracioacuten sin que ello garantice resultados En el tercer caso mediante ejercicios de planificacioacuten se pueden elaborar recomendaciones o advertencias que permitan anticipar posibles deacuteficits El conjunto de esta problemaacutetica es por ahora abordable desde el sistema de planificacioacuten con un caraacutecter indicativo y en ese papel responde a la dificultad vinculada con la anticipacioacuten de complicaciones de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo y cuya precisioacuten por acotada que sea es uacutetil para advertir problemas con la suficiente antelacioacuten Para establecer la cuantificacioacuten del deacuteficit posible y probable de oferta de gas natural para satisfacer los requerimientos totales de la demanda se consideraran multiplicidad de escenarios tanto desde el punto de vista de la oferta como de la demanda con el propoacutesito de tomar en cuenta una gama amplia de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y largo plazo para que responda a la finalidad y caracteriacutesticas del anaacutelisis prospectivo pretendido Para analizar la problemaacutetica de confiabilidad se consideraran escenarios muy criacuteticos y otros menos o no criacuteticos recordando que el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo desde el punto de vista de la sentildeal que el sistema de planeamiento enviacutea al mercado de gas natural una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten distorsionada y a decisiones que implican una sobreinversioacuten Al mismo tiempo no enviar una sentildeal de magnitudes de escenarios criacuteticos implicariacutea avalar una crisis previsible con costos muy elevados en teacuterminos econoacutemicos (cortes de gas o electricidad sustitucioacuten por combustibles muy costosos improvisacioacuten etc) El anaacutelisis del impacto de la demanda sobre la confiabilidad del sistema de transporte es sin embargo el aspecto fundamental para el caso colombiano pues es por esa causa que el sistema es maacutes vulnerable a provocar desabastecimientos totales o parciales Por ello se determinaran iacutendices probabiliacutesticos de falla del sistema de transporte bien sea por dantildeos en alguno de sus componentes o por incremento en la demanda de gas que haga que el sistema no sea capaz de transportar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse Para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural se consideraron unos los lineamientos generales que hacen referencia al cumplimiento de unos criterios generales en la elaboracioacuten del Plan y de unos criterios teacutecnicos para la realizacioacuten del ejercicio de planificacioacuten asiacute 121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
1) Ser integral y flexible susceptible de ser ajustado seguacuten los cambios econoacutemicos poliacuteticos y ambientales tanto del entorno nacional como internacional
2) Formular las acciones y soluciones que permitan el pleno abastecimiento de gas natural dando las sentildeales apropiadas para facilitar la toma de decisiones de inversioacuten
3) La demanda de gas natural debe ser satisfecha considerando criterios de uso eficiente de las fuentes energeacuteticas
4) Basarse en escenarios que consideren las variables maacutes influyentes sobre el consumo de gas natural y sus sustitutos en un horizonte de largo plazo
5) Propender por la minimizacioacuten de los costos para lograr la sostenibilidad econoacutemica y ambiental del sistema en el largo plazo con precios competitivos para los usuarios y maximizacioacuten de la cobertura
122 Lineamientos Teacutecnicos
a) La oferta de gas natural corresponde a la uacuteltima declaracioacuten de produccioacuten nacional e importacioacuten por parte de agentes
b) La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados
c) El periodo considerado para comercializacioacuten de gas de nuevos hallazgos seraacute miacutenimo de tres antildeos desde la fecha de su descubrimiento
d) La entrada en operacioacuten de proyectos de regasificacioacuten seraacute miacutenimo de cuatro antildeos desde etapa de planificacioacuten
e) La entrada en operacioacuten de nuevos gasoductos seraacute como miacutenimo tres antildeos desde su etapa de proyeccioacuten
f) La entrada en operacioacuten de nuevas estaciones de compresioacuten seraacute de dos antildeos desde etapa de planificacioacuten
g) La capacidad de los gasoductos troncales corresponderaacute a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas
h) La capacidad de transporte de cada uno de los tramos seraacute afectada por la indisponibilidad maacutes alta de los mismos
i) Horizonte de Planeacioacuten de 10 antildeos La elaboracioacuten del Plan significa entonces un anaacutelisis de la perspectiva de abastecimiento de mediano y largo plazo ante diferentes escenarios de incorporacioacuten de oferta nacional y extranjera Con el tiempo la dinaacutemica del sector permitiraacute identificar los escenarios sobre los cuales seraacute conveniente profundizar en su estudio y proposicioacuten lo cual supone una actualizacioacuten perioacutedica del documento para evaluar la situacioacuten de abastecimiento del sector La metodologiacutea empleada para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento pretende establecer un marco analiacutetico flexible que pueda ser usado para posteriores revisiones bajo cualquier escenario de suministro y transporte dentro del mercado de gas natural En este marco se ha realizado un trabajo conjunto con todos los agentes para establecer escenarios que evaluacuteen el comportamientos de las principales variables que tienen incidencia en el planeamiento y que permitan la identifiquen distintas alternativas que resulten atractivas para quienes toman decisiones de inversioacuten pero que en cualquiera de los casos responda a los objetivos de la perspectiva del Estado La Graacutefica 1-1 presenta de manera esquemaacutetica la metodologiacutea seguida en el anaacutelisis Para efectos de eacuteste anaacutelisis se define abastecimiento como la capacidad del sistema (infraestructura existente para produccioacuten importacioacuten y transporte) disponible para el suministro de gas en el corto mediano y largo plazo y confiabilidad en funcioacuten de la demanda no atendida o el desabastecimiento ocasionado debido a la probabilidad de falla del sistema tanto por eventos programados como por situaciones de fuerza mayor
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Marco Institucional y Regulatorio
Contexto Nacional e Internacional del Mercado de Gas Natural
Producto 1 Escenarios de proyeccioacuten de precios
de gas natural
Construccioacuten de
balances determiniacutesticos
oferta - demanda de gas
natural a escala nacional
y regional
Elaboracioacuten de balances
probabiliacutesticos oferta -
demanda de gas natural
a escala nacional
Producto 4
Determinacioacuten de los
riesgos de deacuteficit de
abastecimiento de gas
natural a escala nacional y
regional
Estimacioacuten de las
necesidades futuras de
infraestructura de
transporte
Seleccioacuten de los nodos
del sistema de
transporte de gas
natural y proyeccioacuten de
demanda nodal
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de
transporte
Producto 5 Plan
baacutesico de expansioacuten
de la infraestructura
de transporte de gas
natural
Estimacioacuten de indices de
confiabilidad del
abastecimiento y
transporte
Definicioacuten de los criterios
de confiabilidad en el
suministro y transporte
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de produccioacuten
y transporte para dar
confiabilidad al sistema
Producto 6 Plan de
expansioacuten de la
infraestructura de
transporte de gas
natural bajo criterios
de confiabilidad
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala regional y
sectorial
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala nacional
Producto 3
Escenarios de
proyeccioacuten de
demanda de gas
natural
Estimacioacuten de las
reservas actuales
seguacuten sus
componentes y
proyeccioacuten de
escenarios futuros para
las mismas
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
produccioacuten a escala
regional
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
produccioacuten futura a
escala nacional
Producto 2
Escenarios de oferta
futura de gas natural
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural
21 Contexto Internacional El contexto energeacutetico mundial estaacute cambiando de manera acelerada resultado del incremento de produccioacuten de petroacuteleo y gas en los Estados Unidos asiacute como la extendida utilizacioacuten de tecnologiacuteas amigables con el medio ambiente como eoacutelica y solar la disminucioacuten del uso de la energiacutea nuclear y el desarrollo de los yacimientos no convencionales de gas natural entre otros aspectos Una de las circunstancias que estaacuten causando mayor impacto hace referencia al cambio en los flujos de comercio de hidrocarburos en Norteameacuterica promovidos por la mayor produccioacuten de petroacuteleo de alta calidad y de gas natural no convencional cuyo resultado ha sido una disminucioacuten de los precios particularmente del gas natural y de electricidad promoviendo con ello una industria maacutes competitiva Si bien los precios del gas vienen decreciendo en el continente americano en Europa y Japoacuten los mismos se han incrementado de forma exponencial como consecuencia del bajo precio del carboacuten que se liberoacute en Estados Unidos y que viene sustituyendo al gas en el viejo continente Lo anterior demuestra la fuerte interaccioacuten entre las diversas fuentes de energiacutea sus mercados y precios a nivel mundial Indudablemente el gas natural atraviesa un periodo favorable pues en todos los escenarios de prospectiva se aprecia una demanda creciente especialmente para generacioacuten de electricidad y como combustible industrial independientemente de la localizacioacuten geograacutefica favorecido por menores emisiones de carbono frente al petroacuteleo y el carboacuten Nuevas teacutecnicas de exploracioacuten y de perforacioacuten de pozos han contribuido de manera decidida al aumento significativo de las reservas mundiales de gas y a una reduccioacuten de sus costos de produccioacuten reposicionando su competitividad y mayor disponibilidad del recurso permitiendo la expansioacuten de los mercados globales de GNL 211 Reservas Una mirada a la evolucioacuten histoacuterica de las reservas de gas natural sentildeala que durante el periodo comprendido entre 1991 y el 2012 las reservas probadas crecieron a una tasa de 235 promedio antildeo pasando de 4062 TPC a 66113 TPC totalizando una incorporacioacuten de 1214 TPC por antildeo durante los veintiuacuten antildeos de anaacutelisis con una disminucioacuten de 03 con respecto a 2011 de acuerdo con lo presentado en el BP Statistical Review of World Energy 2013 Al finalizar el antildeo 2012 las reservas probadas de gas natural en el mundo ascendiacutean a 66113 TPC un 03 menos que el antildeo 2011 cuando totalizaron 66286 TPC reduccioacuten atribuible a las estimaciones a la baja que efectuoacute Rusia ubicando a Iraacuten como el mayor poseedor de reservas de este energeacutetico en el planeta las cuales en importante proporcioacuten se localizan costa afuera aunque una parte significativa de la produccioacuten de gas natural proviene de campos de gas asociado on shore Regionalmente el Medio Oriente concentroacute la mayor tasa de admisioacuten de reservas con un 31 promedio antildeo correspondiente a 1334 TPC en los uacuteltimos 21 antildeos seguido de la regioacuten de Europa y Euroasia las cuales agregaron la totalidad de 6937 TPC equivalentes a una tasa media anual de 198
En menor escala se adicionaron reservas probadas en India Arabia Saudita Malasia y Venezuela en las regiones de Asia Paciacutefico Medio Oriente y Centro y Surameacuterica mientras que en la demaacutes regiones se presentoacute retraccioacuten de los voluacutemenes totales y particularmente los principales productores europeos Noruega Holanda y el Reino Unido y del continente Americano como Argentina y Trinidad y Tobago El continente americano participoacute con el 984 del total mundial destacaacutendose Norte Ameacuterica que aumentoacute medio punto porcentual con respecto del 2011 revirtiendo la tendencia decreciente que veniacutea registraacutendose en la deacutecada de 1991 a 2001 Este aumento se debioacute esencialmente al inicio de explotacioacuten del shale gas o gas de esquisto de Estados Unidos Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total el cual viene creciendo de forma notable Evidentemente la combinacioacuten de nuevas teacutecnicas de perforacioacuten y el fracturamiento hidraacuteulico han incrementado las tasas de incorporacioacuten de los uacuteltimos antildeos permitiendo el desarrollo de los recursos no convencionales traducido en la inclusioacuten de recursos prospectivos a las reservas probadas La regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica muestra una tasa de crecimiento medio del 176 en los 21 antildeos de anaacutelisis con un miacutenimo de incremento entre el 2011 y el 2012 de tan soacutelo 06 totalizando 2686 TPC de reservas probadas que corresponde a una participacioacuten relativa de 41 La Graacutefica 2-1 representa un comparativo de la evolucioacuten regional de las reservas probadas de gas natural
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural
Fuente BP 2013
Como lo muestra la graacutefica la regioacuten del Medio Oriente sigue manteniendo una incorporacioacuten de reservas de manera sostenida y en mayor proporcioacuten que la regioacuten de Europa y Euroasia cuya proporcioacuten al nivel mundial alcanza una tercera parte del total en tanto que de manera conjunta acumulan el 74 de las reservas probadas de gas natural en el planeta El resto de regiones presentaron participaciones modestas siendo Asia Paciacutefico la de mayor aporte con 82 dentro de este grupo seguida de Aacutefrica y Ameacuterica del Norte con 77 y 52
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2500
3000
Norteameacuterica Surameacuterica yCentroameacuterica
Europa yEuroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
1991 2001 2011 2012
correspondientemente En la zona Norteamericana se destaca Estados Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total durante el mismo antildeo 2012 la cual viene creciendo de forma extraordinaria En Centro y Surameacuterica alrededor del 732 del total de reservas se localizan en Venezuela representando individualmente un 3 del total mundial equivalente a 963 TPC Le siguen en cantidad Brasil con 15 9 TPC Peruacute que contaba con 126 TPC Argentina con 113 y Bolivia 112 TPC mientras que Colombia disponiacutea de 54TPC ubicaacutendose en una posicioacuten humilde frente a los demaacutes paiacuteses productores La Graacutefica 2-2 presenta la situacioacuten de reservas probadas de gas natural al finalizar el 2012
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012
Fuente BP 2013
212 Produccioacuten y consumo de gas natural Al finalizar el 2012 la produccioacuten mundial de gas natural llegoacute a 3246 GPCD representando un aumento del 19 en relacioacuten con el volumen promedio alcanzado en 2011 La regioacuten de Europa y Euroasia aportaron cerca del 307 del total mundial seguida de Norteameacuterica con 268 Las zonas geograacuteficas de Medio Oriente Aacutefrica y Asia Paciacutefico de manera conjunta representaron el 372 en tanto que Centro y Surameacuterica fueron responsables por tan soacutelo el 53 Durante el 2012 la mayor produccioacuten se realizoacute por parte de Estados Unidos y Rusia con 657 TPCD y 571 TPCD correspondientemente en tanto que Iraacuten con 155 Qatar con 152 China con 103 y Arabia Saudita con 99 TPC registraron produccioacuten adicional frente a 2011 pero colectivamente no alcanzaron a superar la participacioacuten del 176 de Rusia Seguacuten las estadiacutesticas de BP (British Petroleum) fueron muchos los paiacuteses que registraron reduccioacuten de produccioacuten frente al 2011 destacaacutendose Canadaacute Rusia Iraq India Indonesia lo cual significa que paiacuteses con menor tradicioacuten en produccioacuten de gas natural aumentaron de forma importante sus aportes como Brasil Peruacute Noruega Turkmenistaacuten y Libia entre otras naciones La tasa de crecimiento medio anual de la produccioacuten mundial entre 1991 y 2012 fue del 254 destacaacutendose las regiones de Oriente Medio con 836 Asia Paciacutefico que sobrepasoacute 58 y
Norteameacuterica579Europa y Euroasia
3118
Oriente Medio4298
Aacutefrica774
Asia Paciacutefico825
Argentina017
Bolivia017
Brazil024
Colombia008
Peru019
Trinidad amp Tobago020
Venezuela297
Other S amp Cent
America003
Surameacuterica y Centroameacuterica
406
Aacutefrica con 56 Individualmente la mayor tasa de crecimiento en el mismo horizonte la alcanzoacute Qatar con 165 y luego Kuwait 121 y Egipto 10 correspondientemente La Graacutefica 2-3 presenta la evolucioacuten de produccioacuten mundial de gas natural
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012
Fuente BP 2013
En cuanto a la produccioacuten de Centro y Surameacuterica se presentoacute un aumento de 513 MPCD en 2012 pese al descenso continuo de la oferta de gas natural de Argentina Por su parte Bolivia y Peruacute registraron aumentos de su produccioacuten de 213 MPCD y 150 MPCD correspondientemente En cuanto a Venezuela se reportoacute aumento de 141 MPCD por los buenos resultados de la produccioacuten en el aacuterea cercana al Lago de Maracaibo Asimismo la regioacuten Asia-Paciacutefico alcanzoacute una produccioacuten de 47299 MPCD aproximadamente 512 MPCD maacutes que en 2011 donde China incrementoacute en 410 MPCD con respecto al 2011 logrando 10345 MPCD Buena parte de la capacidad adicional de produccioacuten procedioacute de paiacuteses que normalmente presentaban insuficiencia como Tailandia y Pakistaacuten En el caso de Australia la produccioacuten de gas natural llegoacute en 2012 a 4732 MPCD incrementaacutendose en un 88 con referencia a 2011 Es notoria la recuperacioacuten mostrada por la regioacuten Africana que desde el 2009 ha venido aumentando los niveles de produccioacuten de manera sostenida con Libia a la cabeza mientras que Algeria es la uacutenica nacioacuten de ese continente que presentoacute una disminucioacuten de produccioacuten en el uacuteltimo antildeo Paiacuteses como Qatar Omaacuten Nigeria Egipto y Trinidad y Tobago presentan unas tasas de crecimiento superiores al 10 promedio antildeo en los veinte uacuteltimos antildeos de historia muy superior al promedio mundial que se ubica en el 25 China India y Myanmar son igualmente jugadores importantes cuya evolucioacuten muestra tasas de crecimiento por encima del 5 promedio antildeo en el mismo horizonte de estudio
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
El consumo a nivel mundial tiene un comportamiento similar al de la produccioacuten y se explica por el desarrollo del sector efectuado a traveacutes de mercados regionales que se interconectaban a traveacutes de gasoductos Esta situacioacuten ha cambiado con el desarrollo del mercado del Gas Natural Licuado (GNL) que ha permitido movilizar gas de paiacuteses con grandes reservas a paiacuteses con mayores consumos El consumo a nivel global crecioacute un 22 en proporcioacuten al 2011 explicado baacutesicamente por su uso en las regiones de Norteameacuterica Europa - Euroasia y Asia - Paciacutefico los cuales representan aproximadamente el 80 del consumo mundial valor que ascendioacute a 3198 GPCD 71 GPCD maacutes que en 2011 En los uacuteltimos 10 antildeos la demanda total de gas ha crecido a una tasa promedio antildeo del 32 sobresaliendo la regioacuten de Oriente Medio que aumentoacute la demanda por encima del 82 promedio antildeo seguida de la regioacuten de Asia - Paciacutefico cuyo incremento medio es fue del 8 y Aacutefrica con 78 promedio antildeo La Graacutefica 2-4 muestra la tendencia seguida a nivel mundial en consumo de gas natural
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012
Fuente BP 2013
En Norteameacuterica el consumo se incrementoacute en 35 GPCD alcanzando 875 GPCD donde se destaca Estados Unidos demandando una cuarta parte del consumo mundial equivalente a 697 GPCD Por otro lado Rusia responde por el 125 de la demanda total y la regioacuten Europa ndash Euroasia consume un tercio del total mundial aunque presentoacute una disminucioacuten en 25 TPCD respecto de 2011 debido a la crisis en paiacuteses como Alemania Francia el Reino Unido entre otros Durante el 2012 la regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica demandoacute 08 GPCD maacutes que en 2011 pasando de 151 a 159 GPCD lo que representa un incremento de 53 Su participacioacuten relativa correspondiendo al 5 de la demanda total mundial ubicaacutendola como una de las
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
regiones de menor demanda junto con la regioacuten africana donde se utilizoacute en promedio 118 GPCD De manera individual Estados Unidos es el mayor consumidor seguido de Rusia luego se encuentra Iraacuten con 151 GPCD China con 139 GPCD y Japoacuten con 113 GPCD aclarando que el gas natural utilizado en Iraacuten no es para consumo final en ese paiacutes En Centro y Surameacuterica Argentina Venezuela Brasil y Trinidad y Tobago son los paiacuteses de mayor consumo que en conjunto responden por el 807 del total registrado en la regioacuten La regioacuten de Europa y Euroasia sufrioacute una reduccioacuten de 0709 TPCD lo que condujo a un nivel de 1045 TPCD en 2012 Por su parte en la Unioacuten Europea la produccioacuten fue de 144 TPCD y demandoacute 428 TPCD representando el 40 del consumo total de la regioacuten y mostrando una reduccioacuten del 23 con respecto a 2011 Fueron pocos los paiacuteses de la Unioacuten Europea que incrementaron tiacutemidamente su consumo como es el caso de Francia Alemania y Beacutelgica en tanto que paiacuteses como el Reino Unido Suecia Portugal y Espantildea registraron disminucioacuten importante de su demanda debido a la recesioacuten econoacutemica de esa regioacuten 213 Balance El balance de gas natural para cada una de las regiones se definioacute como la diferencia entre la produccioacuten de la regioacuten en el antildeo de referencia y el consumo para el mismo antildeo con lo cual se puede determinar los deacuteficits y excedentes seguacuten sea el caso pero gracias al comercio internacional de GNL los flujos de gas se han intensificado permitiendo compensar en aquellas regiones deficitarias la falta de gas disponible para el consumo La Graacutefica 2-5 representa una comparacioacuten regional en los antildeos 2001 y 2012
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural
Fuente Bp Caacutelculos Propios
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100000
120000
Norteameacuterica Centro ySudameacuterica
Europa yEurasia
Medio Oriente Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
D
Produccioacuten 2001 Consumo 2001 Produccioacuten 2012 Consumo 2012
El comportamiento de la regioacuten Norteamericana luego de un periodo de deacuteficit inicioacute una nueva etapa de produccioacuten de gas natural que permite en 2012 un equilibrio fraacutegil pero con grandes perspectiva de superaacutevit futuro con lo cual esta regioacuten podraacute convertirse en un exportador natural En Medio Oriente Aacutefrica y Centro y Surameacuterica presentan similitudes pues en los tres casos la demanda de gas natural se ha abastecido con producto local y cuentan con excedentes crecientes aumentando su disponibilidad y permitiendo suplir las necesidades de otros territorios pese al aumento progresivo del consumo en cada una de estas regiones Las regiones de Asia - Paciacutefico Europa y Euroasia se identifican por su progresivo desequilibrio que se hace maacutes notorio en el territorio de Asia - Paciacutefico donde se ha multiplicado por cuatro la restriccioacuten durante los uacuteltimos 10 antildeos explicaacutendose por los mayores consumos de gas natural con destino al sector termoeleacutectrico que aumentoacute de manera excesiva en Japoacuten por reemplazo de la generacioacuten nuclear por tecnologiacuteas de generacioacuten de ciclos combinados de electricidad que usan gas natural y vapor luego del terremoto y posterior tsunami ocurrido en 2011 Centro y Surameacuterica pasoacute de mantener un equilibrio fraacutegil en 2001 a ser excedentaria en 2012 aunque algunos de los paiacuteses de Surameacuterica importan gas para atender sus necesidades y otros como Colombia y Peruacute lo exportan Como se mencionoacute anteriormente los excedentes de gas natural se comercializan entre distintos paiacuteses y regiones a traveacutes de gasoductos o viacutea GNL Por ejemplo Aacutefrica vende excedentes de produccioacuten a traveacutes de gasoductos o LGN a Europa1 y Medio Oriente vende excedentes de gas a Europa y Asia - Paciacutefico en LGN En el caso particular de Surameacuterica se vende excedentes desde Colombia viacutea gasoducto a Venezuela y se estima que proacuteximamente viacutea barco a la multinacional Gazprom Se estima que durante el antildeo 2012 se comercializaron aproximadamente 997 GPCD de gas natural de los cuales el 68 se movilizoacute viacutea gasoducto y el restante 32 se realizoacute se en barcos metaneros Fue notable la disminucioacuten de importaciones de Europa las cuales proveniacutean de Rusia y de GNL La regioacuten Asia Pacifico se consolidoacute como el mayor importador de GNL con un aumento de10 que correspondioacute a 19 TPCD al pasar de 199 TPCD a 218 TPCD Asimismo China que se consolidoacute como el tercer mayor importador al aumentar tanto sus compras de GNL como de gas natural por ducto En la regioacuten Norteamericana las importaciones de GNL se redujeron draacutesticamente en Estados Unidos y Canadaacute con reducciones de 50 y 45 proporcionalmente distinto a lo ocurrido en Meacutexico Por otra parte en el mismo 2012 se presentoacute un exceso de oferta de GNL en el mercado mundial que permitioacute compensar la falta de gas disponible e interrupciones en ciertas plantas pero igualmente se ha generado una competencia entre las exportaciones y las necesidades nacionales en muchos paiacuteses lo cual significoacute mayores importaciones de GNL en Centro y Surameacuterica En razoacuten a la tendencia de crecimiento de la produccioacuten de gas natural en Estados Unidos y la importante expectativa de disponer de excedentes en el mercado de gas natural a mediano plazo en ese paiacutes empezaron a generarse proyectos de exportacioacuten viacutea GNL que ya cuentan con la aprobacioacuten del gobierno de ese paiacutes y es una realidad la suscripcioacuten de contratos de largo plazo con compradores (particularmente asiaacuteticos) indexados con el precio spot Henry Hub Asiacute los proyectos se intuyen muy competitivos frente a otros proyectos con recursos convencionales debido a que los compradores pagaraacuten cargos por capacidad de uso con lo cual
1 Ejemplos de esta situacioacuten son las ventas a traveacutes de Argelia a Espantildea a traveacutes del gasoducto del Magreb o e ventas de GNL de Argelia a Reino Unido y Espantildea
los proyectos cuentan con la posibilidad de recibir y enviar GNL por su cuenta a cualquier lugar Ademaacutes en estos contratos no existiraacute la obligacioacuten tradicional ldquotake-or-payrdquo ya que los compradores deberaacuten pagar el cargo fijo por capacidad es maacutes si deciden no utilizar su capacidad de licuefaccioacuten contratada sino vender el gas en el mercado interno de Estados Unidos por razones econoacutemicas lo pueden hacer Pese a la alta volatilidad del precio spot del Henry Hub y en ausencia de garantiacutea de que se mantendraacute en niveles bajos en el futuro la diversificacioacuten de los sistemas de precios es importante para que los compradores puedan atemperar los riesgos de fluctuacioacuten de los mismos Adicionalmente hay que recordar que durante el 2012 Rusia experimentoacute una escasa demanda de gas natural por parte de Europa debido entre otros a los altos precios que son influenciados por su indexacioacuten al precio del petroacuteleo lo que explica la mayor preferencia del mercado Europeo por el gas natural Noruego que viene modificando el esquema de indexacioacuten del precio de gas natural al mercado spot Sin embrago no parece una solucioacuten de largo plazo toda vez que el gas de Noruega viene declinando Las caracteriacutesticas y actividades de este mercado se explicaraacuten en un capiacutetulo posterior
22 Mercado del Gas Natural Licuado Se conoce como gas natural licuado (GNL) al combustible que se ha sometido a un proceso de licuefaccioacuten a temperaturas cercanas a los -162degC lo cual hace que el gas reduzca su volumen y por ende se pueda transportar a mayores distancias en una mayor cantidad El transporte de este gas se suele realizar en barcos metaneros o especializados no obstante se puede realizar en trenes o en camiones con vagones especializados para el transporte de este combustible Para su uso comercial se utiliza el proceso de regasificacioacuten que permite volver el gas liacutequido a su estado natural 221 Cadena del servicio La cadena del servicio del gas natural licuado luego del proceso de exploracioacuten y produccioacuten tiene en cuenta tres etapas principales que permiten que el gas se pueda comercializarse las cuales son
Licuefaccioacuten
Transporte
Regasificacioacuten
En cada una de estas etapas se encuentran unos subprocesos y una vez surtidas dichas actividades se comercializa en las condiciones teacutecnicas y comerciales del sistema de cada paiacutes 222 Actividad de Licuefaccioacuten Esta actividad consiste alimentar una planta con gas natural donde se somete al proceso de purificacioacuten y enfriamiento que permite la separacioacuten y remocioacuten de impurezas para mantener el gas en una condicioacuten tal que evite el congelamiento de impurezas y mantenga las caracteriacutesticas de combustioacuten despueacutes del enfriamiento y condensacioacuten Despueacutes de esta etapa donde se removieron los componentes de hidrocarburos pesados de contaminantes y aquellos susceptibles de congelarse se moviliza el gas al circuito de refrigeracioacuten donde se elimina el calor sensible y latente del gas natural de forma que se
transforma de estado gaseoso a alta presioacuten a estado liacutequido a presioacuten atmosfeacuterica siendo esto posible a una temperatura de -162degC con una caracteriacutestica especial pesa la mitad del agua en estado liacutequido La Graacutefica 2-6 presenta de manera somera el esquema de licuefaccioacuten del gas natural De esta manera el gas reduce su volumen en 600 veces lo que significa ocupar un espacio de 00016 del espacio requerido por una cantidad similar de gas a temperatura ambiente y presioacuten atmosfeacuterica Este estado permite su almacenamiento en recipientes o tanques aislados de tal manera que se minimice la entrada de calor desde el ambiente
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural
Fuente GIIGNL
223 Actividad de Transporte La actividad de transporte consiste en llevar el GNL a su destinatario final o consumidor y para ello se utilizan diversos medios de transporte incluyendo sistemas de almacenamiento que pueden ser de disentildeo esfeacuterico o de membrana o estructural prismaacutetico El medio maacutes utilizado es el barco teniendo en cuenta que el principio de esta tecnologiacutea se desarrolloacute buscando llevar gas de sitios donde no es posible conectarse a traveacutes de gasoductos debido a las distancias que se deben recorrer lo cual lo haciacutea inviable Al igual que en el almacenamiento los barcos metaneros estaacuten disentildeados con un doble recubrimiento que permiten disminuir las peacuterdidas por contacto con el medio ambiente En la mayoriacutea de los barcos el gas que se pierde por evaporacioacuten se utiliza como combustible para el funcionamiento del mismo Actualmente existen cerca de 380 buques de GNL en servicio con una capacidad que variacutea entre los 120000 metros cuacutebicos (m3) a 175000 m3 de GNL Las peticiones de construccioacuten comprenden 78 buques para el antildeo 2014 En el antildeo 2012 fueron completados 3982 transportes comparados con 4110 de 2011 (Fuente SEDIGAS) No obstante lo anterior y debido al aumento de los requerimientos de este combustible se ha comenzado a construir buques nuevos con capacidad de carga de hasta 267000 m3 seguacuten los expertos Finalmente el costo de los buques de GNL oscila entre los 225 y 250 millones de doacutelares para uno de 135000 m3 de capacidad Tambieacuten se puede transportar en camiones o en trenes estos medios se han utilizado en casos donde las instalaciones de licuefaccioacuten y regasificacioacuten se encuentran muy cerca Esto ha sido desarrollado en paiacuteses como Estados Unidos Japoacuten Corea Reino Unido Noruega Alemania Beacutelgica Espantildea Portugal China Brasil Turquiacutea y Australia
Licuefaccioacuten LNG
Remocioacuten de hidrocarburos
pesados
Remocioacuten H2SCO2
Deshidratacioacuten
224 Actividad de regasificacioacuten En este proceso se lleva el gas natural nuevamente a su estado gaseoso devolvieacutendole el calor removido en el proceso de licuefaccioacuten Para realizar el proceso se utilizan vaporizadores que usan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a traveacutes de tuberiacuteas provenientes de los grandes tanques donde es almacenado Actualmente existe alrededor de 63 plantas de regasificacioacuten en el mundo y en Latinoameacuterica hay plantas en Chile Argentina y Brasil Los terminales tiacutepicos de regasificacioacuten de GNL estaacuten compuestos de los siguientes elementos
Brazos de descarga
Tuberiacuteas Criogeacutenicas
Tanques de almacenamiento
Bombas de baja presioacuten
Compresores y recondensadores de gas
Bombas de Alta Presioacuten
Vaporizadores
225 Distribucioacuten del mercado del GNL Comparando la oferta y demanda mundial se aprecia un exceso en el suministro que va maacutes allaacute del 2014 y de manera regional algunos mercados pueden tener un exceso por maacutes tiempo Expertos como GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) sentildealan que en 2012 la capacidad de procesamiento sobrante alcanzaba cerca del 50 situacioacuten que puede debilitarse como consecuencia del aumento en la demanda de Europa y Asia y la disminucioacuten de la produccioacuten interna de gas en los paiacuteses que conforman las dos regiones Los recientes cambios en la demanda del continente Asiaacutetico y particularmente en Japoacuten han transformado de manera estructural el comercio mundial de GNL que muestra unas perspectivas positivas debido a una mayor demanda para generacioacuten de electricidad reemplazando la nuclear ademaacutes de su flexibilidad y respaldo para atender situaciones coyunturales que requieren respuestas apresuradas La Tabla 2-1 relaciona los paiacuteses que importan y exportan GNL No obstante que los paiacuteses exportadores son 19 y los importadores 23 se puede identificar que las instalaciones de regasificacioacuten son mayores que las estaciones de licuefaccioacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Australia Argentina
Angola Beacutelgica
Estados Unidos Brasil
Brunei Canadaacute
Argelia Chile
Trinidad amp Tobago China
Peruacute Repuacuteblica Dominicana
Noruega Francia
Egipto Grecia
Guinea Ecuatorial India
Rusia Italia
Omaacuten Japoacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Qatar Corea
Emiratos Aacuterabes Unidos Kuwait
Yemen Meacutexico
Libia Noruega
Nigeria Polonia
Indonesia Portugal
Malasia Puerto Rico
Espantildea
Turquiacutea
Reino Unido
Estados Unidos
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL Fuente AIE Natural Gas Information 2012
En el mediano plazo (2017) se estima que la Cuenca del Paciacutefico incrementaraacute sus importaciones de GNL por mayores demandas en China e India cuyas tasas de crecimiento superan las de Japoacuten y Corea que hoy dominan el mercado contribuyendo a un aumento del 35 en el mercado de GNL entre 2012 y 2017 Histoacutericamente la cuenca Paciacutefica se ha abastecido adicionalmente con GNL proveniente de Medio Oriente y de la cuenca del Atlaacutentico situacioacuten que se podraacute revertir por mayores aportes de gas de Rusia y Asia Central con lo cual la cuenca de Atlaacutentico tendraacute mayor disponibilidad de GNL para paiacuteses de Ameacuterica Latina particularmente Al mismo tiempo la regioacuten de Europa muestra una demanda disminuida que se abastece con gas de regioacuten - de Rusia - y de la cuenca del Atlaacutentico tanto por gasoducto como GNL A futuro se preveacute que los flujos de gas hacia Europa dependeraacuten del precio de las desviaciones que se puedan presentar en mercados flexibles de GNL de los contratos de largo plazo y de posibles exportaciones de Estados Unidos despueacutes del 2016 Teniendo en cuenta los precios actuales el exceso de oferta y la situacioacuten de abastecimiento en Norteameacuterica no se presume movilizacioacuten de GNL hacia esa cuenca y los voluacutemenes contratados con anterioridad seraacuten capturados por otras regiones en buacutesqueda de mejores remuneraciones Todos estos factores parece provocaron una desconexioacuten entre los precios del GNL provenientes de la misma cuenca y un desacople con el precio del petroacuteleo desincentivando el uso del precio del crudo como referente o indexador en los contratos de GNL 226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial Considerando las necesidades mundiales de gas y dada la cantidad del recurso son diversas las rutas existentes para llevar el combustible desde los centros de produccioacuten a los lugares de consumo La Tabla 2-2 presenta la infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial y sus principales caracteriacutesticas Durante el 2012 se comercializaron cerca de 2363 millones de toneladas por antildeo (MTPA) un 19 menos que en 2011 debido particularmente a interrupciones y mantenimientos no programados de las instalaciones de licuefaccioacuten existentes y de algunos proyectos que debiacutean entrar en operacioacuten y que vienen mostrando retrasos Esta caiacuteda se da despueacutes de 30 antildeos de crecimiento consecutivo
Japoacuten y Corea del Sur importan el 53 del total de GNL transado en el aacutembito mundial y representaron tres cuartas partes de las importaciones de Asia Los mayores voluacutemenes de GNL transados provinieron de Qatar (que dispone del 27 de la capacidad de licuefaccioacuten mundial) y Nigeria en aproximadamente un 50 de las exportaciones al contado El comercio de GNL se ha visto intensificado gracias al mejoramiento de la oferta proveniente de Qatar y Australia gracias a sus nuevas instalaciones en operacioacuten y a menores requerimientos de GNL en los Estados Unidos motivados por la produccioacuten sostenida de gas natural en los uacuteltimos antildeos ademaacutes del impulso dado a la construccioacuten de proyectos de Norte Ameacuterica cambiando las perspectivas de GNL aunque el nuacutemero de proyectos de licuefaccioacuten de propuestas son en su mayoriacutea menos avanzado que los proyectos en Australia Al finalizar el antildeo 2012 y a nivel mundial se contaba con 89 trenes de licuefaccioacuten que en conjunto sumaban 282 (MTPA) en 24 instalaciones con 88 tanques de almacenamiento equivalentes a 7 diacuteas consumo La capacidad nominal mundial es superior en 46 MTPA a la demanda sin embargo no parece suficiente para balancear la oferta y la demanda mundial de gas natural si continuacutea creciendo la demanda a las tasas registradas durante el 2011 y 2012
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial
Fuente GIIGNL 2011
Paiacutes LugarNo
Trenes
Capacidad Nominal
104 tantildeoPropietario Inicio de Operacioacuten Operador Comprador
Argelia Arzew GL1Z 6 819 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Arzew GL2Z 6 798 Sonatrach 1972 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Skikda GL 1K 3 313 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Angola Soyo 1 52 Angola LNG 2012 Sonangol Gulf LNG Energy Repsol
Australia Darwin 1 34 Darwin LNG ENI TEPCo 2006 Conoco Phillips Tokyo Electric
Wthnell Bay 5 164 NWS LNG 1989 Woodside Tokyo Electric Shell Osaka gas Kogas DPLNG
Brunei Lumut 5 72 Brunei LNG Sdn 2005 Brunei LNG Sdn Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Egipto Damietta 1 5 Fenosa gas EGPC Egas 2005 Segas Service Fenosa Gas Bp
Idku 2 72 Egyptiam LNG ( 2005 Egyptiam LNG GDF Suez
Guinea Ecuatorial Bioko Island 1 37 Maraton Songas Mitsui Marubeni 2007 Marathon BG Gas Marketing
Indonesia Blang Lancang Arun 2 475 Pertamina 1978 PT Arun NGL Co Kogas
Bontang Badak 16 222 Pertamina 1994-1998 PT Badak NGL CPC Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Tangguh 2 76 Gobierno de Indonesia 2009 Bp Posco Sempra LNG kogas
Libia Marsa ndash El Brega 4 06 LNOC 1970 LNOC Unioacuten Fenosa Gas
Malasia Brintulu MLNG1 3 81 Malasia LNG Sdn Bhd 1983Malasia LNG Sdn
BhdTokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Brintulu MLNG 2 4 93 Malasia LNG Dua 1995-2000 Malasia LNG Dua Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Shikoku electri
Brintulu MLNG 3 2 68 Malasia LNG Tiga 2003 Malasia LNG Tiga Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Oska gas
Nigeria Bonny Island 6 217 Nigeria LNG 1999 Nigeria LNG Ltda EnelUnioacuten Fenosa Botas GDF Suez Ren atlaacutentico
Noruega Hammerfest 1 43Statoil Petoro Total GDF Suez RWE
Hess2007 Statoil Total Statoil GDF SuezIberdrola
Omaacuten Qalhat 3 107 Omaacuten LNG ( 2000 Omaacuten LNG Kogas Shell Osaka gas Bp Itochu
Peruacute Peruacute LNG 1 445 Hunt Oil Marubeni Repsol Sk Corp 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Qatar Ras Laffan 1 3 161 Qatargas 1999 Qatargas IChuchu Elect Osaka gas Tokyo gasToho gas Tohoku Elect Kansai ElectrFenosa PGNIG
PTT
Ras Laffan 2 4 141 Qatargas 1999 Qatargas II Tokyo gas
Ras Laffan 3 7 312 Qatar Petroacuteleum Exxonmobil 2009 Qatargas III Exxonmobil Chubu
Rusia Sakhalin II 2 955 Sakhalin Energy Invest Co 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Trinidad amp Tobago Point Fortin 4 151 Atlantic LNG 1999 Atlantic LNG Fenosa GDF Suez Bp Repsol Naturgas Repsol
Emiratos Aacuterabes Das Island 3 56 ADGAS 1977 Adgas Tokio Electric Power
Estados Unidos Kenai 1 14 Conoco Phillips 1969 Conoco Phillips Tokyo Electric Tokyo gas
Yemen Balhalf 2 67 Yemen LNG 2009 Yemen LNG Kogas GDF Suez Total
33
Hay nuevos proyectos en construccioacuten que representan un incremento importante en la capacidad de procesamiento en Australia 4 Canadaacute 1 Indonesia 1 Nueva Guinea 1 Estados Unidos 2 de acuerdo con lo sentildealado por el GIIGNL lo que permitiraacute satisfacer la creciente demanda en Asia Pese a estos proyectos subsiste incertidumbre sobre la magnitud de participacioacuten de Norte Ameacuterica en el mercado de GNL y el ritmo al que los proyectos de esa regioacuten son capaces de superar las dificultades presentadas en otros
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial En cuanto a facilidades de regasificacioacuten y de infraestructura para almacenamiento y posterior tratamiento del GNL se cuenta con 98 terminales que incluyen 10 instalaciones flotantes que en total suman 650 MTPA de capacidad de los cuales 14 son de pequentildea escala y participaron con una capacidad de 46 MTPA concentrando la regioacuten asiaacutetica maacutes del 50 de los servicios y las regiones de Ameacuterica y Europa cada una con un 25 La Graacutefica 2-7 representa de manera espacial la distribucioacuten de regasificacioacuten mundial El nuacutemero de paiacuteses importadores de GNL se estaacute expandiendo de manera importante tal es el caso de los mercados existentes en Asia y de otros pequentildeos consumidores de Centro y Surameacuterica que al igual que los paiacuteses industrializados estaacuten en proceso de sustitucioacuten de combustibles por GNL Simultaacuteneamente el uso intensivo de nuevas tecnologiacuteas para regasificacioacuten como la teacutecnica flotante ha introducido al mercado alto grado de flexibilidad brindando la oportunidad de antildeadir capacidad de regasificacioacuten con costos relativamente baratos en un periacuteodo de tiempo corto Por ello distintas economiacuteas emergentes han utilizado terminales de regasificacioacuten flotantes como la forma maacutes expedita de satisfacer raacutepidamente la demanda de gas Ademaacutes hay un renovado intereacutes por el incremento de la flota en razoacuten a la velocidad y la facilidad relativa de llevar un terminal flotante en liacutenea y asiacute reducir las diferencias de oferta y demanda de caraacutecter temporal En el 2012 la cantidad de paiacuteses importadores de GNL crecioacute en algo maacutes del 150 con respecto al nuacutemero de paiacuteses importadores de 2002 y entre 2009 y 2012 diez nuevas naciones construyeron su primer terminal de regasificacioacuten como Indonesia Tailandia Paiacuteses Bajos Noruega Suecia Brasil y Chile En la regioacuten de Europa utilizan un esquema de abastecimiento un tanto novedoso donde Espantildea y Beacutelgica reexportan parte de sus importaciones al resto de Europa pero la crisis econoacutemica del continente ha generado disminucioacuten de importaciones de GNL en todo el continente con excepcioacuten de Turquiacutea quien ha renovado contratos de importacioacuten con Argelia En el caso de Ameacuterica Latina el mercado de GNL se encuentra en pleno auge por el desarrollo de plantas de regasificacioacuten en paiacuteses deficitarios y hoy Argentina Brasil y Chile y proacuteximamente Colombia hacen parte del club de paiacuteses que pretenden garantizar el abastecimiento de gas natural con diversificacioacuten de su oferta que gracias a la tecnologiacutea es una realidad disponer de este energeacutetico La situacioacuten en Ameacuterica Latina responde a dos circunstancias distintas Brasil y Chile que prestan demandas crecientes de GNL como respuesta a los problemas de generacioacuten de electricidad que conlleva la crisis hidroloacutegica en el continente fenoacutemeno de La Nintildea en Chile y baja hidraulicidad en la zona del riacuteo Paranaacute
34
El caso de Argentina responde a la disminucioacuten en la produccioacuten domeacutestica cuyo deacuteficit es cubierto viacutea gasoductos desde Bolivia y GNL de distinta procedencia
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten
35
Fuente GIIGNL 2012
36
La regioacuten de Asia ndash Paciacutefico abarca un grupo de paiacuteses con las maacutes grandes necesidades de GNL como son China Corea del Sur EAU India Indonesia Japoacuten Kuwait Tailandia y Taiwaacuten En su orden Japoacuten Corea del Sur y China son los mayores consumidores a nivel mundial y los expertos sentildealan que las importaciones de GNL creceraacuten en la medida que la capacidad de regasificacioacuten esteacute disponible Histoacutericamente la utilizacioacuten de los terminales de importacioacuten ha sido inferior al 50 debido a la naturaleza estacional de muchos de los mercados de gas que generan variaciones de la demanda Seguacuten el Internacional Gas Unioacuten en 2012 la utilizacioacuten se redujo a 37 como resultado de la disminucioacuten de suministro de GNL a Europa y menor demanda en Ameacuterica del Norte que dejoacute a muchos terminales casi vaciacuteos La Graacutefica 2-8 presenta el factor de utilizacioacuten de la infraestructura de regasificacioacuten de acuerdo con la capacidad anual y las importaciones de GNL Se puede observar que China es el paiacutes que menos capacidad instalada y el que maacutes la usa con un 68 paiacuteses como Japoacuten Corea del Sur Espantildea y Reino Unido estaacuten entre un 40 y un 50 mientras Estados Unidos es el paiacutes que tiene una tasa de uso de menos del 10 de la capacidad instalada
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten
Fuente GIIGNL
El arribo del shale gas a Estados Unidos modificoacute el esquema de mercado en el mundo no solo por la movilizacioacuten del gas sino en el modelo de precios Los importadores buscan gas proveniente de Norte Ameacuterica y el suministro viacutea gasoducto estaacute perdiendo importancia por los arbitrajes ocurridos No obstante lo anterior en los continentes Europeo y Asiaacutetico existen proyectos de construccioacuten de gasoductos para transportar gas natural desde los paiacuteses de la Antigua Unioacuten Sovieacutetica hacia el continente asiaacutetico y particularmente a Corea del Sur y China asiacute
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Japoacuten Corea China India USA Espantildea Reino Unido
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Capacidad anual de regasificacioacuten Importaciones de GNL Tasa de utilizacioacuten
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como a otros paiacuteses de la regioacuten sin embargo ninguno ha tomado la decisioacuten final de inversioacuten El desarrollo de estos proyectos aliviariacutea la presioacuten existente sobre la infraestructura de GNL y para los importadores del gas resultariacutea maacutes barato que el uso del gas en estado liacutequido por los costos asociados con toda la cadena de valor ademaacutes de los elevados precios del GNL en el continente Asiaacutetico que ha hecho maacutes faacuteciles las negociaciones con los productores de Rusia para acceder a esta fuente De todas formas Rusia es un gran competidor a largo plazo y seguiraacute siendo un integrante importante en este mercado
23 Contexto Nacional Colombia es un paiacutes que cuenta con una importante dotacioacuten de recursos naturales energeacuteticos entre los que se cuenta el carboacuten hidroenergiacutea y gas natural entre otros A lo largo de los uacuteltimos 20 antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados localizados alrededor de los campos de produccioacuten sino en el nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca y Norte de Santander Desde comienzos de la deacutecada de los 90 se inicioacute la masificacioacuten del uso del gas natural en los distintos sectores socioeconoacutemicos y tal ha sido el impacto que tuvo en el consumo de energiacutea que pasoacute en 1990 de una participacioacuten relativa de 67 a un 205 en 2012 registrando un cambio significativo en la matriz de consumo y guardadas proporciones se constituyoacute en una revolucioacuten energeacutetica No solamente los hogares entraron en la era del gas natural sino la industria en sus procesos la generacioacuten de electricidad y el sector transporte con la sustitucioacuten de combustibles liacutequidos vieacutendose favorecidos por la factura que pagaban comparada con otros recursos energeacuteticos con lo cual se convirtioacute en un caso de eacutexito a nivel Latinoamericano pese a la concentracioacuten de este recurso en dos grandes aacutereas geograacuteficas la primera localizada en la Costa Norte del paiacutes con los campos Ballena y Chuchupa y la segunda en los Llanos Orientales donde se localizan los campos de Cusiana y Cupiagua 231 Reservas y produccioacuten Los cambios generados en la organizacioacuten institucional del sector de hidrocarburos a mediados de la primera deacutecada del nuevo siglo permitieron modificar la trayectoria seguida y se dio un impulso significativo a las actividades de exploracioacuten y produccioacuten logrando una incorporacioacuten importante de reservas de gas natural que hoy mantiene una RP de 16 antildeos y que se estima podriacutea incrementarse gracias a los avances tecnoloacutegicos y nuevas teacutecnicas para la explotacioacuten y desarrollo de Yacimientos no Convencionales y los localizados en el offshore pese a los aumentos importantes de produccioacuten requeridos para atender la progresiva demanda La Graacutefica 2-9 presenta la evolucioacuten de las reservas y de la produccioacuten de gas natural en Colombia
38
En cuanto a la produccioacuten al finalizar el antildeo 2012 el paiacutes disponiacutea de 68 TPC cerca de 200 GPC maacutes que en 2011 las cuales han sido estimadas de acuerdo con los criterios establecido por SPE (the society of petroleum engineers) En teacuterminos generales las reservas de gas natural se han mantenido en niveles que bordean los 7 Tera Pies Cuacutebicos descontando los voluacutemenes producidos que en promedio ha sido de 09 TCP por antildeo lo que representan una tasa de crecimiento promedio antildeo de 1 entre 2000 y 2012 Durante el 2012 se alcanzoacute una extraccioacuten de 1150 MPCD lograacutendose un registro histoacuterico y superando los voluacutemenes logrados en 2010 cuando el sistema fue exigido al maacuteximo para cubrir la demanda del sector eleacutectrico generada por el fenoacutemeno de ldquoEl Nintildeordquo Los resultados indican una tasa de crecimiento promedio anual de 6 entre 2000 y 2012 interrumpiendo la trayectoria a la baja que se presagiaba en los primeros antildeos del nuevo milenio La Costa Atlaacutentica ha sido la regioacuten de mayor aporte consecuencia directa de las distintas inversiones realizadas para recuperar la mayor cantidad de gas natural de los campos de Guajira el cual se produce de forma libre es decir que no se encuentra asociado con petroacuteleo
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural
Fuente ANH
Cabe sentildealar que no todo el gas natural producido en los maacutes de 55 campos con los que hoy cuenta nuestro paiacutes pude ser utilizado pues por razones de seguridad se requiere enviar a tea (antorcha) ciertos voluacutemenes para evitar manifestaciones de explosioacuten o porque se requiere para la extraccioacuten de petroacuteleo y es necesario reinyectarlo o porque es necesario para el autoconsumo en los campos Por ello a continuacioacuten se realiza un anaacutelisis del comportamiento de la oferta disponible para entender la situacioacuten que se genera a corto y largo plazo sobre la disponibilidad del
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MP
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TPC
Reservas produccioacuten
39
recurso y los riesgos percibidos en el abastecimiento y la disponibilidad para exportaciones siendo eacutestas una decisioacuten de la poliacutetica energeacutetica colombiana 232 Oferta La oferta de gas en Colombia se halla concentrada tanto en lo que afecta a la dimensioacuten espacial como a la comercial pues algo maacutes del 44 proviene de los campos de la Guajira 44 de Cusiana y el restante 12 emana de los campos localizados en los Valles Inferior Medio y Superior del Magdalena y en la mayoriacutea de los casos ECOPETROL SA posee una participacioacuten importante de los voluacutemenes comercializados La Graacutefica 2-10 representa la evolucioacuten de la oferta desde el antildeo 2009 de manera mensual con el fin de contrastarlo con la demanda obtenida en el mismo periodo Han sido importantes los esfuerzos por aumentar la produccioacuten de gas natural especialmente en los campos de la Guajira y en el aacuterea de los Llanos Orientales Numerosos trabajos de reacondicionamiento asiacute como el mejoramiento de la infraestructura y la perforacioacuten de nuevos pozos permitieron elevar la produccioacuten de los campos localizados en el departamento de la Guajira hasta niveles cercanos a los 700 MPCD durante el antildeo 2009
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos
Fuente MME ANH y ACP
Al finalizar el antildeo 2009 los campos de Cusiana y Cupiagua incrementaron tambieacuten su produccioacuten con lo cual la oferta de gas natural asociado empezoacute a adquirir gran importancia en el esquema de suministro colombiano ademaacutes de que la expansioacuten comenzoacute desplazaacutendose de la Costa al interior del paiacutes Sin embrago el suministro de gas pierde cierta flexibilidad toda vez que la produccioacuten de gas en este tipo de yacimientos depende directamente de la produccioacuten de liacutequidos asociados a este
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Guajira Creciente Cusiana - Cupiagua Otros Llanos Resto Paiacutes
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Durante el antildeo 2013 el paiacutes produjo aproximadamente 1174 MPCD de gas natural de los cuales Guajira representoacute el 448 los campos localizados en los Llanos contribuyeron con el 436 en tanto que el Valle Medio participoacute con 45 Valle Inferior aportoacute 6 y el restante 11 provino de las cuencas del Catatumbo y Valle Superior del Magdalena La Tabla 2-3 relaciona la informacioacuten de manera desagregada
Cuenca Produccioacuten MPCD
Catatumbo 262
Guajira 5261
Llanos Orientales 5118
Valle Inferior Magdalena 699
Valle Medio Magdalena 506
Valle Superior Magdalena 105
TOTAL 1174
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 Fuente MME ANH y ACP
Lo cierto es que se requiere mantener y aumentar los niveles de produccioacuten para atender la creciente demanda Por otra parte si los resultados de la actividad exploratoria no son tan satisfactorios en razoacuten a que buena parte de esta actividad se orienta maacutes a la buacutesqueda de petroacuteleo dada su mayor rentabilidad es probable que haya aumentos modestos de nuevas reservas de gas natural salvo que en la proacutexima ronda que realice la ANH en 2014 parte de su empentildeo se concentre en aacutereas prospectivas para el gas natural De lo antes expuesto se puede mencionar que existe alta incertidumbre acerca de la oferta disponible en el mediano y largo plazo Es decir en ausencia de incorporacioacuten de suficientes reservas que permitan mantener los niveles de produccioacuten requeridos para suplir los requerimientos del paiacutes y dadas las caracteriacutesticas del mercado en lo que a concentracioacuten espacial se refiere generen complejidades que impidan el desarrollo equilibrado del mercado 233 Consumo El consumo de gas natural muestra un pasado relativamente corto en cerca de dos deacutecadas y medio cambioacute la estructura de consumo final de energiacutea en Colombia y hoy maacutes de 65 millones de usuarios consumen este recurso en distintos usos Presenta una tasa de crecimiento interanual cercano al 10 entre 2000 y 2012 La Graacutefica 2-11 registra la evolucioacuten de la demanda en los uacuteltimos antildeos El mercado residencial se extiende a aproximadamente 867 poblaciones con una cobertura que sobrepasa el 80 en las poblaciones atendidas con un cubrimiento de 460000 vehiacuteculos que utilizan esta fuente como combustible automotor y una significativa participacioacuten en el consumo de las industrias colombianas haciendo maacutes competitivos el comercio la industria y el transporte puacuteblico Indudablemente son importantes los beneficios recibidos frente a otras fuentes lo que hace prever que seguiraacute siendo un recurso importante en la matriz energeacutetica colombiana Durante el periodo 2009 y 2013 el consumo interno de gas natural se ha incrementado en 380 MPCD equivalente a 572 registraacutendose incrementos en todos los sectores de
41
consumo sin embargo se destacan los sectores residencial con 393 refineriacutea con 379 e industria con 218 representando un crecimiento interanual de 91
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector
Fuente CNOrsquo GAS CONCENTRA UPME
Como se expuso en la introduccioacuten una caracteriacutestica fundamental del mercado de gas en Colombia se vincula con la volatilidad de la demanda frente a fenoacutemenos climaacuteticos como los de ldquoEl nintildeordquo Mientras que la demanda promedio de gas muestra una estructura altamente diversificada ella puede ser muy volaacutetil ante el requerimiento de las centrales teacutermicas en periacuteodos de sequiacuteas en tanto la capacidad de embalse de las centrales hidroeleacutectricas es baja El tamantildeo del mercado interno en 2013 era del orden de 1000 MPCD de este mercado cerca del 56 en promedio correspondioacute a sectores de consumo final como lo son el residencial comercial industrial y vehicular Por su parte el sector eleacutectrico durante el mismo 2013 en promedio representoacute el 31 del total A la par las exportaciones mantuvieron un comportamiento regular que en promedio alcanzaron los 202 MPCD Sin embargo cuando la demanda se enfrenta a fenoacutemenos de ldquoEl nintildeordquo como el ocurrido entre junio de 2009 y mayo del 2010 el sistema hace frente a una oferta inflexible pues la demanda del sector termoeleacutectrico -eje de la confiabilidad del sector eleacutectrico ante fenoacutemenos climaacuteticos extremos- necesariamente reduce la disponibilidad de gas para satisfacer otras demandas que podriacutean ser firmes como lo es sin duda la del sector industrial Con el propoacutesito de precisar el registro histoacuterico de la volatilidad de la demanda termoeleacutectrica frente a la demanda interna total se presenta en la Graacutefica 2-12
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GNVC Industrial Petroquiacutemica ResidencialComercial Refineriacutea Eleacutectrico Exportacioacuten
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Lo anterior a pesar de que el sector que maacutes se redujo fue el de exportaciones con las repercusiones propias de los contratos ademaacutes de que las estadiacutesticas no reflejan la demanda no abastecida y que implicoacute cortes al sector de GNV reducciones del consumo de gas en las refineriacuteas y el reemplazo de gas por combustibles liacutequidos en industrias factores que pueden menguar el desarrollo del mercado de gas frente a la percepcioacuten de incertidumbre sobre condiciones de abastecimiento cantidades disponibles precios y tipos de contratos En tales condiciones el incremento de la oferta de gas enfrenta tanto para los productores de gas como para los transportadores factores de riesgo que por otra parte se trasladan como riesgos percibidos de abastecimiento en los sectores de demanda interna principalmente el industrial y el de GNV Por otra parte este panorama impide comprometer con certeza exportaciones de gas siendo la decisioacuten de exportar parte de la poliacutetica energeacutetica nacional Por lo anterior las fluctuaciones de la demanda tambieacuten generan percepcioacuten de riesgo pero a la vez estas podriacutean eventualmente ser tratadas a traveacutes de la regulacioacuten y tipos de contratos Simultaacuteneamente la oferta de gas tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al transporte de gas natural toda vez que eacuteste se encuentra desvinculado en propiedad de los productores y no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida exportacioacuten
Fuente CNO Gasuml XM caacutelculos propios
0
10
20
30
40
50
60
0
200
400
600
800
1000
1200
ene
-09
abr
-09
jul-
09
oct
-0
9
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-10
abr
-10
jul-
10
oct
-1
0
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-11
abr
-11
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-1
1
ene
-12
abr
-12
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12
oct
-1
2
ene
-13
abr
-13
jul-
13
oct
-1
3
Secto
r EleacutectricoM
PC
D
TOTAL ELEacuteCTRICO S Eleacutectrico
43
Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado el cual se puede apreciar en la Graacutefica 2-15 donde se presenta de manera sinteacutetica la red colombiana de transporte de gas natural Pero cualquiera sea el escenario de oferta la demanda termoeleacutectrica reduciriacutea draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados domeacutesticos (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Es de recordar que la actividad de transporte de gas natural tiene caracteriacutesticas de monopolio natural y en el caso de Colombia el bajo nuacutemero de participantes en el suministro ha dado lugar a un sistema de transporte tal que soacutelo existe una alternativa de transporte para llegar de un punto a otro Hay maacutes de dos firmas en el negocio de transporte pero dos de ellas mueven la mayor parte del gas Promigas en la Costa Atlaacutentica y TGI en el interior del paiacutes Cada una de las empresas de transporte opera como un monopolio en el mercado geograacutefico que atiende Esta actividad es objeto de regulacioacuten de tarifas y de cargos de acceso para evitar el ejercicio de poder de mercado por parte de los operadores La expansioacuten de la infraestructura se basa en contratos lo que hace al transportador un agente activo El esquema de remuneracioacuten se origina en el reconocimiento de inversiones basado en un factor de utilizacioacuten sin incluir la variacioacuten de los flujos y en una pareja de cargos -por capacidad y por volumen- que no guardan correlacioacuten de manera directa con los costos fijos y variables de la actividad Asiacute las cosas hay ciertos factores de incertidumbre que afecten de manera negativa las decisiones de inversioacuten de los transportadores ademaacutes de las dificultades antes mencionadas y la falta de coordinacioacuten entre los distintos eslabones de la cadena (productores) 234 Sistema de transporte La red colombiana de gasoductos estaacute conformada principalmente por el sistema de la Costa Atlaacutentica y del Interior La red de la costa atlaacutentica pertenece y es operada por la empresa PROMIGAS estaacute conformado por dos subsistemas principales Ballena-Cartagena y Cartagena-Jobo Subsistema Ballena-Cartagena transporta gas natural proveniente de los campos del
Departamento de la Guajira Chuchupa y Ballena El gas se recibe en la Estacioacuten Ballena (Guajira) y se transporta hasta las ciudades de Santa Marta Barranquilla y Cartagena atendiendo a lo largo de su recorrido varias poblaciones y plantas termoeleacutectricas de la Costa Atlaacutentica Tiene una longitud de 6733 km
El Subsistema Cartagena - Jobo tiene una longitud de 193 km y transporta gas natural proveniente del yacimiento denominado Guumlepajeacute ubicado en el Municipio de San Pedro (Sucre) hacia Cartagena y hacia la planta de Cerromatoso Abastece un gran nuacutemero de poblaciones a lo largo de su recorrido Este subsistema tiene la opcioacuten de acuerdo con los requerimientos de consumo de enviar el gas de la Guajira que viene desde Ballena hasta Jobo
44
El gasoducto cuenta con diferentes estaciones para su funcionamiento la Estacioacuten Ballena las Estaciones Arenosa y Heroica y las Estaciones Compresoras Palomino Cartagena y Sahaguacuten
La red del interior pertenece y es operada por varias empresas
Transportadora de gas internacional ndash TGI
Transmetano
Promioriente
Transoccidente
Progasur
Coinobras
La red propiedad de TGI- Transportadora de gas internacional posee maacutes de 3900 km de gasoducto y estaacute conformada por 7 sistemas principales
Gasoducto Ballena ndash Barrancabermeja
Gasoducto Centro ndash Oriente
Sur de Boliacutevar ndash Santander
Gasoducto Mariquita ndash Cali
Gasoducto Cusiana ndash Apiay ndash Bogotaacute
Gasoducto Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
Gasoducto Morichal ndash Yopal
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Ballena ndashBarrancabermeja
578 18 260 Ballena
Hato Nuevo La Jagua
Casacaraacute Curumaniacute
Norean San Alberto y
Barrancarmeja
Centro - Oriente 1005 4 - 6 - 12 - 14 - 20 -
22
Barrancabermeja -
Sebastopol 230
Cusiana Barrancberm
eja ECP Dina Rio Ceibas
Hocol Toqui Toqui
Vasconia Miraflores
Puente Guillermo y Mariquita
Sebastopol - Vasconia
201
La Belleza - Vasconia
196
La Belleza - Cogua
182
Vasconia - Mariquita
192
Mariquita ndash Gualanday
15
Gualanday - Neiva
11
Sur de Boliacutevar - Santander
308 10 - 8 - 2 64 Cusiana -
Mariquita - Cali 343 20 Mariquita -
Cali 168
Mariquita Cusiana
Padua
Cusiana - Apiay - Bogotaacute
442 3 ndash 6 ndash 10 -
12
Cusiana ndash Apiay
30
Cusiana Apiay Apiay ndash Villavicencio ndash
Ocoa 14
45
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Apiay - Usme 18
Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
223 20 390 Cusiana Miraflores ndash
Puente Guillermo
Morichal ndash Yopal 132 4 - 4 Morichal -
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes Fuente Boletiacuten Electroacutenico de operaciones ndash TGI 2014
La red que transporta el gas natural desde Sebastopol hacia Medelliacuten es de propiedad de la empresa Transportadora de Metano SA ndash Transmetano cuenta con 188 km construidos de gasoducto y una capacidad maacutexima de transporte 78 MPCD en liacuteneas de 2 4 6 8 12 y 14 pulgadas de diaacutemetro Promigas tiene una participacioacuten en Transmetano del 996 Transoriente2 transporta gas natural hacia la ciudad de Bucaramanga en dos tramos
Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga
Gibraltar - Bucaramanga
El tramo Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 358 MPCD y 160 km de longitud cuenta con una liacutenea principal en 8rdquo y un loop en 6rdquo La liacutenea Gibraltar ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 499 MPCD en 17715 km de 12 pulgadas de diaacutemetro La Empresa Transoccidente transporta gas natural desde Cali hacia Yumbo a traveacutes de 108 km de gasoducto el cual cuenta con una capacidad de transporta de 736 MPCD Actualmente Promigas tiene una participacioacuten en Transoccidente del 69 Por su parte Progasur transporta gas natural hacia municipios del sur de Cundinamarca Tolima y Huila Esos gasoductos se describen a continuacioacuten
Gasoducto Diaacutemetro (pulgadas) Longitud (km) Capacidad (MPCD)
Sur Neiva ndash Hobo 8 526 28
Flandes - Girardot - Ricaurte 4 ndash 6 12 22
Guando - Melgar - Fusagasugaacute
3 381 06
Ramal PraderaJamundiacute - Popayaacuten
4 1196 37
Campo Sardinata - Cuacutecuta 4 678 43
Buenos Aires - Ibagueacute 6 189 156
Chicoral - Flandes 6 271 12
Flandes - Guando 6 395 107
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur Fuente PROGASUR 2014
2 Promigas tiene una participacioacuten en Transoriente del 733
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En noviembre de 2013 se formalizoacute el proceso de fusioacuten por parte de Progasur sobre la compantildeiacutea Transportadora Gasoducto del Tolima SA- TRANSGASTOL por lo cual los gasoductos que con anterioridad operaba TRANSGASTOL ahora son operados PROGASUR estos son Buenos Aires ndash Ibagueacute Chicoral ndash Flandes y Flandes ndash Guando
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior
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Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa
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Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural
Fuente Empresas transportadoras de gas natural
24 Planta de regasificacioacuten La disponibilidad nacional de gas natural en el mediano y largo plazo es de completa incertidumbre y son grandes los esfuerzos exploratorios que deben concretarse para obtener los resultados en teacuterminos de nuevas reservas de hidrocarburos Garantizar la atencioacuten de la creciente demanda de gas natural en Colombia sugiere contar con las reservas internas necesarias o concurrir al mercado externo para su compra y en este caso disponer de la apropiada infraestructura para el acondicionamiento y posterior uso si el gas viene en forma liacutequida o se importa viacutea gasoducto
49
Teniendo en cuenta que la demanda de gas natural se encuentra altamente influenciada por los requerimientos de los generadores teacutermicos y sumado a la incertidumbre acerca de la oferta interna disponible a mediano plazo se sugiere la utilizacioacuten de varios escenarios de oferta que permitan determinar las cantidades para garantizar pleno abastecimiento e incrementar la confiabilidad del sistema Para la definicioacuten de escenarios de oferta se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 tal como se muestra en el capiacutetulo cinco Igualmente se consideroacute un escenario de planta de regasificacioacuten como ejercicio de planificacioacuten para la deteccioacuten temprana de situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda proyectada Esto conlleva a la necesidad de su dimensionamiento factor de utilizacioacuten tiempo de construccioacuten alternativa de abastecimiento por buques regasificadores que tambieacuten requiere de infraestructura de recepcioacuten etc En el primer caso el tamantildeo de la planta seraacute definido como el maacuteximo valor del faltante durante el periodo del plan de abastecimiento y su ubicacioacuten dependeraacute del balance regional Las rutas de transporte y los precios dependeraacuten del sitio donde se negocie el gas por lo general los contratos son de largo plazo (al menos 20 antildeos) aunque se cuenta con un mercado spot naciente donde el precio puede ser superior al de los contratos firmados a largo plazo Una planta de licuefaccioacuten que atiende a casi todos los paiacuteses del continente americano es la ubicada en Trinidad y Tobago ademaacutes por su cercaniacutea a Cartagena en la Costa Atlaacutentica podriacutea disminuir los costos de transporte los cuales son un factor determinante para las importaciones de GNL ya que sus costos pueden variar dependiendo del sitio donde se compre el gas natural
50
3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia De acuerdo con la Constitucioacuten Poliacutetica de Colombia norma suprema el Estado mantiene la regulacioacuten control y vigilancia de los servicios puacuteblicos en procura de garantizar el mejoramiento continuo en la prestacioacuten de dichos servicios y la satisfaccioacuten del intereacutes social Asiacute mismo los servicios puacuteblicos son inherentes a la funcioacuten social del Estado siendo su deber asegurar su prestacioacuten eficiente a todos los habitantes del territorio nacional Seguacuten lo establecido en la Ley 142 de 1994 la distribucioacuten de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios puacuteblicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendraacute en la prestacioacuten de los mismos para garantizar entre otras la calidad del bien y su disposicioacuten final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios asiacute como su prestacioacuten continua e ininterrumpida Igualmente establece que es competencia privativa de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible a traveacutes de empresas oficiales mixtas o privadas Los problemas de escasez de gas natural en firme ocurridos en el antildeo 2007 dieron origen a la promulgacioacuten del Decreto 2987 de 2008 por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea el cual dispuso que los transportadores y distribuidores de gas natural y cualquier otro agente podiacutea incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En desarrollo de esa poliacutetica la CREG emitioacute la Resolucioacuten No 075 de 2008 introduciendo incentivos para que las empresas distribuidoras-comercializadoras adelantaran proyectos que permitieran garantizar la confiabilidad en el suministro de gas pero la respuesta fue escasa y solo una empresa presentoacute un proyecto de ldquopeak shavingrdquo para garantizar la prestacioacuten del servicio en la capital colombiana situacioacuten auacuten sin resolver Seguidamente el Gobierno Nacional expidioacute el Decreto 2730 de 2010 mediante el cual establecioacute otro tipo de obligaciones de confiabilidad el cual fue reemplazado por el Decreto 2100 de 2011 que modificoacute lo dispuesto en el Decreto 2730 de 2010 y cuyo artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural La industria de gas natural se ha caracterizado por ser una industria intensiva en capital donde la cantidad de energiacutea almacenada o transportada por inversioacuten en infraestructura es sustancialmente menor en comparacioacuten con la respectiva para el petroacuteleo o sus derivados liacutequidos La participacioacuten del Estado en este sector inicialmente estuvo asociada a la produccioacuten del gas por parte de Ecopetrol y a las inversiones en infraestructura de transporte Posteriormente ha venido aumentando la participacioacuten privada en las actividades comerciales y la funcioacuten del Estado se ha ido centrando en la definicioacuten de poliacuteticas de aseguramiento del abastecimiento la regulacioacuten del sector la vigilancia el estiacutemulo a la inversioacuten y la proteccioacuten de los intereses del consumidor Adicionalmente dado que la infraestructura de gas natural utiliza zonas puacuteblicas y privadas y su desarrollo tiene los respectivos impactos ambientales y sociales el Estado tambieacuten administra y regula el uso del terreno y la proteccioacuten del medio ambiente
51
Por otra parte dado que el sector eleacutectrico fue el principal impulsor de la demanda de gas natural y hoy mantienen un estrecho viacutenculo por ello el Gobierno se encarga tambieacuten de disentildear poliacuteticas que de manera coordinada planeada y eficiente permitan asegurar el abastecimiento tanto de energiacutea eleacutectrica como de gas natural teniendo en cuenta las estacionalidades (Fenoacutemeno del Nintildeo) y las prioridades de consumo Frente al raacutepido crecimiento del consumo de gas natural y la relacioacuten de eacuteste con el sector eleacutectrico y a los inconvenientes de abastecimiento presentados durante el uacuteltimo Fenoacutemeno del Nintildeo los objetivos de poliacutetica de los uacuteltimos antildeos (Decreto 2687 de 2008 Ley 1450 de 2010 ndash Plan Nacional de Desarrollo 2010 ndash 2014 - y Decreto 2100 de 2011) han estado orientados principalmente a garantizar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad de la prestacioacuten del servicio
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad
Fuente UPME
31 Poliacutetica sectorial En los uacuteltimos antildeos especiacuteficamente de 2010 a 2013 los principales objetivos de poliacutetica para el sector del gas natural han sido
Fortalecimiento institucional y de la coordinacioacuten sectorial a traveacutes de publicacioacuten oportuna de informacioacuten de produccioacuten y comercializacioacuten de gas
Remuneracioacuten de redes teniendo en cuenta el costo del uso de energeacuteticos sustitutos como criterio de eficiencia
Mecanismos de comercializacioacuten y precios que incentiven las actividades de exploracioacuten y produccioacuten de gas convencional y no convencional
Promover la inversioacuten en infraestructura de confiabilidad en el suministro y transporte de gas
Promover alternativas de importacioacuten de gas para garantizar el abastecimiento
Dar prioridad al consumo interno sobre las exportaciones
Incentivar la produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales
Definir mecanismos de comercializacioacuten que promuevan la competencia propicien la formacioacuten de precios eficientes mitiguen la concentracioacuten del mercado y generen informacioacuten oportuna
Constitucioacuten Poliacutetica
Rama Judicial Congreso de la
RepuacuteblicaPresidencia
Conpes
Ministerio de Minas y Energiacutea
Entidades adscritas (CREG UPME)
Empresas (inversionistas)
Consumidores
Poliacutetica energeacutetica
Regulacioacuten econoacutemica yplaneacioacuten
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311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) Respecto al sector del gas natural el actual Plan Nacional de Desarrollo propuso
ldquoPor el contrario el gas natural sufrioacute un racionamiento durante la ocurrencia del fenoacutemeno del Nintildeo y se establecioacute la intervencioacuten estatal para asignar el gas natural a los sectores prioritarios de consumo principalmente del interior del paiacutes donde se teniacutea una escasez del producto exacerbada por restricciones en la capacidad de transporte Este evento debe ser objeto de reflexioacuten y anaacutelisis para las entidades gubernamentales con el propoacutesito de ajustar los lineamientos de poliacutetica regulacioacuten vigilancia y control para poder posicionarlo nuevamente como un sector soacutelido y confiablerdquo
ldquoAsiacute mismo se fortaleceraacute el marco institucional en el sector de gas natural para un mejor desempentildeo y coordinacioacuten entre los agentes lo que exige i) contar con un nuevo agente responsable de la gestioacuten teacutecnica del sistema nacional de transporte de gas natural velando por la continuidad y seguridad del suministro en el corto y mediano plazo y la coordinacioacuten con el sector eleacutectrico y ii) ajustar el rol que desempentildea actualmente el Consejo Nacional de Operacioacuten de gas- CNO para que desarrolle los acuerdos operativos y protocolos que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores praacutecticas internacionalesrdquo
ldquoEs necesario identificar y materializar el potencial en yacimientos no convencionales considerando aspectos ambientales y promoviendo la maximizacioacuten de la explotacioacuten del recurso en concordancia con la situacioacuten de abastecimiento energeacutetico del paiacutes Para ello el Gobierno Nacional contrataraacute los estudios necesarios para establecer un modelo contractual y la elaboracioacuten de la reglamentacioacuten teacutecnica necesaria para la exploracioacuten y explotacioacuten de yacimientos no convencionales de hidrocarburos entre eacutestos el de gas metano asociado al carboacutenrdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el Gobierno Nacional estableceraacute lineamientos de poliacutetica centrados en el aseguramiento del abastecimiento en el mediano plazo y la confiabilidad de la prestacioacuten del servicio Para ello debe seguir dos estrategias i) profundizar en la promocioacuten de la actividad exploratoria mediante la libertad de las exportaciones basada en criterios teacutecnicos y transparentes que tengan en cuenta el abastecimiento interno y ii) crear un esquema que permita importar la confiabilidad en el abastecimiento bajo el mecanismo maacutes eficiente desde el punto de vista teacutecnico y econoacutemicordquo
ldquoSi bien el aprovechamiento del recurso de una manera eficiente y sostenible es muy importante en la cadena de produccioacuten se debe garantizar el acceso a la infraestructura de transporte mediante la ampliacioacuten de la capacidad de almacenamiento en tanques y de transporte por oleoductos gasoductos y poliductos de acuerdo con criterios de eficiencia econoacutemica y suficiencia financiera que aseguren la continuidad y confiabilidad de estos servicios Para el caso de oleoductos se espera contar con una capacidad miacutenima de transporte de aproximadamente 1rsquo200000 BPD y 300000 BPD de diluyente adicional para finales del antildeo 2013 asiacute como una capacidad de transporte en gasoductos de 1220 MPCD (244000 BPED) en el antildeo 2014rdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el primer reto del sector se centra en establecer criterios de confiabilidad que sean eficientes econoacutemica y financieramente sopesando alternativas de construccioacuten de infraestructura nueva en transporte y distribucioacuten frente a la posibilidad de definir un mercado de interrupciones para lo cual se debe tener en cuenta las valoraciones que consideren la menor relacioacuten costo-beneficio para los usuarios finalesrdquo
En segundo lugar se deben generar mecanismos para la comercializacioacuten mayorista que incentive las inversiones en exploracioacuten gasiacutefera promoviendo esquemas de
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contratacioacuten que permitan a los inversionistas mitigar los riesgos de demanda tener la remuneracioacuten adecuada y promover la estandarizacioacuten de contratos de suministro y transporte En este sentido se desarrollaraacuten mecanismos flexibles con compatibilidad de incentivos que propicien el incremento de la oferta de gas en firme y permitan la formacioacuten libre de precios a partir de sentildeales de escasez Cuando existan agentes con posicioacuten dominante la CREG estableceraacute los mecanismos que considere idoacuteneos para determinar los esquemas de comercializacioacuten del gas adecuados ante estas situaciones Por otro lado es importante que las metodologiacuteas de remuneracioacuten de distribucioacuten de gas natural consideren anaacutelisis econoacutemicos comparativos frente al energeacutetico sustituto cuando se analice su viabilidad de expansioacutenrdquo
ldquoConsiderando lo anterior el Gobierno Nacional debe propiciar la armonizacioacuten de los esquemas de promocioacuten del uso del GLP y el GN de manera que se eliminen las distorsiones en los mecanismos de transmisioacuten entre los costos y las sentildeales de precios propiciando una mayor eficiencia asignativa en el mercado de estos sustitutos En este sentido se enfocaraacuten esfuerzos en las siguientes liacuteneas de accioacuten i) eliminar los subsidios para infraestructura de transporte y distribucioacuten de gas otorgados a traveacutes de fondos nacionales y en este sentido eliminar el Fondo Especial de Cuota de Fomento-FECF en un plazo no mayor a 4 antildeos ii) permitir el uso de GLP como combustible para vehiacuteculos y expandir su uso en la industria petroquiacutemica iii) consolidar el esquema de marcas para la distribucioacuten y comercializacioacuten de GLP y iv)desarrollar los mecanismos que permitan equiparar el esquema de solidaridadrdquo
ldquoCon el objetivo de propiciar el incremento de la productividad de las industrias intensivas en energiacutea eleacutectrica y gas natural incentivar el crecimiento econoacutemico y la creacioacuten de empleo el Gobierno Nacional buscaraacute los mecanismos adecuados para la eliminacioacuten gradual de la contribucioacuten industrial en los servicios puacuteblicos de energiacutea eleacutectrica y gas combustible incorporando dentro de los criterios de dicha gradualidad la respuesta de la industria a estas reducciones en teacuterminos de incremento en el empleo Las medidas que se tomen en este sentido no deben comprometer la sostenibilidad del esquema de solidaridad ni causar costos financieros a las empresas prestadoras del servicio de energiacutea eleacutectricardquo
ldquoDe otra parte se examinaraacuten esquemas de interconexioacuten eleacutectrica y gasiacutefera entre los territorios fronterizos y los paiacuteses vecinos al igual que de exportacioacuten e importacioacuten de energiacutea eleacutectrica y gas hacia paiacuteses centroamericanos a traveacutes de las regiones Paciacutefica y la Caribe Se espera contar con escenarios en la materia y nuevos nichos de mercado Ademaacutes se promoveraacuten interconexiones de energiacutea eleacutectrica y de gas de pequentildea escala y puntuales en Zonas No Interconectadas para atender demanda localrdquo
De las anteriores propuestas se destaca en especial el objetivo de asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad en la prestacioacuten del servicio 312 Decreto 2100 de 2011 Como respuesta a la experiencia vivida por el sector energeacutetico ademaacutes de los anaacutelisis realizados para la elaboracioacuten del Plan Nacional de Desarrollo se emitioacute el Decreto 2100 de 2011 el cual establecioacute mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural Los puntos maacutes relevantes de este decreto son Establecioacute el consumo interno como prioritario frente a las exportaciones Los
exportadores deben atender la demanda interna en caso de restricciones situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamientos programados Adicionalmente se definiraacute un indicador que relacione las reservas la demanda interna
54
las exportaciones y las importaciones mediante el cual se pueda monitorear la conveniencia de mantener libertad a las exportaciones de gas A este respecto el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute mediante la Resolucioacuten 181704 de 2011 la metodologiacutea de caacutelculo para la determinacioacuten del iacutendice de abastecimiento de gas natural
La CREG definiraacute el costo de oportunidad del gas dejado de exportar que se les
reconoceraacute a los productores que hayan tenido que incumplir sus compromisos en firme de exportacioacuten para atender la demanda interna de gas
La demanda esencial (usuarios residenciales y pequentildeos comerciales de la red de
distribucioacuten la demanda de GNV la demanda para la operacioacuten de estaciones de compresioacuten del SNT y la demanda de las refineriacuteas) debe estar asegurada mediante contratos con respaldo fiacutesico
En caso de emergencia los agentes responsables de atender la demanda esencial y
que no cuenten con contratos firmes deberaacuten asumir directamente los costos en que incurran los usuarios afectados La CREG definiraacute la metodologiacutea para la estimacioacuten de dichos costos y los mecanismos para que los que atienden demanda esencial puedan tener acceso a contratos firmes
El gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se deberaacute
destinar prioritariamente a la atencioacuten de la demanda interna La ANH debe publicar anualmente las reservas de gas por campo y ubicacioacuten geograacutefica Los productores y productores-comercializadores deberaacuten declarar mes a mes para un
periodo de 10 antildeos la siguiente informacioacuten
bull Su consumo propio bull La produccioacuten total disponible para la venta (PTDV) bull La produccioacuten comprometida (PC) bull Potencial de produccioacuten de cada campo (PP) bull El porcentaje de participacioacuten de los diferentes productores y del Estado de
la produccioacuten de cada campo bull Contratos de exportacioacuten
La CREG definiraacute los mecanismos de comercializacioacuten de la PTDV y de las cantidades
importadas disponibles para la venta (CIDV) que se destinen para el consumo interno No estaraacuten sujetos a estos mecanismos de comercializacioacuten la produccioacuten de campos menores la produccioacuten de campos en pruebas extensas donde no se haya declarado comercialidad y la produccioacuten de campos no convencionales Estos mecanismos de comercializacioacuten deberaacuten promover la competencia propiciar la formacioacuten de precios eficientes mitigar los efectos de concentracioacuten del mercado y generar informacioacuten oportuna y suficiente para los agentes
Los productores o productores comercializadores de gas de yacimientos no
convencionales pueden realizar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica El
55
Ministerio de Minas y Energiacutea la CREG y la ANH podraacuten definir incentivos adicionales a la produccioacuten no convencional de gas3
El Ministerio de Minas y Energiacutea adoptaraacute un Plan indicativo de abastecimiento de gas el cual tendraacute como horizonte de proyeccioacuten un periodo de 10 antildeos y seraacute actualizado cuando el MME asiacute lo determine Este plan debe ser elaborado por la UPME siguiendo los lineamientos que determine el MME
La CREG estableceraacute los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para la
atencioacuten de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijaraacute las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que los agentes presenten en este sentido
Se definiraacute un agente encargado de prestar el servicio de gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial del sector de gas natural La CREG definiraacute la metodologiacutea para seleccionar el prestador de este servicio y la remuneracioacuten a la que tendraacute derecho
La comercializacioacuten de gas importado con destino al servicio puacuteblico domiciliario deberaacute
ajustarse a las disposiciones exigidas para la comercializacioacuten de gas de produccioacuten nacional
El precio del gas importado o exportado seraacute pactado libremente por las partes La CREG podraacute implementar mecanismos para incentivar la importacioacuten de gas natural
con el fin de promover el abastecimiento de este energeacutetico Los propietarios de infraestructura de regasificacioacuten deberaacuten permitir el acceso a la capacidad no comprometida
313 Regulacioacuten Los principales aspectos que son objeto de regulacioacuten por parte del Estado en el sector de gas natural son los relacionados con los impactos sociales y ambientales lo referente al uso de predios puacuteblicos la compensacioacuten por produccioacuten de este recurso no renovable propiedad del Estado (regaliacuteas y participaciones de la ANH) los aspectos de seguridad teacutecnica y lo concerniente a las imperfecciones del mercado y externalidades (regulacioacuten econoacutemica a cargo de la CREG) La regulacioacuten econoacutemica vigente ha buscado en primer lugar garantizar los objetivos definidos en la Ley 142 de 1994 garantizar la calidad del bien objeto del servicio para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios la ampliacioacuten permanente de la cobertura la prestacioacuten continua e ininterrumpida la prestacioacuten eficiente la libertad de competencia y la no utilizacioacuten abusiva de posicioacuten dominante Asiacute los instrumentos establecidos para alcanzar estos objetivos han consistido baacutesicamente en la definicioacuten de indicadores de calidad mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratacioacuten precios maacuteximos regulados y las limitaciones a la integracioacuten vertical con el fin de promover la competencia
3 Mediante la Ley 1530 de 2012 se concedioacute un descuento del 40 en las regaliacuteas para el caso de produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales Adicionalmente se encuentra en discusioacuten un proyecto de reglamento de asignacioacuten de aacutereas y de contrato de exploracioacuten y produccioacuten para yacimientos no convencionales los cuales proponen aumentar especiacuteficamente para este tipo de yacimientos los periodos de exploracioacuten y produccioacuten a 9 y 30 antildeos respectivamente
56
Durante los antildeos 2012 y 2013 se expidioacute regulacioacuten orientada especialmente a asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad del servicio En este sentido se han definido instrumentos regulatorios con el fin de incentivar las importaciones y el aumento de la produccioacuten de gas modalidades contractuales con el objeto de asegurar la atencioacuten de la demanda esencial en firme mecanismos de negociacioacuten que promuevan la competencia y la fijacioacuten de precios eficientes y la definicioacuten de un gestor de mercado con el fin disponer de manera oportuna de informacioacuten operativa y comercial del sector La Tabla 3-1 resume por actividad y temaacutetica la principal normativa vigente del sector del gas natural
Actividad Organizacioacuten de la
industria Precios
Calidad del servicio
Normatividad teacutecnica
Produccioacuten
Iacutendice de abastecimiento y liacutemite a las exportaciones Res MinMinas 181704 de 2011 Res MinMinas 72472 de 2013 Reglamento de comercializacioacuten Res CREG 089 de 2013 Res CREG 123 de 2013 Res CREG 122 de 2013 Res CREG 130 de 2013 Res CREG 151 de 2013 Res CREG 204 de 2013 Gestor del mercado Res CREG 124 de 2013 Res CREG 150 de 2013 Res CREG 200 de 2013 Res CREG 021 de 2014 Restricciones a la integracioacuten vertical Res CREG 057 de 1996 Opcioacuten con gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energiacutea Firme del Cargo por Confiabilidad Res CREG 106 de 2011 Res CREG 025 de 2014
Precio punto de entrada al SNT Res CREG 088 de 2013 Costo oportunidad gas dejado de exportar Res CREG 041 de 2013 Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Res CREG 062 de 2013 Res CREG 152 de 2013 Res CREG 022 de 2014
Transporte
Reglamento Uacutenico de Transporte Res CREG 071 de 1999 (RUT) Res CREG 084 de 2000 Res CREG 102 de 2001 Res CREG 014 de 2003 Res CREG 054 de 2007 Res CREG 033 041 077 y 154 de 2008 Res CREG 130 131 y 187 de 2009 Res CREG 169 y 171 de 2011 Res CREG 078 de 2013 Res CREG 126 de 2013
Costo transporte por ductos Res CREG 126 de 2010 Costo transporte terrestre de gas natural comprimido Res CREG 008 de 2005
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Distribucioacuten
Coacutedigo de distribucioacuten de gas combustible Res CREG 067 de 1995 Res CREG 127 de 2013
Foacutermulas tarifarias distribucioacuten gas por red de tuberiacutea Res CREG 137 de 2013 Res CREG 138 de 2013 Y sus modificaciones Res CREG 183 de 2013 Res CREG 184 de 2013 Res CREG 205 de 2013 Res CREG 008 de 2014 Cargos de distribucioacuten y comercializacioacuten Res CREG 202 de 2013
Res CREG 100 de 2013
Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Internas de Gas Res 90902 de 2013 Revisiones perioacutedicas de instalaciones internas Res CREG 059 de 2012
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural Fuente CREG UPME
32 Organizacioacuten de la industria La cadena de prestacioacuten del servicio y la estructura de la industria se resumen de manera esquemaacutetica seguacuten lo presentado en la Ilustracioacuten 3-2
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio
Fuente UPME
Es de resaltar que la primera actividad que hace referencia a la exploracioacuten y produccioacuten tambieacuten se rige por los contratos que suscriban los inversionistas con la Agencia Nacional de Hidrocarburos entidad que administra los recursos del subsuelo colombiano en materia de hidrocarburos En lo referente a la comercializacioacuten la Ilustracioacuten 3-3 representa de manera sucinta las relaciones existentes entre los distintos agentes y las posibilidades de interactuar El importador es un agente que estaacute contemplado en la regulacioacuten pero que auacuten no se ha materializado su operacioacuten En cuanto a las exportaciones seguacuten el Decreto 2100 de 2011 y la Resolucioacuten 181704 de 2011 actualmente son libres pero sujetas al comportamiento que vaya teniendo cada antildeo el iacutendice de abastecimiento y la relacioacuten entre el potencial de produccioacuten y la demanda total
58
esperada Asiacute los productores productores-comercializadores o agentes exportadores no podraacuten suscribir o modificar compromisos de cantidades a exportar cuando el iacutendice de abastecimiento (IA) sea menor a 8 y el PP para un antildeo determinado sea inferior a la demanda total esperada4 para ese mismo antildeo
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria
Fuente UPME
Seguacuten la informacioacuten oficial5 de potencial de produccioacuten reservas probadas y probables proyeccioacuten de demanda y los deacuteficits a ser resueltos mediante importaciones seguacuten los balances contenidos en este documento el iacutendice de abastecimiento muestra el comportamiento descrito en la Graacutefica 3-1 De acuerdo con la siguiente graacutefica se podriacutea esperar que las exportaciones continuacuteen hasta aproximadamente el antildeo 2019 Situacioacuten que puede variar con el reporte de los voluacutemenes que provengan viacutea planta de regasificacioacuten Con el aacutenimo de promover la competencia y asegurar el abastecimiento y la continuidad en la prestacioacuten del servicio la regulacioacuten ha definido algunas restricciones a la integracioacuten vertical mecanismos de negociacioacuten tipos de contratos y sistemas de gestioacuten de la informacioacuten que permitan a los agentes disponer de ella de manera oportuna y facilitar el funcionamiento de los mercados y la coordinacioacuten de las operaciones Enseguida se detalla lo relacionado con estos temas
4 Reportada por la UPME 5 Declaracioacuten de produccioacuten 2013
59
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA)
Fuente MME caacutelculo propios
321 Restricciones a la integracioacuten vertical Dado que las actividades de transporte y distribucioacuten de gas natural se caracterizan por ser monopolios naturales la regulacioacuten ha procurado limitar la integracioacuten vertical en la cadena de prestacioacuten del servicio con el fin de promover la competencia en las otras actividades potencialmente competitivas tales como la produccioacuten y comercializacioacuten A este respecto las Res CREG 057 de 1996 y 089 de 2013 han definido lo siguiente
Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados son independientes de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su respectiva valoracioacuten
El transportador de gas natural no puede realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Puede no obstante adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del sistema de transporte si ello se hace necesario
Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no pueden ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6o Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan (participacioacuten mayor del 25 ndash 30 en capital)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
IA Liacutemite Res 181704 de 2011
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El comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en productores-comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan
El productor-comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 establecioacute recientemente los siguientes mecanismos de negociacioacuten para los mercados primario y secundario Mercado primario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado primario los mecanismos de negociacioacuten previstos en la regulacioacuten son
Negociacioacuten directa de productores comercializadores en cualquier momento del antildeo En cualquier momento del antildeo para el caso de yacimientos no convencionales campos menores campos que no hayan declarado comercialidad campos no interconectados y nuevos campos Soacutelo se podraacuten pactar contratos firmes de firmeza condicionada de opcioacuten de compra de gas de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones y de suministro de contingencia Los contratos celebrados tendraacuten la duracioacuten que acuerden las partes
Negociacioacuten directa de comercializadores de gas importado aplicable para la atencioacuten de demanda teacutermica seguacuten lo establecido en la resolucioacuten CREG 062 de 2013 En este caso la modalidad de contrato seriacutea el de suministro de contingencia
Negociacioacuten directa durante un periodo definido en caso que la oferta sea mayor a la demanda del escenario bajo en un miacutenimo de 3 antildeos seguacuten los resultados del balance de oferta y demanda presentado por la UPME para un horizonte de tiempo de 5 antildeos Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 5 o maacutes de 5 antildeos La CREG estableceraacute los primeros 10 diacuteas haacutebiles de junio de cada antildeo el mecanismo de negociacioacuten a aplicar y el cronograma de desarrollo del mismo lo anterior de acuerdo con el balance maacutes reciente realizado por la UPME considerando el escenario de demanda baja
Negociacioacuten mediante subasta En caso que la demanda supere a la oferta en al menos 3 antildeos seguacuten el balance presentado por la UPME Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 o 5 antildeos
Modalidades contractuales de suministro y transporte A diferencia de lo definido anteriormente ya no se negociaraacuten contratos ldquoTake or Payrdquo los contratos con interrupciones seraacuten de duracioacuten mensual y adicionalmente se podraacuten ofrecer
61
contratos de contingencia Por tanto y de acuerdo con la nueva regulacioacuten las modalidades contractuales aplicables al mercado primario son
Contrato firme o que garantiza firmeza CF contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad maacutexima de gas natural yo de capacidad maacutexima de transporte sin interrupciones durante un periacuteodo determinado excepto en los diacuteas establecidos para mantenimiento y labores programadas Esta modalidad de contrato requiere de respaldo fiacutesico
Contrato de suministro con firmeza condicionada CFC contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y excepto en hasta cinco (5) diacuteas calendario definidos a discrecioacuten del vendedor
Contrato de opcioacuten de compra de gas OCG contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y en hasta cinco (5) diacuteas calendario adicionales definidos a discrecioacuten del comprador El comprador pagaraacute una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad maacutexima de gas y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten La prima se pagaraacute mensualmente
Contrato de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones OCGX contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural que estaacute comprometida para exportaciones durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de entrega pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten de entrega no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato con interrupciones CI contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega recibo o utilizacioacuten de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural durante un periacuteodo determinado El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia dando aviso previo a la otra parte
Contrato de suministro de contingencia CSC contrato escrito en el que un participante del mercado garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural desde una fuente alterna de suministro sin interrupciones cuando otro participante del mercado que suministra o transporta gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestacioacuten del servicio El suministro de gas natural desde la fuente alterna y mediante esta modalidad contractual soacutelo se realizaraacute durante el periacuteodo en que se presente el mencionado impedimento para la prestacioacuten del servicio
62
Contrato de opcioacuten de compra de transporte OCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato de transporte de contingencia CTC contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad maacutexima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia
Contrato de transporte con firmeza condicionada CFCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor
Mercado secundario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado secundario se definieron los siguientes mecanismos de negociacioacuten
Negociacioacuten directa El Boletiacuten Electroacutenico Central6 publicaraacute las ofertas a los
compradores y vendedores para que las partes acuerden bilateralmente el precio cantidad punto de entrega duracioacuten y garantiacuteas
Procesos uacuteselo o veacutendalo de corto plazo para suministro y transporte o de largo plazo para el transporte
Adicionalmente en el mercado secundario se espera contar con la participacioacuten del promotor de mercado quien seraacute el encargado de comprar y vender diariamente contratos de gas en firme en cada punto estaacutendar de entrega Los contratos podraacuten tener una duracioacuten interdiaria diaria semanal mensual trimestral anual y multianual Tras la entrada en vigencia de la resolucioacuten CREG 089 de 2013 y como resultado del balance de oferta y demanda dado por la UPME mediante la resolucioacuten CREG 122 de 2013 se aproboacute para el mercado primario y para el antildeo 2013 aplicar negociaciones directas como mecanismo de comercializacioacuten Dichas negociaciones se efectuaron en el mes de octubre Seguacuten la informacioacuten publicada el precio promedio negociado para el gas de la Guajira fue 397 US$MBTU Teniendo en cuenta tanto los compromisos en firme antes de las negociaciones como los voluacutemenes comercializados directamente a finales del antildeo 2013 la cantidad de energiacutea contratada en firme a enero de 2014 se presenta en la Graacutefica 3-2 y la Graacutefica 3-3 Aproximadamente un 40 del potencial de produccioacuten estaacute por ahora comprometido hasta el 2019
6 Es la paacutegina web en la que el gestor de mercado publicaraacute la informacioacuten operativa y de transacciones que recopile
63
De la informacioacuten disponible no es posible afirmar con certeza cuaacutel es la cifra de esta energiacutea contratada en firme que se destina a la atencioacuten de demanda esencial (residencial GNV SNT y refineriacuteas) pues en algunos casos el tipo de demanda no se encuentra desagregado
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014
Fuente CREG7 caacutelculos UPME
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme
Fuente CREG8 caacutelculos UPME
7 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013 8 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013
Ballena48
Cupiagua12
Cusiana28
Gibraltar3
La Creciente5
Pauto Florentildea
3
Rioacha1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
4
jun
-1
4
no
v-1
4
abr
-15
sep
-1
5
feb
-1
6
jul-
16
dic
-1
6
may
-1
7
oct
-1
7
mar
-1
8
ago
-1
8
ene
-1
9
jun
-1
9
no
v-1
9
abr
-20
sep
-2
0
feb
-2
1
jul-
21
dic
-2
1
may
-2
2
oct
-2
2
GB
TUD
PP Contratado en firme a enero 2014
64
323 Gestioacuten de la informacioacuten La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 definioacute al Gestor del Mercado quien estaraacute a cargo de
Disentildear poner en funcionamiento y administrar el Boletiacuten Electroacutenico Central (BEC)
Centralizar la informacioacuten del mercado de gas
Gestionar las subastas del mercado primario
Gestionar las transacciones del mercado secundario
Elaborar reportes para seguimiento al mercado
Posteriormente la resolucioacuten CREG 124 de 2013 establecioacute los criterios de seleccioacuten del gestor del mercado y las condiciones especiacuteficas de la prestacioacuten del servicio Mediante la Resolucioacuten CREG 150 de 2013 y 021 de 2014 se dio inicio al proceso de seleccioacuten 324 Tarifas Mediante las Resoluciones CREG 137 y 138 de 2013 se establecieron las nuevas foacutermulas tarifarias para usuarios regulados de las aeacutereas de servicio exclusivo asiacute Foacutermula tarifaria Cargo variable
119862119880119907 =119866+119879
1minus120588+ 119863 lowast 119891 + 119862119907 + 119862119888 (3-1)
Cargo fijo
119862119880119891 = 119862119891 (3-2)
Donde
Componente Definicioacuten
119918
Costo promedio unitario de las compras de gas natural $m3 Mediante la Res CREG 088 de 2013 se liberoacute de manera general el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte
119931
Costo promedio unitario del transporte $m3 Se determina seguacuten los criterios generales establecidos en la resolucioacuten CREG 126 de 2010
120646 Peacuterdidas reconocidas determinado con base en Resolucioacuten CREG 067 de 1995
119915
Costo uso del sistema de distribucioacuten no incluye conexioacuten al usuario final $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
65
119943 Factor multiplicador de poder caloriacutefico
119914119959
Componente variable del costo de comercializacioacuten $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
119914119940 Costo unitario de confiabilidad Igual a 0 hasta que la CREG lo defina
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria Otros cargos regulados Adicionalmente y siguiendo lo ordenado por el Decreto 2100 de 2011 la CREG ha definido las metodologiacuteas de caacutelculo para los siguientes costos
Costo Resolucioacuten
Costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar CODE CODE = Pexp + Ccomp
Pexp precio exportacioacuten US$MBTU
Ccomp costo de compensaciones pactado en el contrato US$MBTU
Resolucioacuten CREG 041 de 2013
Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Ingreso anual de caraacutecter transitorio = US$ 40rsquo750000
Resolucioacuten CREG 062 y 152 de 2013 Resolucioacuten CREG 022 de 2014
Tabla 3-3 Cargos regulados
325 Confiabilidad El Decreto 2100 de 2011 ordenoacute a la CREG establecer los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijar las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que para el efecto presenten los Agentes Operacionales El mismo Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio A este respecto la CREG ha realizado varios estudios documentos y resoluciones de consulta donde analiza y exponen algunos criterios de confiabilidad Mediante las resoluciones CREG 062 y 152 de 2013 y 022 de 2014 se determinoacute un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad asiacute pues la inversioacuten en confiabilidad de la demanda teacutermica se consideroacute viable por cuanto los beneficios superaban los costos Lo anterior comparando la alternativa de suministro con GNI con otros combustibles sustitutos Sin embargo para el caso de la demanda no teacutermica resultoacute menos costoso un mercado de cortes El Ministerio de Minas y Energiacutea definiraacute los lineamientos de poliacutetica que soporten dicho mercado de cortes Adicionalmente las resoluciones CREG 137 y 138 de 2013
66
incluyeron dentro de la formula tarifaria del servicio puacuteblico domiciliario de gas el cargo por confiabilidad el cual seraacute igual a cero hasta tanto la CREG no lo defina 326 Conclusiones El sector de gas natural en Colombia durante el antildeo 2013 vivioacute una amplia reforma regulatoria En teacuterminos generales el cambio esperado para el sector como resultado de la nueva regulacioacuten se podriacutea describir de la siguiente forma
Mayor incertidumbre en materia de precios La libertad de precios para el gas de la Guajira (cerca del 40 de la produccioacuten total del paiacutes) introduce mayor incertidumbre en el comportamiento esperado de los precios Sin embargo este cambio se espera no afecte de manera brusca el mercado pues de enero de 2014 y hasta diciembre de 2018 por lo menos el 40 de su produccioacuten ya estaacute comprometida Otro elemento que podraacute aumentar la incertidumbre es el hecho que el mecanismo de comercializacioacuten a adoptar estaraacute sujeto a los balances de oferta y demanda que se vayan efectuando antildeo a antildeo A lo anterior se le sumariacutea tambieacuten la eventual entrada en operacioacuten de la planta de regasificacioacuten (maacuteximo en noviembre de 2016) para el suministro de GNI (gas natural importado) para las plantas teacutermicas que se hayan acogido a la OPACGNI9 y posteriormente para suplir los deacuteficits de la oferta que se
preveacuten seguacuten los balances que se presentan en los siguientes capiacutetulos
Mayor seguridad de suministro gracias a la planta de regasificacioacuten La planta de regasificacioacuten que se espera entre a maacutes tardar en noviembre de 2016 para generaciones de seguridad necesariamente seraacute una fuente adicional de suministro para el paiacutes por lo que significaraacute una diversificacioacuten de la oferta y por ende una mayor seguridad en el suministro Adicionalmente cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV) que se declaren posiblemente aumentaraacuten la oferta declarada por los agentes y esto a su vez podraacute retrasar la comercializacioacuten mediante subastas
La nueva metodologiacutea para la remuneracioacuten de la actividad de distribucioacuten (Resolucioacuten CREG 202 de 2013) introdujo cambios en la definicioacuten de los mercados relevantes y en la metodologiacutea especiacutefica para el caacutelculo del cargo maacuteximo de distribucioacuten Si bien estos cambios se espera motiven a los distribuidores a ampliar la cobertura de gas natural las tarifas posiblemente aumenten por lo que el consumo residencial el nuacutemero de hogares anillados efectivamente conectados a la red podriacutea verse afectado
Mayor continuidad en la prestacioacuten de servicio para la demanda esencial En este sentido se espera que durante los proacuteximos antildeos bajo el nuevo reglamento de comercializacioacuten (Resolucioacuten CREG 089 de 2013) se logre el objetivo propuesto de garantizar que la demanda esencial esteacute maacutes soportada en contratos firmes
Mejor gestioacuten de la informacioacuten A traveacutes del BEC y con la entrada del gestor de mercado se espera contar con informacioacuten operativa y comercial de manera maacutes inmediata lo que posiblemente facilitaraacute las negociaciones entre los agentes y por ende podriacutea aumentar la continuidad en la prestacioacuten del servicio y la coordinacioacuten en la atencioacuten en casos de restricciones o emergencias
9 Opcioacuten para participar en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas yo unidades teacutermicas que utilicen gas
natural importado
67
Confiabilidad La regulacioacuten vigente preveacute dentro de la foacutermula tarifaria un cargo por confiabilidad (Cc) sin embargo no es claro si se va a definir o no un valor a este cargo En el presente documento se analiza maacutes adelante la confiabilidad del sistema colombiano de gas natural y se presentan algunas conclusiones a este tema
68
4 Proyecciones de precios de gas natural El gas natural ha adquirido gran importancia en el consumo de energeacuteticos a nivel mundial solo por su bajo costo sino por las bondades medioambientales comparado con otros energeacuteticos Ademaacutes el desarrollo masivo de gas procedente de yacimientos no convencionales de hidrocarburos ha permitido incrementar las reservas de gas de manera significativa Con lo cual ese ha desencadenado una presioacuten a la baja de los precios de este energeacutetico al igual que el precio del GNL por tanto muchos gobiernos estaacuten promoviendo su uso En consideracioacuten al balance colombiano de oferta y demanda se advierten opciones de aumentar la capacidad de suministro a traveacutes de importaciones de Venezuela y la instalacioacuten de una planta de GNL Siendo los precios del gas natural uno de los drivers maacutes importantes para determinar los impactos en el consumo futuro de gas natural se presentan a continuacioacuten las consideraciones y resultados de la uacuteltima proyeccioacuten oficial de precios de la UPME llevada a cabo en marzo de 2013 Para la estimacioacuten se tomoacute como fuente primaria de informacioacuten del Energy Outlook del Departamento de Energiacutea de Estados Unidos tanto del Short Term Energy Outlook como del Annual Energy Outlook
41 Supuestos considerados Precio regulado Resolucioacuten CREG 119 de 2005 187 de 2010 y 199 de 2011 desde
enero de 2013 hasta diciembre de 2013
Liberalizacioacuten precio del gas natural en boca de pozo en el campo Guajira a partir de
enero de 2014
Entrada de planta de regasificacioacuten a partir de septiembre de 2018
Precio de referencia Henry Hub y punto probable de incorporacioacuten la Costa Atlaacutentica
411 Precio del gas Guajira A partir de la promulgacioacuten de la Resolucioacuten CREG 097 de 2012 se inicia el proceso de liberar el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporterdquo desde el 1 de enero de 2014 con lo cual las reglas para comercializacioacuten del gas natural se modificaron Cabe anotar que el precio de Guajira al momento de la elaboracioacuten de esta estimacioacuten se encuentra regulado atado al precio del sustituto (fuel oiacutel) bajo la referencia de tope maacuteximo de la siguiente forma
(4-1)
PMR = Precio Maacuteximo Regulado que regiraacute durante el semestre siguiente (t) expresado en doacutelares por milloacuten de BTU (US$MBTU) PMRt-1 = Precio Maacuteximo Regulado del semestre anterior (t-1) INDICEt-1 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICEt-2 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre precedente al anterior (t-2)
69
INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No6 10 Sulfur fuel oiacutel precio de cierre seguacuten la serie de la publicacioacuten Plattrsquos de Estaacutendar amp Poorrsquos
Los resultados de los precios para el antildeo 2013 seguacuten la foacutermula
(4-2) Una vez obtenido el punto inicial de la proyeccioacuten de mediano y largo plazo con resolucioacuten mensual se realizaron los ejercicios bajo distintos enfoques para permitir una amplia gama de escenarios que pudieran reflejar el proceso de formacioacuten de precios de un mercado competitivo de este gas y bajo las nuevas caracteriacutesticas de ldquoCommodityrdquo que proporciona el GNL Para la realizacioacuten de la estimacioacuten de mediano y largo plazo y en la buacutesqueda de una buena correlacioacuten entre precios se evaluoacute el comportamiento del precio regulado comparado con la serie histoacuterica del Henry Hub y el iacutendice ldquoUS Natural Gas Exportsrdquo Lo anterior en atencioacuten a que probablemente al liberarse el precio en el campo de Guajira eacuteste tienda a referentes internacionales de caraacutecter regional La graacutefica siguiente muestra el comportamiento de los precios de gas natural en Estados Unidos y el precio regulado del campo Guajira
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural
Fuente ECOPETROL DOE y Caacutelculos Propios
Es evidente que existe un viacutenculo reducido entre los precios del gas en la Costa Atlaacutentica colombiana y los precios en Estados Unidos motivado por el esquema de formacioacuten de los mismos Sin embargo la perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre
PMR Feb 2013 = 592 US$MBTU 2011
PMR Ago 2013 = 577 US$MBTU 2011
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garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los anaacutelisis para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira contemploacute la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten En el primer caso se tomoacute el precio Guajira del segundo semestre de 2013 y la estimacioacuten se construyoacute con las tendencias del iacutendice ldquoHenry Hubrdquo del escenario de referencia AEO 2014 y STEO de enero de 2014 del DOE EIA El caacutelculo de los escenarios alto y bajo consideroacute las tendencias de precios de AEO 2013 debido a que el DOE EIA auacuten no ha publicado la informacioacuten correspondiente a los escenarios alto y bajo 2014 En el segundo caso se tomoacute nuevamente el precio regulado de Guajira del segundo semestre de 2013 y se proyectoacute con las tendencias del iacutendice ldquoResidual Fuel No 6 1rdquo del escenario de referencia incluido en AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 Igualmente la construccioacuten los escenarios alto y bajo tomaron en consideracioacuten las tendencias de los precios presentados en AEO 2012 Para el tercer caso se consideroacute que el precio de Guajira despueacutes del 2013 tiende a precios de paridad importacioacuten por lo que fue necesario revisar mercados de GNL con informacioacuten disponible como son el NBP10 (National Balancing Point o punto hipoteacutetico en la red de gas Britaacutenica donde se desarrolla el mercado spot) y LNG Japoacuten11 La tendencia del precio del mercado de Inglaterra (NBP) es caracterizada por tres momentos el primero al alza desde el antildeo 2009 y hasta el 2015 el segundo a la baja desde 2015 hasta 2019 y luego de nuevo al alza pero de manera moderada para el periodo siguiente al antildeo 2020
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia
Fuente DOE Banco Mundial Argus y Caacutelculos Propios
10 Argus Wood Mackenzie 11 Banco Mundial
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Referencia Guajira HH Sustituto (Fuel Oil)
NBP Wood Mackenzie Japoacuten (Wood Mackenzie)
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La Graacutefica 4-2 presenta la estimacioacuten de largo plazo de los escenarios de referencia de los precios Guajira indexados con los diferentes drives Visto que las tendencias de precios entre el Banco Mundial y las demaacutes fuentes de informacioacuten consideradas son divergentes la UPME estimoacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) El precio del LNG Japoacuten al ser un mercado que responde a otras necesidades se estima que regionalmente no es un referente apropiado para la prospeccioacuten de los precios colombianos de gas natural Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo al alza no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL denota un incremento sostenido desde el 2019 El escenario de referencia fluctuacutea entre la continuidad de la metodologiacutea regulada por la CREG para los antildeos 2012 a 2014 de 2014 a 2018 se considera la proyeccioacuten del precio de Guajira siguiendo el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir del 2018 el mercado seguiraacute la sentildeales del mercado NBP de Europa El resultado en el escenario de referencia proyecta una banda de precios en teacuterminos constantes de 2011 que oscila entre 5 US$MBTU y 12 US$MBTU con una tasa de crecimiento promedio antildeo de 29 en el horizonte de planeacioacuten Entre tanto los escenarios bajo y alto se encuentran en un rango de 5 US$MBTU a 144 US$MBTU con tasas de crecimiento interanuales de 15 y 49 respectivamente En el corto plazo este escenario muestra una disminucioacuten del precio en teacuterminos reales situacioacuten que se revierte a mediano plazo mostrando luego un crecimiento contiacutenuo hasta los 12 US$MBTU al final del periodo de estimacioacuten La Graacutefica 4-3 presenta los resultados
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Argus Agentes y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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El escenario bajo corresponde al comportamiento del Henry Hub puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2036 los antildeos anteriores al 2014 se estiman considerando la metodologiacutea del precio regulado con el escenario base del Fuel Oiacutel El escenario alto se construyoacute aplicando metodologiacutea de precio regulado hasta agosto diciembre 2013 luego sigue el escenario alto de Fuel Oiacutel hasta el 2014 y en el largo plazo el precio sigue la tendencia del precio marcador NBP de Inglaterra 412 Precio del Gas Cusiana El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de produccioacuten superoacute los 180 MPCD situacioacuten que se dio en junio de 2006 de conformidad con lo establecido en el artiacuteculo 1 de la Resolucioacuten CREG 119 de 2005 En consecuencia para determinar los precios futuros de mediano y largo plazo se realizaba un anaacutelisis aplicando la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo con el propoacutesito de establecer la competitividad del precio del gas Cusiana en relacioacuten con el de Guajira en un punto determinado del sistema Con dicha metodologiacutea se veniacutea proyectando los precios de gas en boca de pozo de Cusiana y para calcular el precio final en planta de generacioacuten se le adicionaban los costos de transporte correspondientes desde el campo Cusiana Sin embargo la promulgacioacuten por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea del marco normativo que definioacute los mecanismos para promover el abastecimiento pleno de gas natural en el paiacutes permitioacute la publicacioacuten de la Resolucioacuten CREG 118 de 2011 donde se estipuloacute el marco de comercializacioacuten de gas de corto plazo y se definioacute el esquema de subastas para la comercializacioacuten del gas proveniente de campos no regulados Los resultados de las negociaciones desarrolladas a finales del 2011 para la venta del gas de Cusiana y Cupiagua (2012 y 2013) mostraron precios a la entrada del sistema nacional de transporte con tendencia a la baja fluctuando entre los 27294 US$MBTU para la demanda no regulada y los 39645 US$MBTU para la demanda regulada A partir de los resultados obtenidos en la subasta de 2011 se proyectaron los precios de gas del campo Cusiana considerando que las dos grandes fuentes de abastecimiento compiten entre siacute Una vez estimados los precios de mediano y largo plazo del campo Guajira se realizoacute anaacutelisis ldquoNetbackrdquo para realizar las proyecciones de Cusiana con punto de referencia Vasconia y pareja de cargos 50-50 en aquellos tramos asociados a estos puntos de inyeccioacuten al sistema De esta manera se considera la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten por la posible instalacioacuten de la planta de regasificacioacuten en la Costa Atlaacutentica y punto de arbitraje en Vasconia suponiendo que en dicho punto el precio de Cusiana no puede ser superior al precio del gas de la Guajira La graacutefica siguiente presenta la estimacioacuten del precio en tres escenarios los que guardan analogiacutea con los calculados para el gas de la Costa Atlaacutentica dado que se espera una competencia gas-gas entre las fuentes provenientes de la Costa Atlaacutentica( importacioacuten o nacional) y las del interior las cuales atenderaacuten la demanda del paiacutes El escenario bajo corresponde al precio maacutes alto de Cusiana alcanzado en la subasta y luego indexado con las tendencias de Henry Hub de AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 La tasa de crecimiento media anual en este escenario es de 31 pasando de 385 US$MBTU en 2013 a 81 US$MBTU 2036 en teacuterminos reales de 2011 En el corto plazo
73
la proyeccioacuten presenta una pequentildea disminucioacuten y luego crece de manera sostenida El escenario de referencia se construyoacute de forma similar al escenario bajo adicionado con la aplicacioacuten de la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo Es decir precios de la subasta indexados con Henry Hub desde 2014 y a partir de 2018 precio paridad de importacioacuten Costa Atlaacutentica complementado por la competencia con el precio en Guajira en el punto de Vasconia durante todo el horizonte de evaluacioacuten La tasa de crecimiento promedio antildeo es 46 y variacutea entre 385 US$MBTU en 2013 a 101 US$MBTU en 2036
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
El escenario alto de Cusiana se construye teniendo en cuenta el precio de Guajira que considera como referencia el NBP lo anterior busca seguir la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten y la competencia gas - gas de los campos del paiacutes Adicionalmente se realiza un anaacutelisis ldquoNetbackrdquo con punto de referencia Vasconia Asiacute la tendencia de este escenario es la misma del precio NBP que se espera descienda hasta mediados del antildeo 2020 y a partir de este antildeo crezca de manera continua para el resto del periodo de anaacutelisis Esta metodologiacutea permite reflejar el costo de oportunidad respecto del mercado internacional y del lugar de competencia frente al Guajira La estimacioacuten en este escenario fluctuacutea en un maacuteximo de 159 US$MBTU y un miacutenimo de 385 US$MBTU en teacuterminos reales de 2011
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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42 Tarifas de Transporte Para determinar el precio maacuteximo de transporte por gasoducto se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior al momento de la realizacioacuten del ejercicio considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del uacuteltimo antildeo despueacutes del vencimiento de las resoluciones Adicionalmente se supuso una pareja de cargos regulados cargo fijo cargo variable 80 20 durante todo el periodo de proyeccioacuten
TGI Resoluciones CREG 121 de 2012
PROMIGAS Resolucioacuten CREG 122 de 2012
TRANSOCCIDENTE Resolucioacuten CREG 123 de 2012 Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta teacutermica se consideraron los puntos de entrada y salida de gas tomando el menor costo de suministro (boca de pozo maacutes transporte) desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora Los costos de transporte para cada una de las parejas se indexoacute de acuerdo al procedimiento definido en la Resolucioacuten CREG 126 de 2010 y se utilizoacute el iacutendice de precios al productor de los Estados Unidos de Ameacuterica correspondiente a bienes de capital reportado por la Oficina de Estadiacutesticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID WPSSOP3200)
43 Resultados La tabla que se presenta en el Anexo 1 muestra los resultados del ejercicio de estimacioacuten de precios de gas natural para las plantas de generacioacuten teacutermicas bajo los escenario de referencia alto y bajo12 En diciembre de 2013 se inicioacute una actualizacioacuten de la estimacioacuten de los precios usado en la generacioacuten teacutermica Los supuestos considerados en las simulaciones preliminares son los siguientes
Proyeccioacuten de precios de Gas Natural de enero de 2014 a diciembre de 2037
Precios en US$ por MBTU Constantes de 2012
Tarifas de transporte por gasoductos Resoluciones CREG vigentes
Entrada de planta de regasificacioacuten GNL a partir de enero de 2017
Libertad de precios a partir de octubre de 2013
Incluye precio de negociacioacuten real de excedentes realizada en octubre de 2013
En la tarifa de transporte por gasoducto se consideroacute una pareja de cargos regulados con una combinacioacuten 80 fijo y 20 variable
Con la operatividad del nuevo marco de comercializacioacuten del gas natural los precios del gas natural fueron definidos entre compradores y vendedores mediante negociaciones bilaterales realizadas en el pasado mes de octubre de 2013 donde se observaron 12 Proyecciones de precios de los energeacuteticos para generacioacuten eleacutectrica enero 2014 ndash diciembre 2037 Disponible en
httpwwwsipggovcosipgdocumentosprecios_combustiblesTermicas_Marzo_2014pdf
75
reducciones importantes del precio del gas Guajira el cual pasoacute de 565 US$MBTU a un valor promedio cercano a los 38 US$MBTU La perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los estudios para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira ha contemplado la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten Revisadas las tendencias de precios de las diferentes fuentes de informacioacuten se consideroacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) Para el precio del LNG Japoacuten se tomoacute la proyeccioacuten elaborada por Wood Mackenzie y para el Henry Hub se tomaron los distintos escenarios de largo plazo definidos por Departamento de Energiacutea de los Estados Unidos -ndashDOE-EIA Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo con crecimiento moderado no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL de los distintos mercados denota ascenso en el mediano plazo justo cuando se hace necesaria su importacioacuten en razoacuten al balance oferta demanda La Graacutefica 4-5 presenta los resultados de la estimacioacuten de precios de largo plazo de los escenarios definidos para el gas del campo Guajira
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
La UPME considera que el precio del gas de Guajira podriacutea ser compuesta desde el momento que llegue el GNL y se mezcle con gas del mercado local El escenario medio o de referencia parte del precio medio de las negociaciones bilaterales y crece en la misma magnitud como lo hace el escenario de referencia del gas Henry Hub del DOE-IEA
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adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes sumados los costos de transporte y regasificacioacuten considerando la opcioacuten maacutes favorable para Colombia que es la planta de Trinidad y Tobago Si bien los resultados mantienen una tendencia creciente en el horizonte de anaacutelisis eacutestos fluctuacutean en una banda en teacuterminos reales de 2013 cuyo precio miacutenimo es de 4 US$MBTU y un techo de 115 US$MBTU puesto en puerto colombiano La proyeccioacuten muestra dos periodos diferenciados uno de corto y mediano plazo que sigue el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir de 2018 el precio seguiraacute las sentildeales del mercado NBP europeo El escenario bajo de precios del gas Guajira se construyoacute siguiendo comportamiento de precios del escenario bajo de fuel oiacutel elaborado por DOE-IEA sumaacutendole el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2037 utilizando como punto de partida el promedio de las negociaciones bilaterales En escenario alto consideroacute las tasas del escenario alto de Henry Hub del DOE-IEA adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice Japoacuten y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten La determinacioacuten de los precios de gas natural del campo Cusiana utilizoacute la misma mecaacutenica que para Guajira y el punto de partida corresponde al valor medio obtenido en la subasta de 2011 La Graacutefica 4-6 registra la estimacioacuten de precios
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes ARGUS y Caacutelculos Propios
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NBP (Wood Mackenzie) Japoacuten (Wood Mackenzie) Henry Hub (DOE)
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5 Escenarios de Oferta de Gas Natural
Colombia cuenta con un amplio potencial de hidrocarburos indicando ello que auacuten existe grandes voluacutemenes por descubrir En un estudio reciente de la ANH se concluye que el potencial colombiano se acerca a 56000 millones de barriles en las 23 cuencas sedimentarias existentes aun cuando es amplio el territorio sin actividad exploratoria De manera conjunta UPME y ANH adelantaron un trabajo para identificar la posible adicioacuten de reservas en un periodo de 20 antildeos a partir de las estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la ANH construyeacutendose tres escenarios que representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas Para la definicioacuten de escenarios se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector de hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 Algunos de estos factores han sido claves en el aumento de la produccioacuten y reservas en los uacuteltimos antildeos Las variables consideradas incluyeron
Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas) Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuenca de Los Llanos) Potencial de no convencionales (gas asociado al carboacuten shale gas shale oil arenas
bituminosas) Factor de recobro de hidrocarburos Precio internacional de energeacuteticos (precio de referencia del barril de crudo) Poliacutetica estatal petrolera (government take) Factores medio ambientales (restriccioacuten de la actividad de EampP por razones
ambientales) Factores socio culturales nivel de conflicto (restriccioacuten de la actividad de EampP por
razones sociales) Es de resaltar la inclusioacuten de las variables ambientales y socioculturales las cuales tienen influencia significativa que se ve reflejada en mayores estaacutendares y exigencias para preservacioacuten del ambiente y de biodiversidad asiacute como aacutereas de alta concentracioacuten de comunidades indiacutegenas que utilizan los recursos naturales para alimento refugio y sustento refuerza la necesidad del relacionamiento de la industria de EampP Por lo anterior varias cuencas se ven limitadas en su desarrollo futuro por la presencia de parques nacionales y algunas reservas ambientales que se tradujeron en menores posibilidades de aporte La construccioacuten de los escenarios se realizoacute a partir de cinco fuentes de recursos Reservas probadas en produccioacuten produccioacuten de reservas probadas para los campos existentes de fuentes convencionales de crudo y gas Reservas a adicionar por recuperacioacuten mejorada adicioacuten de reservas y produccioacuten por recuperacioacuten mejorada o produccioacuten incremental derivada de mejoras en el factor de recobro a partir de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas
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Reservas no desarrolladas descubrimientos existentes y reestimaciones en campos especiacuteficos y produccioacuten de reservas probables en el resto de los campos Recursos por descubrir incorporacioacuten de otros recursos potenciales convencionales incluyendo gas offshore y de crudos pesados no descubiertos (YTF o ldquoyet-to-findrdquo) Recursos no convencionales incorporacioacuten de recursos no convencionales (shales CBM y arenas bituminosas) y viabilidad de su desarrollo En general los tres escenarios representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados Los mismos admiten el impacto que pueden tener precios internacionales de hidrocarburos al considerar la incorporacioacuten de recursos con altos costos de desarrollo (aguas profundas EOR) solo en casos de precios altos (gt125$bbl) y variables medio ambientales y socio culturales al limitar el desarrollo de aacutereas sensibles como algunas regiones costa afuera (Cayos Paciacutefico Profundo) y Amazoniacutea Sobre la base de esas consideraciones que incluyen un estudio de perfil posible de hallazgos por campos se realizoacute una estimacioacuten del potencial de reservas a recuperar seguacuten tres escenarios Escasez Base y Abundancia La Tabla 5-1 registra la incorporacioacuten total de crudo y la Tabla 5-2 hace lo propio con gas natural
Total Crudo Millones de Barriles
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 2259 2259 2259
Recuperacioacuten mejorada 314 524 786
Descubrimientos no desarrollados 1390 2845 3991
Recursos por descubrir (yet to find) 3673 4756 24017
No convencionales 0 1000 10000
Totales 7936 11684 41353
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo Fuente ADL- UPME
Total Gas Tera Pies Cuacutebicos (TPC)
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 546 546 546
Recuperacioacuten mejorada 0 0 0
Descubrimientos no desarrollados 09 12 12
Recursos por descubrir (yet to find) 1 3 5
No convencionales 0 2 10
Totales 736 1166 2166
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas Fuente ADL- UPME
La Graacutefica 5-1 representa de manera esquemaacutetica la incorporacioacuten de recursos de hidrocarburos en el periodo 2012-2030 Los resultados indican que a partir de los escenarios de incorporacioacuten de reservas y tomando en cuenta los tiempos de exploracioacuten y desarrollo tiacutepicos para cada recurso se construyeron los perfiles de produccioacuten asociados a cada uno de los hallazgos
79
El desarrollo de perfiles de produccioacuten se efectuoacute comenzando con una distribucioacuten de las reservas por descubrir entre las cuencas sedimentarias y en el caso de crudos convencionales se formularon hipoacutetesis sobre la distribucioacuten del eacutexito exploratorio en las diferentes cuencas seguacuten los estudios de la ANH y el siguiente pasoacute consistioacute en la definicioacuten de un tamantildeo de campo promedio a ser descubierto en cada cuenca y la definicioacuten de las fechas en la que se empiezan a suministrar dichos descubrimiento
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030
Fuente ADL- UPME
2259 2259 2259314 524 7861390
2845 39918041205
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No Convencionales
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Las estimaciones de produccioacuten de crudos pesados y gas offshore se realizan considerando hipoacutetesis de descubrimientos desarrollo y produccioacuten de nuevos campos (ldquoyet to findrdquo) conforme con proyectos especiacuteficos de crudos pesados en los Llanos Orientales y gas offshore incorporaacutendose perfiles de produccioacuten tomando como referencia el estudio de IHS Los resultados indican que la produccioacuten de convencionales comenzaraacute a partir de 2014 mientras que en el caso de los crudos pesados y el gas costa afuera se demoraraacute en comenzar hasta el antildeo 2020 La principal cuenca en teacuterminos de produccioacuten seraacute los Llanos Orientales aunque no seraacute de las primeras en comenzar a producir En este caso interesa focalizar ya sobre el problema de la incertidumbre de la oferta futura de gas natural uno de los factores que impide una planificacioacuten exacta del abastecimiento de este recurso En tal sentido cabe decir que el potencial colombiano a ser descubiertos y desarrollados en el mediano y largo plazo incluyendo maacutes de 13 mil millones de barriles de crudo y 6 TPC de gas natural en los proacuteximos 20 antildeos (escenario base) Ver Graacutefica 5-2
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios
Fuente ADL-UPME
Una porcioacuten significativa de dicho potencial son recursos de explotacioacuten compleja como crudos pesados (1200 MBbls) shale oil (1000 MBbls) shale gas y coal bed methane (2 TCF) y gas offshore (3 TCF) Una caracteriacutestica de la prospectividad de Colombia es la importante participacioacuten de todas las cuencas (maduras y fronteras) en la materializacioacuten del potencial Pero el desarrollo de recursos no convencionales no estaacute teacutecnicamente ni comercialmente garantizado por lo que se podriacutea enfrentar un escenario distinto al de abundancia
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Escasez Base Abundancia
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En un escenario de abundancia el maacuteximo de la oferta potencial podriacutea llegar a triplicarse frente a los niveles actuales lo cual conllevariacutea retos para el desarrollo de infraestructura En el escenario base se estima que el pico de gas se presentaraacute en 2025 cuando se alcanzariacutean cerca de 1750 MPCD siendo importantes los aportes de los componentes recursos por descubrir y no convencionales cuyos mayores aportes vienen del Offshore y Llanos Orientales En el corto y mediano plazo podriacutea presentarse un aporte importante a la produccioacuten de gas por parte de los nuevos desarrollos y los recursos no convencionales en particular shale gas y Coal Bed Methane Frente a la complejidad creciente del potencial incremental el paiacutes debe intensificar sus esfuerzos para atraer inversioacuten y asegurar la incorporacioacuten de tecnologiacutea en toda la cadena de valor Los escenarios propuestos dependen de unos niveles de inversioacuten que si bien se estariacutean alcanzando deben sostenerse en el largo plazo A fin de poder comprender el origen de la oferta en cada caso se presentan la produccioacuten en el escenario base clasificada por cuenca informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-3 Una primera cuestioacuten a comprender en el contexto de la planificacioacuten del abastecimiento de gas radica en que las inversiones necesarias para desarrollar reservas no se hallan limitadas -y menos auacuten atraiacutedas- por este energeacutetico en particular sino por la prospectiva conjunta de hallar hidrocarburos
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base
Fuente ADL-UPME
Si bien la informacioacuten geoloacutegica presupone distintos perfiles de produccioacuten de petroacuteleo y gas natural el propio desarrollo de los hallazgos iraacute modificando los escenarios futuros En la prospectiva utilizada para este anaacutelisis los potenciales hallazgos off-shore juegan un
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Catatumbo Cesar Rancheria Cordillera Oriental
Guajira offshore Llanos Orientales Magdalena Inferior
Magdalena Medio Magdalena Superior Sinuacute offshore
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papel determinante en la posibilidad de superar el escenario de escasez que se deriva de la previsible declinacioacuten de la oferta actual Seguacuten se aprecia en la graacutefica las cuencas de Llanos Orientales y Cordillera lo mismo que Guajira off-shore corresponde a las de mayor prospectividad de acuerdo con los anaacutelisis informacioacuten que solo seraacute confirmada en la medida en que se adelanten los estudios respectivos y la actividad exploratoria como resultado de la ronda 2014 uno de cuyos objetivos es el off-shore del Caribe De otra parte dado el reciente desacople del precio del crudo y del gas natural es un tema no menor que hay que considerar Asiacute las inversiones promedio anual estimadas para obtener las ofertas proyectadas en cada escenario se presentan en la Tabla 5-3
Inversiones Escenario Base
Inversiones 2013 2017 2022 2027
Exploracioacuten 7694 7289 7289 5831
Desarrollo 18014 17101 23648 18864
Refinacioacuten 3774 0 0 0
Transporte 2203 0 0 0
GNL 0 1000 0 0
Total Quinquenal 31685 25390 30937 24695
Promedio Anual 6337 5078 6187 6174
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base Fuente ADL- UPME
Las inversiones promedio anual comparadas con los datos de inversiones extranjeras en el sector petrolero seguacuten lo reporta DANE indican un papel maacutes activo para incrementar la inversioacuten extranjera directa (IED) pues en el 2013 se requeriacutean transacciones del orden de 6337 millones de doacutelares y la estimacioacuten con datos preliminares sugieren un valor cercano a los 5500 millones de doacutelares La elevada volatilidad de los flujos de inversioacuten externa indican que maacutes allaacute de las reglas que Colombia establezca para atraer inversiones al sector la IED se comporta por paraacutemetros muy vinculados a los precios internacionales y condiciones globales que escapan a la posibilidad de las autoridades para intervenir Por tanto se pueden diferenciar hasta aquiacute al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por un sistema de planificacioacuten de abastecimiento de gas El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que
se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de
maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el de Colombia los dos primeros problemas no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de regulacioacuten que incentive a
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la exploracioacuten pero no puede garantizar resultados La creacioacuten de la ANH ha tenido por objetivo administra los recursos de hidrocarburos de propiedad del Estado y en tal sentido a la buacutesqueda de opciones para la atraccioacuten de capital de riesgo que permitan mantener la autosuficiencia en materia de hidrocarburos El conjunto de esta problemaacutetica complicada no es por ahora abordable desde el sistema de la planificacioacuten colombiana limitaacutendose eacutesta uacuteltima a su caraacutecter indicativo y-en ese papel- responde a la cuestioacuten vinculada a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo
52 Escenarios de Suministro Como se ha mencionado a los fines de este ejercicio de planificacioacuten se consideran distintos escenarios de oferta que luego deben ser contrastados con diversos escenarios de demanda el objeto de determinar la posible insuficiencia de oferta y estimar la magnitud de la misma y del grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales Para la evaluacioacuten se incluyeron tres escenarios de oferta futura que valoran la situacioacuten de corto mediano y largo plazo siendo corto-mediano plazo sin duda el maacutes criacutetico en tanto es el que ofrece una mayor certidumbre de resultados al tiempo que presenta los menores plazos para la toma de decisiones El primer escenario es normativo y los otros dos consideran la perspectiva del inmediato futuro sobre reservas de gas natural y disponibilidad complementaria de gas natural mediante un esquema de suministro proveniente del mercado externo debido a los acontecimientos ocurridos durante 2013 y 2014 respecto de las acciones propuestas por la regulacioacuten 521 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural o escenario bajo Teniendo en consideracioacuten lo definido en el artiacuteculo noveno del decreto 2100 de 2011 y con el propoacutesito de disponer de informacioacuten veraz de modo que sea posible ofertar voluacutemenes de gas en firme cada productor o importador debe declarar el volumen de gas que estaacute dispuestos a desarrollar o importar y ofertar en los siguientes 10 antildeos con lo cual se disminuye la incertidumbre en la disponibilidad de ese lapso de tiempos La declaracioacuten de produccioacuten es la proyeccioacuten de capacidad de gas proveniente de aquellos campos productores que suministran gas natural a la red nacional de gasoductos con caraacutecter comercial y para este caso es la informacioacuten certificada por los agentes y publicada por el Ministerio de Minas y Energiacutea mediante la Resolucioacuten 72256 de mayo 30 de 2013 el cual es considerado como el escenario bajo de la oferta sobre eacuteste se consideraraacuten otros escenarios resultado de la incorporacioacuten de reservas probables posibles y nuevos recursos La Graacutefica 5-4 muestra la oferta disponible que se encuentra agrupada asiacute Guajira Valle Inferior Magdalena Valle Medio Magdalena Valle Superior Magdalena Cusiana ndash Cupiagua Pauto ndash Florentildea Catatumbo Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea Lo anterior atendiendo conformacioacuten de regiones que facilita la realizacioacuten de un balance desagregado cuando ello se requiera
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Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural
Fuente Minminas 2013
Es de anotar que la informacioacuten correspondiente a Cusiana y Cupiagua incluye los campos de Apiay y Rancho Hermoso Las regiones de Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea reportaron valores de cero en su declaracioacuten de produccioacuten asiacute como el campo de La Loma yacimiento de gas metano asociado a carboacuten el cual tampoco registroacute informacioacuten al tenor En promedio la disponibilidad total de gas natural en el antildeo 2013 alcanzoacute los 1150 MPCD concentraacutendose la mayor oferta en los campos de Guajira seguido de Cusiana ndash Cupiagua Al final del periodo de anaacutelisis antildeo 2022 la relacioacuten de oferta se transforma y los campos de Guajira contribuyen con el 19 del total en tanto que Cusiana y Cupiagua registran una participacioacuten de 58 Los campos de Pauto ndash Florentildea Gibraltar y Valle Inferior mantienen un aporte constante a lo largo del anaacutelisis mientras que Valle Medio declina Se observa que la maacutexima produccioacuten nacional se alcanzariacutea en marzo de 2014 con 1250 MPCD y finalizando con aproximadamente 825 MPCDG en diciembre de 2022 522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural El escenario medio de oferta combina hipoacutetesis de oferta que implica la declaracioacuten de produccioacuten y la incorporacioacuten de las reservas probables y posibles y que de acuerdo con la informacioacuten de las empresas operadoras estariacutean proacuteximas a ser comercializadas las
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Guajira V Inferior Cusiana-CupiaguaPauto-Florentildea Apiay GibraltarV Medio V Superior Catatumbo
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cuales se encuentran localizadas particularmente en las cuencas del Valle Inferior y Valle Medio del Magdalena asiacute como en la cuenca Cesar Rancheriacutea Las reservas probables y posibles representan una porcioacuten pequentildea frente a las reservas probadas y constituyen un escenario intermedio de hipoacutetesis Los perfiles de produccioacuten asociadas a estas reservas resultan de los pronoacutesticos de produccioacuten de cada uno de los operadores de campo los cuales son reportados a las autoridades por las mismas empresas Los resultados muestran aportes pequentildeos que no superan los 100 MPCD en al finalizar el antildeo 2022 La Graacutefica 5-5 muestra de manera desagregada los perfiles de produccioacuten de este escenario aclarando que algo maacutes del 80 de los nuevos voluacutemenes se encuentran localizados en la cuenca del valle Inferior del Magdalena
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta
Fuente Minminas 2013 y ANH
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural El escenario alto ademaacutes de considerar la totalidad de los voluacutemenes del escenario medio contiene el desarrollo de una oferta adicional viacutea una planta de regasificacioacuten cuya capacidad alcanza un volumen de 400 MPCD ver Graacutefica 5-6 La fecha de inclusioacuten de la planta de regasificacioacuten se registra a partir de 2016 teniendo en cuenta consideraciones regulatorias aun cuando el desequilibrio entre la oferta baja y la demanda media ocurre en el segundo trimestre de 2017
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua Pauto-Florentildea Apiay
Gibraltar V Medio V Superior Catatumbo Oferta Media
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Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten
Fuente Minminas 2013 ANH UPME
En el escenario se integra voluacutemenes que presentan cierto grado de incertidumbre con cantidades que son determinadas de manera estocaacutestica Por ello posteriormente se realizaraacute un anaacutelisis probabiliacutestico de la oferta que al final permitiraacuten evaluar la seguridad de suministro En este escenario nuevamente la Costa Atlaacutentica vuelve a ser la regioacuten con mayor aporte de gas natural lo que impone un uso distinto de la infraestructura de transporte Es importante resaltar que existe un escenario adicional o de sensibilidad para efectos de anaacutelisis que corresponde a las importaciones de gas en firme desde Venezuela en las que aplicaraacute precios regulados Guajira y sobre las cuales posiblemente haya que tomar en consideracioacuten el costo de oportunidad Igualmente vale decir que este escenario no se considera el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de este tipo de recursos y sin que el paiacutes encuentre su teacutecnica propia de explotacioacuten y normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento Compendiando ademaacutes de la reglamentacioacuten teacutecnica los costos son otra variable de gran representatividad y en particular los costos de investigacioacuten y desarrollo in situ necesarios para lograr la produccioacuten del recurso y los costos socio-ambientales que vienen de la mano con la extraccioacuten dificultan un desarrollo acelerado que haga viable incluir este tipo de recursos dentro de la oferta nacional con una certidumbre que por lo menos tenga un 50 de probabilidad de ocurrencia
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua
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53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural
531 Antecedentes En el presente acaacutepite se encuentra la maacutes reciente versioacuten de la proyeccioacuten de demanda de gas natural para los sectores domeacutestico industrial vehicular y termoeleacutectrico petrolero y petroquiacutemico realizada por la Unidad asiacute como la proyeccioacuten suministrada por otros agentes Se incluye los insumos maacutes actualizados disponibles como las series histoacutericas y la proyeccioacuten de poblacioacuten publicada por el DANE las series histoacutericas y proyecciones macroeconoacutemicas de entidades como el MHCP DNP y el Banco de la Repuacuteblica el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y Energiacutea y la informacioacuten disponible en el sistema informacioacuten de entidades como el Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural ndashCNO-Gas y la firma Concentra Hacia el mes de marzo de 2013 el paiacutes contaba con 68 millones de usuarios del servicio de gas natural de los cuales el 9814 correspondiacutea al sector residencial 180 al terciario y 006 a industriales A medida que la cobertura del servicio se extiende a maacutes municipios del paiacutes la tasa de expansioacuten de la misma se reduce debido a que en teacuterminos generales se incorporan cada vez poblaciones de menos habitantes de manera que en el antildeo 2012 la expansioacuten se da a una tasa anual de 74 informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-7
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes
Fuente Minminas Caacutelculos UPME Actualmente se estima que cerca de un 68 de los hogares colombianos ubicados en las cabeceras municipales cuenta con este servicio el cual es prestado por 28 empresas distribuidoras En el antildeo 2012 el consumo interno de gas natural fue en promedio 850
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Nuacutemero de usuarios Crecimiento Nuacutemero de Usuarios
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MPCD y se exportoacute adicionalmente a una media de 190 MPCD para un total de 1040 MPCD La distribucioacuten sectorial y la evolucioacuten del consumo se aprecia en la Graacutefica 5-8 la cual muestra un incremento progresivo del mismo destacaacutendose la generacioacuten de electricidad y el sector industrial los que representan de manera conjunta casi dos terceras partes del total interno
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural
Fuente Minminas Caacutelculos UPME
Tambieacuten es importante sentildealar los buenos resultados del consumo como combustible vehicular y para las residencias donde su mayor uso se da en la coccioacuten de alimentos y el calentamiento de agua aun cuando los progresos tecnoloacutegicos hoy permiten usos adicionales como secado y acondicionamiento de ambientes 532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico Con algo maacutes de 68 millones de usuarios en marzo de 2013 el consumo del sector domeacutestico sumaba 1699 MPCD de los cuales el 72 correspondiacutea a consumo residencial y el restante 38 se debiacutea a uso comercial La Graacutefica 5-9 registra el comportamiento del sector domeacutestico de manera regional Se destaca la regioacuten del Centro al constituirse en la de mayor consumo y la de mayor tasa de crecimiento en el periodo de anaacutelisis Le siguen en su orden Costa Atlaacutentica Suroeste y Noroeste
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Petrolero (ECP) Petroquiacutemico IndustrialDomeacutestico (Resid y Serv) Vehicular Generacioacuten EleacutectricaExportaciones
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Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural
Fuente UPME y MME Caacutelculos UPME
5321 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de la demanda de gas natural para el sector domeacutestico se basa en la estimacioacuten de la expansioacuten regional de la cobertura del servicio y del consumo especiacutefico de los usuarios El paiacutes se divide en siete regiones geograacuteficas seguacuten se especifica en la Tabla 5-4
Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Costa Atlaacutentica
Atlaacutentico
189 396
Boliacutevar
Coacuterdoba
La Guajira
Magdalena
Sucre
Noroeste Antioquia
115 61 Chocoacute
Noreste
Cesar
85 166 Norte de Santander
Santander
Centro
Boyacaacute
356 243
Casanare
Cundinamarca
Bogotaacute D C
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
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Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Meta
Tolima Grande
Caquetaacute
60 37 Huila
Tolima
CQR
Caldas
61 28 Quindiacuteo
Risaralda
Suroeste
Cauca
133 69 Valle del Cauca
Narintildeo
Putumayo
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012
Respecto al primer elemento se determina para cada regioacuten (seguacuten caracteriacutesticas propias) y antildeo de la proyeccioacuten una tasa de expansioacuten de la cobertura que depende inversamente del mismo nivel de cobertura logrado (Graacutefica 5-10) el valor miacutenimo de esta tasa corresponde al crecimiento de la poblacioacuten en cabeceras municipales de la regioacuten
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
Igualmente se tiene en cuenta que los usuarios residenciales y terciarios tienen diferentes tasas de crecimiento en cada regioacuten y que el crecimiento de los usuarios estaacute afectado por una reduccioacuten histoacuterica y previsible del nuacutemero de habitantes por hogar
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CostaAtlaacutentica
Noroeste Noreste Centro TolimaGrande
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1994 2002 2012
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Se destaca la evolucioacuten de la Costa Atlaacutentica de la zona Centro y de la regioacuten CQR (Caldas Quindiacuteo Risaralda) por un crecimiento armoacutenico en los antildeos presentados en tanto que las zonas Noroeste y Suroeste auacuten cuenta con potencial importante para la ampliacioacuten de la cobertura Asiacute mismo en el agregado nacional es amplio el margen disponible para incrementar la cobertura aspecto que se viene procurando gracias a las diversas tecnologiacuteas hoy disponibles para llevar el gas natural a lugares remotos con precios asequibles
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
El consumo especiacutefico de los usuarios residenciales y comerciales o terciarios se calcula utilizando la relacioacuten entre el consumo sectorial y el nuacutemero de usuarios 5322 Resultados de la proyeccioacuten de demanda de gas natural sector domeacutestico Se definen tres escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector domeacutestico a partir de tres posibles metas de expansioacuten de la cobertura del servicio para el antildeo 2026 bull Escenario Alto 98 bull Escenario Medio 90 bull Escenario Bajo 83 Para estas condiciones en el escenario medio de proyeccioacuten se estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 33 pasando de 174 MPCD en el antildeo 2012 a 242 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento de 42 y 26 respectivamente
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Costa Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste Otros
Histoacuterico Proyectado
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Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico
Fuente UPME
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
93
A escala regional se preveacute que en las regiones donde es relativamente nueva la prestacioacuten del servicio de gas natural aumente la participacioacuten del consumo de gas natural domeacutestico respecto de aquellas con mayor tradicioacuten en el mismo La Graacutefica 5-13 registra la estimacioacuten de la demanda del sector domeacutestico de modo regional Asiacute la regioacuten de mayor participacioacuten al final del periodo seraacute Centro cuya participacioacuten relativa alcanza 412 seguida de Costa Atlaacutentica con 142 luego Suroeste que alcanza 119 y Noroeste con 113 Las regiones de menor participacioacuten son Noreste Tolima grande y CQR con 77 84 y 53 correspondientemente 533 Demanda de gas natural para el sector industrial
5331 Metodologiacutea Para determinar la demanda futura de gas natural industrial se utilizoacute un modelo analiacutetico en el moacutedulo BALANCE del programa ENPEP que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios industriales en relacioacuten a sus decisiones de usar gas natural u otro energeacutetico decisiones que dependen de los precios relativos de los energeacuteticos preferencias posibilidades tecnoloacutegicas costos operativos y de inversioacuten El resultado de este modelo es el consumo de los diferentes tipos de energeacuteticos en la industria dependiendo de los efectos de variables crecimiento de la economiacutea y la poblacioacuten para las cuales se determinan relaciones economeacutetricas con el consumo de combustibles en el sector transporte 5332 Referencia para el antildeo base e informacioacuten histoacuterica Para este anaacutelisis se ha reconstruido el consumo histoacuterico de gas natural y de los demaacutes energeacuteticos para uso industrial (carboacuten mineral dieacutesel fuel oil etc) a partir de informacioacuten disponible en los balances energeacuteticos de la UPME consumos reportados al CNOndashGas la firma Concentra y los trabajos sobre el tema realizados en la UPME de caracterizacioacuten del consumo de energiacutea de este sector 5333 Crecimiento econoacutemico Para el desarrollo de este ejercicio se tomaron las expectativas de crecimiento del PIB definido por el MHCP establecidos en febrero del presenta antildeo los cuales se presentan a continuacioacuten en la Graacutefica 5-14 Con tal informacioacuten se constituye el escenario medio y los demaacutes escenarios tienen un crecimiento anual de 1 maacutes y menos el crecimiento del escenario medio Para obtener el crecimiento del PIB regional se analiza la distribucioacuten que ha tenido el producto entre las regiones antes definidas durante las dos uacuteltimas deacutecadas determinaacutendose las tendencias de evolucioacuten histoacuterica que se aplican al horizonte de proyeccioacuten La determinacioacuten del escenario medio de crecimiento del producto nacional definido anteriormente presenta una distribucioacuten regional donde el periodo 1990-2012 corresponde a datos histoacutericos y entre los antildeos 2013-2026 constituye la proyeccioacuten la cual no presenta cambios significativos seguacuten se presenta en la Tabla 5-5
94
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia
Fuente MHCP y UPME Caacutelculos UPME
1990 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 136 146 147 148
Noroeste 73 83 85 87
Noreste 152 138 140 140
Centro 412 402 409 410
Tolima Grande 44 42 38 37
CQR 47 48 43 40
Suroeste 132 137 135 134
Otros 04 04 03 03
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Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio Fuente DANE
5334 Precios del gas natural para los usuarios El precio de gas natural para consumidores industriales es igual al precio en ldquoboca de pozordquo de gas natural maacutes un cargo por transporte y distribucioacuten A continuacioacuten en la Graacutefica 5-15 se presenta la proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles utilizados
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Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales
Fuente UPME
5335 Resultados de la proyeccioacuten de gas natural en el sector industrial A continuacioacuten la Graacutefica 5-16 muestra la estimacioacuten de demanda de gas natural para el sector industrial del escenario base o medio
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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Dicho escenario de proyeccioacuten estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 38 pasando de 2423 MPCD en el antildeo 2012 a 3538 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento que corresponden al 54 y 26 respectivamente A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el consumo de gas natural industrial se reduciriacutea mientras que en la demaacutes las demaacutes regiones se aumentaraacute siguiendo la tendencia histoacuterica Asiacute mismo la regioacuten Centro incrementa su participacioacuten lo mismo que Suroeste en tanto que Tolima Grande y CQR mantienen una participacioacuten similar ya que la tasa de crecimiento es vegetativa 534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 5341 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector vehicular se basa en la optimizacioacuten de miacutenimo costo de las necesidades energeacuteticas del sector transporte colombiano considerando tres posibles combustibles gasolina dieacutesel y GNV El modelo desagrega en usos y modosmedios el consumo del sector nacional considera los costos de inversioacuten y mantenimiento de estos asiacute como sus caracteriacutesticas operativas En el modelo tambieacuten permite incluir de manera indirecta las preferencias de los usuarios las cuales afectan significativamente las decisiones basadas en precio de los usuarios Se establecen tres escenarios de proyeccioacuten
Medio Poliacutetica de promocioacuten parcial del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 15 de eacuteste use GNV
Alto Poliacutetica de promocioacuten masiva del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 50 de eacuteste use GNV
Bajo Tendencial sin cambios de poliacutetica
Hasta hoy el paiacutes ha logrado una cifra de maacutes de 400 mil vehiacuteculos convertidos a gas natural No obstante la tasa de conversioacuten (incremento del parque) se ha venido reduciendo significativamente y estabilizado en una tasa de cerca de 10 anual tal como se puede apreciar en la Graacutefica 5-17 De acuerdo con estudios de caracterizacioacuten energeacutetica del sector transporte desarrollados por la entidad cerca de dos tercios del consumo de GNV son consumidos en el transporte de pasajeros urbanos en particular de servicio puacuteblico En segundo lugar el transporte de pasajeros colectivos urbanos da cuenta de cerca de casi una cuarta parte del consumo total (maacutes exactamente el 21) y el segmento de carga urbana representa aproximadamente el 9 Informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-18)
97
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento
Fuente MME
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte
Fuente UPME
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Pasajeros Colectivo Urbano Pasajeros Individual UrbanoCarga Urbana Pasajeros Colectivo InterurbanoPasajeros Individual Interurbano Carga Interurbana
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Una importante caracteriacutestica para proyectar el consumo energeacutetico del sector transporte y en particular de GNV es el parque automotor colombiano que se estima con una magnitud superior a los seis millones de vehiacuteculos circulando de los cuales aproximadamente 95 corresponden a vehiacuteculos de uso particular (automoacuteviles y motocicletas) y lo restante son vehiacuteculos de transporte colectivo de pasajeros y de carga (ver Graacutefica 5-19)
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo
Fuente UPME
Otra caracteriacutestica significativa para determinar la demanda energeacutetica del sector transporte es el consumo especiacutefico de los diferentes medios de transporte en relacioacuten al servicio que prestan de transporte de pasajeros o carga especificando que los sistemas de transporte colectivo y las motocicletas pueden movilizar por unidad de combustible mayor cantidad de pasajeros por unidad de distancia La proyeccioacuten de precios de los combustibles nacionales que se aplicoacute en la proyeccioacuten de demanda se basa en los precios internacionales previstos por la Agencia Internacional de Energiacutea -EIA para las proacuteximas deacutecadas ver Graacutefica 5-20 Con estos resultados se determina en el mediano plazo una leve reduccioacuten del precio para en largo plazo recuperar sus valores iniciales y superarlos significativamente La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE
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Automoviles Taxis Camperos Camionetas
Motocicletas Buses Busetas Microbuses
Camiones - Volquetas Tractocamiones
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Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles
Fuente DOE-EIA Caacutelculos propios
5342 Resultados En el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento de la demanda de gas natural para el sector vehicular de 38 promedio anual En el escenario alto y bajo se determinan tasas de crecimiento para el mismo periodo de 50 y 25 respectivamente (ver Graacutefica 5-21 y Tabla 5-6) A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica y la regioacuten Centro en el consumo de gas natural vehicular se reduciriacutea mientras en consecuencia las demaacutes regiones lo aumentariacutean siguiendo la tendencia histoacuterica La estimacioacuten regional indica que nuevamente la regioacuten Central muestra la mayor participacioacuten relativa al final del antildeo 2022 seguida de la regioacuten de la Costa Norte con 206 y CQR con 13 del total nacional Entre tanto las regiones de Suroeste y Noreste son la de menor participacioacuten al final del periodo de estimacioacuten
Regioacuten 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 512 241 206
Noroeste 59 91 99
Noreste 48 25 18
Centro 344 433 405
Tolima Grande 09 68 93
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Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV Fuente UPME
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Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular Escenario Medio
Fuente UPME
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico
5351 Metodologiacutea Para esta proyeccioacuten se tiene que el consumo de gas natural para el sector eleacutectrico tiene tres componentes i) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho por meacuterito
ii) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho fuera de meacuterito (por restricciones de
seguridad de la operacioacuten del SIN
iii) Consumo por arranques y paradas de los generadores teacutermicos
La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE 53511 Consumo por despacho ideal Para realizar la simulacioacuten del despacho ideal de la operacioacuten del SIN se tiene como criterio la operacioacuten de miacutenimo costo en el largo plazo y la satisfaccioacuten de unos miacutenimos criterios
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
101
de confiabilidad en el abastecimiento a los usuarios de energiacutea eleacutectrica lo cual se hace con el programa de computacioacuten SDDP (sigla de Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica) En este modelo las decisiones de operacioacuten de los generadores dependen de la demanda de energiacutea eleacutectrica a satisfacer de la disponibilidad de agua yo de combustibles para generacioacuten de los precios de los mismos de caracteriacutesticas teacutecnicas de los generadores etc Lo distintivo de la simulacioacuten del despacho ideal es que no se considera el sistema de transmisioacuten nacional de manera que se consideran todos los generadores y la demanda conectada a un uacutenico punto En la Graacutefica 5-22 se registra la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Fuente UPME
La base para la simulacioacuten de la operacioacuten futura del SIN son los escenarios de proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica publicados en marzo de 201313 al cual se suman y restan las exportaciones e importaciones de energiacutea eleacutectrica a Ecuador Venezuela y Panamaacute De lado de la oferta se define la capacidad de generacioacuten eleacutectrica futura en primer lugar de acuerdo con los proyectos previstos a entrar en los proacuteximos antildeos seguacuten el cronograma establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas en sus mecanismos de asignacioacuten para remuneracioacuten por cargo por confiabilidad En segundo lugar se consideran los proyectos de generacioacuten reportados a la UPME por los diferentes agentes que los promueven o desarrollan Ver grafica 5-23
13 Disponible en httpwwwsielgovcoInicioDemandaProyeccionesdeDemandatabid97Defaultaspx
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Fuente XM y UPME
Otro importante insumo es la proyeccioacuten de precios de gas natural y carboacuten mineral para los diferentes generadores teacutermicos Con la eventual ldquodes-regularizacioacutenrdquo del precio de los campos de produccioacuten de Guajira se preveacute que el precio interno se relacione en el largo plazo con el precio de comercializacioacuten internacional Henry Hub con el precio de gas en Europa y con el de Japoacuten Una vez que se tiene la energiacutea producida por cada uno de los generadores eleacutectricos a gas se procede a determinar el consumo correspondiente de gas natural en el tiempo aplicando en cada caso el consumo especiacutefico de combustible de cada una de las plantas obtenieacutendose la demanda de gas natural correspondiente al despacho ideal La Graacutefica 5-24 presenta el resultado de la simulacioacuten y se contrasta con los valores histoacutericos reportados por el operador del sistema mostraacutendose la capacidad que tiene el modelo de reproducir el comportamiento del sistema en su despacho ideal 53512 Consumo por restricciones La proyeccioacuten de la demanda de gas natural por generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito se basa en la proyeccioacuten de las necesidades de generacioacuten localizada para mantener la estabilidad y confiabilidad del SIN en los diferentes momentos del diacutea
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
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Hidraacuteulica Teacutermica Hidraacuteulica MenoresCogeneracioacuten Pmaacutex Esc Alto Pmaacutex Esc MedioPmaacutex Esc Bajo
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Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en Colombia
Fuente XM y UPME
En el pasado aproximadamente dos terceras partes del consumo de gas natural del sector eleacutectrico se originan en la generacioacuten fuera de meacuterito (con el propoacutesito de conservar la estabilidad y confiabilidad del SIN) siendo la Costa Atlaacutentica el aacuterea donde aproximadamente se requiere 95 de eacutesta Lo restante corresponde al despacho ideal antes tratado (ver Graacutefica 5-24) De la simulacioacuten de la operacioacuten del Sistema Interconectado Nacional (ver Graacutefica 5-25) se establecen las necesidades de generacioacuten de seguridad (fuera de meacuterito) para garantizar la confiabilidad en la operacioacuten del mismo en condiciones de demanda maacutexima miacutenima y media durante el horizonte de proyeccioacuten A partir de lo anterior los consumos especiacuteficos de los generadores y la curva de carga propia de la demanda del sistema se de-finen los consumos anuales de gas natural correspondientes a la generacioacuten fuera de meacuterito la cual se presenta en la Tabla 5-7 En eacutesta es notable el progresivo incremento de las necesidades de generacioacuten eleacutectrica por restricciones hasta el antildeo 2018 antildeo en que se pone al servicio la liacutenea de transmisioacuten a 500 kV Cerromatoso ndash Chinuacute - Copey fortaleciendo la interconexioacuten de la Costa Atlaacutentico con el interior del paiacutes y reduciendo asiacute la generacioacuten fuera de meacuterito No obstante es evidente que los proyectos de infraestructura estaacuten sufriendo dilataciones por ciertas contravenciones a las exigencias de caraacutecter ambiental y social que estaacuten incrementando los costos de los proyectos y la demora en la entrada en operacioacuten
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MP
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SDDP (despacho ideal) XM (despacho ideal)
104
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al despacho ideal y real
Fuente UPME
Pot Maacutex
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Pot Med Restricc
[MW]
Pot Min Restricc
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Pot Efect Restricc
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GN Restricc Esc Alto [GBTUD]
GN Restricc Esc Med [GBTUD]
GN Restricc Esc Bajo [GBTUD]
2012 651 369 80 3433 852 618 384
2013 767 458 117 4262 1057 767 477
2014 898 563 180 5236 1299 943 586
2015 1031 688 257 6401 1588 1152 716
2016 1182 818 450 7611 1888 137 852
2017 1275 985 500 9164 2274 165 1026
2018 1823 1408 715 1310 325 2358 1466
2019 450 348 176 3238 803 583 362
2020 576 467 256 4341 1077 781 486
2021 749 631 371 5874 1457 1057 657
2022 842 735 457 6836 1696 1231 765
2023 923 831 546 7734 1919 1392 865
2024 962 894 619 8322 2065 1498 931
2025 900 845 576 7861 195 1415 88
2026 906 850 579 790 1962 1433 885
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural Fuente UPME
0
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200
300
400
500
600
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11
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20
12
01
20
13
MP
CD
Consumo GN despacho ideal Consumo GN despacho real
105
53513 Consumo por arranques y paradas Del contraste entre el consumo de gas natural que se deduce de la generacioacuten termoeleacutectrica y el consumo de gas natural para el sector termoeleacutectrico reportado por los agentes distribuidores del mismo se determina la cantidad de este combustible que corresponde al consumo por arranques paradas y tiempos muertos de los generadores termoeleacutectricos La Graacutefica 5-26 evidencia como para los mayores consumos de gas natural que corresponden a altos niveles de utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector eleacutectrico
Fuente XM Agentes Caacutelculos propios
El consumo de gas natural por arranques y paradas tiende a ser miacutenimo (valor cercano a uno en el eje vertical) y de manera inversa como para bajos niveles de consumo y utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos debe consumirse 25 maacutes gas natural del que propiamente corresponde a generacioacuten eleacutectrica 5352 Resultados Como resultado final la Graacutefica 5-27 expone la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de las componentes antes descritas de la demanda de gas natural del sector eleacutectrico colombiano para el escenario medio De otra parte en la Graacutefica 5-29 se presentan los tres escenarios de proyeccioacuten que como antes se mencionoacute se originan en los tres escenarios de proyeccioacuten de la demanda de energiacutea eleacutectrica Para el escenario medio se tiene un crecimiento progresivo de la demanda para en el antildeo 2018 alcanzar los 325 MPCD para en el siguiente antildeo tras la entrada del nuevo circuito Cerromatoso-Chinuacute-Copey reducirse a 119 MPCD y seguidamente continuar aumentando
075
1
125
15
100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300
Co
nsu
mo
to
tal
Co
nsu
mo
po
r ge
ner
acioacute
n
eleacutec
tric
a
MPCD
106
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus componentes
Fuente XM
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico
Fuente XM
0
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20
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20
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27
MP
CD
Despacho Ideal Fuera de Meacuterito Arranque y Parada
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250
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MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
107
De otra parte la Graacutefica 5-28 presenta la distribucioacuten regional del consumo de gas natural del sector eleacutectrico en la cual se mantiene a futuro la mayor participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el total nacional
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico
Fuente UPME
Las demaacutes regiones no manifiestan por ahora cambios notorios o incrementos significativos que modifiquen la estructura actual Sin embargo en la medida en que se adelanten los anaacutelisis de confiabilidad y vulnerabilidad del sector eleacutectrico se tomaran las decisiones pertinentes que conlleven a garantizar la atencioacuten de la demanda 536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 5361 Metodologiacutea Ademaacutes de la los anteriores sectores se tiene que las refineriacuteas de Barrancabermeja y Cartagena y los campos de produccioacuten de petroacuteleo de los Llanos Orientales consumen una importante parte de la oferta nacional de gas natural La proyeccioacuten de esta demanda tiene como fuente principal a Ecopetrol que reporta sus expectativas de consumo de gas natural de acuerdo a sus planes de expansioacuten para las refineriacuteas y de produccioacuten de crudo Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo de gas natural de propio Ecopetrol (ver Graacutefica 5-30)
0
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300
400
500
600
MP
CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
108
Graacutefica 5-30 Escenarios de demanda de gas natural sector Petrolero
Fuente UPME
5362 Resultados Los resultados muestran que al final de la deacutecada el consumo total de Ecopetrol alcanzariacutea 385 MPCD en el escenario medio los cuales se distribuiriacutean de manera regional seguacuten lo presentado en la en la Graacutefica 5-31 En dicha graacutefica la demanda de la Costa Atlaacutentica corresponde a la Refineriacutea de Cartagena la de la regioacuten Noreste corresponde a la Refineriacutea de Barrancabermeja y la de la regioacuten Centro corresponde al consumo de los Llanos Orientales para propoacutesitos de produccioacuten de hidrocarburos y generacioacuten de electricidad
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio
Fuente ECOPETROL UPME
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MP
CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
0
50
100
150
200
250
300
350
400
MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
109
537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico La proyeccioacuten de demanda para el sector petroquiacutemico tiene como fuente los propios agentes En el escenario medio no se reportan expansiones o nuevos proyectos petroquiacutemicos que demanden mayores cantidades de gas por lo que la proyeccioacuten conserva los valores histoacutericos Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo para este sector Graacutefica 5-32
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio
Fuente UPME
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio
Fuente UPME
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MP
CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
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15
20
25
MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
110
54 Demanda agregada nacional de gas natural Resultado de la adicioacuten de las proyecciones de demanda de gas natural de los sectores antes mencionados se tiene la demanda nacional Para el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 39 en los proacuteximos diez antildeos de manera que en el antildeo 2022 la demanda agregada de gas natural alcance una magnitud de 1180 MPCD En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de crecimiento promedio para los proacuteximos diez antildeos de 59 y 30 respectivamente
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural
Fuente UPME
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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CD
Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
Histoacuterico Proyectado
0
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400
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1000
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1400
MP
CD
Domeacutestico Industrial Vehicular Eleacutectrico Petrolero Petroquiacutemico
Histoacuterico Proyectado
111
A escala sectorial es notable el incremento en la participacioacuten del sector eleacutectrico en la demanda de gas natural en razoacuten a la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de las refineriacuteas de Cartagena y Barrancabermeja y el aumento del consumo relativo a la produccioacuten de hidrocarburos en los Llanos Orientales a lo largo de la presente deacutecada En contraste con lo anterior el sector eleacutectrico reduce significativamente su consumo y participacioacuten al final de la presente deacutecada debido a la reduccioacuten de las restricciones eleacutectricas una vez esteacute en operacioacuten la liacutenea de transmisioacuten Cerromatoso - Chinuacute ndash Copey A escala regional no se preveacuten grandes cambios en la participacioacuten de las regiones en el consumo nacional de gas natural Es notable el aumento del consumo en la regioacuten noreste en razoacuten de la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de la Refineriacutea de Barrancabermeja en la presente deacutecada tal como se registra en la Graacutefica 5-36
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
0
200
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800
1000
1200
1400
MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
112
6 Balance de gas natural
61 Balance de oferta y demanda Luego de considerar las alternativas de suministro de gas natural estimadas para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo con las cuales se atenderaacute la demanda futura se contrastaron con los distintos escenarios de demanda estimados por UPME tal como se describen en el capiacutetulo 5 Se efectuaron los correspondientes balances con una resolucioacuten mensual a fin de establecer con detalle los periodos en los cuales podriacutean presentarse superaacutevit o deacuteficits de gas natural a nivel nacional
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total14
Fuente UPME
Son diversas las hipoacutetesis que se pueden presentar en razoacuten a la falta de certeza respecto a los perfiles de produccioacuten de los distintos campos y de que efectivamente el consumo futuro se comporte como las previsiones definidas por ello el anaacutelisis sobrepasa el escenario considerado por la regulacioacuten para efectos de definir el mecanismo de comercializacioacuten en el mercado primario el cual corresponde al de oferta baja o declaracioacuten de produccioacuten y el bajo de demanda Cabe decir que mediante la teacutecnica de escenarios y con el propoacutesito de buscar una amplia gama de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y
14 Oferta baja produccioacuten de reservas probadas Oferta media produccioacuten de reservas probadas probables y posibles Oferta alta produccioacuten de reservas probadas probables y posibles maacutes 400 MPCD de gas importado (planta de regasificacioacuten de Cartagena que entrariacutea en operacioacuten a maacutes tardar en enero de 2016)
500
700
900
1100
1300
1500
1700
1900
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3
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-14
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-1
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15
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-1
5
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-1
6
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-1
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-1
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-1
7
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-1
8
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-1
8
no
v-1
8
abr
-19
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-1
9
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0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Oferta Baja Oferta Alta Oferta Media
Demanda Baja Demanda Base Demanda Alta
113
largo plazo se consideraron escenarios alternativos de oferta y demanda y en virtud de los observaciones realizadas el periacuteodo que se observa criacutetico o de crisis es eventualmente el del proacuteximo quinquenio - en tanto se espera incorporar nuevas reservas despueacutes de 2015- y ello uacutenicamente en caso de que las hipoacutetesis de oferta interna no llegaran a cumplirse y las de demanda fuesen las correspondientes a los escenarios maacutes exigentes Aun asiacute es posible que se produzca durante el lapso 2014-2016 alguna escasez de suministro de presentarse bajo aporte hidraacuteulico que obligue un mayor uso de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural Seguacuten los anaacutelisis efectuados se presentan tres casos tipificados respecto al balance oferta y demanda de gas Escenario no criacutetico La oferta nacional cubre el 100 de la demanda en el corto plazo (oferta baja - demanda baja) lo que supone que no se requiere la entrada de la planta de regasificacioacuten y se mantiene la produccioacuten de los campos seguacuten lo planificado por cada uno de los productores En tal caso no existe deacuteficit y el plazo para incorporar nuevas reservas es prolongado ya que la oferta interna alcanzariacutea a cubrir la demanda proyectada hasta 2020 y los nuevos desarrollos (escenario base de incorporacioacuten de reservas presentado en el capiacutetulo 5) le dariacutean holgura hasta maacutes allaacute del antildeo 2025 con posibilidad de incrementar los voluacutemenes de exportacioacuten viacutea tecnologiacutea de licuefaccioacuten A partir de alliacute es necesario que se incremente la oferta interna pero el horizonte de tiempo y los programas de exploracioacuten seguacuten las perspectivas de la ANH tendriacutean mayor probabilidad de cumplirse En este escenario la oferta nacional podriacutea cubrir el 100 de la demanda proyectada Escenario criacutetico En este caso se analizan las mejores perspectivas de cada campo y se incluye la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD ya en marcha para atender las inflexibilidades que genera el sector eleacutectrico ocasionadas por la necesidad de generacioacuten de seguridad o fuera de meacuterito (oferta alta ndash demanda alta) Como se observa en la graacutefica 6-1 el escenario alto de demanda presenta un maacuteximo en el 2018 de cerca de 1650 MPCD y un posible desequilibrio durante praacutecticamente todo ese antildeo el cual seriacutea necesario resolver pagando el costo correspondiente de disponer tanto del gas como la electricidad requerida por la demanda Escenario realista En esta tercera opcioacuten se consideroacute una oferta con alto grado de incertidumbre acerca de la prospectiva de los campos o de otro tipo de limitaciones como el desarrollo de las reservas probables y posibles que podriacutean restringir la oferta nacional de gas natural pero complementada con los voluacutemenes de gas importado que aportariacutea la planta de regasificacioacuten y por el lado de la demanda se consideroacute el escenario medio (declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y demanda media) En este caso se requeririacutea de un sistema complementario de oferta a partir del antildeo 2021 para garantizar el abastecimiento nacional de gas Como se puede apreciar los tres escenarios plantean soluciones disiacutemiles para fortalecer el abastecimiento razoacuten por la cual se hace necesario evaluar el conjunto de alternativas de abastecimiento disponibles sus costos aproximados sus ventajas y desventajas y los riesgos que cada opcioacuten ofrece Seguacuten los resultados del escenario normativo en enero de 2018 se cruzariacutea la oferta de gas natural baja con el escenario de demanda bajo dando sentildeales de alerta En tanto las
114
demandas proyectadas no incluyen las exportaciones a Venezuela esta holgura a corto plazo podriacutea indicar posibilidades de continuar exportando siempre y cuando el mercado de Venezuela requiera de ese gas y los escenarios de oferta logren concretarse Sin embargo en caso que el escenario de oferta llegara a ser el bajo las crisis se presentariacutean desde 2017 para el escenario medio de demanda y en diciembre de 2015 para el caso de demanda alta Pero en caso de continuar exportando a Venezuela y frente a un escenario alto de demanda los problemas se presentariacutean auacuten en el caso de los escenarios de oferta maacutes favorables Fenoacutemenos como El Nintildeo hacen que se piense en alternativas de tipo teacutermico para generacioacuten de electricidad de modo que se pueda suplir el recurso hiacutedrico cuando ocurren estas condiciones climaacuteticas que reducen los caudales de los riacuteos La demanda de gas del sector termoeleacutectrico en estos casos podriacutea afectar draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Adicionalmente se tiene el mercado industrial en donde la demanda de gas presenta un considerable elemento aleatorio lo que genera incertidumbres en los modelos de prediccioacuten El comportamiento de la oferta o la demanda de gas estaacute sujeto a importantes indeterminaciones lo cual implica desviaciones considerables en los paraacutemetros que surgen de un modelo determiniacutestico Este resultado se puede ver tanto en la demanda como en la oferta y por tanto se debe optar por medir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de modo que el anaacutelisis del comportamiento del gas pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros El enfoque probabiliacutestico considera para cada variable incierta y relevante una distribucioacuten de probabilidades de ocurrencia Ello implica considerar los paraacutemetros de oferta y demanda de cada escenario como incierto y determinar bajo un grado de probabilidad cuaacutel seriacutea la magnitud del balance oferta-demanda en un periacuteodo determinado Aun cuando la gama de resultados puede resultar amplia el enfoque permite una discusioacuten abierta de la problemaacutetica de forma tal de contribuir a la seleccioacuten de la opcioacuten maacutes conveniente
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda Teniendo en cuenta las incertidumbres que se presenta tanto en la oferta como la demanda se requiere una caracterizacioacuten apropiada de cada una de estas variables al igual que se debe tener en cuenta las limitaciones de capacidad de gasoductos lo que puede ocasionar un incremento de los voluacutemenes de gas no suministrado ademaacutes de la simple diferencia entre oferta y demanda replanteando el dimensionamiento de posibles esquemas complementarios de suministro (importacioacuten viacutea gasoducto o planta de regasificacioacuten) En tal sentido se realizoacute un anaacutelisis estocaacutestico del comportamiento de la demanda y la oferta de gas cuyo resultado es la determinacioacuten de densidades de probabilidad de cada una de las variables partiendo de las series originales suministradas por CONCENTRA complementadas con informacioacuten de los agentes Adicionalmente los fenoacutemenos de oferta y demanda se consideraron independientes pues no existe correlacioacuten evidente entre los sectores que consumen el gas natural y las reservas
115
existentes y finalmente el objetivo central es determinar el grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales La porcioacuten estocaacutestica del plan indicativo de abastecimiento de gas natural se presenta a continuacioacuten primero se explican los desarrollos teoacutericos para la caracterizacioacuten de la demanda de gas natural y se presenta como resultado las funciones de probabilidad de dicha demanda Segundo se realiza un desarrollo paralelo para la oferta de gas natural En tercer lugar se contrasta la demanda y la oferta para determinar el valor esperado del deacuteficit o superaacutevit 621 Marco teoacuterico de la demanda de gas Para el anaacutelisis estocaacutestico de la demanda de gas se partioacute de la hipoacutetesis de que cada serie (cada uno de los escenarios propuestos) pueden descomponerse en su parte determiniacutestica y estocaacutestica las cuales pueden ser detectadas y separadas mediante un anaacutelisis espectral El procedimiento utilizado consistioacute en detectar la posible presencia de ruido blanco gaussiano medir su varianza y asiacute determinar la funcioacuten de probabilidad a la que corresponde Para la determinacioacuten del ruido se efectuoacute el anaacutelisis espectral de Fourier en el que a la sentildeal de demanda se le toma la FFT (Transformada raacutepida de Fourier) Esto es si se tiene una serie de demanda dada por xn eacutesta se puede descomponer en componentes complejas Xk relacionadas por la siguiente ecuacioacuten
1
0
2exp
N
n
nk nkN
jxX
(6-1)
En la ecuacioacuten (1) N representa la longitud de la serie De la misma forma se puede recuperar la sentildeal original conociendo sus componentes espectrales mediante la siguiente relacioacuten
1
0
2exp
1 N
k
kn nkN
jX
Nx
(6-2)
De estas dos ecuaciones se deben resaltar las siguientes propiedades Las componentes espectrales Xk son esencialmente complejas
Si la serie xn presenta ruido blanco esta dejaraacute una firma consistente en una
distribucioacuten circular alrededor del origen del plano complejo en el dominio de las Xk
Debido a que las fuertes oscilaciones pueden afectar el reconocimiento de dicha firma soacutelo se decidioacute trabajar con el escenario medio de demanda por las siguientes consideraciones
116
Todos los escenarios estaacuten afectados bajo el mismo tipo de ruido
Los escenarios bajo y alto presentan picos debido al comportamiento de la demanda
en el sector eleacutectrico Dichos cambios afectan el reconocimiento de la firma de ruido
El escenario medio es el maacutes confiable para determinar el nivel de ruido de la sentildeal
de demanda
Para el anaacutelisis espectral se tomoacute la serie correspondiente al escenario medio y sus resultados se muestran en la Graacutefica 6-2 Cada componente Xk se ha ubicado en el plano complejo tomando su parte real e imaginaria como sus coordenadas
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo
Fuente UPME
El procedimiento que se utilizoacute fue el de tomar la desviacioacuten estaacutendar de las componentes
espectrales de la siguiente forma
07230exp
2
2
r
X k
(6-3)
Donde r representa la desviacioacuten estaacutendar de los coeficientes espectrales y corresponde al valor de 1041 MPCD r fue calculado como
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Firma de ruido
Componente de sentildeal
kX
117
(6-4)
La cual representa una desviacioacuten estaacutendar de una serie compleja Debido al gran valor de
este fue omitido en el caacutelculo Los valores que se encuentran por debajo del umbral de (6-3) corresponden a distancias que se encuentran a 147 veces la desviacioacuten estaacutendar Lo anterior significa que es soacutelo 723 creiacuteble que dichas componentes configuren el ruido En la Graacutefica 6-3 se muestra coacutemo opera dicho procedimiento de filtraje
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido
Fuente UPME
Los iacutendices de frecuencia (k) que configuran la sentildeal son entonces reducidos y corresponden cerca del 10 de toda la muestra de coeficientes Estos iacutendices son (3119) (2120) (5117) (4118) (7115) y (21101) 622 Resultados de la demanda Se realizoacute el proceso de reconstruccioacuten de la sentildeal mediante la ecuacioacuten (6-2) utilizando solo las componentes asociadas a la sentildeal Posteriormente se tomoacute la diferencia entre la sentildeal reconstruida y la sentildeal original y se comparoacute con la correspondiente a ruido blanco gaussiano observaacutendose una alta concordancia excepto en el antildeo 2018 (intervalo de meses de 60 a 80 diciembre de 2017 a agosto de 2019) donde se preveacute un aumento de la demanda que se aleja del comportamiento normal
1
1
21
11
1
2
1 N
k
N
m
mk XN
XN
r
0X
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Componente de sentildeal
Componente de ruido
118
En la Graacutefica 6-4 se comparan la serie original (escenario medio de demanda) y la serie sin ruido recuperada mediante el proceso de filtrado mostrado en la ecuacioacuten (6-3) La diferencia es la sentildeal de ruido que le aporta la incertidumbre a la demanda
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma
Fuente UPME
Para construir la densidad de probabilidad se siguioacute el meacutetodo de Monte-Carlo en donde a la serie original bien sea de escenario bajo medio o alto se le agrega un ruido blanco con media nula y con la desviacioacuten estaacutendar calculada con en el procedimiento anteriormente descrito El mismo tipo de ruido fue utilizado en todos los escenarios pues las hipoacutetesis que hacen diferentes a cada uno de eacutestos son de naturaleza determiniacutestica y no corresponden al componente de ruido observado en las series A continuacioacuten se presentan los histogramas correspondientes para cada tipo de escenario Se observa que a partir de 1000 simulaciones los histogramas comienzan a presentar convergencia de modo que se tiene alta certidumbre sobre las probabilidades calculadas En las siguientes graacuteficas (Graacutefica 6-5 Graacutefica 6-6 y Graacutefica 6-7) se presentan las funciones de probabilidad de los escenarios bajo medio y alto de demanda de gas
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Serie Original Serie sin ruido
119
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda
Fuente UPME
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda
Fuente UPME
120
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda
Fuente UPME
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda Se desarrolloacute un procedimiento estocaacutestico para determinar la distribucioacuten de probabilidad de la demanda de gas natural basado en la deteccioacuten del ruido presente en la serie de demanda estimada El proceso de extraccioacuten de ruido blanco consistioacute en un anaacutelisis de sus componentes espectrales utilizando la transformada discreta de Fourier Se extrajo la componente de sentildeal combinando los coeficientes de Fourier que tiene elevada magnitud y por tanto no son probablemente ruido mediante un procedimiento de verosimilitud Al comparar la sentildeal generada por el resto de coeficientes se observa gran concordancia con una sentildeal correspondiente a ruido blanco gaussiano que presenta bajos coeficientes de correlacioacuten ante rezagos de la misma Finalmente se realizoacute un procedimiento de generacioacuten de ruido aleatorio con la varianza obtenida de los coeficientes de ruido y se adelantaron simulaciones de Monte-Carlo para generar histogramas que permitieron estimar la funcioacuten de densidad de probabilidad de cada uno de los escenarios de demanda Por no contar con la probabilidad de ocurrencia de cada escenario los resultados se presentan por separado 624 Marco teoacuterico de la oferta de gas En el caso de la oferta a diferencia de la demanda no se tiene un comportamiento de ruido blanco sino que los escenarios de oferta son definidos en funcioacuten del tipo de reservas las cuales son definidas a nivel internacional y la ANH acogioacute tales conceptos
121
De esta forma se analizan tres escenarios de oferta construidos a partir de los diferentes tipos de reservas 1 reservas probadas 2 reservas probadas y probables y 3 reservas probadas probables y posibles Una hipoacutetesis que se debe agregar al modelo de oferta es la relacionada con disponibilidades de cada uno de los tipos de reservas (probadas probables y posibles) que son independientes entre siacute pues cada uno de estos recursos considerados son diferentes Dicho en otras palabras la disponibilidad de las reservas probadas es independiente de la disponibilidad de las reservas probables y posibles a su vez la disponibilidad de las reservas probables es independiente de la disponibilidad de las reservas posibles Por otra parte seguacuten estaacutendares internacionales y criterios adoptados por la ANH como se mencionoacute anteriormente se tiene que
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten baja con una probabilidad del
90 Esta probabilidad se ha denominado PB
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten media con una probabilidad del
50 Esta probabilidad se designoacute PM
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten alta con una probabilidad del
10 Esta probabilidad corresponde a PA
En la graacutefica 6-8 se puede apreciar la oferta por tipo de reserva donde se indica que el perfil de produccioacuten asociada a las reservas probadas supera ampliamente el perfil de produccioacuten de los otros dos tipos de reservas
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas
Fuente ANH y UPME
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Reservas probadas Reservas probables + posibles
122
Partiendo de las siguientes convenciones se estimoacute la probabilidad de cada uno de los escenarios propuestos
iR Se dispone de la reserva i
iR No se dispone de la reserva i
1i Reservas probadas
2i Reservas probables
3i Reservas posibles
iS Sentildeal de oferta por reserva i
En primera instancia dado que la oferta por las reservas probadas (R1) corresponde a la estimacioacuten baja en otras palabras a los niveles de produccioacuten declarados por los operadores de los campos y que permitiraacuten abastecer la demanda la probabilidad que esta ocurra seguacuten los estaacutendares adoptados seriacutea
90)( 1 BPRP (6-5)
En el caso de la estimacioacuten media (reservas probadas y probables) el escenario entonces estaacute constituido por
50)()()( 32132121 MPRRRPRRRPRRP (6-6)
En el caso del escenario de estimacioacuten alta (reservas probadas probables y posibles) solo se iguala cuando se dispone de los tres tipos de recursos De esta forma se obtiene
10)( 321 APRRRP (6-7)
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural La tabla 6-1 corresponde a una ldquotabla de verdadrdquo (tabla de posibilidades) que muestra los escenarios posibles de oferta cada uno con su probabilidad y su correspondiente sentildeal de oferta Es necesario recordar como se mencionoacute con anterioridad que reservas de tipos diferentes son independientes entre siacute
Escenario Probabilidad Sentildeal de oferta
321 RRRAP )(3 ts
321 RRRAM PP )(2 ts
123
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas
Dado que
119875119860 = 01 119875119872 = 05 (6-8)
119875119861 = 09 Las probabilidades de la tabla de verdad son
Escenario Probabilidad
01
04
008
032
0011111
0044444
00088889
0035556
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas Cumpliendo criterios ANH
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
0
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1 )()()( 213 tststs
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11 )(1 ts
321 RRRB
AB
P
PP )1( )()( 13 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 1)1( )()( 12 tsts
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1)1( )()( 23 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11)1(
124
Con la informacioacuten previa se calcularon los histogramas correspondientes a la funcioacuten de oferta en donde a partir de la probabilidad correspondiente se genera una sentildeal de oferta completa correspondiente a la columna 3 de la Tabla 6-1
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural
Fuente UPME
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta A diferencia de la demanda la oferta no sigue una sentildeal estocaacutestica sino determiniacutestica pero al tener incertidumbres sobre la disponibilidad de los distintos tipos de reservas de gas natural la oferta adquiere una naturaleza estocaacutestica De esta forma tres tipos de escenarios han sido incluidos en el anaacutelisis dependiendo de la disponibilidad de las mismas y se ha generado una densidad de probabilidad incondicional gracias a los estaacutendares de probabilidad empleados por expertos internacionales y que la ANH acoge
63 Marco teoacuterico del balance Al realizar el balance de oferta y demanda se determinan los excedentes o deacuteficits que se presentaran a futuro como consecuencia del crecimiento de la demanda y de la loacutegica declinacioacuten de la produccioacuten interna situacioacuten que puede complicarse si existen limitaciones en la infraestructura de transporte como lo muestra en la siguiente ecuacioacuten
125
ji
jiijji LDSPE
)( (6-9)
La funcioacuten Lij corresponde al desabastecimiento generado por limitaciones de capacidad de infraestructura de transporte lo que lleva a considerar alternativas de expansioacuten de la misma Sin embargo en este primer anaacutelisis se muestra el razonamiento estocaacutestico del superaacutevit (oferta menos demanda) sin tener en cuenta las limitaciones de transporte 631 Resultados del balance Partiendo de la ecuacioacuten 6-9 se realizaron los caacutelculos cuyos resultados presentan los valores esperados del balance (Graacutefica 6-10) teniendo en cuenta el uacutenico escenario estocaacutestico de oferta y los tres escenarios de demanda (alto medio y bajo) Es necesario sentildealar que a la oferta nacional contenida en la Graacutefica 6-8 se le adicionaron 400 MPCD provenientes de una planta de regasificacioacuten localizada en Cartagena de acuerdo con lo definido recientemente para las generaciones de electricidad de seguridad fuera de meacuterito A la oferta de este gas natural importado se le asignoacute una probabilidad del 100 teniendo en cuenta que el proyecto ya fue aprobado
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda
Fuente UPME
Sin embargo cabe anotar que como todo proyecto su ejecucioacuten es susceptible de presentar inconvenientes y que ya en operacioacuten tambieacuten pueden ocurrir otro tipo de
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Esc bajo Esc medio Esc alto
126
factores (comerciales contractuales o normativos) que podriacutean afectar la disponibilidad real de este gas Los resultados indican que solo con el escenario de demanda alta se podriacutean presentar deacuteficits en el corto plazo lo cual sugiere un periodo criacutetico por el margen de maniobra para tomar acciones correctivas Adicionalmente la oferta nacional y la planta de regasificacioacuten permitiriacutean asegurar el abastecimiento aproximadamente hasta el antildeo 2021 en caso que la demanda de gas del paiacutes se comporte seguacuten lo previsto en los escenarios medio y bajo En caso de ocurrir un escenario alto de demanda la seguridad del abastecimiento estariacutea en riesgo desde el antildeo 2014 En este anaacutelisis igualmente se comparoacute el escenario estocaacutestico (oferta estocaacutestica y escenario estocaacutestico medio de demanda) con 9 escenarios determiniacutesticos correspondientes a la combinatoria de todos los escenarios de oferta y demanda presentados en la Graacutefica 6-11 Esto es
Bajo de demanda y bajo de oferta
Bajo de demanda y medio de oferta
Bajo de demanda y alto de oferta
Medio de demanda y bajo de oferta
Medio de demanda y medio de oferta
Medio de demanda y alto de oferta
Alto de demanda y bajo de oferta
Alto de demanda y medio de oferta
Alto de demanda y alto de oferta
Medio demanda y oferta estocaacutestica (maacutes planta de regasificacioacuten)
La Graacutefica 6-11 muestra el resultados de todos los escenarios considerados deduciendo que de no contar con la planta de regasificacioacuten auacuten en caso que la demanda se comporte seguacuten lo proyectado para el escenario bajo la seguridad del abastecimiento se perderiacutea a partir del antildeo 2018 y en el peor de los casos para un escenario de demanda alto esto podriacutea suceder a partir de 2015 En este orden de ideas la recomendacioacuten concreta seriacutea que con el fin de asegurar el abastecimiento de gas natural en el paiacutes y previendo escenarios de demanda alta lo maacutes favorable es contar con la planta de regasificacioacuten en Cartagena lo maacutes pronto posible Ademaacutes al introducir una fuente adicional de suministro no solo se solucionariacutean posibles problemas de desabastecimiento futuros sino que se aumentariacutea la confiabilidad del sistema en general ya que en la actualidad la oferta depende principalmente de la produccioacuten de los campos de Guajira y Cusiana-Cupiagua
127
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances
Fuente UPME Las estadiacutesticas estaacuten en valor esperado
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance El anaacutelisis estocaacutestico presenta superaacutevit y deacuteficit en los tres escenarios de demanda cada uno a su vez con comportamiento estocaacutestico El procedimiento seguido en el caso de la demanda fue el de extraer su ruido basado en un anaacutelisis espectral y en el de oferta se basoacute en unir los escenarios de reservas probadas probables y posibles de acuerdo a las probabilidades establecidas por la ANH para la oferta Adicionalmente se incluyoacute con una certidumbre de 100 la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD (a partir de enero de 2016) Sobre la base del conjunto de escenarios considerados existe una fuerte incertidumbre respecto tanto a la oferta futura de gas como a los niveles de demanda Estos han sido cuantificados a traveacutes de combinatorias de escenarios los que indican bajo queacute supuestos podriacutea producirse un deacuteficit de gas y de queacute magnitud seriacutea el mismo tal como lo presenta la Graacutefica 6-11 La introduccioacuten de escenarios criacuteticos medios frente a escenarios que incorporan potenciales de produccioacuten mayor muestran resultados diferentes respecto a la magnitud de las crisis de desabastecimiento y su posible ocurrencia en el tiempo De todos modos salvo en los casos maacutes favorables surgen deacuteficit del orden de 200 MPCD en los escenarios no criacuteticos desde 2020 y del orden de 500 MPCD promedios a partir de 2022 en los escenarios criacuteticos
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Superaacutevit Dem medio Of bajo Superaacutevit Dem bajo Of bajoSuperaacutevit Dem alto Of bajo Superaacutevit Dem medio Of medioSuperaacutevit Dem bajo Of medio Superaacutevit Dem alto Of medioSuperaacutevit Dem medio Of alto Superaacutevit Dem bajo Of altoSuperaacutevit Dem alto Of alto Superaacutevit Estocaacutestico
128
Considerando los resultados obtenidos con el valor esperado del desabastecimiento presentado en la misma Graacutefica 6-11 el escenario estocaacutestico de oferta comparado con el escenario medio de demanda se tiene un deacuteficit a partir del antildeo 2021 A los fines de este trabajo de planificacioacuten indicativa y considerando la informacioacuten disponible se estima ademaacutes de la planta de regasificacioacuten contenida en los anaacutelisis de oferta que se requiere un esquema suplementario adicional del orden de 200 MPCD que cubra los deacuteficit presentados entre 2021 y 2023 bajo las condiciones de los escenarios ensayados
129
7 Confiabilidad Un aspecto importante a considerar dentro del plan de abastecimiento de gas es la confiabilidad del sistema de transporte Debido a que el sistema es radial es probable que se presenten fallas ocasionando que el sistema no sea capaz de suministrar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse desatendiendo demanda en ciertos nodos la cual se puede presentar ya sea por dantildeos o entrada en mantenimiento de alguno de sus componentes (compresores ductos etc) o por incremento repentino de la demanda que supere la capacidad del sistema Para efectos del presente documento la confiabilidad seraacute analizada en funcioacuten de la probabilidad de encontrar cada elemento del sistema de transporte fuera de servicio y el desabastecimiento que pueda ocasionar dichas interrupciones pues parte de la problemaacutetica de abastecimiento estaacute asociado a cuestiones de confiabilidad Dicho en otras palabras las imperfecciones que pueda tener el sistema de gas natural repercuten en demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento lo cual debe ser minimizado Por supuesto existen otros factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten Para ello se evaluoacute la influencia de la confiabilidad del sistema de transporte en el desabastecimiento de gas buscando esencialmente medir su impacto y estimar el costo del mismo con el fin de proponer medidas correctivas oacuteptimas que impliquen bien sea un aumento de la capacidad de suministro transporte o almacenamiento u otro tipo de alternativas que coadyuven a disminuir tales fallas Al realizar un diagnoacutestico al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural se identifican las siguientes vulnerabilidades
Sistema radial
Poca capacidad disponible primaria en los principales gasoductos
Alta concentracioacuten del suministro
Inestabilidad del terreno (zonas de riesgo geoloacutegico)
El sistema nacional de transporte de gas se caracteriza por la creciente saturacioacuten configuracioacuten radial (no mallada) inflexibilidad (sin tolerancia sin almacenamiento) y vulnerabilidad Superar estos problemas implica rehabilitar renovar expandir sanear y mantener integralmente esta infraestructura En el caso de sistemas radiales las fallas en los componentes de la red troncal necesariamente provocaraacuten dificultades de abastecimiento cuya gravedad dependeraacute del tiempo de duracioacuten y del tiempo de reparacioacuten de la misma Ahora bien el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten tergiversada y a decisiones que pueden implicar una sobreinversioacuten La confiabilidad del sistema de transporte de gas natural depende de la historia de interrupciones sufridas por los elementos de la red debido principalmente a eventos de dos tipos el primero de fuerza mayor que corresponde a fallas que no se tienen previstas y
130
que por tanto no se ha hecho un planeamiento de la misma y el segundo considerado como eventos planeados donde las fallas han sido programadas debido a que se tienen que realizar trabajos diversos en la red asociados principalmente a mantenimiento El siguiente anaacutelisis pretende estimar la confiabilidad del actual sistema de transporte y del proyectado el cual estaraacute determinado por nuevos hallazgos o fuentes de suministro adicionales o por ampliaciones de la infraestructura de transporte en el horizonte de estudio Para el caacutelculo de la confiabilidad se requirioacute de la determinacioacuten de iacutendices probabiliacutesticas de fallas en el sistema a partir de informacioacuten histoacuterica de las mismas sus causas y del tiempo de duracioacuten de cada una de ellas A continuacioacuten se describe la metodologiacutea empleada para la estimacioacuten de la confiabilidad Partiendo de la tasa reportada de fallas se buscoacute ajustar los periodos de funcionamiento (instantes donde el sistema no presenta fallas) a procesos estocaacutesticos de Bernoulli y Poisson En el proceso de Bernoulli la probabilidad de ocurrencia de r fallas en n unidades de tiempo depende de la resolucioacuten (antildeos meses diacuteas) y viene dada por la siguiente ecuacioacuten
rnr
n pprnr
nrP
)1(
)(
)(
(7-1)
Donde p representa la probabilidad de tener una falla en dicho periodo Para tal efecto se determinoacute la tasa de falla obtenida con los valores histoacutericos de las estadiacutesticas disponibles De la ecuacioacuten (7-1) puede deducirse la probabilidad de tener n unidades de tiempo en donde se caracteriza la distribucioacuten del servicio es decir antes de la ocurrencia de la primera falla la cual viene dada por
1
)1(
n
n ppQ (7-2)
Asiacute de las series de reporte de interrupciones se obtiene la distribucioacuten de n Una forma de determinarla es por ajuste de momentos en donde coincide la media y la varianza de n y la media viene dada por la siguiente relacioacuten
p
nE1
)(
(7-3) La varianza por su parte se estima mediante la siguiente foacutermula
2
1)(
p
pnVar
(7-4) Mediante el proceso de Poisson (enfoque continuo maacutes realista donde n tiende a infinito) se calculoacute la desviacioacuten estaacutendar de los periodos de continuidad del servicio Conociendo
131
la tasa promedio de fallas por mes ( ) la probabilidad de falla en el mes se determina con
la siguiente ecuacioacuten
eP 1 (7-5)
Para calcular la probabilidad de que un elemento del sistema bien sea un ducto o una estacioacuten esteacuten fuera de servicio se utilizoacute una cadena de Markov de dos estados de manera que la probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio estaacute dada por
TOTAL
OFF
OFFT
T
TE
TEP
)(1
)(
(7-6)
Donde
OFFP es la probabilidad de encontrar un elemento fuera de servicio
es la tasa de fallas
)(TE es el tiempo esperado de las reparaciones
OFFT Tiempo de la serie que el tubo estaacute fuera de servicio
TOTALT Tiempo total de la serie
Usualmente 1)( TE (es decir el tiempo de servicio el tiempo entre fallas es mucho
mayor al tiempo fuera de servicio) por lo que las probabilidades de estar fuera de servicio son usualmente bajas Seguacuten los datos histoacutericos utilizados los eventos de fuerza mayor se ajustan a un proceso de Poisson tal como se presenta en la Graacutefica 7-1 Por tanto al aplicar la ecuacioacuten (7-5) resulta que la probabilidad de falla de todo el sistema de transporte (por eventos de fuerza mayor) durante un mes es del 60 Lo anterior dado que todo el sistema tiene una tasa de fallas por eventos de fuerza mayor de 091 al mes Para el caso de los eventos programados no se obtiene una relacioacuten de un proceso de Poisson natural La distribucioacuten se debe maacutes a que determinado nuacutemero de eventos se programan en los diferentes meses tenieacutendose un proceso que cuenta con un nuacutemero predeterminado de interrupciones dado y que cada nuacutemero de interrupciones tiene asociada una funcioacuten de probabilidad El proceso de eventos programados se muestra a continuacioacuten en la Graacutefica 7-2 y su probabilidad de falla es del 85 al aplicar la ecuacioacuten (7-5) Claro estaacute que el proceso no debe considerarse completamente de Poisson porque se trata de eventos programados que no siguen una distribucioacuten sin memoria como el de Poisson y por eso el comportamiento anoacutemalo mostrado en la misma graacutefica No obstante el intervalo de confianza es bastante amplio Esto se debe a la reducida cantidad de informacioacuten (3 antildeos) lo cual no es suficiente para garantizar un valor exacto de la probabilidad de falla A pesar de ello es la mejor estimacioacuten de la que se puede disponer
132
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor
Fuente UPME
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados
Fuente UPME
En la Graacutefica 7-3 se muestra el intervalo de confianza del 95 de los datos (dos desviaciones estaacutendar) para cada uno de los tipos de eventos Los intervalos de confianza
0
005
01
015
02
025
03
035
04
045
0 1 2 3 4
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
0
005
01
015
02
025
03
035
04
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
133
pueden verse para los eventos de fuerza mayor y en la Graacutefica 7-4 para los eventos planeados
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Adicionalmente y de acuerdo con el reporte de eventos se determinoacute el impacto de las interrupciones en el sistema de transporte La metodologiacutea seguida consistioacute en determinar
-01
0
01
02
03
04
05
06
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
-01
0
01
02
03
04
05
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
134
las probabilidades de falla de acuerdo con las tasas de interrupciones que se mostraban en cada elemento de la red de gasoductos y se tomoacute tambieacuten el tiempo que duroacute fuera de servicio cada elemento que se encontraba asociado al evento Se consideroacute que la probabilidad de falla asociada a un elemento (troncal ramal o city gate) es independiente de la probabilidad de los otros elementos Asiacute mismo se tomoacute la tasa de fallas histoacuterica reportada Para mayor entendimiento la Graacutefica 7-5 presenta la red de elementos y nodos incluidos en el anaacutelisis
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis
Fuente UPME
Asiacute mismo en las siguientes tablas (Tabla 7-1 Tabla 7-2 Tabla 7-3 y Tabla 7-4) y en la Graacutefica 7-6 se registran las probabilidades obtenidas
135
711 Eventos de fuerza mayor
7111 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-1 comprende las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos de fuerza mayor los distintos elementos que conforman el sistema de transporte de gas colombiano
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 008571429 000917918 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 008571429 000917918 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 008571429 000917918 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 0 0 665
Sebastopol-Medelliacuten 0 0 424
Sebastopol-Vasconia 0 0 1194
La Belleza-Vasconia 0 0 2404
Vasconia-Mariquita 0 0 883
Mariquita-Manizales 02 00249998 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 008571429 001313937 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 00135402 638
Tuluaacute-Cali 011428571 00135402 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 001428571 000018575 13
Gualanday-Purificacioacuten 002857143 000062568 14
Purificacioacuten-Aipe 004285714 000106073 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 011428571 000841213 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 0 0 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 02 000877757 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 02 000877757 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 0 0 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 008571429 000692378 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
136
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Santa Marta-Barranquilla 002857143 000061852 3859
Barranquilla-Cartagena 001428571 000013361 1105
Cartagena-Sincelejo 001428571 000040083 34
Sincelejo-Monteriacutea 007142857 000071889 252 Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio
Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos que presentan mayor probabilidad de encontrarse fuera de servicio por eventos de fuerza mayor son Mariquita ndash Manizales (2) Cartago ndash Armenia (1) Cartago ndash Tuluaacute (1) y Tuluaacute ndash Cali (1) Sin embargo el impacto de las interrupciones dependeraacute no solo de estas probabilidades sino del flujo o voluacutemenes de gas que son transportados a traveacutes de cada tramo Bajo este criterio los tramos donde el desabastecimiento por fallas de fuerza mayor podriacutea llegar a ser maacutes criacutetico seriacutean Miraflores-Tunja Tunja-Villa de Leyva y La Belleza-Zipaquiraacute 7112 Probabilidades de falla resultantes de los nodos de demanda En la Tabla 7-2 se registran las probabilidades de encontrar no atendido cada nodo de demanda debido a la ocurrencia de eventos de fuerza mayor
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 000168575 75
Zipaquiraacute 000841213 194
137
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Bogotaacute 000841213 1216
Santana 0 02
Puente Nacional 0 06
Villa de Leyva 0 02
Tunja 77046E-05 46
Sogamoso 77046E-05 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000692378 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 8264E-08 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 000071889 252
Pereira 00249998 87
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte Fuente UPME
Como puede observarse el nodo que tiene mayor probabilidad de encontrarse no atendido es el de Pereira con una probabilidad del 25 Sin embargo Bogotaacute con una probabilidad del 08 es el nodo que puede presentar el caso maacutes criacutetico teniendo en cuenta la magnitud de su demanda 712 Eventos planeados 7121 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-3 incluye el caacutelculo de las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos planeados cada elemento del sistema del transporte
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 028571429 002504693 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 028571429 002504693 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 028571429 002504693 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 005714286 000359768 665
Sebastopol-Medelliacuten 001428571 78211E-05 424
Sebastopol-Vasconia 001428571 000039105 1194
La Belleza-Vasconia 002857143 000130025 2404
Vasconia-Mariquita 017142857 001490888 883
138
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Mariquita-Manizales 014285714 000457375 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 004285714 000132313 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 000207258 638
Tuluaacute-Cali 011428571 000207258 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 01 000253207 13
Gualanday-Purificacioacuten 018571429 00020628 14
Purificacioacuten-Aipe 01 000214101 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 004285714 000212146 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 005714286 000387142 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 021428571 001255475 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 021428571 001255475 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 007142857 000140779 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 001428571 000093853 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
Santa Marta-Barranquilla 0 0 3859
Barranquilla-Cartagena 0 0 1105
Cartagena-Sincelejo 0 0 34
Sincelejo-Monteriacutea 0 0 252
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos con mayor probabilidad de estar fuera de servicio por eventos programados (mantenimientos etc) son Guajira-Intercor (25) Curumaniacute-La Mata (25) San Alberto-Barrancabermeja (25) Vasconia-Mariquita (15) Tunja-Villa de Leyva (15) y Miraflores-Tunja (15) Sin embargo teniendo en cuenta el flujo que transportan los maacutes criacuteticos seriacutean Tunja-Villa de Leyva y Miraflores-Tunja 7122 Probabilidades de falla de los nodos La Tabla 7-4 presenta las probabilidades de encontrar no atendidos los diferentes nodos del sistema debido a fallas programadas
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
139
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 00041994 75
Zipaquiraacute 000215556 194
Bogotaacute 000601864 1216
Santana 34173E-05 02
Puente Nacional 34173E-05 06
Villa de Leyva 34173E-05 02
Tunja 00001746 46
Sogamoso 00001746 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000093853 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 0 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 0 252
Pereira 000461159 87
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados Fuente UPME
Como puede observarse en la tabla anterior los nodos con mayor probabilidad de encontrarse desatendidos por eventos planeados son Popayaacuten Cali Tuluaacute Bogotaacute y Armenia El maacutes criacutetico teniendo en cuenta su demanda seriacutea Bogotaacute
140
Los anaacutelisis de la confiabilidad del sistema en funcioacuten de las probabilidades de encontrar fuera de servicio cada uno de sus elementos se presentan en la Graacutefica 7-6 y se determinoacute como el flujo de gas transportado por cada tramo por su probabilidad de encontrarlo fuera de servicio De esta forma se logra identificar mejor los tramos maacutes vulnerables teniendo en cuenta no solo la probabilidad de ocurrencia y duracioacuten de las fallas en dicho tramo sino tambieacuten el impacto que puede ocasionar dicha falla en teacuterminos de demanda no atendida
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas
Fuente UPME
En este orden de ideas los tramos maacutes criacuteticos15 o de menor confiabilidad seriacutean Miraflores-Tunja y Tunja-Villa de Leyva seguidos por Mariquita-Manizales
15 Para el volumen transportado actualmente
141
Adicionalmente a las probabilidades se calcularon los valores esperados de desabastecimiento (para el escenario medio de demanda y bajo de oferta o declaracioacuten de produccioacuten) en caso de continuar con el actual sistema de transporte hasta diciembre de 2023 Si bien al comienzo no se tiene un desabastecimiento significativo con la configuracioacuten actual al final se puede ver un aumento considerable en el desabastecimiento debido no soacutelo a fallas de los elementos sino a las limitaciones de capacidad tanto de infraestructura como de produccioacuten
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del sistema de gasoductos
Fuente UPME
Desde del antildeo 2019 la influencia en el desabastecimiento de las limitaciones de oferta es notablemente mayor cambiando el problema de confiabilidad (desabastecimiento por fallas
0
100
200
300
400
500
600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Desabastecimiento sin fallas
Desabastecimiento con eventos de Fza mayor
0
02
04
06
08
1
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
d
e d
eman
da
Desabastecimiento porcentual (Fza Mayor) Desabastecimiento porcentual (Planeados)
142
del sistema) a un problema principalmente de abastecimiento (necesidad de nuevas fuentes de suministro de gas) En la Graacutefica 7-7 se muestran dichos resultados En la parte superior de la Graacutefica 7-7 la curva ldquoidealrdquo corresponde al desabastecimiento que se tendriacutea en caso de no tener fallas en el sistema es decir debido al solo crecimiento de la demanda y las limitaciones que se pueden presentar en capacidad de transporte y suministro Lo anterior para el escenario de oferta soacutelo a partir de reservas probadas (declaracioacuten de produccioacuten sin planta de regasificacioacuten) y asumiendo un comportamiento de la demanda seguacuten el escenario medio propuesto Junto con la curva ldquoidealrdquo se grafican tambieacuten el desabastecimiento esperado teniendo en cuenta tanto las fallas por eventos de fuerza mayor como las fallas por eventos planeados en transporte Lo cual indica que es necesario disponer de un suministro adicional para equilibrar la oferta y la demanda desde el antildeo 2016 asiacute como de la correspondiente expansioacuten de la infraestructura de transporte En la parte inferior de la graacutefica el desabastecimiento por fallas programadas puede llegar a ser de maacuteximo el 15 de la demanda durante los primeros antildeos mientras que por eventos de fuerza mayor este podriacutea ser cercano al 125 Es decir que las fallas programadas generan mayor impacto en el desabastecimiento que los eventos de fuerza mayor Luego de determinar las limitaciones en el abastecimiento de gas natural debidas a fallas del sistema de transporte e insolvencia de suministro dada la incertidumbre respecto de los perfiles de produccioacuten de los distintos campos a continuacioacuten se proponen acciones encaminadas a reducir este desabastecimiento tanto resolviendo las limitaciones de la capacidad de transporte y suministro como aumentando la confiabilidad del sistema 713 Ampliacioacuten de suministro Como primera accioacuten se debe solucionar el problema de suministro el cual se resuelve parcialmente con la construccioacuten de la planta de regasificacioacuten que se localizaraacute en la Costa Atlaacutentica y que se estima en una capacidad de suministro de 400 MPCD No obstante es necesario robustecer el sistema de suministro colombiano preferiblemente con autoabastecimiento total a mediano y plazo para lo cual se debe continuar con una poliacutetica agresiva exploratoria particularmente en el offshore y la buacutesqueda de los recursos no convencionales Otra opcioacuten es la importacioacuten de gas desde Venezuela la cual depende de que se concreten los proyectos para la extraccioacuten de las reservas de gas natural localizados en el Lago de Maracaibo las cuales ubican a ese paiacutes dentro de los principales poseedores del recurso a nivel mundial Por tanto es una opcioacuten con cierto grado de incertidumbre que resta seguridad en la firmeza del suministro En teacuterminos generales son al menos tres las opciones con que se cuenta para incrementar la disponibilidad de gas natural y que apuntan a indicar que la alternativa maacutes robusta claramente es la de lograr el autoabastecimiento Sin embargo de no contarse con el recurso interno la decisioacuten debe apuntar a la opcioacuten que garantice la diversificacioacuten de la oferta con firmeza de suministro
143
7131 Requerimientos de expansioacuten del sistema de transporte de gas natural Una vez se disponga de la oferta adicional la dificultad a resolver seraacuten las expansiones que requeriraacute el sistema de transporte de gas con el fin de garantizar la atencioacuten de toda la demanda Establecidos los deacuteficits o desabastecimientos ocasionados uacutenicamente por limitaciones en la capacidad del sistema de transporte las expansiones requeridas seriacutean las siguientes
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Guajira-Intercor 600 400
Intercor-Hato Nuevo 600 400
Hatonuevo-Valledupar 600 400
Valledupar-Curumani 600 400
Curumani-La Mata 400 400
La Mata-San Alberto 400 400
San Alberto-Barrancabermeja 400 400
Barrancabermeja-Bucaramanga 001 008
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medellin
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia 6052
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tulua
Tulua-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday 087 160
Gualanday-Purificacioacuten 704 50
Purificacioacuten-Aipe 20
Aipe-Neiva 20
La Belleza-Zipaquiraacute 230 450
Zipaquiraacute-Bogotaacute 500 350
Puente Nacional-La Belleza 280
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional 280
Tunja-Villa de Leyva 280
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja 400
Yopal-Miraflores 500
Yopal-Barranca de Upiacutea 200 150
Barranca de Upiacutea-Restrepo 150 100
Restrepo-Villavicencio 150 100
144
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Villavicencio-Usme 150 100
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se estima que en septiembre de 2016 se tendraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1182 MW la cual deberaacute generarse en las plantas teacutermicas maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicaraacute durante las horas pico una demanda adicional de gas natural de 70 MPCh superior al promedio diario (asymp145 MPCD) Para abastecer la demanda extra de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Transportar excedentes de produccioacuten disponibles de los campos de La Guajira por
una magnitud maacutexima de 32 MPCD
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo con capacidad no menor a
70 MPCD
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
En el antildeo 2017 en el mes de septiembre se tendriacutea la mayor importacioacuten de gas natural al paiacutes lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 58 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Por otra parte se tendriacutea una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1275 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 43 MPCh superior al promedio diario (asymp177 MPCD) Para suministrar el gas natural requerido por el excedente de demanda durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 101
MPCD (58 MPCD promedio + 43 MPCD durante las horas pico)
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
145
Durante el antildeo 2018 en el mismo mes de septiembre se tendraacute nuevamente un nuevo pico de demanda lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 192 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Asimismo se presentaraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1823 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla y considerando que su capacidad no es suficiente desde otros de menor eficiencia en Barranquilla y Cartagena La operacioacuten a plena carga durante las horas pico de toda la capacidad de generacioacuten ubicada en Barranquilla (1519 MW Tebsa Flores I Flores IV Barranquilla 3 y Barranquilla 4) corresponde a un consumo de gas natural de 269 MPCh lo cual implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 65 MPCh superior al promedio diario (asymp204 MPCD) Para abastecer tal extra de demanda de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 257
MPCD (192 MPCD promedio + 65 MPCD durante las horas pico)
Generar maacutes electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en
Cartagena
Cabe anotar que las ampliaciones de capacidad propuestas anteriormente responden a las necesidades que tendriacutea el paiacutes en caso que la demanda de todos los sectores (eleacutectrico industrial comercial residencial y refinacioacuten) se comportara seguacuten lo previsto para el escenario medio Se destaca que la demanda estimada del sector eleacutectrico (capiacutetulo 535) presenta incertidumbre por cuanto su comportamiento estaacute supeditado a variables tanto de tipo climaacutetico como comerciales Realizadas las ampliaciones del sistema de transporte e incluyendo el suministro adicional aportado por la planta de regasificacioacuten localizada en la Costa Atlaacutentica el desabastecimiento observado en la Graacutefica 7-7 se reduce considerablemente como se
presenta en la Graacutefica 7-8 No obstante al final del periodo a partir del antildeo 2021 el desabastecimiento aumenta nuevamente indicando la necesidad de incluir una nueva fuente de suministro o ampliar la capacidad de existente a esa fecha como ya se mencionoacute Al solucionar las limitaciones por capacidad de suministro y transporte se observa sin embargo un remanente de desabastecimiento de aproximadamente 50 MPCD (antes del antildeo 2021) que corresponde al asociado a las fallas que pueden presentarse el sistema de transporte ya sea por eventos programados o de fuerza mayor Este desabastecimiento remanente puede ser reducido mediante obras adicionales encaminadas a aumentar la confiabilidad del sistema
146
Sin embargo se precisa que el incremento sostenido de desabastecimiento desde el antildeo 2021 exige otro tipo de solucioacuten o alternativa de abastecimiento que garanticen el suministro de gas natural en largo plazo
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se debe anotar que en la actualidad la expansioacuten del sistema de transporte de gas natural se efectuacutea viacutea contratos es decir que las ampliaciones solo pueden ejecutarse siempre y cuando el incremento de la demanda a transportar esteacute efectivamente respaldado mediante los respectivos contratos Por tanto las expansiones del sistema de transporte solo se realizan con la demanda comercial y el agente no estaacute obligado a garantizar el servicio de transporte a ninguacuten usuario con el cual no tenga una relacioacuten contractual Lo anterior en razoacuten a que la metodologiacutea de remuneracioacuten considera la capacidad no utilizada como un costo hundido restriccioacuten generada en aras a garantizar inversiones eficientes En este orden de ideas el esquema no goza de la facilidad para solventar limitaciones de cualquier origen (eventos programados o fallas de fuerza mayor o picos de demanda del sector eleacutectrico en periodos de sequiacutea) los cuales pueden resultar auacuten maacutes criacuteticos debido al esquema radial del sistema colombiano Este hecho genera una facultad discrecional del transportador con respecto a la realizacioacuten de las expansiones posponiendo o incluso dejando de realizar ampliaciones requeridas Pero tambieacuten se adolece de un esquema que remunere aquellas inversiones destinadas a proveer confiabilidad al sistema y en consecuencia los agentes no tienen incentivos a
0
100
200
300
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500
600
700
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
147
mitigar las limitaciones generadas por las fallas y en consecuencia siempre se estaraacute a merced de racionamientos cuando ocurra alguacuten tipo de falla No obstante lo anterior y para efectos de este trabajo se proponen algunas acciones tendientes al mejoramiento de la confiabilidad del sistema que permitan garantizar la atencioacuten del servicio puacuteblico domiciliario y darle la maacutexima continuidad posible asiacute como la seguridad de personas y procesos 7132 Acciones para mejorar la confiabilidad del sistema Para aumentar la confiabilidad del sistema se proponen y analizan dos alternativas una mediante la inclusioacuten de gasoductos redundantes (tramos adicionales que utilizan derecho de viacutea distinto al actualmente en operacioacuten) y otra mediante la instalacioacuten de plantas de peak shaving en el city gate de algunos centros urbanos que permitiraacuten atender la mayor cantidad de hogares cuando se presenten fallas temporales de la infraestructura La primera alternativa que consiste en adicionar gasoductos redundantes o viacuteas alternas que permitiraacute superar fallas en los gasoductos principales (ocasionadas por distintos factores internos o externos de la operacioacuten o incluso por desastres naturales) proporcionaraacute continuidad de suministro para parte del sistema o bien para un aacuterea con demanda importante Esta alternativa supone la misma capacidad de la red expandida en cada uno de los tramos propuestos Se proponen estos gasoductos redundantes en los tramos que presentan mayor probabilidad de estar fuera de servicio y que a su vez transportan mayor volumen de gas (ver Graacutefica 7-6) En la Tabla 7-6 se presentan los tramos propuesto para estas inversiones en confiabilidad
Tramo
Palomino ndash La Mami Sincelejo - Cartagena Guajira-Intercor Curumaniacute-La Mata
San Alberto-Barrancabermeja
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
La Belleza-Zipaquiraacute
Tunja-Villa de Leyva
Miraflores-Tunja
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad Se asume que estos nuevos ductos en cada uno de sus tramos tendraacute la misma probabilidad de estar fuera de servicio que la de los gasoductos originales es decir se consideran independientes el uno del otro por lo que se asume que se unen los mismos puntos por trayectorias distintas De esta forma se reduciriacutea a p2 la probabilidad de encontrar fuera de servicio cada elemento El resultado se presenta en la Graacutefica 7-9
148
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes
Fuente UPME
Los gasoductos redundantes muestran disminucioacuten del desabastecimiento debido a mejoramiento de la confiabilidad del sistema El anaacutelisis sentildeala que el desabastecimiento en el antildeo 2023 seriacutea aproximadamente de 67 MPCD (inferior a los 104 MPCD que se tendriacutean en caso de no realizar inversiones en confiabilidad) Como se observa en la graacutefica anterior auacuten con esta alternativa a partir del antildeo 2021 se presenta nuevamente desabastecimiento debido a insuficiencia de suministro por lo que se hace necesario disponer de una alternativa adicional de oferta La segunda alternativa consistioacute en incluir el montaje de plantas de ldquopeak shavingrdquo en ciertos puntos estrateacutegicos del sistema de gas natural los cuales fueron definidos seguacuten lo dispuesto en la Tabla 7-7 cuyas capacidades se determinaron calculando el maacuteximo desabastecimiento que podriacutea presentarse en dichos centros de consumo por fallas programadas o eventos de fuerza mayor asiacute
Localizacioacuten Planta de peak shaving
Capacidad (MPCD disponibles durante 7 diacuteas)
Cali 853
Bogotaacute 124 Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving
0
100
200
300
400
500
600
700
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones Con mejoras en confiabilidad
149
Las plantas ldquopeak shavingrdquo son sistemas de almacenamiento a pequentildea escala que se utilizan para regular las variaciones intensas de la demanda provocada por los picos que pueden ocurrir durante unos pocos diacuteas al antildeo Estas plantas requieren normalmente de altos flujos y manejan presiones entre media y alta Su principal diferencia con las plantas de GNL de base es que ademaacutes de su capacidad de almacenamiento y vaporizacioacuten (en lo que son relativamente similares a las plantas de base) poseen la capacidad de vaporizar el gas natural antes de ser inyectado a la red de transporte o distribucioacuten Sin embargo la tasa de licuefaccioacuten en estas plantas es de una velocidad considerablemente lenta en relacioacuten con las plantas de licuefaccioacuten a gran escala lo cual hace que la capacidad anual de estas plantas sea necesariamente muy baja y que solo puedan utilizarse unos pocos diacuteas al antildeo
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving
Fuente UPME
La ejecucioacuten simultaacutenea de las dos alternativas propuestas aunque una va dirigida a sistema de transporte y la segunda al de suministro disminuye el valor esperado del desabastecimiento tal como se aprecia en la Graacutefica 7-11 En este caso el desabastecimiento alcanza cotas cercanas a los 5 MPCD a nivel nacional situacioacuten que puede remediarse con manejos operacionales y empaquetamiento en algunos gasoductos con lo cual el nivel general de deacuteficit es miacutenimo En teacuterminos generales la implementacioacuten de plantas de peak shaving y gasoductos redundantes permiten satisfacer los requerimientos para reducir al maacuteximo la probabilidad
0
100
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Con peak shaving
150
de desatender la demanda por fallas en los proacuteximos 10 antildeos no obstante es necesario evaluar los costos de estas soluciones a fin de encontrar una solucioacuten viable que siga criterios de miacutenimo costo Sin embargo como se observa en la Graacutefica 7-11 desde el antildeo 2021 la situacioacuten se torna criacutetica pues se convierte en un asunto esencial de abastecimiento que requiere soluciones estructurales para garantizar la disponibilidad de gas natural
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad
Gasoductos redundantes y plantas peak shaving
Fuente UPME
Adicional al anaacutelisis del escenario medio presentado anteriormente se realizoacute una evaluacioacuten del peor escenario posible para analizar los efectos en el comportamiento del sistema A continuacioacuten se presenta los resultados y la magnitud del desabastecimiento frente a este escenario (falla maacutes significativa del sistema N-1) Los nodos que alcanzaron aumentar la confiabilidad con alguna de las acciones propuestas no fueron considerados dentro del conjunto de elementos que fallan Se resalta que en este caso no se toma la ponderacioacuten por probabilidad (valor esperado) sino que se toma el valor del mayor desabastecimiento Bajo esta situacioacuten criacutetica pero remota auacuten con planta de regasificacioacuten ampliaciones en la capacidad del sistema de transporte gasoductos redundantes para aumentar la confiabilidad y plantas de peak shaving el desabastecimiento se comportariacutea tal como se muestra en la Graacutefica 7-12 y en la Graacutefica 7-13
0
100
200
300
400
500
600
700
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
151
En la primera grafica (Graacutefica 7-12) se muestran los efectos del desabastecimiento considerando de manera independiente las dos alternativas para aumentar la confiabilidad (gasoductos redundantes y peak shaving) En esta ocasioacuten debido a la fragilidad del sistema de transporte por causa del modelo radial el peor caso resulta severo y al final del horizonte de anaacutelisis el desabastecimiento podriacutea superar los 450 MPCD cuando solo se dispone de gasoductos redundantes Ahora bien si solo se considera plantas peak shaving el desabastecimiento se puede reducir a 200 MPCD al final del periodo de anaacutelisis con lo cual esta uacuteltima opcioacuten ofrece mayor garantiacutea de abastecimiento en el peor escenario
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos redundantes
Sin embargo en caso de implementar las dos alternativas simultaacuteneamente los resultados obtenidos muestran que en algunos periodos (2016 a 2018 y 2019 a 2020) cuando la falla es cercana a los centros de consumo el desabastecimiento se reduce praacutecticamente a cero tal como se presenta en la Graacutefica 7-13 En caso de que las fallas ocurran lejos de las ciudades gracias a los gasoductos redundantes se podriacutea llevar mayores voluacutemenes de gas a los centros donde se localizan las plantas disminuyendo su aporte en teacuterminos de confiabilidad Este fenoacutemeno es generado por la no transitividad del sistema Asiacute la magnitud del desabastecimiento se aproxima a los 300 MPCD al final del horizonte de anaacutelisis (2023) informacioacuten que se presenta en la Graacutefica 7-13
0
100
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300
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Peak shaving
152
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos
redundantes
En el capiacutetulo siguiente (Anaacutelisis Financiero) se complementaraacuten estos resultados teniendo en cuenta los respectivos costos de inversioacuten y los beneficios logrados en cada alternativa en teacuterminos de reduccioacuten del desabastecimiento y por ende reduccioacuten del costo asociado a este racionamiento 7133 Otras actuaciones para mejorar la confiabilidad del sistema de transporte Aun cuando la probabilidad de falla del sistema de transporte de gas natural colombiano ha sido histoacutericamente bajo el impacto causado es importante como se veraacute en el proacuteximo capiacutetulo Todo ello por razoacuten de la fragilidad del sistema que se genera por tratarse de un esquema radial que al final del diacutea es incapaz de garantizar la continuidad del servicio cuando ocurre una falla pese a la posibilidad de empaquetar al gas por tratarse de un fluido compresible Proponer un esquema robusto como enmallar la red de transporte significa grandes inversiones de difiacutecil retorno en el corto plazo que no permite cumplir con el criterio de eficiencia econoacutemica pero que reducen el impacto de una falla de manera considerable la cual tienen mayor certeza de ocurrencia en el largo plazo Implementar esquemas de red enmallados permitiriacutea reducir el impacto que las fallas de la red de transporte tienen en el abastecimiento reduciendo su deacuteficit por confiabilidad de manera considerable La financiacioacuten de la implementacioacuten de dichos esquemas debe proceder de los beneficiarios principales Lo anterior con base en lo definido por el Decreto 2100 de 2011 donde la CREG puede incluir un activo de confiabilidad e incluirlo en los cargos regulados
0
200
400
600
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1000
1200
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
153
8 Anaacutelisis Financiero En este capiacutetulo se realiza el anaacutelisis financiero donde se estiman y comparan los costos de inversioacuten de la infraestructura tanto para ampliar la capacidad de transporte del sistema como para aumentar su confiabilidad seguacuten lo propuesto en el capiacutetulo anterior La obtencioacuten de estos paraacutemetros siguioacute la siguiente loacutegica
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema Para determinar las inversiones en gasoductos nuevos se utilizoacute el costo unitario de gasoductos comparables o de gasoductos que fueron construidos con anterioridad siguiendo el mismo trazado topograacutefico Se tomoacute como referencia la metodologiacutea empleada para los caacutelculos del costo unitario (indicados normalmente utilizado que relaciona precio total con la longitud del ducto y su diaacutemetro) la cual contempla el siguiente procedimiento bull Seleccionar un gasoducto de referencia que tenga paraacutemetros comparables o que haya
sido construido siguiendo el mismo trazado topograacutefico del nuevo gasoducto bull Registrar el monto de la inversioacuten fecha base y especificaciones teacutecnicas del
gasoducto de referencia bull Calcular el costo unitario del gasoducto de referencia en USDm-pulg para la fecha
base bull Actualizar el costo unitario del gasoducto en cada antildeo transcurrido a partir de la fecha
base de acuerdo con la variacioacuten anual del PPI de USA serie ID WPSSOP3200 mediante la siguiente foacutermula
)0(
)1()0()(
PPI
tPPICtC (8-1)
Antildeo para el cual se calcula el costo unitario del gasoducto
Es el precio unitario correspondiente al antildeo t
Precio unitario para la fecha base
PPI promedio para el mes de diciembre del antildeo t-1
PPI promedio para el mes de diciembre de la fecha base
Luego se ajustoacute el costo unitario anterior teniendo en cuenta el incremento que ha tenido el precio del acero en los uacuteltimos antildeos considerando que en general el costo del acero tiene una participacioacuten del 35 dentro del costo total de construccioacuten de un gasoducto Con el objeto de lograr una mejor aproximacioacuten a los costos de construccioacuten de sistemas de compresioacuten se evaluoacute la Resolucioacuten CREG 011 de 2003 y se efectuaron consultas con expertos del sector de gas natural de lo cual se establecioacute que el costo oscila alrededor de los 2986 USDHP
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte Sobre la base de los supuestos considerados con el propoacutesito de buscar la mejor opcioacuten de abastecimiento para el paiacutes se realizaron los anaacutelisis financieros Cabe sentildealar que el incremento de capacidad de transporte se puede alcanzar ya sea adicionando tramos de gasoducto o por aumento en la capacidad de compresioacuten
154
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos Teniendo en consideracioacuten la Tabla 7-5 (propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte) para asegurar el suministro de gas en el paiacutes el sistema requiere de un aumento de la capacidad de transporte en las cantidades y fechas propuestas Las expansiones se pueden efectuar mediante nuevos gasoductos o loops con diaacutemetros que van desde unas cuantas pulgadas hasta cerca de las 14 pulgadas y que utilizan el mismo derecho de viacutea que los gasoductos originales La Tabla 8-1 comprende la necesidad de expansioacuten por tramo la cual es definida en teacuterminos de requerimiento en diaacutemetro (resultado de las simulaciones adelantadas) advirtiendo que en aquellos tramos donde se presenta maacutes de una condicioacuten de ampliacioacuten significa que en longitudes distintas del mismo tramo se requiere maacutes de un loop
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
Guajira-Intercor 777
Intercor-Hato Nuevo 985 843
Hato Nuevo-Valledupar 982 840
Valledupar-Curumaniacute 982 840
982 840
Curumaniacute-La Mata 840 840
La Mata-San Alberto 840 840
San Alberto-Barrancabermeja 840 840
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
202 615
201 615
202 615
202 615
202 615
202 615
202 615
203 615
202 615
203 615
203 615
Gualanday-Purificacioacuten 1013 889
1013 889
155
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
1012 889
Purificacioacuten-Aipe 628
628
Aipe-Neiva 313
La Belleza-Zipaquiraacute
845 1094
963 1245
962 1245
962 1245
962 1245
Zipaquiraacute-Bogotaacute
1300 1134
1300 1134
1300 1134
1300 1134
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
1048 939
1048 937
1048 939
1049 939
1049 939
Barranca de Upiacutea-Restrepo
786 673
786 673
786 673
786 673
Restrepo-Villavicencio 786 673
Villavicencio-Usme
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo
El detalle (longitudes y mapa topoloacutegico) de la ampliacioacuten con loops se puede consultar en el Anexo 3 El flujo de inversiones para incremento de capacidad de transporte requerida se presenta en la Tabla 8-2 caacutelculos que consideran una tasa de descuento 15 anual Los resultados
156
sentildealan que el valor presente netos de la inversiones programadas en loops para los proacuteximos 10 antildeos alcanzariacutea cerca de los 1153 MUS$
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo loops MUS$
1040 0 3498 0 4812 4932 5939 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 115324
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 822 Costo incremento de capacidad compresores y loops Aunque se exploroacute la alternativa de expansioacuten de capacidad uacutenicamente con sistemas de compresioacuten esta no fue viable porque en algunos tramos se superaba las especificaciones teacutecnicas que limitaban las cantidades de flujo requeridas razoacuten por la cual se debioacute utilizar de manera conjunta loops y sistemas de compresioacuten A continuacioacuten se presenta en la Tabla 8-3 los resultados de los caacutelculos correspondientes a esta alternativa de expansioacuten
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Guajira-Intercor 78
Intercor-Hato Nuevo
10783 HP98 84
Hato Nuevo-Valledupar 98 84
Valledupar-Curumaniacute 98 84
98 84
Curumaniacute-La Mata 84 84
La Mata-San Alberto 84 84
San Alberto-Barrancabermeja 84 84
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
84 HP
1134 HP
2519 HP
5418 HP
736 HP
3855 HP
923 HP
4970 HP
Aipe-Neiva
157
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
La Belleza-Zipaquiraacute
9576 HP
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
591 HP
Barranca de Upiacutea-Restrepo
665 HP
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
49
1194 HP 49
370 HP49
49
49
49
49
49
49
49
4146 HP 49
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops
El detalle de esta alternativa de ampliacioacuten se muestra en el mapa del Anexo 4 Los flujos de inversioacuten aproximados para la ampliacioacuten de capacidad mediante loops y compresores se presentan en la Tabla 8-4
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo compresores y loops
MUS$ 148 0 159 0 1377 5209 4788 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 57661
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops
158
Los resultados sentildealan que la alternativa de expansioacuten viacutea solo loops es maacutes costosa frente a la que combina sistemas de compresioacuten y loops en 50 equivalente a MUS$ 576 por lo cual la segunda alternativa resulta maacutes atractiva para resolver los problemas de desabastecimiento debidos al crecimiento de la demanda
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema Como se expuso en el capiacutetulo anterior la confiabilidad del sistema de transporte de gas colombiano podriacutea aumentarse con la adicioacuten de loops redundantes yo a traveacutes de plantas de peak shaving alternativas que reducen el grado de desabastecimiento por causa de fallas de distinta iacutendole A continuacioacuten se presenta la evaluacioacuten financiera realizada para determinar las necesidades de inversioacuten en cada una de las alternativas planteadas 831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes Para la alternativa de gasoductos redundantes en los segmentos contenidos en la Tabla 7-6 (ver mapa en el Anexo 5) la inversioacuten se estima en cerca de 9027 MUS$ y la reduccioacuten del desabastecimiento estariacutea dada antildeo a antildeo con las siguientes consideraciones
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
148 184 218 290 353 317 411 417 359
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 198 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1155 1412 1573 2108 2502 2188 2939 2926 2520
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 11832 MUS$
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes Asumiendo un costo de racionamiento para el usuario equivalente a la diferencia entre el precio del gas natural y del sustituto maacutes cercano (GLP) esta reduccioacuten de desabastecimiento podriacutea ser tambieacuten entendida como un ahorro de este costo Asiacute para el caso de gasoductos redundantes el ahorro en este costo de racionamiento a valor presente seriacutea de aproximadamente 11832 MUS$ Dado que este ahorro es mayor que la inversioacuten (9027 MUS$) se podriacutea concluir que esta opcioacuten desde el punto de vista econoacutemico podriacutea resultar viable En este caso la diferencia beneficio ndash costo seriacutea 2805 MUS$ 832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving Las inversiones correspondientes a la segunda alternativa plantas de peak shaving son presentadas en la Tabla 8-6 (ver mapa en el Anexo 6) y los resultados obtenidos sentildealan
159
una inversioacuten aproximada de 102 MUS$16 y el ahorro en costos de racionamiento (por la reduccioacuten esperada del desabastecimiento) seriacutea del orden de 9417 MUS$ asiacute
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
134 191 177 201 234 194 223 406 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$ 2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1052 1460 1281 1461 1658 1344 1594 2849 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 9417 MUS$
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving Frente a esta amplia diferencia (8397 MUS$) entre el ahorro en costos de racionamiento (9417 MUS$) y la inversioacuten en confiabilidad (102 MUS$) se podriacutea concluir que la alternativa de plantas de peak shaving seriacutea la maacutes aconsejable Al implementar simultaacuteneamente las dos alternativas propuestas resultados que son presentados en la Tabla 8-7 (ver mapa en el Anexo 7) se obtiene un mayor ahorro en el costo de racionamiento (13529 MUS$) pero la diferencia entre este beneficio alcanzado y la inversioacuten requerida (10047 MUS$) no seriacutea tan significativa (3483 MUS$) como en el caso de instalar uacutenicamente las plantas de peak shaving
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
176 243 250 327 394 355 453 462 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 1084
Precio GLP US$
2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1377 1857 1808 2379 2792 2451 3238 3244 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 13529 MUS$
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving
16 Lo equivalente a dos plantas (una en Bogotaacute y otra en Cali) de 51 MUS$ cada una
160
La Graacutefica 8-1 compara la diferencia entre el beneficio (ahorro en costos de racionamiento) y el costo (respectivas inversiones) de las diferentes alternativas analizadas para aumentar la confiabilidad De esta graacutefica se concluye que la mejor alternativa seriacutea la de instalar plantas de peak shaving por cuanto logra un mayor beneficio a menor costo
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Loops redundantes Plantas de peak shaving Loops + peak shaving
MU
S$
Beneficio (reduccioacuten costo de racionamiento) MUS$ Inversioacuten en confiabilidad MUS$
161
9 Conclusiones y Recomendaciones Como resultado de los anaacutelisis y estimaciones contenidas en este ejercicio de planificacioacuten indicativa para el abastecimiento de gas se tiene
91 Conclusiones
Considerando el escenario de oferta de declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y el escenario de demanda media el paiacutes estaacute en la capacidad de asegurar el suministro de gas por lo menos hasta el antildeo 2021 momento en el cual de no darse nuevos descubrimientos o nuevos desarrollos que aumenten el potencial de produccioacuten nacional seraacute necesario ampliar nuevamente la capacidad de suministro de gas natural importado
La planta de regasificacioacuten de Cartagena con capacidad de 400 MPCD disponible a partir del antildeo 2016 le permitiraacute al paiacutes asegurar el suministro de gas natural frente a los escenarios bajo y medio de demanda durante el periodo de anaacutelisis (2013-2022) La planta de regasificacioacuten ademaacutes de brindar seguridad al abastecimiento le proporciona tambieacuten mayor garantiacutea de suministro al sistema por cuanto diversifica las fuentes de suministro del paiacutes La planta de regasificacioacuten y la nueva regulacioacuten vigente posiblemente dinamizaraacuten el mercado de gas natural en el paiacutes
Dependiendo de la evolucioacuten de la demanda en los proacuteximos antildeos y de darse el escenario de escasez en la incorporacioacuten de reservas se debe analizar la conveniencia de una posible planta de regasificacioacuten en el Paciacutefico lo cual brindariacutea mayor seguridad al abastecimiento aportando mayor confiabilidad al sistema y oportunidad de mayor flujo comercial con los mercados suramericanos y asiaacuteticos
Los escenarios de oferta de gas natural no consideran el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano plazo debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de estos recursos asiacute como la receta teacutecnica para su extraccioacuten Tampoco se dispone de normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento
Contando con las fuentes de suministro de gas suficientes para abastecer la demanda interna en caso de ocurrir el escenario medio se requiere efectuar ampliaciones de la capacidad de transporte del sistema con el fin de asegurar la atencioacuten de demanda seguacuten los lineamientos teacutecnicos definidos en el primer capiacutetulo
Si existe una oferta suficiente de gas natural es de esperar que el mecanismo de comercializacioacuten de los proacuteximos antildeos continuacutee siendo la negociacioacuten directa y que por efectos del gas importado los precios suban Esto a su vez podraacute servir de incentivo a la actividad de exploracioacuten y produccioacuten y dado que los precios de los sustitutos son auacuten maacutes elevados un aumento en el precio del gas posiblemente no impacte significativamente la demanda
162
En el evento en que surjan nuevas fuentes internas de produccioacuten en cantidades importantes y dependiendo de su ubicacioacuten y viabilidad de conexioacuten al SNT se podraacute optar por el acondicionamiento de la infraestructura de regasificacioacuten en licuefaccioacuten con lo cual el paiacutes podraacute convertirse en un hub energeacutetico aprovechando la posicioacuten espacial en el continente Suramericano
En cuanto a las inversiones en confiabilidad es necesario analizar y definir responsables para su ejecucioacuten y alternativas de financiacioacuten Dado que la opcioacuten de plantas de peak shaving si bien reducen el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema su impacto solo beneficiariacutea a los usuarios ubicados en el centro de consumo donde estariacutean ubicadas las plantas En este orden de ideas habriacutea que analizar la posibilidad de remunerar las plantas de peak shaving mediante alguacuten esquema aplicable soacutelo a los usuarios beneficiados En todo caso la regulacioacuten deberaacute dar las sentildeales apropiadas para facilitar la ejecucioacuten de dichas inversiones
Para que el Criterio de Confiabilidad tenga un sentido econoacutemico y teacutecnico es necesario definir los estaacutendares de continuidad del servicio que estaacuten asociados a las interrupciones programadas y no programadas de todos los segmentos de la cadena haciendo la clara diferenciacioacuten con el concepto de abastecimiento
El enfriamiento de gas natural es una alternativa de aumento de capacidad de transporte en caso de requerimientos menores que generalmente ocurren cuando el crecimiento de la demanda es constante constituyendo una alternativa de corto plazo no tan costosa como lo implica un loop Por tanto para zonas con crecimiento de demanda no tan significativos (o si se planea utilizar sustitutos para reducir la demanda) la expansioacuten por enfriamiento puede considerarse una buena opcioacuten a largo plazo
El esquema actual de remuneracioacuten de la actividad de transporte de gas natural en teacuterminos de eficiencia no da las sentildeales suficientes para que la expansioacuten de la capacidad de transporte se realice tambieacuten en funcioacuten de asegurar el suministro auacuten en situaciones criacuteticas de demandas maacuteximas puntuales Para la definicioacuten de la nueva metodologiacutea tarifaria seriacutea aconsejable revisar este aspecto
92 Recomendaciones
La planta de regasificacioacuten se plantea como una alternativa de abastecimiento de la demanda de gas en general y no de manera exclusiva para la demanda del sector eleacutectrico En este caso la regulacioacuten deberaacute prever y facilitar la comercializacioacuten de este gas importado para atender tambieacuten la demanda de otros sectores de consumo
Se recomienda aumentar la capacidad del sistema de transporte mediante la instalacioacuten de compresores y algunos loops seguacuten lo planteado en el Anexo 4 por ser eacutesta la opcioacuten maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico pues se trata de dos alternativas que no son excluyentes
Adicional a las obras propuestas anteriormente y con el fin de aumentar la confiabilidad se recomienda la instalacioacuten de una planta de peak shaving en Bogotaacute y otra en Cali
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(con una inversioacuten estimada de 102 MUS$) Esta medida permitiraacute reducir el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema de transporte y beneficiar asiacute a los usuarios de gas natural con una reduccioacuten de sus costos de racionamiento en aproximadamente 9417 MUS$ (para el periodo 2014 a 2022) Esta alternativa resultoacute maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico que la opcioacuten de instalar gasoductos redundantes ya que para este caso se obtendriacutea la mayor diferencia beneficio-costo es decir que para un menor costo (menor inversioacuten) se obtendriacutea un mayor beneficio (mayor ahorro en costos de racionamiento)
Es necesario revisar la conveniencia de que la expansioacuten de infraestructura en el caso colombiano se establezca viacutea contratos pues este esquema no permite expansiones armoacutenicas con la oferta o dilaciones en el aumento de capacidad requerida bajo el amparo de la discrecionalidad otorgada al transportador o de insuficiencia financiera
Es importante que la demanda no teacutermica pueda acceder al gas natural importado cuando se presentan fallas de servicio programado o fortuito y cuando la oferta nacional sea insuficiente para suplir todas las necesidades en tal sentido se requiere la definicioacuten del esquema que permita que permita la disponibilidad de este suministro
El presente plan de abastecimiento recomienda adicional a las obras propuestas para ampliar la capacidad de transporte y aumentar la confiabilidad del sistema asegurar el suministro de gas diversificando las fuentes de suministro Lo anterior no soacutelo mediante plantas de regasificacioacuten sino promoviendo tambieacuten el incremento de la produccioacuten nacional de gas Para este fin una alternativa a largo plazo seraacute la de promover la produccioacuten sostenible de gas en yacimientos tanto convencionales como los no convencionales
Como soporte a la anterior recomendacioacuten se propone promover la investigacioacuten y desarrollo con miras a aumentar el conocimiento tanto de los aspectos teacutecnicos y tecnoloacutegicos de la produccioacuten de gas no convencional como lo referente al impacto ambiental esperado y los mecanismos de prevencioacuten y mitigacioacuten del mismo
Se propone la promocioacuten de una poliacutetica de abastecimiento de gas combustible integrada ndash gas natural y GLP ndash que permita aprovechar la disponibilidad de este uacuteltimo y sus ventajas competitivas en aquellos sectores de consumo y regiones del paiacutes que lo permitan para diversificar la oferta energeacutetica y aumentar la garantiacutea de suministro
Las tecnologiacuteas emergentes de GNL abren nuevas posibilidades en los sectores transporte e industria donde la diversificacioacuten de la canasta con este energeacutetico ofrece beneficios econoacutemicos y ambientales resaltaacutendose una mayor autonomiacutea de los vehiacuteculos ahorros en los costos de operacioacuten y mantenimiento en la industria y la reduccioacuten de emisiones de contaminantes
El uso de gas natural como materia prima en la industria petroquiacutemica constituye una de las actividades de mayor valor agregado para el paiacutes por su contribucioacuten a la produccioacuten de compuestos primarios indispensables para el desarrollo de la industria
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manufacturera y que hoy en su mayoriacutea son importados en Colombia se recomienda promover la creacioacuten de complejos petroquiacutemicos que permitan el desarrollo de una nueva actividad industrial que sea competitiva para favorecer un desarrollo integral y equilibrado del paiacutes
Con el fin de optimizar los requerimientos de infraestructura de transporte de gas natural y posponer inversiones ya sea en el uso de nuevas unidades compresoras o enfriadores o loops se recomienda el desarrollo de programas regionales de uso eficiente de gas natural para todos los sectores
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Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas Tabla - Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas (US$ Constantes Dic 2013) MBTU)
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
ene-14 439 449 358 471 482 390 471 482 390 471 482 390 502 512 420 502 512 420 502 512 420
feb-14 442 453 358 475 485 390 475 485 390 475 485 390 505 516 421 505 516 421 505 516 421
mar-14 405 414 352 437 446 384 437 446 384 437 446 384 468 477 415 468 477 415 468 477 415
abr-14 377 386 345 410 418 377 410 418 377 410 418 377 440 449 408 440 449 408 440 449 408
may-14 361 370 348 394 402 380 394 402 380 394 402 380 424 433 411 424 433 411 424 433 411
jun-14 370 379 352 403 411 384 403 411 384 403 411 384 433 442 414 433 442 414 433 442 414
jul-14 381 390 350 413 422 382 413 422 382 413 422 382 444 453 413 444 453 413 444 453 413
ago-14 381 390 355 413 422 387 413 422 387 413 422 387 444 453 418 444 453 418 444 453 418
sep-14 379 388 350 411 420 382 411 420 382 411 420 382 442 451 413 442 451 413 442 451 413
oct-14 378 387 342 410 419 374 410 419 374 410 419 374 441 450 405 441 450 405 441 450 405
nov-14 388 397 340 420 429 372 420 429 372 420 429 372 451 460 402 451 460 402 451 460 402
dic-14 391 400 340 423 432 372 423 432 372 423 432 372 453 463 403 453 463 403 453 463 403
ene-15 388 396 318 421 428 350 421 428 350 421 428 350 451 459 381 451 459 381 451 459 381
feb-15 386 393 319 418 426 351 418 426 351 418 426 351 449 456 382 449 456 382 449 456 382
mar-15 373 380 312 405 412 344 405 412 344 405 412 344 436 443 375 436 443 375 436 443 375
abr-15 362 369 307 394 401 339 394 401 339 394 401 339 424 432 370 424 432 370 424 432 370
may-15 355 363 312 388 395 344 388 395 344 388 395 344 418 425 374 418 425 374 418 425 374
jun-15 370 378 318 402 410 350 402 410 350 402 410 350 433 440 381 433 440 381 433 440 381
jul-15 380 387 317 412 420 350 412 420 350 412 420 350 443 450 380 443 450 380 443 450 380
ago-15 381 389 321 414 421 353 414 421 353 414 421 353 444 452 384 444 452 384 444 452 384
sep-15 381 388 317 413 420 349 413 420 349 413 420 349 443 451 380 443 451 380 443 451 380
oct-15 388 396 310 421 428 342 421 428 342 421 428 342 451 459 373 451 459 373 451 459 373
nov-15 396 404 312 428 436 344 428 436 344 428 436 344 459 467 374 459 467 374 459 467 374
dic-15 405 413 312 437 445 344 437 445 344 437 445 344 468 476 374 468 476 374 468 476 374
ene-16 492 499 377 524 531 409 524 531 409 524 531 409 554 562 440 554 562 440 554 562 440
feb-16 495 502 376 527 534 408 527 534 408 527 534 408 558 565 439 558 565 439 558 565 439
mar-16 498 506 375 530 538 408 530 538 408 530 538 408 561 568 438 561 568 438 561 568 438
abr-16 501 509 375 534 541 407 534 541 407 534 541 407 564 572 437 564 572 437 564 572 437
may-16 505 512 374 537 545 406 537 545 406 537 545 406 568 575 437 568 575 437 568 575 437
jun-16 508 516 373 540 548 405 540 548 405 540 548 405 571 579 436 571 579 436 571 579 436
jul-16 511 519 372 544 551 405 544 551 405 544 551 405 574 582 435 574 582 435 574 582 435
ago-16 515 523 372 547 555 404 547 555 404 547 555 404 578 585 435 578 585 435 578 585 435
sep-16 518 526 371 550 558 403 550 558 403 550 558 403 581 589 434 581 589 434 581 589 434
oct-16 522 530 370 554 562 402 554 562 402 554 562 402 584 593 433 584 593 433 584 593 433
nov-16 525 533 370 557 565 402 557 565 402 557 565 402 588 596 432 588 596 432 588 596 432
dic-16 529 537 369 561 569 401 561 569 401 561 569 401 591 600 432 591 600 432 591 600 432
ene-17 531 539 349 563 571 381 563 571 381 563 571 381 594 602 411 594 602 411 594 602 411
feb-17 542 555 360 574 587 392 574 587 392 574 587 392 605 618 423 605 618 423 605 618 423
mar-17 548 563 365 580 595 397 580 595 397 580 595 397 611 626 428 611 626 428 611 626 428
abr-17 548 561 362 580 593 394 580 593 394 580 593 394 611 624 425 611 624 425 611 624 425
may-17 539 548 348 572 580 380 572 580 380 572 580 380 602 611 411 602 611 411 602 611 411
jun-17 542 550 348 574 583 380 574 583 380 574 583 380 605 613 411 605 613 411 605 613 411
jul-17 544 553 348 576 585 380 576 585 380 576 585 380 607 616 411 607 616 411 607 616 411
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sep-17 577 598 386 609 631 418 609 631 418 609 631 418 640 661 449 640 661 449 640 661 449
oct-17 561 574 361 593 606 393 593 606 393 593 606 393 623 637 424 623 637 424 623 637 424
nov-17 553 562 347 585 594 379 585 594 379 585 594 379 616 625 410 616 625 410 616 625 410
dic-17 559 570 352 591 602 384 591 602 384 591 602 384 622 632 415 622 632 415 622 632 415
ene-18 592 613 389 624 645 421 624 645 421 624 645 421 655 676 452 655 676 452 655 676 452
feb-18 615 644 418 647 676 450 647 676 450 647 676 450 678 707 481 678 707 481 678 707 481
mar-18 623 653 426 655 685 458 655 685 458 655 685 458 686 716 489 686 716 489 686 716 489
abr-18 620 648 419 653 680 451 653 680 451 653 680 451 683 711 482 683 711 482 683 711 482
may-18 604 623 390 636 655 423 636 655 423 636 655 423 667 686 453 667 686 453 667 686 453
jun-18 611 631 397 643 664 430 643 664 430 643 664 430 674 694 460 674 694 460 674 694 460
jul-18 611 630 393 643 662 425 643 662 425 643 662 425 674 693 456 674 693 456 674 693 456
ago-18 629 652 418 661 685 450 661 685 450 661 685 450 692 715 481 692 715 481 692 715 481
sep-18 645 673 441 678 705 473 678 705 473 678 705 473 708 736 504 708 736 504 708 736 504
oct-18 634 656 419 666 688 452 666 688 452 666 688 452 697 719 482 697 719 482 697 719 482
nov-18 623 641 397 656 673 430 656 673 430 656 673 430 686 703 460 686 703 460 686 703 460
dic-18 634 653 412 667 685 444 667 685 444 667 685 444 697 716 475 697 716 475 697 716 475
ene-19 669 705 472 701 737 504 701 737 504 701 737 504 732 768 535 732 768 535 732 768 535
feb-19 682 722 498 714 754 530 714 754 530 714 754 530 744 785 561 744 785 561 744 785 561
mar-19 688 731 512 720 763 544 720 763 544 720 763 544 751 794 575 751 794 575 751 794 575
abr-19 684 727 508 716 759 540 716 759 540 716 759 540 747 790 571 747 790 571 747 790 571
may-19 668 708 483 700 740 515 700 740 515 700 740 515 731 770 546 731 770 546 731 770 546
jun-19 672 713 492 704 745 525 704 745 525 704 745 525 735 776 555 735 776 555 735 776 555
jul-19 669 710 490 701 743 523 701 743 523 701 743 523 732 773 553 732 773 553 732 773 553
ago-19 682 728 516 714 760 549 714 760 549 714 760 549 745 791 579 745 791 579 745 791 579
sep-19 694 744 541 726 777 573 726 777 573 726 777 573 757 807 604 757 807 604 757 807 604
oct-19 681 728 520 713 760 552 713 760 552 713 760 552 744 791 583 744 791 583 744 791 583
nov-19 667 711 498 699 743 530 699 743 530 699 743 530 730 773 560 730 773 560 730 773 560
dic-19 674 722 515 707 754 547 707 754 547 707 754 547 737 785 578 737 785 578 737 785 578
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feb-20 627 664 431 659 696 463 659 696 463 659 696 463 690 727 493 690 727 493 690 727 493
mar-20 625 661 429 657 693 461 657 693 461 657 693 461 688 724 492 688 724 492 688 724 492
abr-20 630 668 441 662 700 473 662 700 473 662 700 473 693 731 504 693 731 504 693 731 504
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Fecha
Precio en planta de generacioacuten
Termoguajira US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termoflores US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termobarranquilla US$MBTU
2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Tebsa US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termocandelaria US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Proeleacutectrica US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Cartagena US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
166
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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jun-17 556 563 403 556 563 403 556 563 403 419 426 266 572 579 419 750 757 597 750 757 597
jul-17 558 565 403 558 565 403 558 565 403 421 428 265 574 581 418 752 759 597 752 759 597
ago-17 573 584 418 573 584 418 573 584 418 435 447 281 588 600 434 767 778 612 767 778 612
sep-17 595 615 444 595 615 444 595 615 444 458 477 307 611 630 460 789 809 638 789 809 638
oct-17 575 586 417 575 586 417 575 586 417 438 449 280 591 602 432 769 780 611 769 780 611
nov-17 565 572 402 565 572 402 565 572 402 428 435 265 581 588 418 759 766 596 759 766 596
dic-17 571 580 408 571 580 408 571 580 408 434 443 271 587 596 424 765 774 602 765 774 602
ene-18 609 629 449 609 629 449 609 629 449 472 491 312 625 644 464 803 823 643 803 823 643
feb-18 636 663 480 636 663 480 636 663 480 499 526 343 651 679 496 830 857 674 830 857 674
mar-18 644 673 489 644 673 489 644 673 489 507 536 352 660 689 504 838 867 683 838 867 683
abr-18 640 666 481 640 666 481 640 666 481 503 529 344 656 682 497 834 860 675 834 860 675
may-18 619 637 451 619 637 451 619 637 451 482 499 313 634 652 466 813 831 645 813 831 645
jun-18 626 645 458 626 645 458 626 645 458 489 508 321 642 661 474 820 839 652 820 839 652
jul-18 625 642 454 625 642 454 625 642 454 488 505 316 641 658 469 819 836 648 819 836 648
ago-18 647 669 480 647 669 480 647 669 480 509 532 343 662 685 496 841 863 674 841 863 674
sep-18 667 693 506 667 693 506 667 693 506 530 556 369 683 709 522 861 887 700 861 887 700
oct-18 651 672 482 651 672 482 651 672 482 514 535 345 667 688 498 845 866 676 845 866 676
nov-18 636 652 458 636 652 458 636 652 458 499 515 321 652 668 474 830 846 652 830 846 652
dic-18 650 667 475 650 667 475 650 667 475 512 530 337 665 683 490 844 861 669 844 861 669
ene-19 696 730 541 696 730 541 696 730 541 559 592 404 712 745 557 890 924 735 890 924 735
feb-19 714 752 570 714 752 570 714 752 570 577 615 433 730 768 585 908 946 764 908 946 764
mar-19 724 764 585 724 764 585 724 764 585 586 627 448 739 780 601 918 958 779 918 958 779
abr-19 719 759 581 719 759 581 719 759 581 582 622 443 735 775 596 913 953 775 913 953 775
may-19 699 735 553 699 735 553 699 735 553 562 598 416 715 751 569 893 929 747 893 929 747
jun-19 705 743 564 705 743 564 705 743 564 568 606 426 721 759 579 899 937 758 899 937 758
jul-19 702 741 561 702 741 561 702 741 561 565 603 424 718 756 577 896 935 755 896 935 755
ago-19 721 764 590 721 764 590 721 764 590 584 627 453 736 780 606 915 958 784 915 958 784
sep-19 738 786 617 738 786 617 738 786 617 601 649 480 754 802 633 932 980 811 932 980 811
oct-19 721 766 594 721 766 594 721 766 594 584 629 457 737 782 610 915 960 788 915 960 788
nov-19 703 744 569 703 744 569 703 744 569 566 607 432 718 760 585 897 938 763 897 938 763
dic-19 714 759 589 714 759 589 714 759 589 577 622 451 730 775 604 908 953 783 908 953 783
ene-20 628 656 461 628 656 461 628 656 461 491 518 324 644 671 477 822 849 655 822 849 655
feb-20 650 683 496 650 683 496 650 683 496 513 546 358 666 699 511 844 877 689 844 877 689
mar-20 648 680 494 648 680 494 648 680 494 511 543 357 664 696 510 842 874 688 842 874 688
abr-20 655 689 506 655 689 506 655 689 506 518 552 369 671 705 522 849 883 700 849 883 700
may-20 645 676 493 645 676 493 645 676 493 508 539 356 661 692 509 839 870 687 839 870 687
jun-20 657 691 512 657 691 512 657 691 512 520 554 375 673 707 528 851 885 706 851 885 706
jul-20 659 693 517 659 693 517 659 693 517 522 556 379 675 709 532 853 887 711 853 887 711
ago-20 670 706 532 670 706 532 670 706 532 533 569 395 686 721 548 864 900 726 864 900 726
sep-20 681 719 548 681 719 548 681 719 548 544 582 411 697 734 564 875 913 742 875 913 742
oct-20 664 698 527 664 698 527 664 698 527 527 561 390 679 714 543 858 892 721 858 892 721
nov-20 654 687 516 654 687 516 654 687 516 517 550 379 670 703 532 848 881 710 848 881 710
dic-20 668 703 536 668 703 536 668 703 536 531 566 399 684 719 552 862 897 730 862 897 730
ene-21 668 702 531 668 702 531 668 702 531 530 565 394 683 718 547 861 896 725 861 896 725
feb-21 700 740 571 700 740 571 700 740 571 563 603 434 716 756 587 894 934 765 894 934 765
mar-21 697 736 566 697 736 566 697 736 566 560 599 428 713 752 581 891 930 760 891 930 760
abr-21 706 747 576 706 747 576 706 747 576 569 610 439 722 763 592 900 941 770 900 941 770
may-21 692 730 556 692 730 556 692 730 556 555 593 418 708 746 571 886 924 750 886 924 750
jun-21 707 748 574 707 748 574 707 748 574 570 610 436 723 763 589 901 942 768 901 942 768
jul-21 710 750 575 710 750 575 710 750 575 573 613 438 725 766 591 904 944 769 904 944 769
ago-21 723 765 590 723 765 590 723 765 590 586 628 453 739 781 606 917 959 784 917 959 784
sep-21 736 781 606 736 781 606 736 781 606 599 643 469 752 796 622 930 975 800 930 975 800
oct-21 717 757 578 717 757 578 717 757 578 579 620 441 732 773 594 911 951 772 911 951 772
nov-21 706 745 563 706 745 563 706 745 563 569 608 426 722 760 579 900 939 757 900 939 757
dic-21 721 762 581 721 762 581 721 762 581 584 625 444 737 778 597 915 956 775 915 956 775
ene-22 717 757 573 717 757 573 717 757 573 580 620 435 733 773 588 911 951 767 911 951 767
feb-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 611 656 477 764 809 630 943 987 808 943 987 808
mar-22 743 786 606 743 786 606 743 786 606 606 649 469 759 802 621 937 980 800 937 980 800
abr-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 612 656 477 765 809 629 943 987 808 943 987 808
may-22 732 772 590 732 772 590 732 772 590 594 635 452 747 788 605 926 966 784 926 966 784
jun-22 744 786 606 744 786 606 744 786 606 607 649 469 760 802 621 938 980 800 938 980 800
jul-22 743 785 604 743 785 604 743 785 604 606 648 467 759 800 620 937 979 798 937 979 798
ago-22 754 797 618 754 797 618 754 797 618 617 659 481 770 812 634 948 991 812 948 991 812
sep-22 765 809 633 765 809 633 765 809 633 628 672 495 781 824 648 959 1003 827 959 1003 827
oct-22 743 783 602 743 783 602 743 783 602 606 645 465 759 798 618 937 977 796 937 977 796
nov-22 730 767 584 730 767 584 730 767 584 593 630 447 745 783 600 924 961 778 924 961 778
dic-22 742 781 600 742 781 600 742 781 600 605 644 463 758 796 616 936 975 794 936 975 794
ene-23 727 763 578 727 763 578 727 763 578 590 626 440 743 779 593 921 957 772 921 957 772
feb-23 759 799 619 759 799 619 759 799 619 621 661 482 774 814 635 953 993 813 953 993 813
mar-23 752 791 610 752 791 610 752 791 610 615 654 473 768 807 626 946 985 804 946 985 804
abr-23 760 800 619 760 800 619 760 800 619 623 662 482 776 815 635 954 994 813 954 994 813
may-23 744 782 597 744 782 597 744 782 597 607 644 460 760 797 613 938 976 791 938 976 791
jun-23 758 797 615 758 797 615 758 797 615 621 660 478 774 813 631 952 991 809 952 991 809
jul-23 759 798 617 759 798 617 759 798 617 622 661 480 775 814 633 953 992 811 953 992 811
ago-23 772 812 633 772 812 633 772 812 633 635 675 496 788 828 649 966 1006 827 966 1006 827
sep-23 785 827 650 785 827 650 785 827 650 648 690 513 801 843 666 979 1021 844 979 1021 844
oct-23 766 805 623 766 805 623 766 805 623 629 668 486 782 821 639 960 999 817 960 999 817
nov-23 756 793 609 756 793 609 756 793 609 619 656 472 772 809 625 950 987 803 950 987 803
dic-23 771 811 629 771 811 629 771 811 629 634 674 492 787 827 645 965 1005 823 965 1005 823
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoyopal
(Gas Florentildea)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termodorada
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoemcali
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termovalle
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termocentro
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Merieleacutetrica
(Gas Cusiana)Fecha
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termosierra
(Gas Cusiana)
167
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de regasificacioacuten de Cartagena 2016
168
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor
Intercor-Hato Nuevo
Hato Nuevo-Valledupar
Curumaniacute-La Mata
La Mata-San Alberto
San Alberto-Barrancabermeja
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
202 340 615 340
201 1797 615 1797
202 2698 615 2698
202 301 615 301
202 1456 615 1456
202 1435 615 1435
202 524 615 524
203 1276 615 1276
202 487 615 487
203 688 615 688
203 1277 615 1277
1013 748 889 748
1013 1929 889 1929
1012 1382 889 1382
Purificacioacuten-Aipe
Aipe-Neiva
845 3412 1094 3412
963 300 1245 300
962 2480 1245 2480
962 3000 1245 3000
962 1620 1245 1620
1300 146 1134 146
1300 400 1134 400
1300 991 1134 991
1300 463 1134 463
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
1048 477 939 477
1048 2473 937 2473
1048 2450 939 2450
1049 560 939 560
1049 630 939 630
786 1645 673 1645
786 1665 673 1665
786 820 673 820
786 2100 673 2100
Restrepo-Villavicencio 786 2080 673 2080
571 1400 489 1400
571 570 489 570
571 1270 489 1270
571 2860 489 2860
571 1865 489 1865
571 670 489 670
571 655 489 655
571 495 489 495
571 710 489 710
571 795 489 795
571 910 489 910
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2016 2017 2018
Villavicencio-Usme
Valledupar-Curumaniacute
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Tramo2014 2015
169
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor 777 3950Intercor-Hato Nuevo 985 3950 843 3950Hato Nuevo-Valledupar 982 8100 840 8100
982 7900 840 7900
982 8200 840 8200Curumaniacute-La Mata 840 9080 840 9080La Mata-San Alberto 840 8620 840 8620San Alberto-Barrancabermeja 840 8080 840 8080Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
628 3810
628 5097Aipe-Neiva 313 1568La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2020 2021 2022Tramo
2019
Valledupar-Curumaniacute
Purificacioacuten-Aipe
2023
170
171
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
172
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
173
174
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving
175
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak shaving
176
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
6 Balance de gas natural 112
61 Balance de oferta y demanda 112
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda 114
621 Marco teoacuterico de la demanda de gas 115
622 Resultados de la demanda 117
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda 120
624 Marco teoacuterico de la oferta de gas 120
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural 122
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta 124
63 Marco teoacuterico del balance 124
631 Resultados del balance 125
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance 127
7 Confiabilidad 129
711 Eventos de fuerza mayor 135
712 Eventos planeados 137
713 Ampliacioacuten de suministro 142
8 Anaacutelisis Financiero 153
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema 153
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte 153
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos 154
822 Costo incremento de capacidad compresores y loops 156
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema 158
831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes 158
832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving 158
9 Conclusiones y Recomendaciones 161
91 Conclusiones 161
92 Recomendaciones 162
Iacutendice de Graacuteficas
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural 19
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural 21
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012 22
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012 23
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012 24
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural 25
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural 28
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten 34
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten 36
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural 38
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos 39
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector 41
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida 42
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior 46
Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa 47
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural 48
Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA) 59
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014 63
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme 63
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural 69
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia 70
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira 71
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana 73
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira 75
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana 76
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030 79
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios 80
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base 81
Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural 84
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta 85
Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten 86
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes 87
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural 88
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural 89
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones 90
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones 91
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico 92
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio 92
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia 94
Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales 95
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio 95
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento 97
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte 97
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo 98
Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles 99
Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular
Escenario Medio 100
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia 101
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
102
Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en
Colombia 103
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional
correspondiente al despacho ideal y real 104
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector
eleacutectrico 105
Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus
componentes 106
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico 106
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico 107
Graacutefica 5-30 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector 108
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio 108
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio 109
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio 109
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural 110
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio 110
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional 111
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total 112
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo 116
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido 117
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma 118
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda 119
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda 119
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda 120
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas 121
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural 124
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda 125
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances 127
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor 132
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados 132
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
133
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson 133
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis 134
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas 140
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del
sistema de gasoductos 141
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la
ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 146
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes 148
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving 149
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad 150
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 151
Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos 152
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad 160
Iacutendice de Tablas
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL 30
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial 32
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 40
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes 45
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur 45
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural 57
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria 65
Tabla 3-3 Cargos regulados 65
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo 78
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas 78
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base 82
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012 90
Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio 94
Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV 99
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural 104
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su
produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas 123
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas 123
Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio 136
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte 137
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema 138
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados 139
Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte 144
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad 147
Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving 148
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo 155
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 156
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops 157
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops 157
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes 158
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving 159
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving 159
Iacutendice de Ilustraciones
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad 51
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio 57
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria 58
Anexos
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas 165
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de
regasificacioacuten de Cartagena 2016 167
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops 168
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
171
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
172
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving 174
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak
shaving 175
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados 176
Siglas
BTU British Thermal Unit
CNO-Gas Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural
CQR Caldas Quindiacuteo Risaralda
DANE El Departamento Administrativo Nacional de Estadiacutestica
DNP Departamento Nacional de Planeacioacuten
ECOPETROL Empresa Colombiana de Petroacuteleos
EIA Agencia Internacional de Energiacutea
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
GNV Gas natural vehicular
MHCP Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico
MME Ministerio de Minas y Energiacutea
PIAGN Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
PIB Producto Interno Bruto
SDDP Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica
SIN Sistema interconectado Nacional
SNTGN Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural
UPME Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica
Presentacioacuten El gas natural estaacute jugando un papel cada vez maacutes importante en la atencioacuten de la demanda de energiacutea a nivel mundial El mayor costo relativo de las distintas fuentes energeacuteticas e impacto ambiental que dichos recursos generan convierten al gas natural en una alternativa que ofrece mayores oportunidades de crecimiento desarrollo y eficiencias Aquellos paiacuteses que han incorporado el gas natural como insumo esencial para su funcionamiento muestran mayor pujanza y vigor no solo por el mayor dinamismo de la economiacutea sino por la competitividad industrial en teacuterminos de bajos costos y uso de nuevas tecnologiacuteas Seguacuten expertos de la Agencia Internacional de la Energiacutea (AIE) en poco maacutes de dos deacutecadas el gas no convencional podraacute representar maacutes de un cuarto de la produccioacuten mundial de gas natural gracias a la revolucioacuten del shale gas en los Estados Unidos El desarrollo de los yacimientos no convencionales estaacute modificando el mapa energeacutetico mundial y los patrones de comercio internacional Las estimaciones de demanda de gas natural de la gran mayoriacutea de analistas internacionales muestran al gas natural como la fuente energeacutetica con la mayor tasa de crecimiento en la canasta energeacutetica global tasa que seguiraacute aumentando a un ritmo significativo No en vano en relacioacuten con otros combustibles foacutesiles el gas natural presenta notables ventajas ambientales una amplia disponibilidad y unos costos de suministro competitivos Por otra parte la apuesta por el GNL en el mundo constituyoacute una importante oportunidad de desarrollo al vincular paiacuteses productores con lejanos centros de consumo permitiendo a los segundos anticiparse con eacutexito a acontecimientos energeacuteticos desfavorables y asegurar la disponibilidad del recurso para la atencioacuten plena de los requerimientos ubicaacutendolos en una posicioacuten ventajosa Por ello explorar las perspectivas del mercado mundial no es por tanto para nuestro paiacutes un ejercicio trivial Colombia es un paiacutes privilegiado en teacuterminos de produccioacuten de energiacutea primaria pero los retos que se debe afrontar en el sector de gas natural para garantizar un suministro confiable de calidad y a precios competitivos son grandes Se requiere de la participacioacuten conjunta de los sectores puacuteblico y privado para lograr en el mediano y largo plazo un paiacutes competitivo y dinaacutemico que impulse el desarrollo econoacutemico sin el incremento desbordado de emisiones nocivas para el medio ambiente Son grandes los beneficios que el gas natural ha traiacutedo a Colombia y se preveacute que su aporte al sector productivo y a las familias sea creciente sustituyendo otras formas energeacuteticas maacutes costosas y menos eficientes respondiendo a las nuevas necesidades de demanda evitando subsidios cuantiosos lo cual reporta ventajas suficientes no solo desde la oacuteptica social sino desde la perspectiva ambiental hoy en diacutea cuestioacuten de la mayor importancia por los estragos que viene generando el cambio climaacutetico Este documento de prospectiva si bien obedece a un mandato de caraacutecter legal contiene un anaacutelisis de caraacutecter referencial o indicativo que responde una visioacuten integral y armoacutenica cuyo propoacutesito es dar cierta certidumbre e informacioacuten para la toma de decisiones de inversioacuten reduciendo el grado de incertidumbre asiacute como para elaborar acciones de poliacutetica El anaacutelisis constituye un esfuerzo para ofrecer nuevos elementos de estudio que permitan ampliar en conocimiento del mercado del gas natural en Colombia y su interrelacioacuten con los demaacutes mercados de energiacutea mediante la exploracioacuten del futuro bajo la teacutecnica de escenarios guardando la coherencia y compatibilidad interna de las distintas hipoacutetesis que definen cada uno de los
escenarios los cuales fueron concebidos con rigor procedimental y con la informacioacuten disponible maacutes actualizada utilizando varios escenarios bien contrastados con la finalidad de ldquocubrirrdquo adecuadamente una amplia gama de trayectorias futuras El documento aquiacute presentado estaacute integrado por nueve capiacutetulos El primero aborda los preceptos legales que rigen las responsabilidades de la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica y los fundamentos de su actuacioacuten en el contexto gubernamental Describe igualmente los elementos teacutecnicos y lineamientos generales para la elaboracioacuten del plan indicativo de abastecimiento de gas natural (PIAGN) En el capiacutetulo segundo se presenta el contexto internacional y nacional del mercado del gas natural haciendo especial eacutenfasis en la participacioacuten y evolucioacuten del gas natural en la matriz energeacutetica en cuanto a reservas produccioacuten y consumo Se hace una descripcioacuten de la cadena de valor del GNL y su comportamiento en el mercado mundial Igualmente se presenta una perspectiva del desenvolvimiento del mercado nacional la evolucioacuten de las principales variables las caracteriacutesticas de la oferta la demanda y el sistema actual de transporte El tercer capiacutetulo contiene un anaacutelisis del marco de poliacutetica y la normatividad vigente maacutes relevante que ordena las actividades dirigidas a la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural e introduce los esquemas tarifarios de las actividades reguladas En el capiacutetulo cuarto se expone el tema de los precios del gas natural los supuestos considerados para la estimacioacuten de largo plazo los cuales se basan en la consideracioacuten de que en el mediano plazo los precios nacionales seraacuten regidos por mercados internacionales en la medida que se importe gas natural de la cuenca del Caribe En el capiacutetulo cinco se analiza el comportamiento esperado de la oferta presentando los escenarios futuros de incorporacioacuten de reservas de gas natural y la produccioacuten esperada asiacute como las perspectivas de produccioacuten reportada por los agentes para los proacuteximos 10 antildeos Este capiacutetulo tambieacuten presenta la demanda futura de gas natural profundizando en los principales factores que afectan la evolucioacuten del consumo sectorial y del desarrollo del consumo regional El capiacutetulo sexto hace referencia al balance oferta demanda de gas natural luego de considerar las distintas alternativas de suministro de gas natural para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo introduciendo un anaacutelisis estocaacutestico de la oferta y demanda debido a la incertidumbre de cada variable relevante de modo que las observaciones del comportamiento del gas natural pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros Se cotejan los escenarios determiniacutesticos y probabiliacutesticos de oferta y demanda de gas natural para establecer escenarios criacuteticos El capiacutetulo seacuteptimo se realiza un anaacutelisis de la confiabilidad con el propoacutesito de evaluar las repercusiones en la demanda por las fallas del sistema de transporte que generan demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento Igualmente se examinan los factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten De igual formas se realiza un anaacutelisis de los requerimientos de infraestructura para minimizar racionamientos y permitir un servicio continuo y confiable En el capiacutetulo octavo presenta la evaluacioacuten financiera de las distintas alternativas evaluadas para la expansioacuten de la capacidad de transporte y el desarrollo de confiabilidad que debe tener el sistema colombiano Finalmente el capiacutetulo noveno presenta de manera general las conclusiones del trabajo y todas las medidas y decisiones que se considera necesario emprender para asegurar el abastecimiento de gas natural en condiciones competitivas
1 Introduccioacuten
11 Antecedentes
De acuerdo con lo definido en el Artiacuteculo 16 de la Ley 143 de 1994 que dio origen a la Unidad de Planeacioacuten Minero Energeacutetica ndash UPME se encargoacute a esta institucioacuten entre otras funciones la de apoyar la toma de decisiones en materia minera y energeacutetica y la evaluacioacuten de poliacuteticas sectoriales realizando planes indicativos con el fin de alcanzar una asignacioacuten oacuteptima de recursos para satisfacer los requerimientos mineros y energeacuteticos internos y externos mediante las siguientes tareas fundamentales
a Establecer los requerimientos energeacuteticos de la poblacioacuten y los agentes econoacutemicos del
paiacutes con base en proyecciones de demanda que tomen en cuenta la evolucioacuten maacutes probable de las variables demograacuteficas y econoacutemicas y de precios de los recursos energeacuteticos
b Establecer la manera de satisfacer dichos requerimientos teniendo en cuenta los recursos energeacuteticos existentes convencionales y no convencionales seguacuten criterios econoacutemicos sociales tecnoloacutegicos y ambientales
En este marco se han realizado importantes propuestas para el desarrollo del sector energeacutetico con la consecucioacuten de objetivos notables En la uacuteltima deacutecada cambios significativos en su reacutegimen institucional y en aspectos de la regulacioacuten de los diversos mercados energeacuteticos han permitido ir dando respuestas adecuadas para lograr un satisfactorio grado de inversiones y reducir la vulnerabilidad del sector energeacutetico Sin embargo cabe decir que auacuten existen oportunidades para que Colombia encamine la matriz energeacutetica en el largo plazo de forma tal que se asegure la maacutexima contribucioacuten del sector al desarrollo nacional y se ajusten los desequilibrios parciales en mercados especiacuteficos y se reduzca la vulnerabilidad frente a fenoacutemenos irregulares que generan alto grado de incertidumbre Estos uacuteltimos a su vez frente al fenoacutemeno del cambio climaacutetico podriacutean convertirse cada vez en menos predecibles razoacuten por la cual es necesario establecer estrategias y acciones para reducir la vulnerabilidad La consecucioacuten de esta estrategia requiere asiacute de la coordinacioacuten de actividades en las distintas cadenas energeacuteticas a fin de que el conjunto de objetivos sectoriales hallen su debida convergencia tanto en el corto como en el mediano y largo plazo A lo largo de los uacuteltimos antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados locales como los de la Costa Atlaacutentica Santander y Huila sino a nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca El impacto que tuvo en el consumo de energiacutea de fuentes primarias la entrada del gas natural al sistema del interior del paiacutes como producto del ldquoPlan de Masificacioacuten del Gasrdquo (PMG) fue de la mayor preponderancia cuyos resultados comenzaron a manifestarse cuando hacia 1996 se terminaron las obras de gasoductos que conectaban el gas de la Guajira con los principales centros poblados de Colombia como son Bogotaacute Medelliacuten Cali y otros en sus respectivas aacutereas de influencia De este modo la participacioacuten del gas en la matriz de energiacutea fue creciente especialmente despueacutes de 1999 a medida que se sumaban consumidores de distintos sectores
Para tener una idea de la importancia del gas natural en Colombia vale decir que este energeacutetico representaba en 2012 un 205 del consumo neto de energiacutea primaria y secundaria mientras que hacia 1995 el consumo final de energiacutea con gas natural se encontraba alrededor de 7 En teacuterminos generales Colombia ha sido un paiacutes particularmente exitoso en crear una amplia red nacional de gasoductos con participacioacuten del sector puacuteblico y privado y en la penetracioacuten del gas natural en todos los sectores socioeconoacutemicos de consumo No obstante los estimativos disponibles de recursos convencionales comercialmente explotables de gas natural sugieren que nuestro paiacutes hoy posee recursos para cubrir las estimaciones de demanda domeacutestica en un escenario de crecimiento medio hasta cerca del antildeo 2016 dada la situacioacuten de declinacioacuten del principal campo productor y no se espera nueva disponibilidad de gas relacionado con reservas probables Adicionalmente en la uacuteltima deacutecada las reservas de hidrocarburos en Colombia se han mantenido relativamente estancadas pese al aumento en los niveles de exploracioacuten despueacutes del 2005 como consecuencia de los altos precios internacionales del petroacuteleo y del gas y de los cambios institucionales y de poliacutetica interna realizados como la creacioacuten de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Pero el dinamismo de la demanda comenzoacute a dar claras sentildeales de agotamiento ndash debido a la incertidumbre del suministro futuro ndash que se intentoacute resolver por medio de la eliminacioacuten del consumo del sector de generacioacuten teacutermica a gas Ademaacutes ante la ausencia de una oferta comercial suficiente para suplir la demanda de flexibilidad de largo plazo del sector eleacutectrico y de otra parte sin el servicio de confiabilidad para los distintos usuarios en el diacutea a diacutea y como el sistema de transporte es radial las indisponibilidades de suministro o de transporte ocasionan serias consecuencias sobre el conjunto de los usuarios de consumo Esta situacioacuten fue atendida por las autoridades sectoriales y el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute lineamientos de poliacutetica sobre el manejo de la oferta y la demanda de gas a traveacutes del Decreto 2100 de 2011 que incluyoacute entre otras
i Desarrollo de recursos no convencionales ii Nuevas poliacuteticas de comercializacioacuten (mercado secundario subastas de venta de corto
plazo) iii Gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial por medio de un nuevo agente
institucional iv Exportacioacuten de gas con criterio flexible se establece la libertad de precios para
importaciones y exportaciones v La posibilidad de autorizar inversiones en confiabilidad con una metodologiacutea que
desarrollaraacute la CREG
Dicho Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En teacuterminos generales el Decreto fijoacute la poliacutetica para la promocioacuten del abastecimiento de gas natural en Colombia y definioacute que la comercializacioacuten del gas debiacutea promover la competencia mitigar los efectos de la concentracioacuten de la produccioacuten propiciar la formacioacuten de un precio eficiente del recurso y ofrecer informacioacuten oportuna y suficiente para todos los agentes La norma en su Artiacuteculo 17 incorporoacute la realizacioacuten de un Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural por parte de la UPME con base en unos lineamientos teacutecnicos que determinaraacute el Ministerio de Minas y Energiacutea encaminado fundamentalmente a la orientacioacuten de las decisiones
de los agentes y las acciones del gobierno para asegurar el abastecimiento pleno y eficiente de gas natural en el mediano y largo plazo Es dentro de este mandato que se desarrolla el Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural -PIAGN- que se presenta en este documento Este Plan tiene el propoacutesito de suministrar informacioacuten resultante de los amplios anaacutelisis para que orienten las decisiones de los agentes y de las autoridades competentes en la toma de decisiones oportunas que aseguren la satisfaccioacuten de demanda en el largo plazo en las debidas condiciones teacutecnicas y de confiabilidad del suministro de gas natural a precios competitivos
12 Metodologiacutea de desarrollo del PIAGN Mientras que la planificacioacuten de la expansioacuten de los sistemas de abastecimiento y transporte de gas natural resulta sencilla en un esquema integrado verticalmente y bajo criterios de garantiacutea de suministro este tema se vuelve de alta complejidad en un sistema guiado por la maximizacioacuten de beneficios y con actores no integrados Es de anotar que la Masificacioacuten del Gas se realizoacute bajo ciertos criterios hasta la privatizacioacuten de Ecogas y la capitalizacioacuten de Ecopetrol Por otra parte las particularidades de la demanda de gas para generacioacuten de electricidad ha implicado formas contractuales entre productores de gas transportadores y generadores eleacutectricos que distorsionan los propios principios del mercado e impiden una expansioacuten concertada de la oferta de gas pero tambieacuten de la oferta de generacioacuten eleacutectrica Adicionalmente la oferta futura de gas natural tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al sector transporte de gas toda vez que eacuteste desvinculado en propiedad de los productores no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado El dilema es entonces como puede abordar la Planificacioacuten esta complejidad ya que sin una prospectiva de oferta y demanda de los distintos mercados de gas no pueden existir sentildeales integradas de expansioacuten que lleguen a tiempo dada la anticipacioacuten necesaria de la expansioacuten de la oferta a la demanda si se desea confiabilidad en ambos sistemas a) eleacutectrico y de gas y b) de infraestructura de transporte y de abastecimiento en campos productores Asiacute las cosas los principales factores que impiden el desarrollo equilibrado del mercado de gas natural se vinculan no solo con las caracteriacutesticas de la demanda altamente influenciada por la demanda de gas para generadores teacutermicos sino tambieacuten con una incertidumbre acerca de la oferta disponible a corto plazo pero tambieacuten a largo plazo Por lo tanto se pueden apreciar al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por el esquema de planificacioacuten para lograr un abastecimiento pleno y eficiente de gas natural
a El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
b El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
c El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el colombiano las dos primeras dificultades no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de instrumento regulatorio que incentive la exploracioacuten sin que ello garantice resultados En el tercer caso mediante ejercicios de planificacioacuten se pueden elaborar recomendaciones o advertencias que permitan anticipar posibles deacuteficits El conjunto de esta problemaacutetica es por ahora abordable desde el sistema de planificacioacuten con un caraacutecter indicativo y en ese papel responde a la dificultad vinculada con la anticipacioacuten de complicaciones de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo y cuya precisioacuten por acotada que sea es uacutetil para advertir problemas con la suficiente antelacioacuten Para establecer la cuantificacioacuten del deacuteficit posible y probable de oferta de gas natural para satisfacer los requerimientos totales de la demanda se consideraran multiplicidad de escenarios tanto desde el punto de vista de la oferta como de la demanda con el propoacutesito de tomar en cuenta una gama amplia de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y largo plazo para que responda a la finalidad y caracteriacutesticas del anaacutelisis prospectivo pretendido Para analizar la problemaacutetica de confiabilidad se consideraran escenarios muy criacuteticos y otros menos o no criacuteticos recordando que el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo desde el punto de vista de la sentildeal que el sistema de planeamiento enviacutea al mercado de gas natural una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten distorsionada y a decisiones que implican una sobreinversioacuten Al mismo tiempo no enviar una sentildeal de magnitudes de escenarios criacuteticos implicariacutea avalar una crisis previsible con costos muy elevados en teacuterminos econoacutemicos (cortes de gas o electricidad sustitucioacuten por combustibles muy costosos improvisacioacuten etc) El anaacutelisis del impacto de la demanda sobre la confiabilidad del sistema de transporte es sin embargo el aspecto fundamental para el caso colombiano pues es por esa causa que el sistema es maacutes vulnerable a provocar desabastecimientos totales o parciales Por ello se determinaran iacutendices probabiliacutesticos de falla del sistema de transporte bien sea por dantildeos en alguno de sus componentes o por incremento en la demanda de gas que haga que el sistema no sea capaz de transportar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse Para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural se consideraron unos los lineamientos generales que hacen referencia al cumplimiento de unos criterios generales en la elaboracioacuten del Plan y de unos criterios teacutecnicos para la realizacioacuten del ejercicio de planificacioacuten asiacute 121 Lineamientos Generales del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
1) Ser integral y flexible susceptible de ser ajustado seguacuten los cambios econoacutemicos poliacuteticos y ambientales tanto del entorno nacional como internacional
2) Formular las acciones y soluciones que permitan el pleno abastecimiento de gas natural dando las sentildeales apropiadas para facilitar la toma de decisiones de inversioacuten
3) La demanda de gas natural debe ser satisfecha considerando criterios de uso eficiente de las fuentes energeacuteticas
4) Basarse en escenarios que consideren las variables maacutes influyentes sobre el consumo de gas natural y sus sustitutos en un horizonte de largo plazo
5) Propender por la minimizacioacuten de los costos para lograr la sostenibilidad econoacutemica y ambiental del sistema en el largo plazo con precios competitivos para los usuarios y maximizacioacuten de la cobertura
122 Lineamientos Teacutecnicos
a) La oferta de gas natural corresponde a la uacuteltima declaracioacuten de produccioacuten nacional e importacioacuten por parte de agentes
b) La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados
c) El periodo considerado para comercializacioacuten de gas de nuevos hallazgos seraacute miacutenimo de tres antildeos desde la fecha de su descubrimiento
d) La entrada en operacioacuten de proyectos de regasificacioacuten seraacute miacutenimo de cuatro antildeos desde etapa de planificacioacuten
e) La entrada en operacioacuten de nuevos gasoductos seraacute como miacutenimo tres antildeos desde su etapa de proyeccioacuten
f) La entrada en operacioacuten de nuevas estaciones de compresioacuten seraacute de dos antildeos desde etapa de planificacioacuten
g) La capacidad de los gasoductos troncales corresponderaacute a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas
h) La capacidad de transporte de cada uno de los tramos seraacute afectada por la indisponibilidad maacutes alta de los mismos
i) Horizonte de Planeacioacuten de 10 antildeos La elaboracioacuten del Plan significa entonces un anaacutelisis de la perspectiva de abastecimiento de mediano y largo plazo ante diferentes escenarios de incorporacioacuten de oferta nacional y extranjera Con el tiempo la dinaacutemica del sector permitiraacute identificar los escenarios sobre los cuales seraacute conveniente profundizar en su estudio y proposicioacuten lo cual supone una actualizacioacuten perioacutedica del documento para evaluar la situacioacuten de abastecimiento del sector La metodologiacutea empleada para la elaboracioacuten del Plan Indicativo de Abastecimiento pretende establecer un marco analiacutetico flexible que pueda ser usado para posteriores revisiones bajo cualquier escenario de suministro y transporte dentro del mercado de gas natural En este marco se ha realizado un trabajo conjunto con todos los agentes para establecer escenarios que evaluacuteen el comportamientos de las principales variables que tienen incidencia en el planeamiento y que permitan la identifiquen distintas alternativas que resulten atractivas para quienes toman decisiones de inversioacuten pero que en cualquiera de los casos responda a los objetivos de la perspectiva del Estado La Graacutefica 1-1 presenta de manera esquemaacutetica la metodologiacutea seguida en el anaacutelisis Para efectos de eacuteste anaacutelisis se define abastecimiento como la capacidad del sistema (infraestructura existente para produccioacuten importacioacuten y transporte) disponible para el suministro de gas en el corto mediano y largo plazo y confiabilidad en funcioacuten de la demanda no atendida o el desabastecimiento ocasionado debido a la probabilidad de falla del sistema tanto por eventos programados como por situaciones de fuerza mayor
Graacutefica 1-1 Esquema de desarrollo del Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural
Marco Institucional y Regulatorio
Contexto Nacional e Internacional del Mercado de Gas Natural
Producto 1 Escenarios de proyeccioacuten de precios
de gas natural
Construccioacuten de
balances determiniacutesticos
oferta - demanda de gas
natural a escala nacional
y regional
Elaboracioacuten de balances
probabiliacutesticos oferta -
demanda de gas natural
a escala nacional
Producto 4
Determinacioacuten de los
riesgos de deacuteficit de
abastecimiento de gas
natural a escala nacional y
regional
Estimacioacuten de las
necesidades futuras de
infraestructura de
transporte
Seleccioacuten de los nodos
del sistema de
transporte de gas
natural y proyeccioacuten de
demanda nodal
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de
transporte
Producto 5 Plan
baacutesico de expansioacuten
de la infraestructura
de transporte de gas
natural
Estimacioacuten de indices de
confiabilidad del
abastecimiento y
transporte
Definicioacuten de los criterios
de confiabilidad en el
suministro y transporte
Evaluacioacuten teacutecnica y
econoacutemica de las
alternativas de
expansioacuten de la
capacidad de produccioacuten
y transporte para dar
confiabilidad al sistema
Producto 6 Plan de
expansioacuten de la
infraestructura de
transporte de gas
natural bajo criterios
de confiabilidad
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala regional y
sectorial
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
proyeccioacuten de demanda
a escala nacional
Producto 3
Escenarios de
proyeccioacuten de
demanda de gas
natural
Estimacioacuten de las
reservas actuales
seguacuten sus
componentes y
proyeccioacuten de
escenarios futuros para
las mismas
Determinacioacuten de
escenarios
determiniacutesticos de
produccioacuten a escala
regional
Elaboracioacuten de
escenarios
probabiliacutesticos de
produccioacuten futura a
escala nacional
Producto 2
Escenarios de oferta
futura de gas natural
2 Contexto Internacional y Nacional del Mercado de Gas Natural
21 Contexto Internacional El contexto energeacutetico mundial estaacute cambiando de manera acelerada resultado del incremento de produccioacuten de petroacuteleo y gas en los Estados Unidos asiacute como la extendida utilizacioacuten de tecnologiacuteas amigables con el medio ambiente como eoacutelica y solar la disminucioacuten del uso de la energiacutea nuclear y el desarrollo de los yacimientos no convencionales de gas natural entre otros aspectos Una de las circunstancias que estaacuten causando mayor impacto hace referencia al cambio en los flujos de comercio de hidrocarburos en Norteameacuterica promovidos por la mayor produccioacuten de petroacuteleo de alta calidad y de gas natural no convencional cuyo resultado ha sido una disminucioacuten de los precios particularmente del gas natural y de electricidad promoviendo con ello una industria maacutes competitiva Si bien los precios del gas vienen decreciendo en el continente americano en Europa y Japoacuten los mismos se han incrementado de forma exponencial como consecuencia del bajo precio del carboacuten que se liberoacute en Estados Unidos y que viene sustituyendo al gas en el viejo continente Lo anterior demuestra la fuerte interaccioacuten entre las diversas fuentes de energiacutea sus mercados y precios a nivel mundial Indudablemente el gas natural atraviesa un periodo favorable pues en todos los escenarios de prospectiva se aprecia una demanda creciente especialmente para generacioacuten de electricidad y como combustible industrial independientemente de la localizacioacuten geograacutefica favorecido por menores emisiones de carbono frente al petroacuteleo y el carboacuten Nuevas teacutecnicas de exploracioacuten y de perforacioacuten de pozos han contribuido de manera decidida al aumento significativo de las reservas mundiales de gas y a una reduccioacuten de sus costos de produccioacuten reposicionando su competitividad y mayor disponibilidad del recurso permitiendo la expansioacuten de los mercados globales de GNL 211 Reservas Una mirada a la evolucioacuten histoacuterica de las reservas de gas natural sentildeala que durante el periodo comprendido entre 1991 y el 2012 las reservas probadas crecieron a una tasa de 235 promedio antildeo pasando de 4062 TPC a 66113 TPC totalizando una incorporacioacuten de 1214 TPC por antildeo durante los veintiuacuten antildeos de anaacutelisis con una disminucioacuten de 03 con respecto a 2011 de acuerdo con lo presentado en el BP Statistical Review of World Energy 2013 Al finalizar el antildeo 2012 las reservas probadas de gas natural en el mundo ascendiacutean a 66113 TPC un 03 menos que el antildeo 2011 cuando totalizaron 66286 TPC reduccioacuten atribuible a las estimaciones a la baja que efectuoacute Rusia ubicando a Iraacuten como el mayor poseedor de reservas de este energeacutetico en el planeta las cuales en importante proporcioacuten se localizan costa afuera aunque una parte significativa de la produccioacuten de gas natural proviene de campos de gas asociado on shore Regionalmente el Medio Oriente concentroacute la mayor tasa de admisioacuten de reservas con un 31 promedio antildeo correspondiente a 1334 TPC en los uacuteltimos 21 antildeos seguido de la regioacuten de Europa y Euroasia las cuales agregaron la totalidad de 6937 TPC equivalentes a una tasa media anual de 198
En menor escala se adicionaron reservas probadas en India Arabia Saudita Malasia y Venezuela en las regiones de Asia Paciacutefico Medio Oriente y Centro y Surameacuterica mientras que en la demaacutes regiones se presentoacute retraccioacuten de los voluacutemenes totales y particularmente los principales productores europeos Noruega Holanda y el Reino Unido y del continente Americano como Argentina y Trinidad y Tobago El continente americano participoacute con el 984 del total mundial destacaacutendose Norte Ameacuterica que aumentoacute medio punto porcentual con respecto del 2011 revirtiendo la tendencia decreciente que veniacutea registraacutendose en la deacutecada de 1991 a 2001 Este aumento se debioacute esencialmente al inicio de explotacioacuten del shale gas o gas de esquisto de Estados Unidos Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total el cual viene creciendo de forma notable Evidentemente la combinacioacuten de nuevas teacutecnicas de perforacioacuten y el fracturamiento hidraacuteulico han incrementado las tasas de incorporacioacuten de los uacuteltimos antildeos permitiendo el desarrollo de los recursos no convencionales traducido en la inclusioacuten de recursos prospectivos a las reservas probadas La regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica muestra una tasa de crecimiento medio del 176 en los 21 antildeos de anaacutelisis con un miacutenimo de incremento entre el 2011 y el 2012 de tan soacutelo 06 totalizando 2686 TPC de reservas probadas que corresponde a una participacioacuten relativa de 41 La Graacutefica 2-1 representa un comparativo de la evolucioacuten regional de las reservas probadas de gas natural
Graacutefica 2-1 Evolucioacuten regional de la Reservas Probadas de gas natural
Fuente BP 2013
Como lo muestra la graacutefica la regioacuten del Medio Oriente sigue manteniendo una incorporacioacuten de reservas de manera sostenida y en mayor proporcioacuten que la regioacuten de Europa y Euroasia cuya proporcioacuten al nivel mundial alcanza una tercera parte del total en tanto que de manera conjunta acumulan el 74 de las reservas probadas de gas natural en el planeta El resto de regiones presentaron participaciones modestas siendo Asia Paciacutefico la de mayor aporte con 82 dentro de este grupo seguida de Aacutefrica y Ameacuterica del Norte con 77 y 52
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Norteameacuterica Surameacuterica yCentroameacuterica
Europa yEuroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
1991 2001 2011 2012
correspondientemente En la zona Norteamericana se destaca Estados Unidos cuya aporte significoacute un 45 del total durante el mismo antildeo 2012 la cual viene creciendo de forma extraordinaria En Centro y Surameacuterica alrededor del 732 del total de reservas se localizan en Venezuela representando individualmente un 3 del total mundial equivalente a 963 TPC Le siguen en cantidad Brasil con 15 9 TPC Peruacute que contaba con 126 TPC Argentina con 113 y Bolivia 112 TPC mientras que Colombia disponiacutea de 54TPC ubicaacutendose en una posicioacuten humilde frente a los demaacutes paiacuteses productores La Graacutefica 2-2 presenta la situacioacuten de reservas probadas de gas natural al finalizar el 2012
Graacutefica 2-2 Distribucioacuten de la Reservas Mundiales de Gas Natural 2012
Fuente BP 2013
212 Produccioacuten y consumo de gas natural Al finalizar el 2012 la produccioacuten mundial de gas natural llegoacute a 3246 GPCD representando un aumento del 19 en relacioacuten con el volumen promedio alcanzado en 2011 La regioacuten de Europa y Euroasia aportaron cerca del 307 del total mundial seguida de Norteameacuterica con 268 Las zonas geograacuteficas de Medio Oriente Aacutefrica y Asia Paciacutefico de manera conjunta representaron el 372 en tanto que Centro y Surameacuterica fueron responsables por tan soacutelo el 53 Durante el 2012 la mayor produccioacuten se realizoacute por parte de Estados Unidos y Rusia con 657 TPCD y 571 TPCD correspondientemente en tanto que Iraacuten con 155 Qatar con 152 China con 103 y Arabia Saudita con 99 TPC registraron produccioacuten adicional frente a 2011 pero colectivamente no alcanzaron a superar la participacioacuten del 176 de Rusia Seguacuten las estadiacutesticas de BP (British Petroleum) fueron muchos los paiacuteses que registraron reduccioacuten de produccioacuten frente al 2011 destacaacutendose Canadaacute Rusia Iraq India Indonesia lo cual significa que paiacuteses con menor tradicioacuten en produccioacuten de gas natural aumentaron de forma importante sus aportes como Brasil Peruacute Noruega Turkmenistaacuten y Libia entre otras naciones La tasa de crecimiento medio anual de la produccioacuten mundial entre 1991 y 2012 fue del 254 destacaacutendose las regiones de Oriente Medio con 836 Asia Paciacutefico que sobrepasoacute 58 y
Norteameacuterica579Europa y Euroasia
3118
Oriente Medio4298
Aacutefrica774
Asia Paciacutefico825
Argentina017
Bolivia017
Brazil024
Colombia008
Peru019
Trinidad amp Tobago020
Venezuela297
Other S amp Cent
America003
Surameacuterica y Centroameacuterica
406
Aacutefrica con 56 Individualmente la mayor tasa de crecimiento en el mismo horizonte la alcanzoacute Qatar con 165 y luego Kuwait 121 y Egipto 10 correspondientemente La Graacutefica 2-3 presenta la evolucioacuten de produccioacuten mundial de gas natural
Graacutefica 2-3 Produccioacuten mundial 1991 ndash 2012
Fuente BP 2013
En cuanto a la produccioacuten de Centro y Surameacuterica se presentoacute un aumento de 513 MPCD en 2012 pese al descenso continuo de la oferta de gas natural de Argentina Por su parte Bolivia y Peruacute registraron aumentos de su produccioacuten de 213 MPCD y 150 MPCD correspondientemente En cuanto a Venezuela se reportoacute aumento de 141 MPCD por los buenos resultados de la produccioacuten en el aacuterea cercana al Lago de Maracaibo Asimismo la regioacuten Asia-Paciacutefico alcanzoacute una produccioacuten de 47299 MPCD aproximadamente 512 MPCD maacutes que en 2011 donde China incrementoacute en 410 MPCD con respecto al 2011 logrando 10345 MPCD Buena parte de la capacidad adicional de produccioacuten procedioacute de paiacuteses que normalmente presentaban insuficiencia como Tailandia y Pakistaacuten En el caso de Australia la produccioacuten de gas natural llegoacute en 2012 a 4732 MPCD incrementaacutendose en un 88 con referencia a 2011 Es notoria la recuperacioacuten mostrada por la regioacuten Africana que desde el 2009 ha venido aumentando los niveles de produccioacuten de manera sostenida con Libia a la cabeza mientras que Algeria es la uacutenica nacioacuten de ese continente que presentoacute una disminucioacuten de produccioacuten en el uacuteltimo antildeo Paiacuteses como Qatar Omaacuten Nigeria Egipto y Trinidad y Tobago presentan unas tasas de crecimiento superiores al 10 promedio antildeo en los veinte uacuteltimos antildeos de historia muy superior al promedio mundial que se ubica en el 25 China India y Myanmar son igualmente jugadores importantes cuya evolucioacuten muestra tasas de crecimiento por encima del 5 promedio antildeo en el mismo horizonte de estudio
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
El consumo a nivel mundial tiene un comportamiento similar al de la produccioacuten y se explica por el desarrollo del sector efectuado a traveacutes de mercados regionales que se interconectaban a traveacutes de gasoductos Esta situacioacuten ha cambiado con el desarrollo del mercado del Gas Natural Licuado (GNL) que ha permitido movilizar gas de paiacuteses con grandes reservas a paiacuteses con mayores consumos El consumo a nivel global crecioacute un 22 en proporcioacuten al 2011 explicado baacutesicamente por su uso en las regiones de Norteameacuterica Europa - Euroasia y Asia - Paciacutefico los cuales representan aproximadamente el 80 del consumo mundial valor que ascendioacute a 3198 GPCD 71 GPCD maacutes que en 2011 En los uacuteltimos 10 antildeos la demanda total de gas ha crecido a una tasa promedio antildeo del 32 sobresaliendo la regioacuten de Oriente Medio que aumentoacute la demanda por encima del 82 promedio antildeo seguida de la regioacuten de Asia - Paciacutefico cuyo incremento medio es fue del 8 y Aacutefrica con 78 promedio antildeo La Graacutefica 2-4 muestra la tendencia seguida a nivel mundial en consumo de gas natural
Graacutefica 2-4 Consumo mundial 1991 - 2012
Fuente BP 2013
En Norteameacuterica el consumo se incrementoacute en 35 GPCD alcanzando 875 GPCD donde se destaca Estados Unidos demandando una cuarta parte del consumo mundial equivalente a 697 GPCD Por otro lado Rusia responde por el 125 de la demanda total y la regioacuten Europa ndash Euroasia consume un tercio del total mundial aunque presentoacute una disminucioacuten en 25 TPCD respecto de 2011 debido a la crisis en paiacuteses como Alemania Francia el Reino Unido entre otros Durante el 2012 la regioacuten de Surameacuterica y Centroameacuterica demandoacute 08 GPCD maacutes que en 2011 pasando de 151 a 159 GPCD lo que representa un incremento de 53 Su participacioacuten relativa correspondiendo al 5 de la demanda total mundial ubicaacutendola como una de las
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TPC
Norteameacuterica Sudameacuterica y Centroameacuterica Europa y Euroasia
Oriente Medio Aacutefrica Asia Paciacutefico
regiones de menor demanda junto con la regioacuten africana donde se utilizoacute en promedio 118 GPCD De manera individual Estados Unidos es el mayor consumidor seguido de Rusia luego se encuentra Iraacuten con 151 GPCD China con 139 GPCD y Japoacuten con 113 GPCD aclarando que el gas natural utilizado en Iraacuten no es para consumo final en ese paiacutes En Centro y Surameacuterica Argentina Venezuela Brasil y Trinidad y Tobago son los paiacuteses de mayor consumo que en conjunto responden por el 807 del total registrado en la regioacuten La regioacuten de Europa y Euroasia sufrioacute una reduccioacuten de 0709 TPCD lo que condujo a un nivel de 1045 TPCD en 2012 Por su parte en la Unioacuten Europea la produccioacuten fue de 144 TPCD y demandoacute 428 TPCD representando el 40 del consumo total de la regioacuten y mostrando una reduccioacuten del 23 con respecto a 2011 Fueron pocos los paiacuteses de la Unioacuten Europea que incrementaron tiacutemidamente su consumo como es el caso de Francia Alemania y Beacutelgica en tanto que paiacuteses como el Reino Unido Suecia Portugal y Espantildea registraron disminucioacuten importante de su demanda debido a la recesioacuten econoacutemica de esa regioacuten 213 Balance El balance de gas natural para cada una de las regiones se definioacute como la diferencia entre la produccioacuten de la regioacuten en el antildeo de referencia y el consumo para el mismo antildeo con lo cual se puede determinar los deacuteficits y excedentes seguacuten sea el caso pero gracias al comercio internacional de GNL los flujos de gas se han intensificado permitiendo compensar en aquellas regiones deficitarias la falta de gas disponible para el consumo La Graacutefica 2-5 representa una comparacioacuten regional en los antildeos 2001 y 2012
Graacutefica 2-5 Balance Mundial por Regioacuten de Gas Natural
Fuente Bp Caacutelculos Propios
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
Norteameacuterica Centro ySudameacuterica
Europa yEurasia
Medio Oriente Aacutefrica Asia Paciacutefico
TPC
D
Produccioacuten 2001 Consumo 2001 Produccioacuten 2012 Consumo 2012
El comportamiento de la regioacuten Norteamericana luego de un periodo de deacuteficit inicioacute una nueva etapa de produccioacuten de gas natural que permite en 2012 un equilibrio fraacutegil pero con grandes perspectiva de superaacutevit futuro con lo cual esta regioacuten podraacute convertirse en un exportador natural En Medio Oriente Aacutefrica y Centro y Surameacuterica presentan similitudes pues en los tres casos la demanda de gas natural se ha abastecido con producto local y cuentan con excedentes crecientes aumentando su disponibilidad y permitiendo suplir las necesidades de otros territorios pese al aumento progresivo del consumo en cada una de estas regiones Las regiones de Asia - Paciacutefico Europa y Euroasia se identifican por su progresivo desequilibrio que se hace maacutes notorio en el territorio de Asia - Paciacutefico donde se ha multiplicado por cuatro la restriccioacuten durante los uacuteltimos 10 antildeos explicaacutendose por los mayores consumos de gas natural con destino al sector termoeleacutectrico que aumentoacute de manera excesiva en Japoacuten por reemplazo de la generacioacuten nuclear por tecnologiacuteas de generacioacuten de ciclos combinados de electricidad que usan gas natural y vapor luego del terremoto y posterior tsunami ocurrido en 2011 Centro y Surameacuterica pasoacute de mantener un equilibrio fraacutegil en 2001 a ser excedentaria en 2012 aunque algunos de los paiacuteses de Surameacuterica importan gas para atender sus necesidades y otros como Colombia y Peruacute lo exportan Como se mencionoacute anteriormente los excedentes de gas natural se comercializan entre distintos paiacuteses y regiones a traveacutes de gasoductos o viacutea GNL Por ejemplo Aacutefrica vende excedentes de produccioacuten a traveacutes de gasoductos o LGN a Europa1 y Medio Oriente vende excedentes de gas a Europa y Asia - Paciacutefico en LGN En el caso particular de Surameacuterica se vende excedentes desde Colombia viacutea gasoducto a Venezuela y se estima que proacuteximamente viacutea barco a la multinacional Gazprom Se estima que durante el antildeo 2012 se comercializaron aproximadamente 997 GPCD de gas natural de los cuales el 68 se movilizoacute viacutea gasoducto y el restante 32 se realizoacute se en barcos metaneros Fue notable la disminucioacuten de importaciones de Europa las cuales proveniacutean de Rusia y de GNL La regioacuten Asia Pacifico se consolidoacute como el mayor importador de GNL con un aumento de10 que correspondioacute a 19 TPCD al pasar de 199 TPCD a 218 TPCD Asimismo China que se consolidoacute como el tercer mayor importador al aumentar tanto sus compras de GNL como de gas natural por ducto En la regioacuten Norteamericana las importaciones de GNL se redujeron draacutesticamente en Estados Unidos y Canadaacute con reducciones de 50 y 45 proporcionalmente distinto a lo ocurrido en Meacutexico Por otra parte en el mismo 2012 se presentoacute un exceso de oferta de GNL en el mercado mundial que permitioacute compensar la falta de gas disponible e interrupciones en ciertas plantas pero igualmente se ha generado una competencia entre las exportaciones y las necesidades nacionales en muchos paiacuteses lo cual significoacute mayores importaciones de GNL en Centro y Surameacuterica En razoacuten a la tendencia de crecimiento de la produccioacuten de gas natural en Estados Unidos y la importante expectativa de disponer de excedentes en el mercado de gas natural a mediano plazo en ese paiacutes empezaron a generarse proyectos de exportacioacuten viacutea GNL que ya cuentan con la aprobacioacuten del gobierno de ese paiacutes y es una realidad la suscripcioacuten de contratos de largo plazo con compradores (particularmente asiaacuteticos) indexados con el precio spot Henry Hub Asiacute los proyectos se intuyen muy competitivos frente a otros proyectos con recursos convencionales debido a que los compradores pagaraacuten cargos por capacidad de uso con lo cual
1 Ejemplos de esta situacioacuten son las ventas a traveacutes de Argelia a Espantildea a traveacutes del gasoducto del Magreb o e ventas de GNL de Argelia a Reino Unido y Espantildea
los proyectos cuentan con la posibilidad de recibir y enviar GNL por su cuenta a cualquier lugar Ademaacutes en estos contratos no existiraacute la obligacioacuten tradicional ldquotake-or-payrdquo ya que los compradores deberaacuten pagar el cargo fijo por capacidad es maacutes si deciden no utilizar su capacidad de licuefaccioacuten contratada sino vender el gas en el mercado interno de Estados Unidos por razones econoacutemicas lo pueden hacer Pese a la alta volatilidad del precio spot del Henry Hub y en ausencia de garantiacutea de que se mantendraacute en niveles bajos en el futuro la diversificacioacuten de los sistemas de precios es importante para que los compradores puedan atemperar los riesgos de fluctuacioacuten de los mismos Adicionalmente hay que recordar que durante el 2012 Rusia experimentoacute una escasa demanda de gas natural por parte de Europa debido entre otros a los altos precios que son influenciados por su indexacioacuten al precio del petroacuteleo lo que explica la mayor preferencia del mercado Europeo por el gas natural Noruego que viene modificando el esquema de indexacioacuten del precio de gas natural al mercado spot Sin embrago no parece una solucioacuten de largo plazo toda vez que el gas de Noruega viene declinando Las caracteriacutesticas y actividades de este mercado se explicaraacuten en un capiacutetulo posterior
22 Mercado del Gas Natural Licuado Se conoce como gas natural licuado (GNL) al combustible que se ha sometido a un proceso de licuefaccioacuten a temperaturas cercanas a los -162degC lo cual hace que el gas reduzca su volumen y por ende se pueda transportar a mayores distancias en una mayor cantidad El transporte de este gas se suele realizar en barcos metaneros o especializados no obstante se puede realizar en trenes o en camiones con vagones especializados para el transporte de este combustible Para su uso comercial se utiliza el proceso de regasificacioacuten que permite volver el gas liacutequido a su estado natural 221 Cadena del servicio La cadena del servicio del gas natural licuado luego del proceso de exploracioacuten y produccioacuten tiene en cuenta tres etapas principales que permiten que el gas se pueda comercializarse las cuales son
Licuefaccioacuten
Transporte
Regasificacioacuten
En cada una de estas etapas se encuentran unos subprocesos y una vez surtidas dichas actividades se comercializa en las condiciones teacutecnicas y comerciales del sistema de cada paiacutes 222 Actividad de Licuefaccioacuten Esta actividad consiste alimentar una planta con gas natural donde se somete al proceso de purificacioacuten y enfriamiento que permite la separacioacuten y remocioacuten de impurezas para mantener el gas en una condicioacuten tal que evite el congelamiento de impurezas y mantenga las caracteriacutesticas de combustioacuten despueacutes del enfriamiento y condensacioacuten Despueacutes de esta etapa donde se removieron los componentes de hidrocarburos pesados de contaminantes y aquellos susceptibles de congelarse se moviliza el gas al circuito de refrigeracioacuten donde se elimina el calor sensible y latente del gas natural de forma que se
transforma de estado gaseoso a alta presioacuten a estado liacutequido a presioacuten atmosfeacuterica siendo esto posible a una temperatura de -162degC con una caracteriacutestica especial pesa la mitad del agua en estado liacutequido La Graacutefica 2-6 presenta de manera somera el esquema de licuefaccioacuten del gas natural De esta manera el gas reduce su volumen en 600 veces lo que significa ocupar un espacio de 00016 del espacio requerido por una cantidad similar de gas a temperatura ambiente y presioacuten atmosfeacuterica Este estado permite su almacenamiento en recipientes o tanques aislados de tal manera que se minimice la entrada de calor desde el ambiente
Graacutefica 2-6 Esquema de licuefaccioacuten del Gas Natural
Fuente GIIGNL
223 Actividad de Transporte La actividad de transporte consiste en llevar el GNL a su destinatario final o consumidor y para ello se utilizan diversos medios de transporte incluyendo sistemas de almacenamiento que pueden ser de disentildeo esfeacuterico o de membrana o estructural prismaacutetico El medio maacutes utilizado es el barco teniendo en cuenta que el principio de esta tecnologiacutea se desarrolloacute buscando llevar gas de sitios donde no es posible conectarse a traveacutes de gasoductos debido a las distancias que se deben recorrer lo cual lo haciacutea inviable Al igual que en el almacenamiento los barcos metaneros estaacuten disentildeados con un doble recubrimiento que permiten disminuir las peacuterdidas por contacto con el medio ambiente En la mayoriacutea de los barcos el gas que se pierde por evaporacioacuten se utiliza como combustible para el funcionamiento del mismo Actualmente existen cerca de 380 buques de GNL en servicio con una capacidad que variacutea entre los 120000 metros cuacutebicos (m3) a 175000 m3 de GNL Las peticiones de construccioacuten comprenden 78 buques para el antildeo 2014 En el antildeo 2012 fueron completados 3982 transportes comparados con 4110 de 2011 (Fuente SEDIGAS) No obstante lo anterior y debido al aumento de los requerimientos de este combustible se ha comenzado a construir buques nuevos con capacidad de carga de hasta 267000 m3 seguacuten los expertos Finalmente el costo de los buques de GNL oscila entre los 225 y 250 millones de doacutelares para uno de 135000 m3 de capacidad Tambieacuten se puede transportar en camiones o en trenes estos medios se han utilizado en casos donde las instalaciones de licuefaccioacuten y regasificacioacuten se encuentran muy cerca Esto ha sido desarrollado en paiacuteses como Estados Unidos Japoacuten Corea Reino Unido Noruega Alemania Beacutelgica Espantildea Portugal China Brasil Turquiacutea y Australia
Licuefaccioacuten LNG
Remocioacuten de hidrocarburos
pesados
Remocioacuten H2SCO2
Deshidratacioacuten
224 Actividad de regasificacioacuten En este proceso se lleva el gas natural nuevamente a su estado gaseoso devolvieacutendole el calor removido en el proceso de licuefaccioacuten Para realizar el proceso se utilizan vaporizadores que usan agua de mar como fluido intercambiador y se alimentan de GNL a traveacutes de tuberiacuteas provenientes de los grandes tanques donde es almacenado Actualmente existe alrededor de 63 plantas de regasificacioacuten en el mundo y en Latinoameacuterica hay plantas en Chile Argentina y Brasil Los terminales tiacutepicos de regasificacioacuten de GNL estaacuten compuestos de los siguientes elementos
Brazos de descarga
Tuberiacuteas Criogeacutenicas
Tanques de almacenamiento
Bombas de baja presioacuten
Compresores y recondensadores de gas
Bombas de Alta Presioacuten
Vaporizadores
225 Distribucioacuten del mercado del GNL Comparando la oferta y demanda mundial se aprecia un exceso en el suministro que va maacutes allaacute del 2014 y de manera regional algunos mercados pueden tener un exceso por maacutes tiempo Expertos como GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers) sentildealan que en 2012 la capacidad de procesamiento sobrante alcanzaba cerca del 50 situacioacuten que puede debilitarse como consecuencia del aumento en la demanda de Europa y Asia y la disminucioacuten de la produccioacuten interna de gas en los paiacuteses que conforman las dos regiones Los recientes cambios en la demanda del continente Asiaacutetico y particularmente en Japoacuten han transformado de manera estructural el comercio mundial de GNL que muestra unas perspectivas positivas debido a una mayor demanda para generacioacuten de electricidad reemplazando la nuclear ademaacutes de su flexibilidad y respaldo para atender situaciones coyunturales que requieren respuestas apresuradas La Tabla 2-1 relaciona los paiacuteses que importan y exportan GNL No obstante que los paiacuteses exportadores son 19 y los importadores 23 se puede identificar que las instalaciones de regasificacioacuten son mayores que las estaciones de licuefaccioacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Australia Argentina
Angola Beacutelgica
Estados Unidos Brasil
Brunei Canadaacute
Argelia Chile
Trinidad amp Tobago China
Peruacute Repuacuteblica Dominicana
Noruega Francia
Egipto Grecia
Guinea Ecuatorial India
Rusia Italia
Omaacuten Japoacuten
Paiacuteses Exportadores Paiacuteses Importadores
Qatar Corea
Emiratos Aacuterabes Unidos Kuwait
Yemen Meacutexico
Libia Noruega
Nigeria Polonia
Indonesia Portugal
Malasia Puerto Rico
Espantildea
Turquiacutea
Reino Unido
Estados Unidos
Tabla 2-1 Paiacuteses importadores y exportadores de GNL Fuente AIE Natural Gas Information 2012
En el mediano plazo (2017) se estima que la Cuenca del Paciacutefico incrementaraacute sus importaciones de GNL por mayores demandas en China e India cuyas tasas de crecimiento superan las de Japoacuten y Corea que hoy dominan el mercado contribuyendo a un aumento del 35 en el mercado de GNL entre 2012 y 2017 Histoacutericamente la cuenca Paciacutefica se ha abastecido adicionalmente con GNL proveniente de Medio Oriente y de la cuenca del Atlaacutentico situacioacuten que se podraacute revertir por mayores aportes de gas de Rusia y Asia Central con lo cual la cuenca de Atlaacutentico tendraacute mayor disponibilidad de GNL para paiacuteses de Ameacuterica Latina particularmente Al mismo tiempo la regioacuten de Europa muestra una demanda disminuida que se abastece con gas de regioacuten - de Rusia - y de la cuenca del Atlaacutentico tanto por gasoducto como GNL A futuro se preveacute que los flujos de gas hacia Europa dependeraacuten del precio de las desviaciones que se puedan presentar en mercados flexibles de GNL de los contratos de largo plazo y de posibles exportaciones de Estados Unidos despueacutes del 2016 Teniendo en cuenta los precios actuales el exceso de oferta y la situacioacuten de abastecimiento en Norteameacuterica no se presume movilizacioacuten de GNL hacia esa cuenca y los voluacutemenes contratados con anterioridad seraacuten capturados por otras regiones en buacutesqueda de mejores remuneraciones Todos estos factores parece provocaron una desconexioacuten entre los precios del GNL provenientes de la misma cuenca y un desacople con el precio del petroacuteleo desincentivando el uso del precio del crudo como referente o indexador en los contratos de GNL 226 Plantas de licuefaccioacuten a nivel mundial Considerando las necesidades mundiales de gas y dada la cantidad del recurso son diversas las rutas existentes para llevar el combustible desde los centros de produccioacuten a los lugares de consumo La Tabla 2-2 presenta la infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial y sus principales caracteriacutesticas Durante el 2012 se comercializaron cerca de 2363 millones de toneladas por antildeo (MTPA) un 19 menos que en 2011 debido particularmente a interrupciones y mantenimientos no programados de las instalaciones de licuefaccioacuten existentes y de algunos proyectos que debiacutean entrar en operacioacuten y que vienen mostrando retrasos Esta caiacuteda se da despueacutes de 30 antildeos de crecimiento consecutivo
Japoacuten y Corea del Sur importan el 53 del total de GNL transado en el aacutembito mundial y representaron tres cuartas partes de las importaciones de Asia Los mayores voluacutemenes de GNL transados provinieron de Qatar (que dispone del 27 de la capacidad de licuefaccioacuten mundial) y Nigeria en aproximadamente un 50 de las exportaciones al contado El comercio de GNL se ha visto intensificado gracias al mejoramiento de la oferta proveniente de Qatar y Australia gracias a sus nuevas instalaciones en operacioacuten y a menores requerimientos de GNL en los Estados Unidos motivados por la produccioacuten sostenida de gas natural en los uacuteltimos antildeos ademaacutes del impulso dado a la construccioacuten de proyectos de Norte Ameacuterica cambiando las perspectivas de GNL aunque el nuacutemero de proyectos de licuefaccioacuten de propuestas son en su mayoriacutea menos avanzado que los proyectos en Australia Al finalizar el antildeo 2012 y a nivel mundial se contaba con 89 trenes de licuefaccioacuten que en conjunto sumaban 282 (MTPA) en 24 instalaciones con 88 tanques de almacenamiento equivalentes a 7 diacuteas consumo La capacidad nominal mundial es superior en 46 MTPA a la demanda sin embargo no parece suficiente para balancear la oferta y la demanda mundial de gas natural si continuacutea creciendo la demanda a las tasas registradas durante el 2011 y 2012
Tabla 2-2 Infraestructura de licuefaccioacuten en el aacutembito mundial
Fuente GIIGNL 2011
Paiacutes LugarNo
Trenes
Capacidad Nominal
104 tantildeoPropietario Inicio de Operacioacuten Operador Comprador
Argelia Arzew GL1Z 6 819 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Arzew GL2Z 6 798 Sonatrach 1972 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Skikda GL 1K 3 313 Sonatrach 1981 Sonatrach GDF Suez BotasSNAM-Rete Iberdrola Depa Cepsa gasStatoil Endesa
Angola Soyo 1 52 Angola LNG 2012 Sonangol Gulf LNG Energy Repsol
Australia Darwin 1 34 Darwin LNG ENI TEPCo 2006 Conoco Phillips Tokyo Electric
Wthnell Bay 5 164 NWS LNG 1989 Woodside Tokyo Electric Shell Osaka gas Kogas DPLNG
Brunei Lumut 5 72 Brunei LNG Sdn 2005 Brunei LNG Sdn Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Egipto Damietta 1 5 Fenosa gas EGPC Egas 2005 Segas Service Fenosa Gas Bp
Idku 2 72 Egyptiam LNG ( 2005 Egyptiam LNG GDF Suez
Guinea Ecuatorial Bioko Island 1 37 Maraton Songas Mitsui Marubeni 2007 Marathon BG Gas Marketing
Indonesia Blang Lancang Arun 2 475 Pertamina 1978 PT Arun NGL Co Kogas
Bontang Badak 16 222 Pertamina 1994-1998 PT Badak NGL CPC Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Tangguh 2 76 Gobierno de Indonesia 2009 Bp Posco Sempra LNG kogas
Libia Marsa ndash El Brega 4 06 LNOC 1970 LNOC Unioacuten Fenosa Gas
Malasia Brintulu MLNG1 3 81 Malasia LNG Sdn Bhd 1983Malasia LNG Sdn
BhdTokyo Electric Tokyo gas Kogas Osaka gas
Brintulu MLNG 2 4 93 Malasia LNG Dua 1995-2000 Malasia LNG Dua Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Shikoku electri
Brintulu MLNG 3 2 68 Malasia LNG Tiga 2003 Malasia LNG Tiga Tokyo Electric Tokyo gas Kogas Oska gas
Nigeria Bonny Island 6 217 Nigeria LNG 1999 Nigeria LNG Ltda EnelUnioacuten Fenosa Botas GDF Suez Ren atlaacutentico
Noruega Hammerfest 1 43Statoil Petoro Total GDF Suez RWE
Hess2007 Statoil Total Statoil GDF SuezIberdrola
Omaacuten Qalhat 3 107 Omaacuten LNG ( 2000 Omaacuten LNG Kogas Shell Osaka gas Bp Itochu
Peruacute Peruacute LNG 1 445 Hunt Oil Marubeni Repsol Sk Corp 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Qatar Ras Laffan 1 3 161 Qatargas 1999 Qatargas IChuchu Elect Osaka gas Tokyo gasToho gas Tohoku Elect Kansai ElectrFenosa PGNIG
PTT
Ras Laffan 2 4 141 Qatargas 1999 Qatargas II Tokyo gas
Ras Laffan 3 7 312 Qatar Petroacuteleum Exxonmobil 2009 Qatargas III Exxonmobil Chubu
Rusia Sakhalin II 2 955 Sakhalin Energy Invest Co 2010 Hunt Oil Repsol YPF
Trinidad amp Tobago Point Fortin 4 151 Atlantic LNG 1999 Atlantic LNG Fenosa GDF Suez Bp Repsol Naturgas Repsol
Emiratos Aacuterabes Das Island 3 56 ADGAS 1977 Adgas Tokio Electric Power
Estados Unidos Kenai 1 14 Conoco Phillips 1969 Conoco Phillips Tokyo Electric Tokyo gas
Yemen Balhalf 2 67 Yemen LNG 2009 Yemen LNG Kogas GDF Suez Total
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Hay nuevos proyectos en construccioacuten que representan un incremento importante en la capacidad de procesamiento en Australia 4 Canadaacute 1 Indonesia 1 Nueva Guinea 1 Estados Unidos 2 de acuerdo con lo sentildealado por el GIIGNL lo que permitiraacute satisfacer la creciente demanda en Asia Pese a estos proyectos subsiste incertidumbre sobre la magnitud de participacioacuten de Norte Ameacuterica en el mercado de GNL y el ritmo al que los proyectos de esa regioacuten son capaces de superar las dificultades presentadas en otros
227 Plantas de Regasificacioacuten a nivel mundial En cuanto a facilidades de regasificacioacuten y de infraestructura para almacenamiento y posterior tratamiento del GNL se cuenta con 98 terminales que incluyen 10 instalaciones flotantes que en total suman 650 MTPA de capacidad de los cuales 14 son de pequentildea escala y participaron con una capacidad de 46 MTPA concentrando la regioacuten asiaacutetica maacutes del 50 de los servicios y las regiones de Ameacuterica y Europa cada una con un 25 La Graacutefica 2-7 representa de manera espacial la distribucioacuten de regasificacioacuten mundial El nuacutemero de paiacuteses importadores de GNL se estaacute expandiendo de manera importante tal es el caso de los mercados existentes en Asia y de otros pequentildeos consumidores de Centro y Surameacuterica que al igual que los paiacuteses industrializados estaacuten en proceso de sustitucioacuten de combustibles por GNL Simultaacuteneamente el uso intensivo de nuevas tecnologiacuteas para regasificacioacuten como la teacutecnica flotante ha introducido al mercado alto grado de flexibilidad brindando la oportunidad de antildeadir capacidad de regasificacioacuten con costos relativamente baratos en un periacuteodo de tiempo corto Por ello distintas economiacuteas emergentes han utilizado terminales de regasificacioacuten flotantes como la forma maacutes expedita de satisfacer raacutepidamente la demanda de gas Ademaacutes hay un renovado intereacutes por el incremento de la flota en razoacuten a la velocidad y la facilidad relativa de llevar un terminal flotante en liacutenea y asiacute reducir las diferencias de oferta y demanda de caraacutecter temporal En el 2012 la cantidad de paiacuteses importadores de GNL crecioacute en algo maacutes del 150 con respecto al nuacutemero de paiacuteses importadores de 2002 y entre 2009 y 2012 diez nuevas naciones construyeron su primer terminal de regasificacioacuten como Indonesia Tailandia Paiacuteses Bajos Noruega Suecia Brasil y Chile En la regioacuten de Europa utilizan un esquema de abastecimiento un tanto novedoso donde Espantildea y Beacutelgica reexportan parte de sus importaciones al resto de Europa pero la crisis econoacutemica del continente ha generado disminucioacuten de importaciones de GNL en todo el continente con excepcioacuten de Turquiacutea quien ha renovado contratos de importacioacuten con Argelia En el caso de Ameacuterica Latina el mercado de GNL se encuentra en pleno auge por el desarrollo de plantas de regasificacioacuten en paiacuteses deficitarios y hoy Argentina Brasil y Chile y proacuteximamente Colombia hacen parte del club de paiacuteses que pretenden garantizar el abastecimiento de gas natural con diversificacioacuten de su oferta que gracias a la tecnologiacutea es una realidad disponer de este energeacutetico La situacioacuten en Ameacuterica Latina responde a dos circunstancias distintas Brasil y Chile que prestan demandas crecientes de GNL como respuesta a los problemas de generacioacuten de electricidad que conlleva la crisis hidroloacutegica en el continente fenoacutemeno de La Nintildea en Chile y baja hidraulicidad en la zona del riacuteo Paranaacute
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El caso de Argentina responde a la disminucioacuten en la produccioacuten domeacutestica cuyo deacuteficit es cubierto viacutea gasoductos desde Bolivia y GNL de distinta procedencia
Graacutefica 2-7 Localizacioacuten de las plantas de regasificacioacuten
35
Fuente GIIGNL 2012
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La regioacuten de Asia ndash Paciacutefico abarca un grupo de paiacuteses con las maacutes grandes necesidades de GNL como son China Corea del Sur EAU India Indonesia Japoacuten Kuwait Tailandia y Taiwaacuten En su orden Japoacuten Corea del Sur y China son los mayores consumidores a nivel mundial y los expertos sentildealan que las importaciones de GNL creceraacuten en la medida que la capacidad de regasificacioacuten esteacute disponible Histoacutericamente la utilizacioacuten de los terminales de importacioacuten ha sido inferior al 50 debido a la naturaleza estacional de muchos de los mercados de gas que generan variaciones de la demanda Seguacuten el Internacional Gas Unioacuten en 2012 la utilizacioacuten se redujo a 37 como resultado de la disminucioacuten de suministro de GNL a Europa y menor demanda en Ameacuterica del Norte que dejoacute a muchos terminales casi vaciacuteos La Graacutefica 2-8 presenta el factor de utilizacioacuten de la infraestructura de regasificacioacuten de acuerdo con la capacidad anual y las importaciones de GNL Se puede observar que China es el paiacutes que menos capacidad instalada y el que maacutes la usa con un 68 paiacuteses como Japoacuten Corea del Sur Espantildea y Reino Unido estaacuten entre un 40 y un 50 mientras Estados Unidos es el paiacutes que tiene una tasa de uso de menos del 10 de la capacidad instalada
Graacutefica 2-8 Utilizacioacuten de capacidad de regasificacioacuten
Fuente GIIGNL
El arribo del shale gas a Estados Unidos modificoacute el esquema de mercado en el mundo no solo por la movilizacioacuten del gas sino en el modelo de precios Los importadores buscan gas proveniente de Norte Ameacuterica y el suministro viacutea gasoducto estaacute perdiendo importancia por los arbitrajes ocurridos No obstante lo anterior en los continentes Europeo y Asiaacutetico existen proyectos de construccioacuten de gasoductos para transportar gas natural desde los paiacuteses de la Antigua Unioacuten Sovieacutetica hacia el continente asiaacutetico y particularmente a Corea del Sur y China asiacute
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Japoacuten Corea China India USA Espantildea Reino Unido
mm
tpa
Capacidad anual de regasificacioacuten Importaciones de GNL Tasa de utilizacioacuten
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como a otros paiacuteses de la regioacuten sin embargo ninguno ha tomado la decisioacuten final de inversioacuten El desarrollo de estos proyectos aliviariacutea la presioacuten existente sobre la infraestructura de GNL y para los importadores del gas resultariacutea maacutes barato que el uso del gas en estado liacutequido por los costos asociados con toda la cadena de valor ademaacutes de los elevados precios del GNL en el continente Asiaacutetico que ha hecho maacutes faacuteciles las negociaciones con los productores de Rusia para acceder a esta fuente De todas formas Rusia es un gran competidor a largo plazo y seguiraacute siendo un integrante importante en este mercado
23 Contexto Nacional Colombia es un paiacutes que cuenta con una importante dotacioacuten de recursos naturales energeacuteticos entre los que se cuenta el carboacuten hidroenergiacutea y gas natural entre otros A lo largo de los uacuteltimos 20 antildeos el sector de gas natural en Colombia ha experimentado un alto crecimiento de la demanda acompantildeado de la introduccioacuten y profundizacioacuten de un marco de mercado a partir de la Ley 142 de 1994 El sector logroacute ndash por medio de una combinacioacuten de mercado y poliacutetica energeacutetica ndash su consolidacioacuten no soacutelo en los mercados localizados alrededor de los campos de produccioacuten sino en el nivel nacional llevando el gas hasta sitios tan remotos de los campos de produccioacuten como el Valle del Cauca y Norte de Santander Desde comienzos de la deacutecada de los 90 se inicioacute la masificacioacuten del uso del gas natural en los distintos sectores socioeconoacutemicos y tal ha sido el impacto que tuvo en el consumo de energiacutea que pasoacute en 1990 de una participacioacuten relativa de 67 a un 205 en 2012 registrando un cambio significativo en la matriz de consumo y guardadas proporciones se constituyoacute en una revolucioacuten energeacutetica No solamente los hogares entraron en la era del gas natural sino la industria en sus procesos la generacioacuten de electricidad y el sector transporte con la sustitucioacuten de combustibles liacutequidos vieacutendose favorecidos por la factura que pagaban comparada con otros recursos energeacuteticos con lo cual se convirtioacute en un caso de eacutexito a nivel Latinoamericano pese a la concentracioacuten de este recurso en dos grandes aacutereas geograacuteficas la primera localizada en la Costa Norte del paiacutes con los campos Ballena y Chuchupa y la segunda en los Llanos Orientales donde se localizan los campos de Cusiana y Cupiagua 231 Reservas y produccioacuten Los cambios generados en la organizacioacuten institucional del sector de hidrocarburos a mediados de la primera deacutecada del nuevo siglo permitieron modificar la trayectoria seguida y se dio un impulso significativo a las actividades de exploracioacuten y produccioacuten logrando una incorporacioacuten importante de reservas de gas natural que hoy mantiene una RP de 16 antildeos y que se estima podriacutea incrementarse gracias a los avances tecnoloacutegicos y nuevas teacutecnicas para la explotacioacuten y desarrollo de Yacimientos no Convencionales y los localizados en el offshore pese a los aumentos importantes de produccioacuten requeridos para atender la progresiva demanda La Graacutefica 2-9 presenta la evolucioacuten de las reservas y de la produccioacuten de gas natural en Colombia
38
En cuanto a la produccioacuten al finalizar el antildeo 2012 el paiacutes disponiacutea de 68 TPC cerca de 200 GPC maacutes que en 2011 las cuales han sido estimadas de acuerdo con los criterios establecido por SPE (the society of petroleum engineers) En teacuterminos generales las reservas de gas natural se han mantenido en niveles que bordean los 7 Tera Pies Cuacutebicos descontando los voluacutemenes producidos que en promedio ha sido de 09 TCP por antildeo lo que representan una tasa de crecimiento promedio antildeo de 1 entre 2000 y 2012 Durante el 2012 se alcanzoacute una extraccioacuten de 1150 MPCD lograacutendose un registro histoacuterico y superando los voluacutemenes logrados en 2010 cuando el sistema fue exigido al maacuteximo para cubrir la demanda del sector eleacutectrico generada por el fenoacutemeno de ldquoEl Nintildeordquo Los resultados indican una tasa de crecimiento promedio anual de 6 entre 2000 y 2012 interrumpiendo la trayectoria a la baja que se presagiaba en los primeros antildeos del nuevo milenio La Costa Atlaacutentica ha sido la regioacuten de mayor aporte consecuencia directa de las distintas inversiones realizadas para recuperar la mayor cantidad de gas natural de los campos de Guajira el cual se produce de forma libre es decir que no se encuentra asociado con petroacuteleo
Graacutefica 2-9 Evolucioacuten de las reservas y produccioacuten de gas natural
Fuente ANH
Cabe sentildealar que no todo el gas natural producido en los maacutes de 55 campos con los que hoy cuenta nuestro paiacutes pude ser utilizado pues por razones de seguridad se requiere enviar a tea (antorcha) ciertos voluacutemenes para evitar manifestaciones de explosioacuten o porque se requiere para la extraccioacuten de petroacuteleo y es necesario reinyectarlo o porque es necesario para el autoconsumo en los campos Por ello a continuacioacuten se realiza un anaacutelisis del comportamiento de la oferta disponible para entender la situacioacuten que se genera a corto y largo plazo sobre la disponibilidad del
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Reservas produccioacuten
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recurso y los riesgos percibidos en el abastecimiento y la disponibilidad para exportaciones siendo eacutestas una decisioacuten de la poliacutetica energeacutetica colombiana 232 Oferta La oferta de gas en Colombia se halla concentrada tanto en lo que afecta a la dimensioacuten espacial como a la comercial pues algo maacutes del 44 proviene de los campos de la Guajira 44 de Cusiana y el restante 12 emana de los campos localizados en los Valles Inferior Medio y Superior del Magdalena y en la mayoriacutea de los casos ECOPETROL SA posee una participacioacuten importante de los voluacutemenes comercializados La Graacutefica 2-10 representa la evolucioacuten de la oferta desde el antildeo 2009 de manera mensual con el fin de contrastarlo con la demanda obtenida en el mismo periodo Han sido importantes los esfuerzos por aumentar la produccioacuten de gas natural especialmente en los campos de la Guajira y en el aacuterea de los Llanos Orientales Numerosos trabajos de reacondicionamiento asiacute como el mejoramiento de la infraestructura y la perforacioacuten de nuevos pozos permitieron elevar la produccioacuten de los campos localizados en el departamento de la Guajira hasta niveles cercanos a los 700 MPCD durante el antildeo 2009
Graacutefica 2-10 Oferta de gas por campos
Fuente MME ANH y ACP
Al finalizar el antildeo 2009 los campos de Cusiana y Cupiagua incrementaron tambieacuten su produccioacuten con lo cual la oferta de gas natural asociado empezoacute a adquirir gran importancia en el esquema de suministro colombiano ademaacutes de que la expansioacuten comenzoacute desplazaacutendose de la Costa al interior del paiacutes Sin embrago el suministro de gas pierde cierta flexibilidad toda vez que la produccioacuten de gas en este tipo de yacimientos depende directamente de la produccioacuten de liacutequidos asociados a este
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CD
Guajira Creciente Cusiana - Cupiagua Otros Llanos Resto Paiacutes
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Durante el antildeo 2013 el paiacutes produjo aproximadamente 1174 MPCD de gas natural de los cuales Guajira representoacute el 448 los campos localizados en los Llanos contribuyeron con el 436 en tanto que el Valle Medio participoacute con 45 Valle Inferior aportoacute 6 y el restante 11 provino de las cuencas del Catatumbo y Valle Superior del Magdalena La Tabla 2-3 relaciona la informacioacuten de manera desagregada
Cuenca Produccioacuten MPCD
Catatumbo 262
Guajira 5261
Llanos Orientales 5118
Valle Inferior Magdalena 699
Valle Medio Magdalena 506
Valle Superior Magdalena 105
TOTAL 1174
Tabla 2-3 Produccioacuten de gas natural en Colombia 2013 Fuente MME ANH y ACP
Lo cierto es que se requiere mantener y aumentar los niveles de produccioacuten para atender la creciente demanda Por otra parte si los resultados de la actividad exploratoria no son tan satisfactorios en razoacuten a que buena parte de esta actividad se orienta maacutes a la buacutesqueda de petroacuteleo dada su mayor rentabilidad es probable que haya aumentos modestos de nuevas reservas de gas natural salvo que en la proacutexima ronda que realice la ANH en 2014 parte de su empentildeo se concentre en aacutereas prospectivas para el gas natural De lo antes expuesto se puede mencionar que existe alta incertidumbre acerca de la oferta disponible en el mediano y largo plazo Es decir en ausencia de incorporacioacuten de suficientes reservas que permitan mantener los niveles de produccioacuten requeridos para suplir los requerimientos del paiacutes y dadas las caracteriacutesticas del mercado en lo que a concentracioacuten espacial se refiere generen complejidades que impidan el desarrollo equilibrado del mercado 233 Consumo El consumo de gas natural muestra un pasado relativamente corto en cerca de dos deacutecadas y medio cambioacute la estructura de consumo final de energiacutea en Colombia y hoy maacutes de 65 millones de usuarios consumen este recurso en distintos usos Presenta una tasa de crecimiento interanual cercano al 10 entre 2000 y 2012 La Graacutefica 2-11 registra la evolucioacuten de la demanda en los uacuteltimos antildeos El mercado residencial se extiende a aproximadamente 867 poblaciones con una cobertura que sobrepasa el 80 en las poblaciones atendidas con un cubrimiento de 460000 vehiacuteculos que utilizan esta fuente como combustible automotor y una significativa participacioacuten en el consumo de las industrias colombianas haciendo maacutes competitivos el comercio la industria y el transporte puacuteblico Indudablemente son importantes los beneficios recibidos frente a otras fuentes lo que hace prever que seguiraacute siendo un recurso importante en la matriz energeacutetica colombiana Durante el periodo 2009 y 2013 el consumo interno de gas natural se ha incrementado en 380 MPCD equivalente a 572 registraacutendose incrementos en todos los sectores de
41
consumo sin embargo se destacan los sectores residencial con 393 refineriacutea con 379 e industria con 218 representando un crecimiento interanual de 91
Graacutefica 2-11 Consumo de gas natural por sector
Fuente CNOrsquo GAS CONCENTRA UPME
Como se expuso en la introduccioacuten una caracteriacutestica fundamental del mercado de gas en Colombia se vincula con la volatilidad de la demanda frente a fenoacutemenos climaacuteticos como los de ldquoEl nintildeordquo Mientras que la demanda promedio de gas muestra una estructura altamente diversificada ella puede ser muy volaacutetil ante el requerimiento de las centrales teacutermicas en periacuteodos de sequiacuteas en tanto la capacidad de embalse de las centrales hidroeleacutectricas es baja El tamantildeo del mercado interno en 2013 era del orden de 1000 MPCD de este mercado cerca del 56 en promedio correspondioacute a sectores de consumo final como lo son el residencial comercial industrial y vehicular Por su parte el sector eleacutectrico durante el mismo 2013 en promedio representoacute el 31 del total A la par las exportaciones mantuvieron un comportamiento regular que en promedio alcanzaron los 202 MPCD Sin embargo cuando la demanda se enfrenta a fenoacutemenos de ldquoEl nintildeordquo como el ocurrido entre junio de 2009 y mayo del 2010 el sistema hace frente a una oferta inflexible pues la demanda del sector termoeleacutectrico -eje de la confiabilidad del sector eleacutectrico ante fenoacutemenos climaacuteticos extremos- necesariamente reduce la disponibilidad de gas para satisfacer otras demandas que podriacutean ser firmes como lo es sin duda la del sector industrial Con el propoacutesito de precisar el registro histoacuterico de la volatilidad de la demanda termoeleacutectrica frente a la demanda interna total se presenta en la Graacutefica 2-12
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GNVC Industrial Petroquiacutemica ResidencialComercial Refineriacutea Eleacutectrico Exportacioacuten
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Lo anterior a pesar de que el sector que maacutes se redujo fue el de exportaciones con las repercusiones propias de los contratos ademaacutes de que las estadiacutesticas no reflejan la demanda no abastecida y que implicoacute cortes al sector de GNV reducciones del consumo de gas en las refineriacuteas y el reemplazo de gas por combustibles liacutequidos en industrias factores que pueden menguar el desarrollo del mercado de gas frente a la percepcioacuten de incertidumbre sobre condiciones de abastecimiento cantidades disponibles precios y tipos de contratos En tales condiciones el incremento de la oferta de gas enfrenta tanto para los productores de gas como para los transportadores factores de riesgo que por otra parte se trasladan como riesgos percibidos de abastecimiento en los sectores de demanda interna principalmente el industrial y el de GNV Por otra parte este panorama impide comprometer con certeza exportaciones de gas siendo la decisioacuten de exportar parte de la poliacutetica energeacutetica nacional Por lo anterior las fluctuaciones de la demanda tambieacuten generan percepcioacuten de riesgo pero a la vez estas podriacutean eventualmente ser tratadas a traveacutes de la regulacioacuten y tipos de contratos Simultaacuteneamente la oferta de gas tambieacuten genera una incertidumbre la que se traslada al transporte de gas natural toda vez que eacuteste se encuentra desvinculado en propiedad de los productores y no logra percibir sentildeales claras para proceder a la expansioacuten de su capacidad generando asiacute un cuello de botella adicional a la mencionada inflexibilidad de la oferta de gas
Graacutefica 2-12 Consumo de gas natural total y sector eleacutectrico excluida exportacioacuten
Fuente CNO Gasuml XM caacutelculos propios
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Secto
r EleacutectricoM
PC
D
TOTAL ELEacuteCTRICO S Eleacutectrico
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Dado que el sistema es radial cualquier cuello de botella en un punto estrateacutegico del sistema (proacuteximo a la recepcioacuten de gas) se traslada al conjunto de los ramales del sistema integrado el cual se puede apreciar en la Graacutefica 2-15 donde se presenta de manera sinteacutetica la red colombiana de transporte de gas natural Pero cualquiera sea el escenario de oferta la demanda termoeleacutectrica reduciriacutea draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados domeacutesticos (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Es de recordar que la actividad de transporte de gas natural tiene caracteriacutesticas de monopolio natural y en el caso de Colombia el bajo nuacutemero de participantes en el suministro ha dado lugar a un sistema de transporte tal que soacutelo existe una alternativa de transporte para llegar de un punto a otro Hay maacutes de dos firmas en el negocio de transporte pero dos de ellas mueven la mayor parte del gas Promigas en la Costa Atlaacutentica y TGI en el interior del paiacutes Cada una de las empresas de transporte opera como un monopolio en el mercado geograacutefico que atiende Esta actividad es objeto de regulacioacuten de tarifas y de cargos de acceso para evitar el ejercicio de poder de mercado por parte de los operadores La expansioacuten de la infraestructura se basa en contratos lo que hace al transportador un agente activo El esquema de remuneracioacuten se origina en el reconocimiento de inversiones basado en un factor de utilizacioacuten sin incluir la variacioacuten de los flujos y en una pareja de cargos -por capacidad y por volumen- que no guardan correlacioacuten de manera directa con los costos fijos y variables de la actividad Asiacute las cosas hay ciertos factores de incertidumbre que afecten de manera negativa las decisiones de inversioacuten de los transportadores ademaacutes de las dificultades antes mencionadas y la falta de coordinacioacuten entre los distintos eslabones de la cadena (productores) 234 Sistema de transporte La red colombiana de gasoductos estaacute conformada principalmente por el sistema de la Costa Atlaacutentica y del Interior La red de la costa atlaacutentica pertenece y es operada por la empresa PROMIGAS estaacute conformado por dos subsistemas principales Ballena-Cartagena y Cartagena-Jobo Subsistema Ballena-Cartagena transporta gas natural proveniente de los campos del
Departamento de la Guajira Chuchupa y Ballena El gas se recibe en la Estacioacuten Ballena (Guajira) y se transporta hasta las ciudades de Santa Marta Barranquilla y Cartagena atendiendo a lo largo de su recorrido varias poblaciones y plantas termoeleacutectricas de la Costa Atlaacutentica Tiene una longitud de 6733 km
El Subsistema Cartagena - Jobo tiene una longitud de 193 km y transporta gas natural proveniente del yacimiento denominado Guumlepajeacute ubicado en el Municipio de San Pedro (Sucre) hacia Cartagena y hacia la planta de Cerromatoso Abastece un gran nuacutemero de poblaciones a lo largo de su recorrido Este subsistema tiene la opcioacuten de acuerdo con los requerimientos de consumo de enviar el gas de la Guajira que viene desde Ballena hasta Jobo
44
El gasoducto cuenta con diferentes estaciones para su funcionamiento la Estacioacuten Ballena las Estaciones Arenosa y Heroica y las Estaciones Compresoras Palomino Cartagena y Sahaguacuten
La red del interior pertenece y es operada por varias empresas
Transportadora de gas internacional ndash TGI
Transmetano
Promioriente
Transoccidente
Progasur
Coinobras
La red propiedad de TGI- Transportadora de gas internacional posee maacutes de 3900 km de gasoducto y estaacute conformada por 7 sistemas principales
Gasoducto Ballena ndash Barrancabermeja
Gasoducto Centro ndash Oriente
Sur de Boliacutevar ndash Santander
Gasoducto Mariquita ndash Cali
Gasoducto Cusiana ndash Apiay ndash Bogotaacute
Gasoducto Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
Gasoducto Morichal ndash Yopal
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Ballena ndashBarrancabermeja
578 18 260 Ballena
Hato Nuevo La Jagua
Casacaraacute Curumaniacute
Norean San Alberto y
Barrancarmeja
Centro - Oriente 1005 4 - 6 - 12 - 14 - 20 -
22
Barrancabermeja -
Sebastopol 230
Cusiana Barrancberm
eja ECP Dina Rio Ceibas
Hocol Toqui Toqui
Vasconia Miraflores
Puente Guillermo y Mariquita
Sebastopol - Vasconia
201
La Belleza - Vasconia
196
La Belleza - Cogua
182
Vasconia - Mariquita
192
Mariquita ndash Gualanday
15
Gualanday - Neiva
11
Sur de Boliacutevar - Santander
308 10 - 8 - 2 64 Cusiana -
Mariquita - Cali 343 20 Mariquita -
Cali 168
Mariquita Cusiana
Padua
Cusiana - Apiay - Bogotaacute
442 3 ndash 6 ndash 10 -
12
Cusiana ndash Apiay
30
Cusiana Apiay Apiay ndash Villavicencio ndash
Ocoa 14
45
Sistema Longitud
(km) Diaacutemetro
(pulgadas) Tramos
Capacidad (MPCD)
Punto entrada
Estaciones compresoras y terminales
Apiay - Usme 18
Cusiana ndash Porvenir ndash La Belleza
223 20 390 Cusiana Miraflores ndash
Puente Guillermo
Morichal ndash Yopal 132 4 - 4 Morichal -
Tabla 2-4 Caracteriacutesticas de los 7 sistemas principales de gasoductos del paiacutes Fuente Boletiacuten Electroacutenico de operaciones ndash TGI 2014
La red que transporta el gas natural desde Sebastopol hacia Medelliacuten es de propiedad de la empresa Transportadora de Metano SA ndash Transmetano cuenta con 188 km construidos de gasoducto y una capacidad maacutexima de transporte 78 MPCD en liacuteneas de 2 4 6 8 12 y 14 pulgadas de diaacutemetro Promigas tiene una participacioacuten en Transmetano del 996 Transoriente2 transporta gas natural hacia la ciudad de Bucaramanga en dos tramos
Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga
Gibraltar - Bucaramanga
El tramo Barrancabermeja ndash Payoa ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 358 MPCD y 160 km de longitud cuenta con una liacutenea principal en 8rdquo y un loop en 6rdquo La liacutenea Gibraltar ndash Bucaramanga tiene una capacidad de 499 MPCD en 17715 km de 12 pulgadas de diaacutemetro La Empresa Transoccidente transporta gas natural desde Cali hacia Yumbo a traveacutes de 108 km de gasoducto el cual cuenta con una capacidad de transporta de 736 MPCD Actualmente Promigas tiene una participacioacuten en Transoccidente del 69 Por su parte Progasur transporta gas natural hacia municipios del sur de Cundinamarca Tolima y Huila Esos gasoductos se describen a continuacioacuten
Gasoducto Diaacutemetro (pulgadas) Longitud (km) Capacidad (MPCD)
Sur Neiva ndash Hobo 8 526 28
Flandes - Girardot - Ricaurte 4 ndash 6 12 22
Guando - Melgar - Fusagasugaacute
3 381 06
Ramal PraderaJamundiacute - Popayaacuten
4 1196 37
Campo Sardinata - Cuacutecuta 4 678 43
Buenos Aires - Ibagueacute 6 189 156
Chicoral - Flandes 6 271 12
Flandes - Guando 6 395 107
Tabla 2-5 Caracteriacutesticas del sistema de transporte de Progasur Fuente PROGASUR 2014
2 Promigas tiene una participacioacuten en Transoriente del 733
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En noviembre de 2013 se formalizoacute el proceso de fusioacuten por parte de Progasur sobre la compantildeiacutea Transportadora Gasoducto del Tolima SA- TRANSGASTOL por lo cual los gasoductos que con anterioridad operaba TRANSGASTOL ahora son operados PROGASUR estos son Buenos Aires ndash Ibagueacute Chicoral ndash Flandes y Flandes ndash Guando
Graacutefica 2-13 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Interior
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Graacutefica 2-14 Mapa topoloacutegico ndash Sistema Costa
48
Graacutefica 2-15 Esquema de la red nacional de transporte de gas natural
Fuente Empresas transportadoras de gas natural
24 Planta de regasificacioacuten La disponibilidad nacional de gas natural en el mediano y largo plazo es de completa incertidumbre y son grandes los esfuerzos exploratorios que deben concretarse para obtener los resultados en teacuterminos de nuevas reservas de hidrocarburos Garantizar la atencioacuten de la creciente demanda de gas natural en Colombia sugiere contar con las reservas internas necesarias o concurrir al mercado externo para su compra y en este caso disponer de la apropiada infraestructura para el acondicionamiento y posterior uso si el gas viene en forma liacutequida o se importa viacutea gasoducto
49
Teniendo en cuenta que la demanda de gas natural se encuentra altamente influenciada por los requerimientos de los generadores teacutermicos y sumado a la incertidumbre acerca de la oferta interna disponible a mediano plazo se sugiere la utilizacioacuten de varios escenarios de oferta que permitan determinar las cantidades para garantizar pleno abastecimiento e incrementar la confiabilidad del sistema Para la definicioacuten de escenarios de oferta se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 tal como se muestra en el capiacutetulo cinco Igualmente se consideroacute un escenario de planta de regasificacioacuten como ejercicio de planificacioacuten para la deteccioacuten temprana de situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda proyectada Esto conlleva a la necesidad de su dimensionamiento factor de utilizacioacuten tiempo de construccioacuten alternativa de abastecimiento por buques regasificadores que tambieacuten requiere de infraestructura de recepcioacuten etc En el primer caso el tamantildeo de la planta seraacute definido como el maacuteximo valor del faltante durante el periodo del plan de abastecimiento y su ubicacioacuten dependeraacute del balance regional Las rutas de transporte y los precios dependeraacuten del sitio donde se negocie el gas por lo general los contratos son de largo plazo (al menos 20 antildeos) aunque se cuenta con un mercado spot naciente donde el precio puede ser superior al de los contratos firmados a largo plazo Una planta de licuefaccioacuten que atiende a casi todos los paiacuteses del continente americano es la ubicada en Trinidad y Tobago ademaacutes por su cercaniacutea a Cartagena en la Costa Atlaacutentica podriacutea disminuir los costos de transporte los cuales son un factor determinante para las importaciones de GNL ya que sus costos pueden variar dependiendo del sitio donde se compre el gas natural
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3 Marco de poliacutetica y regulatorio del servicio de gas natural en Colombia De acuerdo con la Constitucioacuten Poliacutetica de Colombia norma suprema el Estado mantiene la regulacioacuten control y vigilancia de los servicios puacuteblicos en procura de garantizar el mejoramiento continuo en la prestacioacuten de dichos servicios y la satisfaccioacuten del intereacutes social Asiacute mismo los servicios puacuteblicos son inherentes a la funcioacuten social del Estado siendo su deber asegurar su prestacioacuten eficiente a todos los habitantes del territorio nacional Seguacuten lo establecido en la Ley 142 de 1994 la distribucioacuten de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios puacuteblicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendraacute en la prestacioacuten de los mismos para garantizar entre otras la calidad del bien y su disposicioacuten final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios asiacute como su prestacioacuten continua e ininterrumpida Igualmente establece que es competencia privativa de la Nacioacuten planificar asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea econoacutemica y teacutecnicamente posible a traveacutes de empresas oficiales mixtas o privadas Los problemas de escasez de gas natural en firme ocurridos en el antildeo 2007 dieron origen a la promulgacioacuten del Decreto 2987 de 2008 por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea el cual dispuso que los transportadores y distribuidores de gas natural y cualquier otro agente podiacutea incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural En desarrollo de esa poliacutetica la CREG emitioacute la Resolucioacuten No 075 de 2008 introduciendo incentivos para que las empresas distribuidoras-comercializadoras adelantaran proyectos que permitieran garantizar la confiabilidad en el suministro de gas pero la respuesta fue escasa y solo una empresa presentoacute un proyecto de ldquopeak shavingrdquo para garantizar la prestacioacuten del servicio en la capital colombiana situacioacuten auacuten sin resolver Seguidamente el Gobierno Nacional expidioacute el Decreto 2730 de 2010 mediante el cual establecioacute otro tipo de obligaciones de confiabilidad el cual fue reemplazado por el Decreto 2100 de 2011 que modificoacute lo dispuesto en el Decreto 2730 de 2010 y cuyo artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio puacuteblico de gas natural La industria de gas natural se ha caracterizado por ser una industria intensiva en capital donde la cantidad de energiacutea almacenada o transportada por inversioacuten en infraestructura es sustancialmente menor en comparacioacuten con la respectiva para el petroacuteleo o sus derivados liacutequidos La participacioacuten del Estado en este sector inicialmente estuvo asociada a la produccioacuten del gas por parte de Ecopetrol y a las inversiones en infraestructura de transporte Posteriormente ha venido aumentando la participacioacuten privada en las actividades comerciales y la funcioacuten del Estado se ha ido centrando en la definicioacuten de poliacuteticas de aseguramiento del abastecimiento la regulacioacuten del sector la vigilancia el estiacutemulo a la inversioacuten y la proteccioacuten de los intereses del consumidor Adicionalmente dado que la infraestructura de gas natural utiliza zonas puacuteblicas y privadas y su desarrollo tiene los respectivos impactos ambientales y sociales el Estado tambieacuten administra y regula el uso del terreno y la proteccioacuten del medio ambiente
51
Por otra parte dado que el sector eleacutectrico fue el principal impulsor de la demanda de gas natural y hoy mantienen un estrecho viacutenculo por ello el Gobierno se encarga tambieacuten de disentildear poliacuteticas que de manera coordinada planeada y eficiente permitan asegurar el abastecimiento tanto de energiacutea eleacutectrica como de gas natural teniendo en cuenta las estacionalidades (Fenoacutemeno del Nintildeo) y las prioridades de consumo Frente al raacutepido crecimiento del consumo de gas natural y la relacioacuten de eacuteste con el sector eleacutectrico y a los inconvenientes de abastecimiento presentados durante el uacuteltimo Fenoacutemeno del Nintildeo los objetivos de poliacutetica de los uacuteltimos antildeos (Decreto 2687 de 2008 Ley 1450 de 2010 ndash Plan Nacional de Desarrollo 2010 ndash 2014 - y Decreto 2100 de 2011) han estado orientados principalmente a garantizar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad de la prestacioacuten del servicio
Ilustracioacuten 3-1 Institucionalidad
Fuente UPME
31 Poliacutetica sectorial En los uacuteltimos antildeos especiacuteficamente de 2010 a 2013 los principales objetivos de poliacutetica para el sector del gas natural han sido
Fortalecimiento institucional y de la coordinacioacuten sectorial a traveacutes de publicacioacuten oportuna de informacioacuten de produccioacuten y comercializacioacuten de gas
Remuneracioacuten de redes teniendo en cuenta el costo del uso de energeacuteticos sustitutos como criterio de eficiencia
Mecanismos de comercializacioacuten y precios que incentiven las actividades de exploracioacuten y produccioacuten de gas convencional y no convencional
Promover la inversioacuten en infraestructura de confiabilidad en el suministro y transporte de gas
Promover alternativas de importacioacuten de gas para garantizar el abastecimiento
Dar prioridad al consumo interno sobre las exportaciones
Incentivar la produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales
Definir mecanismos de comercializacioacuten que promuevan la competencia propicien la formacioacuten de precios eficientes mitiguen la concentracioacuten del mercado y generen informacioacuten oportuna
Constitucioacuten Poliacutetica
Rama Judicial Congreso de la
RepuacuteblicaPresidencia
Conpes
Ministerio de Minas y Energiacutea
Entidades adscritas (CREG UPME)
Empresas (inversionistas)
Consumidores
Poliacutetica energeacutetica
Regulacioacuten econoacutemica yplaneacioacuten
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311 Plan Nacional de Desarrollo (2010 ndash 2014) Respecto al sector del gas natural el actual Plan Nacional de Desarrollo propuso
ldquoPor el contrario el gas natural sufrioacute un racionamiento durante la ocurrencia del fenoacutemeno del Nintildeo y se establecioacute la intervencioacuten estatal para asignar el gas natural a los sectores prioritarios de consumo principalmente del interior del paiacutes donde se teniacutea una escasez del producto exacerbada por restricciones en la capacidad de transporte Este evento debe ser objeto de reflexioacuten y anaacutelisis para las entidades gubernamentales con el propoacutesito de ajustar los lineamientos de poliacutetica regulacioacuten vigilancia y control para poder posicionarlo nuevamente como un sector soacutelido y confiablerdquo
ldquoAsiacute mismo se fortaleceraacute el marco institucional en el sector de gas natural para un mejor desempentildeo y coordinacioacuten entre los agentes lo que exige i) contar con un nuevo agente responsable de la gestioacuten teacutecnica del sistema nacional de transporte de gas natural velando por la continuidad y seguridad del suministro en el corto y mediano plazo y la coordinacioacuten con el sector eleacutectrico y ii) ajustar el rol que desempentildea actualmente el Consejo Nacional de Operacioacuten de gas- CNO para que desarrolle los acuerdos operativos y protocolos que se requieran para nivelar el sector de acuerdo a las mejores praacutecticas internacionalesrdquo
ldquoEs necesario identificar y materializar el potencial en yacimientos no convencionales considerando aspectos ambientales y promoviendo la maximizacioacuten de la explotacioacuten del recurso en concordancia con la situacioacuten de abastecimiento energeacutetico del paiacutes Para ello el Gobierno Nacional contrataraacute los estudios necesarios para establecer un modelo contractual y la elaboracioacuten de la reglamentacioacuten teacutecnica necesaria para la exploracioacuten y explotacioacuten de yacimientos no convencionales de hidrocarburos entre eacutestos el de gas metano asociado al carboacutenrdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el Gobierno Nacional estableceraacute lineamientos de poliacutetica centrados en el aseguramiento del abastecimiento en el mediano plazo y la confiabilidad de la prestacioacuten del servicio Para ello debe seguir dos estrategias i) profundizar en la promocioacuten de la actividad exploratoria mediante la libertad de las exportaciones basada en criterios teacutecnicos y transparentes que tengan en cuenta el abastecimiento interno y ii) crear un esquema que permita importar la confiabilidad en el abastecimiento bajo el mecanismo maacutes eficiente desde el punto de vista teacutecnico y econoacutemicordquo
ldquoSi bien el aprovechamiento del recurso de una manera eficiente y sostenible es muy importante en la cadena de produccioacuten se debe garantizar el acceso a la infraestructura de transporte mediante la ampliacioacuten de la capacidad de almacenamiento en tanques y de transporte por oleoductos gasoductos y poliductos de acuerdo con criterios de eficiencia econoacutemica y suficiencia financiera que aseguren la continuidad y confiabilidad de estos servicios Para el caso de oleoductos se espera contar con una capacidad miacutenima de transporte de aproximadamente 1rsquo200000 BPD y 300000 BPD de diluyente adicional para finales del antildeo 2013 asiacute como una capacidad de transporte en gasoductos de 1220 MPCD (244000 BPED) en el antildeo 2014rdquo
ldquoEn cuanto al gas natural el primer reto del sector se centra en establecer criterios de confiabilidad que sean eficientes econoacutemica y financieramente sopesando alternativas de construccioacuten de infraestructura nueva en transporte y distribucioacuten frente a la posibilidad de definir un mercado de interrupciones para lo cual se debe tener en cuenta las valoraciones que consideren la menor relacioacuten costo-beneficio para los usuarios finalesrdquo
En segundo lugar se deben generar mecanismos para la comercializacioacuten mayorista que incentive las inversiones en exploracioacuten gasiacutefera promoviendo esquemas de
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contratacioacuten que permitan a los inversionistas mitigar los riesgos de demanda tener la remuneracioacuten adecuada y promover la estandarizacioacuten de contratos de suministro y transporte En este sentido se desarrollaraacuten mecanismos flexibles con compatibilidad de incentivos que propicien el incremento de la oferta de gas en firme y permitan la formacioacuten libre de precios a partir de sentildeales de escasez Cuando existan agentes con posicioacuten dominante la CREG estableceraacute los mecanismos que considere idoacuteneos para determinar los esquemas de comercializacioacuten del gas adecuados ante estas situaciones Por otro lado es importante que las metodologiacuteas de remuneracioacuten de distribucioacuten de gas natural consideren anaacutelisis econoacutemicos comparativos frente al energeacutetico sustituto cuando se analice su viabilidad de expansioacutenrdquo
ldquoConsiderando lo anterior el Gobierno Nacional debe propiciar la armonizacioacuten de los esquemas de promocioacuten del uso del GLP y el GN de manera que se eliminen las distorsiones en los mecanismos de transmisioacuten entre los costos y las sentildeales de precios propiciando una mayor eficiencia asignativa en el mercado de estos sustitutos En este sentido se enfocaraacuten esfuerzos en las siguientes liacuteneas de accioacuten i) eliminar los subsidios para infraestructura de transporte y distribucioacuten de gas otorgados a traveacutes de fondos nacionales y en este sentido eliminar el Fondo Especial de Cuota de Fomento-FECF en un plazo no mayor a 4 antildeos ii) permitir el uso de GLP como combustible para vehiacuteculos y expandir su uso en la industria petroquiacutemica iii) consolidar el esquema de marcas para la distribucioacuten y comercializacioacuten de GLP y iv)desarrollar los mecanismos que permitan equiparar el esquema de solidaridadrdquo
ldquoCon el objetivo de propiciar el incremento de la productividad de las industrias intensivas en energiacutea eleacutectrica y gas natural incentivar el crecimiento econoacutemico y la creacioacuten de empleo el Gobierno Nacional buscaraacute los mecanismos adecuados para la eliminacioacuten gradual de la contribucioacuten industrial en los servicios puacuteblicos de energiacutea eleacutectrica y gas combustible incorporando dentro de los criterios de dicha gradualidad la respuesta de la industria a estas reducciones en teacuterminos de incremento en el empleo Las medidas que se tomen en este sentido no deben comprometer la sostenibilidad del esquema de solidaridad ni causar costos financieros a las empresas prestadoras del servicio de energiacutea eleacutectricardquo
ldquoDe otra parte se examinaraacuten esquemas de interconexioacuten eleacutectrica y gasiacutefera entre los territorios fronterizos y los paiacuteses vecinos al igual que de exportacioacuten e importacioacuten de energiacutea eleacutectrica y gas hacia paiacuteses centroamericanos a traveacutes de las regiones Paciacutefica y la Caribe Se espera contar con escenarios en la materia y nuevos nichos de mercado Ademaacutes se promoveraacuten interconexiones de energiacutea eleacutectrica y de gas de pequentildea escala y puntuales en Zonas No Interconectadas para atender demanda localrdquo
De las anteriores propuestas se destaca en especial el objetivo de asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad en la prestacioacuten del servicio 312 Decreto 2100 de 2011 Como respuesta a la experiencia vivida por el sector energeacutetico ademaacutes de los anaacutelisis realizados para la elaboracioacuten del Plan Nacional de Desarrollo se emitioacute el Decreto 2100 de 2011 el cual establecioacute mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural Los puntos maacutes relevantes de este decreto son Establecioacute el consumo interno como prioritario frente a las exportaciones Los
exportadores deben atender la demanda interna en caso de restricciones situaciones de grave emergencia transitorias y no transitorias o racionamientos programados Adicionalmente se definiraacute un indicador que relacione las reservas la demanda interna
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las exportaciones y las importaciones mediante el cual se pueda monitorear la conveniencia de mantener libertad a las exportaciones de gas A este respecto el Ministerio de Minas y Energiacutea definioacute mediante la Resolucioacuten 181704 de 2011 la metodologiacutea de caacutelculo para la determinacioacuten del iacutendice de abastecimiento de gas natural
La CREG definiraacute el costo de oportunidad del gas dejado de exportar que se les
reconoceraacute a los productores que hayan tenido que incumplir sus compromisos en firme de exportacioacuten para atender la demanda interna de gas
La demanda esencial (usuarios residenciales y pequentildeos comerciales de la red de
distribucioacuten la demanda de GNV la demanda para la operacioacuten de estaciones de compresioacuten del SNT y la demanda de las refineriacuteas) debe estar asegurada mediante contratos con respaldo fiacutesico
En caso de emergencia los agentes responsables de atender la demanda esencial y
que no cuenten con contratos firmes deberaacuten asumir directamente los costos en que incurran los usuarios afectados La CREG definiraacute la metodologiacutea para la estimacioacuten de dichos costos y los mecanismos para que los que atienden demanda esencial puedan tener acceso a contratos firmes
El gas natural de propiedad del Estado y de las participaciones de la ANH se deberaacute
destinar prioritariamente a la atencioacuten de la demanda interna La ANH debe publicar anualmente las reservas de gas por campo y ubicacioacuten geograacutefica Los productores y productores-comercializadores deberaacuten declarar mes a mes para un
periodo de 10 antildeos la siguiente informacioacuten
bull Su consumo propio bull La produccioacuten total disponible para la venta (PTDV) bull La produccioacuten comprometida (PC) bull Potencial de produccioacuten de cada campo (PP) bull El porcentaje de participacioacuten de los diferentes productores y del Estado de
la produccioacuten de cada campo bull Contratos de exportacioacuten
La CREG definiraacute los mecanismos de comercializacioacuten de la PTDV y de las cantidades
importadas disponibles para la venta (CIDV) que se destinen para el consumo interno No estaraacuten sujetos a estos mecanismos de comercializacioacuten la produccioacuten de campos menores la produccioacuten de campos en pruebas extensas donde no se haya declarado comercialidad y la produccioacuten de campos no convencionales Estos mecanismos de comercializacioacuten deberaacuten promover la competencia propiciar la formacioacuten de precios eficientes mitigar los efectos de concentracioacuten del mercado y generar informacioacuten oportuna y suficiente para los agentes
Los productores o productores comercializadores de gas de yacimientos no
convencionales pueden realizar directamente la actividad de generacioacuten eleacutectrica El
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Ministerio de Minas y Energiacutea la CREG y la ANH podraacuten definir incentivos adicionales a la produccioacuten no convencional de gas3
El Ministerio de Minas y Energiacutea adoptaraacute un Plan indicativo de abastecimiento de gas el cual tendraacute como horizonte de proyeccioacuten un periodo de 10 antildeos y seraacute actualizado cuando el MME asiacute lo determine Este plan debe ser elaborado por la UPME siguiendo los lineamientos que determine el MME
La CREG estableceraacute los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para la
atencioacuten de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijaraacute las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que los agentes presenten en este sentido
Se definiraacute un agente encargado de prestar el servicio de gestioacuten de la informacioacuten operativa y comercial del sector de gas natural La CREG definiraacute la metodologiacutea para seleccionar el prestador de este servicio y la remuneracioacuten a la que tendraacute derecho
La comercializacioacuten de gas importado con destino al servicio puacuteblico domiciliario deberaacute
ajustarse a las disposiciones exigidas para la comercializacioacuten de gas de produccioacuten nacional
El precio del gas importado o exportado seraacute pactado libremente por las partes La CREG podraacute implementar mecanismos para incentivar la importacioacuten de gas natural
con el fin de promover el abastecimiento de este energeacutetico Los propietarios de infraestructura de regasificacioacuten deberaacuten permitir el acceso a la capacidad no comprometida
313 Regulacioacuten Los principales aspectos que son objeto de regulacioacuten por parte del Estado en el sector de gas natural son los relacionados con los impactos sociales y ambientales lo referente al uso de predios puacuteblicos la compensacioacuten por produccioacuten de este recurso no renovable propiedad del Estado (regaliacuteas y participaciones de la ANH) los aspectos de seguridad teacutecnica y lo concerniente a las imperfecciones del mercado y externalidades (regulacioacuten econoacutemica a cargo de la CREG) La regulacioacuten econoacutemica vigente ha buscado en primer lugar garantizar los objetivos definidos en la Ley 142 de 1994 garantizar la calidad del bien objeto del servicio para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios la ampliacioacuten permanente de la cobertura la prestacioacuten continua e ininterrumpida la prestacioacuten eficiente la libertad de competencia y la no utilizacioacuten abusiva de posicioacuten dominante Asiacute los instrumentos establecidos para alcanzar estos objetivos han consistido baacutesicamente en la definicioacuten de indicadores de calidad mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratacioacuten precios maacuteximos regulados y las limitaciones a la integracioacuten vertical con el fin de promover la competencia
3 Mediante la Ley 1530 de 2012 se concedioacute un descuento del 40 en las regaliacuteas para el caso de produccioacuten de gas en yacimientos no convencionales Adicionalmente se encuentra en discusioacuten un proyecto de reglamento de asignacioacuten de aacutereas y de contrato de exploracioacuten y produccioacuten para yacimientos no convencionales los cuales proponen aumentar especiacuteficamente para este tipo de yacimientos los periodos de exploracioacuten y produccioacuten a 9 y 30 antildeos respectivamente
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Durante los antildeos 2012 y 2013 se expidioacute regulacioacuten orientada especialmente a asegurar el abastecimiento la confiabilidad y la continuidad del servicio En este sentido se han definido instrumentos regulatorios con el fin de incentivar las importaciones y el aumento de la produccioacuten de gas modalidades contractuales con el objeto de asegurar la atencioacuten de la demanda esencial en firme mecanismos de negociacioacuten que promuevan la competencia y la fijacioacuten de precios eficientes y la definicioacuten de un gestor de mercado con el fin disponer de manera oportuna de informacioacuten operativa y comercial del sector La Tabla 3-1 resume por actividad y temaacutetica la principal normativa vigente del sector del gas natural
Actividad Organizacioacuten de la
industria Precios
Calidad del servicio
Normatividad teacutecnica
Produccioacuten
Iacutendice de abastecimiento y liacutemite a las exportaciones Res MinMinas 181704 de 2011 Res MinMinas 72472 de 2013 Reglamento de comercializacioacuten Res CREG 089 de 2013 Res CREG 123 de 2013 Res CREG 122 de 2013 Res CREG 130 de 2013 Res CREG 151 de 2013 Res CREG 204 de 2013 Gestor del mercado Res CREG 124 de 2013 Res CREG 150 de 2013 Res CREG 200 de 2013 Res CREG 021 de 2014 Restricciones a la integracioacuten vertical Res CREG 057 de 1996 Opcioacuten con gas natural importado para respaldar Obligaciones de Energiacutea Firme del Cargo por Confiabilidad Res CREG 106 de 2011 Res CREG 025 de 2014
Precio punto de entrada al SNT Res CREG 088 de 2013 Costo oportunidad gas dejado de exportar Res CREG 041 de 2013 Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Res CREG 062 de 2013 Res CREG 152 de 2013 Res CREG 022 de 2014
Transporte
Reglamento Uacutenico de Transporte Res CREG 071 de 1999 (RUT) Res CREG 084 de 2000 Res CREG 102 de 2001 Res CREG 014 de 2003 Res CREG 054 de 2007 Res CREG 033 041 077 y 154 de 2008 Res CREG 130 131 y 187 de 2009 Res CREG 169 y 171 de 2011 Res CREG 078 de 2013 Res CREG 126 de 2013
Costo transporte por ductos Res CREG 126 de 2010 Costo transporte terrestre de gas natural comprimido Res CREG 008 de 2005
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Distribucioacuten
Coacutedigo de distribucioacuten de gas combustible Res CREG 067 de 1995 Res CREG 127 de 2013
Foacutermulas tarifarias distribucioacuten gas por red de tuberiacutea Res CREG 137 de 2013 Res CREG 138 de 2013 Y sus modificaciones Res CREG 183 de 2013 Res CREG 184 de 2013 Res CREG 205 de 2013 Res CREG 008 de 2014 Cargos de distribucioacuten y comercializacioacuten Res CREG 202 de 2013
Res CREG 100 de 2013
Reglamento Teacutecnico de Instalaciones Internas de Gas Res 90902 de 2013 Revisiones perioacutedicas de instalaciones internas Res CREG 059 de 2012
Tabla 3-1 Principales resoluciones del sector de Gas Natural Fuente CREG UPME
32 Organizacioacuten de la industria La cadena de prestacioacuten del servicio y la estructura de la industria se resumen de manera esquemaacutetica seguacuten lo presentado en la Ilustracioacuten 3-2
Ilustracioacuten 3-2 Cadena de prestacioacuten del servicio
Fuente UPME
Es de resaltar que la primera actividad que hace referencia a la exploracioacuten y produccioacuten tambieacuten se rige por los contratos que suscriban los inversionistas con la Agencia Nacional de Hidrocarburos entidad que administra los recursos del subsuelo colombiano en materia de hidrocarburos En lo referente a la comercializacioacuten la Ilustracioacuten 3-3 representa de manera sucinta las relaciones existentes entre los distintos agentes y las posibilidades de interactuar El importador es un agente que estaacute contemplado en la regulacioacuten pero que auacuten no se ha materializado su operacioacuten En cuanto a las exportaciones seguacuten el Decreto 2100 de 2011 y la Resolucioacuten 181704 de 2011 actualmente son libres pero sujetas al comportamiento que vaya teniendo cada antildeo el iacutendice de abastecimiento y la relacioacuten entre el potencial de produccioacuten y la demanda total
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esperada Asiacute los productores productores-comercializadores o agentes exportadores no podraacuten suscribir o modificar compromisos de cantidades a exportar cuando el iacutendice de abastecimiento (IA) sea menor a 8 y el PP para un antildeo determinado sea inferior a la demanda total esperada4 para ese mismo antildeo
Ilustracioacuten 3-3 Estructura de la industria
Fuente UPME
Seguacuten la informacioacuten oficial5 de potencial de produccioacuten reservas probadas y probables proyeccioacuten de demanda y los deacuteficits a ser resueltos mediante importaciones seguacuten los balances contenidos en este documento el iacutendice de abastecimiento muestra el comportamiento descrito en la Graacutefica 3-1 De acuerdo con la siguiente graacutefica se podriacutea esperar que las exportaciones continuacuteen hasta aproximadamente el antildeo 2019 Situacioacuten que puede variar con el reporte de los voluacutemenes que provengan viacutea planta de regasificacioacuten Con el aacutenimo de promover la competencia y asegurar el abastecimiento y la continuidad en la prestacioacuten del servicio la regulacioacuten ha definido algunas restricciones a la integracioacuten vertical mecanismos de negociacioacuten tipos de contratos y sistemas de gestioacuten de la informacioacuten que permitan a los agentes disponer de ella de manera oportuna y facilitar el funcionamiento de los mercados y la coordinacioacuten de las operaciones Enseguida se detalla lo relacionado con estos temas
4 Reportada por la UPME 5 Declaracioacuten de produccioacuten 2013
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Graacutefica 3-1 Proyeccioacuten del iacutendice de abastecimiento (IA)
Fuente MME caacutelculo propios
321 Restricciones a la integracioacuten vertical Dado que las actividades de transporte y distribucioacuten de gas natural se caracterizan por ser monopolios naturales la regulacioacuten ha procurado limitar la integracioacuten vertical en la cadena de prestacioacuten del servicio con el fin de promover la competencia en las otras actividades potencialmente competitivas tales como la produccioacuten y comercializacioacuten A este respecto las Res CREG 057 de 1996 y 089 de 2013 han definido lo siguiente
Con el fin de garantizar el acceso abierto al sistema nacional de transporte de gas natural el transporte de gas natural es independiente de las actividades de produccioacuten comercializacioacuten y distribucioacuten del gas natural En consecuencia los contratos de transporte y las tarifas cargos o precios asociados son independientes de las condiciones de compra o distribucioacuten y de su respectiva valoracioacuten
El transportador de gas natural no puede realizar de manera directa actividades de produccioacuten comercializacioacuten o distribucioacuten ni tener intereacutes econoacutemico en empresas que tengan por objeto la realizacioacuten de esas actividades Puede no obstante adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo para compensar peacuterdidas o para mantener el balance del sistema de transporte si ello se hace necesario
Las empresas cuyo objeto sea el de vender comercializar o distribuir gas natural no pueden ser transportadoras ni tener intereacutes econoacutemico en una empresa de transporte del mismo producto El intereacutes econoacutemico se entiende en los teacuterminos establecidos en el artiacuteculo 6o Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan (participacioacuten mayor del 25 ndash 30 en capital)
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2
4
6
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
IA Liacutemite Res 181704 de 2011
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El comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en productores-comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996 o aquellas que la modifiquen o sustituyan
El productor-comercializador no puede tener intereacutes econoacutemico en comercializadores entendido el intereacutes econoacutemico como los porcentajes de participacioacuten en el capital de una empresa que se establecen en el literal d) del artiacuteculo 6 de la Res CREG 057 de 1996
322 Mecanismos de comercializacioacuten y modalidades de contratos La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 establecioacute recientemente los siguientes mecanismos de negociacioacuten para los mercados primario y secundario Mercado primario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado primario los mecanismos de negociacioacuten previstos en la regulacioacuten son
Negociacioacuten directa de productores comercializadores en cualquier momento del antildeo En cualquier momento del antildeo para el caso de yacimientos no convencionales campos menores campos que no hayan declarado comercialidad campos no interconectados y nuevos campos Soacutelo se podraacuten pactar contratos firmes de firmeza condicionada de opcioacuten de compra de gas de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones y de suministro de contingencia Los contratos celebrados tendraacuten la duracioacuten que acuerden las partes
Negociacioacuten directa de comercializadores de gas importado aplicable para la atencioacuten de demanda teacutermica seguacuten lo establecido en la resolucioacuten CREG 062 de 2013 En este caso la modalidad de contrato seriacutea el de suministro de contingencia
Negociacioacuten directa durante un periodo definido en caso que la oferta sea mayor a la demanda del escenario bajo en un miacutenimo de 3 antildeos seguacuten los resultados del balance de oferta y demanda presentado por la UPME para un horizonte de tiempo de 5 antildeos Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 5 o maacutes de 5 antildeos La CREG estableceraacute los primeros 10 diacuteas haacutebiles de junio de cada antildeo el mecanismo de negociacioacuten a aplicar y el cronograma de desarrollo del mismo lo anterior de acuerdo con el balance maacutes reciente realizado por la UPME considerando el escenario de demanda baja
Negociacioacuten mediante subasta En caso que la demanda supere a la oferta en al menos 3 antildeos seguacuten el balance presentado por la UPME Los contratos pueden ser de duracioacuten de 1 o 5 antildeos
Modalidades contractuales de suministro y transporte A diferencia de lo definido anteriormente ya no se negociaraacuten contratos ldquoTake or Payrdquo los contratos con interrupciones seraacuten de duracioacuten mensual y adicionalmente se podraacuten ofrecer
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contratos de contingencia Por tanto y de acuerdo con la nueva regulacioacuten las modalidades contractuales aplicables al mercado primario son
Contrato firme o que garantiza firmeza CF contrato escrito en el que un agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad maacutexima de gas natural yo de capacidad maacutexima de transporte sin interrupciones durante un periacuteodo determinado excepto en los diacuteas establecidos para mantenimiento y labores programadas Esta modalidad de contrato requiere de respaldo fiacutesico
Contrato de suministro con firmeza condicionada CFC contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y excepto en hasta cinco (5) diacuteas calendario definidos a discrecioacuten del vendedor
Contrato de opcioacuten de compra de gas OCG contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de probable escasez y en hasta cinco (5) diacuteas calendario adicionales definidos a discrecioacuten del comprador El comprador pagaraacute una prima por el derecho a tomar hasta la cantidad maacutexima de gas y un precio de suministro al momento de la entrega del gas nominado Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten La prima se pagaraacute mensualmente
Contrato de opcioacuten de compra de gas contra exportaciones OCGX contrato escrito en el que un agente garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural que estaacute comprometida para exportaciones durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten de entrega pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten de entrega no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato con interrupciones CI contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad en la entrega recibo o utilizacioacuten de capacidad disponible en el suministro o transporte de gas natural durante un periacuteodo determinado El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes en cualquier momento y bajo cualquier circunstancia dando aviso previo a la otra parte
Contrato de suministro de contingencia CSC contrato escrito en el que un participante del mercado garantiza el suministro de una cantidad maacutexima de gas natural desde una fuente alterna de suministro sin interrupciones cuando otro participante del mercado que suministra o transporta gas natural se enfrenta a un evento que le impide la prestacioacuten del servicio El suministro de gas natural desde la fuente alterna y mediante esta modalidad contractual soacutelo se realizaraacute durante el periacuteodo en que se presente el mencionado impedimento para la prestacioacuten del servicio
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Contrato de opcioacuten de compra de transporte OCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor Dicha condicioacuten no podraacute estar supeditada a la ocurrencia de aspectos teacutecnicos yu operativos Las cantidades nominadas deberaacuten ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opcioacuten
Contrato de transporte de contingencia CTC contrato escrito en el que un transportador garantiza el transporte de una cantidad maacutexima de gas natural contratada mediante un contrato de suministro de contingencia
Contrato de transporte con firmeza condicionada CFCT contrato escrito en el que un agente garantiza la disponibilidad de una capacidad maacutexima de transporte durante un periacuteodo determinado sin interrupciones excepto cuando se presente la condicioacuten pactada entre el comprador y el vendedor
Mercado secundario Mecanismos de negociacioacuten Para el mercado secundario se definieron los siguientes mecanismos de negociacioacuten
Negociacioacuten directa El Boletiacuten Electroacutenico Central6 publicaraacute las ofertas a los
compradores y vendedores para que las partes acuerden bilateralmente el precio cantidad punto de entrega duracioacuten y garantiacuteas
Procesos uacuteselo o veacutendalo de corto plazo para suministro y transporte o de largo plazo para el transporte
Adicionalmente en el mercado secundario se espera contar con la participacioacuten del promotor de mercado quien seraacute el encargado de comprar y vender diariamente contratos de gas en firme en cada punto estaacutendar de entrega Los contratos podraacuten tener una duracioacuten interdiaria diaria semanal mensual trimestral anual y multianual Tras la entrada en vigencia de la resolucioacuten CREG 089 de 2013 y como resultado del balance de oferta y demanda dado por la UPME mediante la resolucioacuten CREG 122 de 2013 se aproboacute para el mercado primario y para el antildeo 2013 aplicar negociaciones directas como mecanismo de comercializacioacuten Dichas negociaciones se efectuaron en el mes de octubre Seguacuten la informacioacuten publicada el precio promedio negociado para el gas de la Guajira fue 397 US$MBTU Teniendo en cuenta tanto los compromisos en firme antes de las negociaciones como los voluacutemenes comercializados directamente a finales del antildeo 2013 la cantidad de energiacutea contratada en firme a enero de 2014 se presenta en la Graacutefica 3-2 y la Graacutefica 3-3 Aproximadamente un 40 del potencial de produccioacuten estaacute por ahora comprometido hasta el 2019
6 Es la paacutegina web en la que el gestor de mercado publicaraacute la informacioacuten operativa y de transacciones que recopile
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De la informacioacuten disponible no es posible afirmar con certeza cuaacutel es la cifra de esta energiacutea contratada en firme que se destina a la atencioacuten de demanda esencial (residencial GNV SNT y refineriacuteas) pues en algunos casos el tipo de demanda no se encuentra desagregado
Graacutefica 3-2 Energiacutea contratada en firme por campo 2014
Fuente CREG7 caacutelculos UPME
Graacutefica 3-3 Potencial de produccioacuten de gas vs Energiacutea contratada en firme
Fuente CREG8 caacutelculos UPME
7 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013 8 Circulares CREG 056 057 78 y 79 de 2013
Ballena48
Cupiagua12
Cusiana28
Gibraltar3
La Creciente5
Pauto Florentildea
3
Rioacha1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
4
jun
-1
4
no
v-1
4
abr
-15
sep
-1
5
feb
-1
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jul-
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1
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GB
TUD
PP Contratado en firme a enero 2014
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323 Gestioacuten de la informacioacuten La Resolucioacuten CREG 089 de 2013 definioacute al Gestor del Mercado quien estaraacute a cargo de
Disentildear poner en funcionamiento y administrar el Boletiacuten Electroacutenico Central (BEC)
Centralizar la informacioacuten del mercado de gas
Gestionar las subastas del mercado primario
Gestionar las transacciones del mercado secundario
Elaborar reportes para seguimiento al mercado
Posteriormente la resolucioacuten CREG 124 de 2013 establecioacute los criterios de seleccioacuten del gestor del mercado y las condiciones especiacuteficas de la prestacioacuten del servicio Mediante la Resolucioacuten CREG 150 de 2013 y 021 de 2014 se dio inicio al proceso de seleccioacuten 324 Tarifas Mediante las Resoluciones CREG 137 y 138 de 2013 se establecieron las nuevas foacutermulas tarifarias para usuarios regulados de las aeacutereas de servicio exclusivo asiacute Foacutermula tarifaria Cargo variable
119862119880119907 =119866+119879
1minus120588+ 119863 lowast 119891 + 119862119907 + 119862119888 (3-1)
Cargo fijo
119862119880119891 = 119862119891 (3-2)
Donde
Componente Definicioacuten
119918
Costo promedio unitario de las compras de gas natural $m3 Mediante la Res CREG 088 de 2013 se liberoacute de manera general el precio del gas natural puesto en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte
119931
Costo promedio unitario del transporte $m3 Se determina seguacuten los criterios generales establecidos en la resolucioacuten CREG 126 de 2010
120646 Peacuterdidas reconocidas determinado con base en Resolucioacuten CREG 067 de 1995
119915
Costo uso del sistema de distribucioacuten no incluye conexioacuten al usuario final $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
65
119943 Factor multiplicador de poder caloriacutefico
119914119959
Componente variable del costo de comercializacioacuten $m3 El aprobado para el mercado relevante de acuerdo con la metodologiacutea establecida en la Resolucioacuten CREG 202 de 2013
119914119940 Costo unitario de confiabilidad Igual a 0 hasta que la CREG lo defina
Tabla 3-2 Componentes de la foacutermula tarifaria Otros cargos regulados Adicionalmente y siguiendo lo ordenado por el Decreto 2100 de 2011 la CREG ha definido las metodologiacuteas de caacutelculo para los siguientes costos
Costo Resolucioacuten
Costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar CODE CODE = Pexp + Ccomp
Pexp precio exportacioacuten US$MBTU
Ccomp costo de compensaciones pactado en el contrato US$MBTU
Resolucioacuten CREG 041 de 2013
Ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad Ingreso anual de caraacutecter transitorio = US$ 40rsquo750000
Resolucioacuten CREG 062 y 152 de 2013 Resolucioacuten CREG 022 de 2014
Tabla 3-3 Cargos regulados
325 Confiabilidad El Decreto 2100 de 2011 ordenoacute a la CREG establecer los criterios de confiabilidad que deberaacuten asegurarse para el cubrimiento de la demanda de los usuarios del servicio puacuteblico de gas natural y fijar las reglas para la evaluacioacuten y remuneracioacuten de los proyectos de inversioacuten que para el efecto presenten los Agentes Operacionales El mismo Decreto en su artiacuteculo 18 invita a todos los agentes a incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestacioacuten del servicio A este respecto la CREG ha realizado varios estudios documentos y resoluciones de consulta donde analiza y exponen algunos criterios de confiabilidad Mediante las resoluciones CREG 062 y 152 de 2013 y 022 de 2014 se determinoacute un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad asiacute pues la inversioacuten en confiabilidad de la demanda teacutermica se consideroacute viable por cuanto los beneficios superaban los costos Lo anterior comparando la alternativa de suministro con GNI con otros combustibles sustitutos Sin embargo para el caso de la demanda no teacutermica resultoacute menos costoso un mercado de cortes El Ministerio de Minas y Energiacutea definiraacute los lineamientos de poliacutetica que soporten dicho mercado de cortes Adicionalmente las resoluciones CREG 137 y 138 de 2013
66
incluyeron dentro de la formula tarifaria del servicio puacuteblico domiciliario de gas el cargo por confiabilidad el cual seraacute igual a cero hasta tanto la CREG no lo defina 326 Conclusiones El sector de gas natural en Colombia durante el antildeo 2013 vivioacute una amplia reforma regulatoria En teacuterminos generales el cambio esperado para el sector como resultado de la nueva regulacioacuten se podriacutea describir de la siguiente forma
Mayor incertidumbre en materia de precios La libertad de precios para el gas de la Guajira (cerca del 40 de la produccioacuten total del paiacutes) introduce mayor incertidumbre en el comportamiento esperado de los precios Sin embargo este cambio se espera no afecte de manera brusca el mercado pues de enero de 2014 y hasta diciembre de 2018 por lo menos el 40 de su produccioacuten ya estaacute comprometida Otro elemento que podraacute aumentar la incertidumbre es el hecho que el mecanismo de comercializacioacuten a adoptar estaraacute sujeto a los balances de oferta y demanda que se vayan efectuando antildeo a antildeo A lo anterior se le sumariacutea tambieacuten la eventual entrada en operacioacuten de la planta de regasificacioacuten (maacuteximo en noviembre de 2016) para el suministro de GNI (gas natural importado) para las plantas teacutermicas que se hayan acogido a la OPACGNI9 y posteriormente para suplir los deacuteficits de la oferta que se
preveacuten seguacuten los balances que se presentan en los siguientes capiacutetulos
Mayor seguridad de suministro gracias a la planta de regasificacioacuten La planta de regasificacioacuten que se espera entre a maacutes tardar en noviembre de 2016 para generaciones de seguridad necesariamente seraacute una fuente adicional de suministro para el paiacutes por lo que significaraacute una diversificacioacuten de la oferta y por ende una mayor seguridad en el suministro Adicionalmente cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV) que se declaren posiblemente aumentaraacuten la oferta declarada por los agentes y esto a su vez podraacute retrasar la comercializacioacuten mediante subastas
La nueva metodologiacutea para la remuneracioacuten de la actividad de distribucioacuten (Resolucioacuten CREG 202 de 2013) introdujo cambios en la definicioacuten de los mercados relevantes y en la metodologiacutea especiacutefica para el caacutelculo del cargo maacuteximo de distribucioacuten Si bien estos cambios se espera motiven a los distribuidores a ampliar la cobertura de gas natural las tarifas posiblemente aumenten por lo que el consumo residencial el nuacutemero de hogares anillados efectivamente conectados a la red podriacutea verse afectado
Mayor continuidad en la prestacioacuten de servicio para la demanda esencial En este sentido se espera que durante los proacuteximos antildeos bajo el nuevo reglamento de comercializacioacuten (Resolucioacuten CREG 089 de 2013) se logre el objetivo propuesto de garantizar que la demanda esencial esteacute maacutes soportada en contratos firmes
Mejor gestioacuten de la informacioacuten A traveacutes del BEC y con la entrada del gestor de mercado se espera contar con informacioacuten operativa y comercial de manera maacutes inmediata lo que posiblemente facilitaraacute las negociaciones entre los agentes y por ende podriacutea aumentar la continuidad en la prestacioacuten del servicio y la coordinacioacuten en la atencioacuten en casos de restricciones o emergencias
9 Opcioacuten para participar en las asignaciones del Cargo por Confiabilidad con plantas yo unidades teacutermicas que utilicen gas
natural importado
67
Confiabilidad La regulacioacuten vigente preveacute dentro de la foacutermula tarifaria un cargo por confiabilidad (Cc) sin embargo no es claro si se va a definir o no un valor a este cargo En el presente documento se analiza maacutes adelante la confiabilidad del sistema colombiano de gas natural y se presentan algunas conclusiones a este tema
68
4 Proyecciones de precios de gas natural El gas natural ha adquirido gran importancia en el consumo de energeacuteticos a nivel mundial solo por su bajo costo sino por las bondades medioambientales comparado con otros energeacuteticos Ademaacutes el desarrollo masivo de gas procedente de yacimientos no convencionales de hidrocarburos ha permitido incrementar las reservas de gas de manera significativa Con lo cual ese ha desencadenado una presioacuten a la baja de los precios de este energeacutetico al igual que el precio del GNL por tanto muchos gobiernos estaacuten promoviendo su uso En consideracioacuten al balance colombiano de oferta y demanda se advierten opciones de aumentar la capacidad de suministro a traveacutes de importaciones de Venezuela y la instalacioacuten de una planta de GNL Siendo los precios del gas natural uno de los drivers maacutes importantes para determinar los impactos en el consumo futuro de gas natural se presentan a continuacioacuten las consideraciones y resultados de la uacuteltima proyeccioacuten oficial de precios de la UPME llevada a cabo en marzo de 2013 Para la estimacioacuten se tomoacute como fuente primaria de informacioacuten del Energy Outlook del Departamento de Energiacutea de Estados Unidos tanto del Short Term Energy Outlook como del Annual Energy Outlook
41 Supuestos considerados Precio regulado Resolucioacuten CREG 119 de 2005 187 de 2010 y 199 de 2011 desde
enero de 2013 hasta diciembre de 2013
Liberalizacioacuten precio del gas natural en boca de pozo en el campo Guajira a partir de
enero de 2014
Entrada de planta de regasificacioacuten a partir de septiembre de 2018
Precio de referencia Henry Hub y punto probable de incorporacioacuten la Costa Atlaacutentica
411 Precio del gas Guajira A partir de la promulgacioacuten de la Resolucioacuten CREG 097 de 2012 se inicia el proceso de liberar el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporterdquo desde el 1 de enero de 2014 con lo cual las reglas para comercializacioacuten del gas natural se modificaron Cabe anotar que el precio de Guajira al momento de la elaboracioacuten de esta estimacioacuten se encuentra regulado atado al precio del sustituto (fuel oiacutel) bajo la referencia de tope maacuteximo de la siguiente forma
(4-1)
PMR = Precio Maacuteximo Regulado que regiraacute durante el semestre siguiente (t) expresado en doacutelares por milloacuten de BTU (US$MBTU) PMRt-1 = Precio Maacuteximo Regulado del semestre anterior (t-1) INDICEt-1 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre anterior (t-1) INDICEt-2 = Promedio aritmeacutetico del iacutendice en el semestre precedente al anterior (t-2)
69
INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No6 10 Sulfur fuel oiacutel precio de cierre seguacuten la serie de la publicacioacuten Plattrsquos de Estaacutendar amp Poorrsquos
Los resultados de los precios para el antildeo 2013 seguacuten la foacutermula
(4-2) Una vez obtenido el punto inicial de la proyeccioacuten de mediano y largo plazo con resolucioacuten mensual se realizaron los ejercicios bajo distintos enfoques para permitir una amplia gama de escenarios que pudieran reflejar el proceso de formacioacuten de precios de un mercado competitivo de este gas y bajo las nuevas caracteriacutesticas de ldquoCommodityrdquo que proporciona el GNL Para la realizacioacuten de la estimacioacuten de mediano y largo plazo y en la buacutesqueda de una buena correlacioacuten entre precios se evaluoacute el comportamiento del precio regulado comparado con la serie histoacuterica del Henry Hub y el iacutendice ldquoUS Natural Gas Exportsrdquo Lo anterior en atencioacuten a que probablemente al liberarse el precio en el campo de Guajira eacuteste tienda a referentes internacionales de caraacutecter regional La graacutefica siguiente muestra el comportamiento de los precios de gas natural en Estados Unidos y el precio regulado del campo Guajira
Graacutefica 4-1 Evolucioacuten del comportamiento de precios del Gas Natural
Fuente ECOPETROL DOE y Caacutelculos Propios
Es evidente que existe un viacutenculo reducido entre los precios del gas en la Costa Atlaacutentica colombiana y los precios en Estados Unidos motivado por el esquema de formacioacuten de los mismos Sin embargo la perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre
PMR Feb 2013 = 592 US$MBTU 2011
PMR Ago 2013 = 577 US$MBTU 2011
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13
US$
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TU
Gas Natural Price of Liquefied US Natural Gas Exports Natural Gas Henry Hub
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garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los anaacutelisis para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira contemploacute la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten En el primer caso se tomoacute el precio Guajira del segundo semestre de 2013 y la estimacioacuten se construyoacute con las tendencias del iacutendice ldquoHenry Hubrdquo del escenario de referencia AEO 2014 y STEO de enero de 2014 del DOE EIA El caacutelculo de los escenarios alto y bajo consideroacute las tendencias de precios de AEO 2013 debido a que el DOE EIA auacuten no ha publicado la informacioacuten correspondiente a los escenarios alto y bajo 2014 En el segundo caso se tomoacute nuevamente el precio regulado de Guajira del segundo semestre de 2013 y se proyectoacute con las tendencias del iacutendice ldquoResidual Fuel No 6 1rdquo del escenario de referencia incluido en AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 Igualmente la construccioacuten los escenarios alto y bajo tomaron en consideracioacuten las tendencias de los precios presentados en AEO 2012 Para el tercer caso se consideroacute que el precio de Guajira despueacutes del 2013 tiende a precios de paridad importacioacuten por lo que fue necesario revisar mercados de GNL con informacioacuten disponible como son el NBP10 (National Balancing Point o punto hipoteacutetico en la red de gas Britaacutenica donde se desarrolla el mercado spot) y LNG Japoacuten11 La tendencia del precio del mercado de Inglaterra (NBP) es caracterizada por tres momentos el primero al alza desde el antildeo 2009 y hasta el 2015 el segundo a la baja desde 2015 hasta 2019 y luego de nuevo al alza pero de manera moderada para el periodo siguiente al antildeo 2020
Graacutefica 4-2 Estimacioacuten de precios Campo Guajira- Escenarios de referencia
Fuente DOE Banco Mundial Argus y Caacutelculos Propios
10 Argus Wood Mackenzie 11 Banco Mundial
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Referencia Guajira HH Sustituto (Fuel Oil)
NBP Wood Mackenzie Japoacuten (Wood Mackenzie)
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La Graacutefica 4-2 presenta la estimacioacuten de largo plazo de los escenarios de referencia de los precios Guajira indexados con los diferentes drives Visto que las tendencias de precios entre el Banco Mundial y las demaacutes fuentes de informacioacuten consideradas son divergentes la UPME estimoacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) El precio del LNG Japoacuten al ser un mercado que responde a otras necesidades se estima que regionalmente no es un referente apropiado para la prospeccioacuten de los precios colombianos de gas natural Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo al alza no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL denota un incremento sostenido desde el 2019 El escenario de referencia fluctuacutea entre la continuidad de la metodologiacutea regulada por la CREG para los antildeos 2012 a 2014 de 2014 a 2018 se considera la proyeccioacuten del precio de Guajira siguiendo el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir del 2018 el mercado seguiraacute la sentildeales del mercado NBP de Europa El resultado en el escenario de referencia proyecta una banda de precios en teacuterminos constantes de 2011 que oscila entre 5 US$MBTU y 12 US$MBTU con una tasa de crecimiento promedio antildeo de 29 en el horizonte de planeacioacuten Entre tanto los escenarios bajo y alto se encuentran en un rango de 5 US$MBTU a 144 US$MBTU con tasas de crecimiento interanuales de 15 y 49 respectivamente En el corto plazo este escenario muestra una disminucioacuten del precio en teacuterminos reales situacioacuten que se revierte a mediano plazo mostrando luego un crecimiento contiacutenuo hasta los 12 US$MBTU al final del periodo de estimacioacuten La Graacutefica 4-3 presenta los resultados
Graacutefica 4-3 Escenarios de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Argus Agentes y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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El escenario bajo corresponde al comportamiento del Henry Hub puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2036 los antildeos anteriores al 2014 se estiman considerando la metodologiacutea del precio regulado con el escenario base del Fuel Oiacutel El escenario alto se construyoacute aplicando metodologiacutea de precio regulado hasta agosto diciembre 2013 luego sigue el escenario alto de Fuel Oiacutel hasta el 2014 y en el largo plazo el precio sigue la tendencia del precio marcador NBP de Inglaterra 412 Precio del Gas Cusiana El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de produccioacuten superoacute los 180 MPCD situacioacuten que se dio en junio de 2006 de conformidad con lo establecido en el artiacuteculo 1 de la Resolucioacuten CREG 119 de 2005 En consecuencia para determinar los precios futuros de mediano y largo plazo se realizaba un anaacutelisis aplicando la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo con el propoacutesito de establecer la competitividad del precio del gas Cusiana en relacioacuten con el de Guajira en un punto determinado del sistema Con dicha metodologiacutea se veniacutea proyectando los precios de gas en boca de pozo de Cusiana y para calcular el precio final en planta de generacioacuten se le adicionaban los costos de transporte correspondientes desde el campo Cusiana Sin embargo la promulgacioacuten por parte del Ministerio de Minas y Energiacutea del marco normativo que definioacute los mecanismos para promover el abastecimiento pleno de gas natural en el paiacutes permitioacute la publicacioacuten de la Resolucioacuten CREG 118 de 2011 donde se estipuloacute el marco de comercializacioacuten de gas de corto plazo y se definioacute el esquema de subastas para la comercializacioacuten del gas proveniente de campos no regulados Los resultados de las negociaciones desarrolladas a finales del 2011 para la venta del gas de Cusiana y Cupiagua (2012 y 2013) mostraron precios a la entrada del sistema nacional de transporte con tendencia a la baja fluctuando entre los 27294 US$MBTU para la demanda no regulada y los 39645 US$MBTU para la demanda regulada A partir de los resultados obtenidos en la subasta de 2011 se proyectaron los precios de gas del campo Cusiana considerando que las dos grandes fuentes de abastecimiento compiten entre siacute Una vez estimados los precios de mediano y largo plazo del campo Guajira se realizoacute anaacutelisis ldquoNetbackrdquo para realizar las proyecciones de Cusiana con punto de referencia Vasconia y pareja de cargos 50-50 en aquellos tramos asociados a estos puntos de inyeccioacuten al sistema De esta manera se considera la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten por la posible instalacioacuten de la planta de regasificacioacuten en la Costa Atlaacutentica y punto de arbitraje en Vasconia suponiendo que en dicho punto el precio de Cusiana no puede ser superior al precio del gas de la Guajira La graacutefica siguiente presenta la estimacioacuten del precio en tres escenarios los que guardan analogiacutea con los calculados para el gas de la Costa Atlaacutentica dado que se espera una competencia gas-gas entre las fuentes provenientes de la Costa Atlaacutentica( importacioacuten o nacional) y las del interior las cuales atenderaacuten la demanda del paiacutes El escenario bajo corresponde al precio maacutes alto de Cusiana alcanzado en la subasta y luego indexado con las tendencias de Henry Hub de AEO 2013 y del STEO de enero de 2013 La tasa de crecimiento media anual en este escenario es de 31 pasando de 385 US$MBTU en 2013 a 81 US$MBTU 2036 en teacuterminos reales de 2011 En el corto plazo
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la proyeccioacuten presenta una pequentildea disminucioacuten y luego crece de manera sostenida El escenario de referencia se construyoacute de forma similar al escenario bajo adicionado con la aplicacioacuten de la metodologiacutea ldquoNetbackrdquo Es decir precios de la subasta indexados con Henry Hub desde 2014 y a partir de 2018 precio paridad de importacioacuten Costa Atlaacutentica complementado por la competencia con el precio en Guajira en el punto de Vasconia durante todo el horizonte de evaluacioacuten La tasa de crecimiento promedio antildeo es 46 y variacutea entre 385 US$MBTU en 2013 a 101 US$MBTU en 2036
Graacutefica 4-4 Escenario de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
El escenario alto de Cusiana se construye teniendo en cuenta el precio de Guajira que considera como referencia el NBP lo anterior busca seguir la sentildeal de precio de paridad de importacioacuten y la competencia gas - gas de los campos del paiacutes Adicionalmente se realiza un anaacutelisis ldquoNetbackrdquo con punto de referencia Vasconia Asiacute la tendencia de este escenario es la misma del precio NBP que se espera descienda hasta mediados del antildeo 2020 y a partir de este antildeo crezca de manera continua para el resto del periodo de anaacutelisis Esta metodologiacutea permite reflejar el costo de oportunidad respecto del mercado internacional y del lugar de competencia frente al Guajira La estimacioacuten en este escenario fluctuacutea en un maacuteximo de 159 US$MBTU y un miacutenimo de 385 US$MBTU en teacuterminos reales de 2011
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
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42 Tarifas de Transporte Para determinar el precio maacuteximo de transporte por gasoducto se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior al momento de la realizacioacuten del ejercicio considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del uacuteltimo antildeo despueacutes del vencimiento de las resoluciones Adicionalmente se supuso una pareja de cargos regulados cargo fijo cargo variable 80 20 durante todo el periodo de proyeccioacuten
TGI Resoluciones CREG 121 de 2012
PROMIGAS Resolucioacuten CREG 122 de 2012
TRANSOCCIDENTE Resolucioacuten CREG 123 de 2012 Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta teacutermica se consideraron los puntos de entrada y salida de gas tomando el menor costo de suministro (boca de pozo maacutes transporte) desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora Los costos de transporte para cada una de las parejas se indexoacute de acuerdo al procedimiento definido en la Resolucioacuten CREG 126 de 2010 y se utilizoacute el iacutendice de precios al productor de los Estados Unidos de Ameacuterica correspondiente a bienes de capital reportado por la Oficina de Estadiacutesticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID WPSSOP3200)
43 Resultados La tabla que se presenta en el Anexo 1 muestra los resultados del ejercicio de estimacioacuten de precios de gas natural para las plantas de generacioacuten teacutermicas bajo los escenario de referencia alto y bajo12 En diciembre de 2013 se inicioacute una actualizacioacuten de la estimacioacuten de los precios usado en la generacioacuten teacutermica Los supuestos considerados en las simulaciones preliminares son los siguientes
Proyeccioacuten de precios de Gas Natural de enero de 2014 a diciembre de 2037
Precios en US$ por MBTU Constantes de 2012
Tarifas de transporte por gasoductos Resoluciones CREG vigentes
Entrada de planta de regasificacioacuten GNL a partir de enero de 2017
Libertad de precios a partir de octubre de 2013
Incluye precio de negociacioacuten real de excedentes realizada en octubre de 2013
En la tarifa de transporte por gasoducto se consideroacute una pareja de cargos regulados con una combinacioacuten 80 fijo y 20 variable
Con la operatividad del nuevo marco de comercializacioacuten del gas natural los precios del gas natural fueron definidos entre compradores y vendedores mediante negociaciones bilaterales realizadas en el pasado mes de octubre de 2013 donde se observaron 12 Proyecciones de precios de los energeacuteticos para generacioacuten eleacutectrica enero 2014 ndash diciembre 2037 Disponible en
httpwwwsipggovcosipgdocumentosprecios_combustiblesTermicas_Marzo_2014pdf
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reducciones importantes del precio del gas Guajira el cual pasoacute de 565 US$MBTU a un valor promedio cercano a los 38 US$MBTU La perspectiva a largo plazo sugiere que los precios internos se aproximaraacuten a los precios de importacioacuten de GNL a causa de los anaacutelisis recientes sobre garantiacutea de abastecimiento En consecuencia los estudios para la determinacioacuten del posible precio del campo Guajira ha contemplado la valoracioacuten de distintos escenarios buscando la mejor referencia para su estimacioacuten Revisadas las tendencias de precios de las diferentes fuentes de informacioacuten se consideroacute pertinente tomar como referencia para la proyeccioacuten los mercados de Henry Hub NBP en Inglaterra y el valor del sustituto inmediato (Fuel Oiacutel) Para el precio del LNG Japoacuten se tomoacute la proyeccioacuten elaborada por Wood Mackenzie y para el Henry Hub se tomaron los distintos escenarios de largo plazo definidos por Departamento de Energiacutea de los Estados Unidos -ndashDOE-EIA Bajo esta dinaacutemica los escenarios de precios de gas seleccionados marcan una tendencia del largo plazo con crecimiento moderado no solo por seguir al iacutendice Henry Hub sino porque el precio de GNL de los distintos mercados denota ascenso en el mediano plazo justo cuando se hace necesaria su importacioacuten en razoacuten al balance oferta demanda La Graacutefica 4-5 presenta los resultados de la estimacioacuten de precios de largo plazo de los escenarios definidos para el gas del campo Guajira
Graacutefica 4-5 Estimacioacuten de precios del Campo Guajira
Fuente DOE Agentes Argus y Caacutelculos Propios
La UPME considera que el precio del gas de Guajira podriacutea ser compuesta desde el momento que llegue el GNL y se mezcle con gas del mercado local El escenario medio o de referencia parte del precio medio de las negociaciones bilaterales y crece en la misma magnitud como lo hace el escenario de referencia del gas Henry Hub del DOE-IEA
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adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes sumados los costos de transporte y regasificacioacuten considerando la opcioacuten maacutes favorable para Colombia que es la planta de Trinidad y Tobago Si bien los resultados mantienen una tendencia creciente en el horizonte de anaacutelisis eacutestos fluctuacutean en una banda en teacuterminos reales de 2013 cuyo precio miacutenimo es de 4 US$MBTU y un techo de 115 US$MBTU puesto en puerto colombiano La proyeccioacuten muestra dos periodos diferenciados uno de corto y mediano plazo que sigue el comportamiento del mercado Henry Hub en su escenario base y a partir de 2018 el precio seguiraacute las sentildeales del mercado NBP europeo El escenario bajo de precios del gas Guajira se construyoacute siguiendo comportamiento de precios del escenario bajo de fuel oiacutel elaborado por DOE-IEA sumaacutendole el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice NBP y porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten puesto en puerto colombiano para el periodo 2014 a 2037 utilizando como punto de partida el promedio de las negociaciones bilaterales En escenario alto consideroacute las tasas del escenario alto de Henry Hub del DOE-IEA adicionado por el producto entre precio de importacioacuten del iacutendice Japoacuten y el porcentaje del deacuteficit nacional en cada mes maacutes los costos de transporte y regasificacioacuten La determinacioacuten de los precios de gas natural del campo Cusiana utilizoacute la misma mecaacutenica que para Guajira y el punto de partida corresponde al valor medio obtenido en la subasta de 2011 La Graacutefica 4-6 registra la estimacioacuten de precios
Graacutefica 4-6 Estimacioacuten de precios del Campo Cusiana
Fuente DOE Agentes ARGUS y Caacutelculos Propios
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Escenario Alto (Japoacuten) Escenario Medio (NBP) Escenario Bajo (Sustituto)
NBP (Wood Mackenzie) Japoacuten (Wood Mackenzie) Henry Hub (DOE)
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5 Escenarios de Oferta de Gas Natural
Colombia cuenta con un amplio potencial de hidrocarburos indicando ello que auacuten existe grandes voluacutemenes por descubrir En un estudio reciente de la ANH se concluye que el potencial colombiano se acerca a 56000 millones de barriles en las 23 cuencas sedimentarias existentes aun cuando es amplio el territorio sin actividad exploratoria De manera conjunta UPME y ANH adelantaron un trabajo para identificar la posible adicioacuten de reservas en un periodo de 20 antildeos a partir de las estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la ANH construyeacutendose tres escenarios que representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados
51 Escenarios de Incorporacioacuten de Reservas Para la definicioacuten de escenarios se identificaron las variables tanto especiacuteficas de la actividad de exploracioacuten y produccioacuten como de entorno que presentan un alto nivel de incertidumbre y que pudieran afectar con mayor fuerza el futuro del sector de hidrocarburos durante el periacuteodo 2012-2030 Algunos de estos factores han sido claves en el aumento de la produccioacuten y reservas en los uacuteltimos antildeos Las variables consideradas incluyeron
Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas) Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuenca de Los Llanos) Potencial de no convencionales (gas asociado al carboacuten shale gas shale oil arenas
bituminosas) Factor de recobro de hidrocarburos Precio internacional de energeacuteticos (precio de referencia del barril de crudo) Poliacutetica estatal petrolera (government take) Factores medio ambientales (restriccioacuten de la actividad de EampP por razones
ambientales) Factores socio culturales nivel de conflicto (restriccioacuten de la actividad de EampP por
razones sociales) Es de resaltar la inclusioacuten de las variables ambientales y socioculturales las cuales tienen influencia significativa que se ve reflejada en mayores estaacutendares y exigencias para preservacioacuten del ambiente y de biodiversidad asiacute como aacutereas de alta concentracioacuten de comunidades indiacutegenas que utilizan los recursos naturales para alimento refugio y sustento refuerza la necesidad del relacionamiento de la industria de EampP Por lo anterior varias cuencas se ven limitadas en su desarrollo futuro por la presencia de parques nacionales y algunas reservas ambientales que se tradujeron en menores posibilidades de aporte La construccioacuten de los escenarios se realizoacute a partir de cinco fuentes de recursos Reservas probadas en produccioacuten produccioacuten de reservas probadas para los campos existentes de fuentes convencionales de crudo y gas Reservas a adicionar por recuperacioacuten mejorada adicioacuten de reservas y produccioacuten por recuperacioacuten mejorada o produccioacuten incremental derivada de mejoras en el factor de recobro a partir de aplicacioacuten de nuevas tecnologiacuteas
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Reservas no desarrolladas descubrimientos existentes y reestimaciones en campos especiacuteficos y produccioacuten de reservas probables en el resto de los campos Recursos por descubrir incorporacioacuten de otros recursos potenciales convencionales incluyendo gas offshore y de crudos pesados no descubiertos (YTF o ldquoyet-to-findrdquo) Recursos no convencionales incorporacioacuten de recursos no convencionales (shales CBM y arenas bituminosas) y viabilidad de su desarrollo En general los tres escenarios representan casos sustancialmente distintos tanto en incorporacioacuten de reservas como en los perfiles de produccioacuten asociados Los mismos admiten el impacto que pueden tener precios internacionales de hidrocarburos al considerar la incorporacioacuten de recursos con altos costos de desarrollo (aguas profundas EOR) solo en casos de precios altos (gt125$bbl) y variables medio ambientales y socio culturales al limitar el desarrollo de aacutereas sensibles como algunas regiones costa afuera (Cayos Paciacutefico Profundo) y Amazoniacutea Sobre la base de esas consideraciones que incluyen un estudio de perfil posible de hallazgos por campos se realizoacute una estimacioacuten del potencial de reservas a recuperar seguacuten tres escenarios Escasez Base y Abundancia La Tabla 5-1 registra la incorporacioacuten total de crudo y la Tabla 5-2 hace lo propio con gas natural
Total Crudo Millones de Barriles
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 2259 2259 2259
Recuperacioacuten mejorada 314 524 786
Descubrimientos no desarrollados 1390 2845 3991
Recursos por descubrir (yet to find) 3673 4756 24017
No convencionales 0 1000 10000
Totales 7936 11684 41353
Tabla 5-1 Incorporacioacuten de Reservas de Crudo Fuente ADL- UPME
Total Gas Tera Pies Cuacutebicos (TPC)
Escasez Base Abundancia
Reservas probadas en produccioacuten (2011) 546 546 546
Recuperacioacuten mejorada 0 0 0
Descubrimientos no desarrollados 09 12 12
Recursos por descubrir (yet to find) 1 3 5
No convencionales 0 2 10
Totales 736 1166 2166
Tabla 5-2 Incorporacioacuten de Reservas de Gas Fuente ADL- UPME
La Graacutefica 5-1 representa de manera esquemaacutetica la incorporacioacuten de recursos de hidrocarburos en el periodo 2012-2030 Los resultados indican que a partir de los escenarios de incorporacioacuten de reservas y tomando en cuenta los tiempos de exploracioacuten y desarrollo tiacutepicos para cada recurso se construyeron los perfiles de produccioacuten asociados a cada uno de los hallazgos
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El desarrollo de perfiles de produccioacuten se efectuoacute comenzando con una distribucioacuten de las reservas por descubrir entre las cuencas sedimentarias y en el caso de crudos convencionales se formularon hipoacutetesis sobre la distribucioacuten del eacutexito exploratorio en las diferentes cuencas seguacuten los estudios de la ANH y el siguiente pasoacute consistioacute en la definicioacuten de un tamantildeo de campo promedio a ser descubierto en cada cuenca y la definicioacuten de las fechas en la que se empiezan a suministrar dichos descubrimiento
Graacutefica 5-1 Reservas estimadas periodo 2012-2030
Fuente ADL- UPME
2259 2259 2259314 524 7861390
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R Probadas a Dic 2011
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Las estimaciones de produccioacuten de crudos pesados y gas offshore se realizan considerando hipoacutetesis de descubrimientos desarrollo y produccioacuten de nuevos campos (ldquoyet to findrdquo) conforme con proyectos especiacuteficos de crudos pesados en los Llanos Orientales y gas offshore incorporaacutendose perfiles de produccioacuten tomando como referencia el estudio de IHS Los resultados indican que la produccioacuten de convencionales comenzaraacute a partir de 2014 mientras que en el caso de los crudos pesados y el gas costa afuera se demoraraacute en comenzar hasta el antildeo 2020 La principal cuenca en teacuterminos de produccioacuten seraacute los Llanos Orientales aunque no seraacute de las primeras en comenzar a producir En este caso interesa focalizar ya sobre el problema de la incertidumbre de la oferta futura de gas natural uno de los factores que impide una planificacioacuten exacta del abastecimiento de este recurso En tal sentido cabe decir que el potencial colombiano a ser descubiertos y desarrollados en el mediano y largo plazo incluyendo maacutes de 13 mil millones de barriles de crudo y 6 TPC de gas natural en los proacuteximos 20 antildeos (escenario base) Ver Graacutefica 5-2
Graacutefica 5-2 Proyecciones de oferta de gas seguacuten escenarios
Fuente ADL-UPME
Una porcioacuten significativa de dicho potencial son recursos de explotacioacuten compleja como crudos pesados (1200 MBbls) shale oil (1000 MBbls) shale gas y coal bed methane (2 TCF) y gas offshore (3 TCF) Una caracteriacutestica de la prospectividad de Colombia es la importante participacioacuten de todas las cuencas (maduras y fronteras) en la materializacioacuten del potencial Pero el desarrollo de recursos no convencionales no estaacute teacutecnicamente ni comercialmente garantizado por lo que se podriacutea enfrentar un escenario distinto al de abundancia
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En un escenario de abundancia el maacuteximo de la oferta potencial podriacutea llegar a triplicarse frente a los niveles actuales lo cual conllevariacutea retos para el desarrollo de infraestructura En el escenario base se estima que el pico de gas se presentaraacute en 2025 cuando se alcanzariacutean cerca de 1750 MPCD siendo importantes los aportes de los componentes recursos por descubrir y no convencionales cuyos mayores aportes vienen del Offshore y Llanos Orientales En el corto y mediano plazo podriacutea presentarse un aporte importante a la produccioacuten de gas por parte de los nuevos desarrollos y los recursos no convencionales en particular shale gas y Coal Bed Methane Frente a la complejidad creciente del potencial incremental el paiacutes debe intensificar sus esfuerzos para atraer inversioacuten y asegurar la incorporacioacuten de tecnologiacutea en toda la cadena de valor Los escenarios propuestos dependen de unos niveles de inversioacuten que si bien se estariacutean alcanzando deben sostenerse en el largo plazo A fin de poder comprender el origen de la oferta en cada caso se presentan la produccioacuten en el escenario base clasificada por cuenca informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-3 Una primera cuestioacuten a comprender en el contexto de la planificacioacuten del abastecimiento de gas radica en que las inversiones necesarias para desarrollar reservas no se hallan limitadas -y menos auacuten atraiacutedas- por este energeacutetico en particular sino por la prospectiva conjunta de hallar hidrocarburos
Graacutefica 5-3 Proyecciones de oferta de gas natural escenario base
Fuente ADL-UPME
Si bien la informacioacuten geoloacutegica presupone distintos perfiles de produccioacuten de petroacuteleo y gas natural el propio desarrollo de los hallazgos iraacute modificando los escenarios futuros En la prospectiva utilizada para este anaacutelisis los potenciales hallazgos off-shore juegan un
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Catatumbo Cesar Rancheria Cordillera Oriental
Guajira offshore Llanos Orientales Magdalena Inferior
Magdalena Medio Magdalena Superior Sinuacute offshore
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papel determinante en la posibilidad de superar el escenario de escasez que se deriva de la previsible declinacioacuten de la oferta actual Seguacuten se aprecia en la graacutefica las cuencas de Llanos Orientales y Cordillera lo mismo que Guajira off-shore corresponde a las de mayor prospectividad de acuerdo con los anaacutelisis informacioacuten que solo seraacute confirmada en la medida en que se adelanten los estudios respectivos y la actividad exploratoria como resultado de la ronda 2014 uno de cuyos objetivos es el off-shore del Caribe De otra parte dado el reciente desacople del precio del crudo y del gas natural es un tema no menor que hay que considerar Asiacute las inversiones promedio anual estimadas para obtener las ofertas proyectadas en cada escenario se presentan en la Tabla 5-3
Inversiones Escenario Base
Inversiones 2013 2017 2022 2027
Exploracioacuten 7694 7289 7289 5831
Desarrollo 18014 17101 23648 18864
Refinacioacuten 3774 0 0 0
Transporte 2203 0 0 0
GNL 0 1000 0 0
Total Quinquenal 31685 25390 30937 24695
Promedio Anual 6337 5078 6187 6174
Tabla 5-3 Inversiones sector de hidrocarburos escenario base Fuente ADL- UPME
Las inversiones promedio anual comparadas con los datos de inversiones extranjeras en el sector petrolero seguacuten lo reporta DANE indican un papel maacutes activo para incrementar la inversioacuten extranjera directa (IED) pues en el 2013 se requeriacutean transacciones del orden de 6337 millones de doacutelares y la estimacioacuten con datos preliminares sugieren un valor cercano a los 5500 millones de doacutelares La elevada volatilidad de los flujos de inversioacuten externa indican que maacutes allaacute de las reglas que Colombia establezca para atraer inversiones al sector la IED se comporta por paraacutemetros muy vinculados a los precios internacionales y condiciones globales que escapan a la posibilidad de las autoridades para intervenir Por tanto se pueden diferenciar hasta aquiacute al menos las siguientes incoacutegnitas generales a ser resueltos por un sistema de planificacioacuten de abastecimiento de gas El de la incertidumbre geoloacutegica que hace al riesgo minero propio de la actividad y que
se supone soacutelo se mitiga parcialmente mediante inversioacuten de riesgo en exploracioacuten
El vinculado a los actores que deben invertir a riesgo o pueden optar por estrategias de
maximizacioacuten de beneficios postergando o limitando las inversiones en exploracioacuten
El vinculado a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento
En un sistema abierto y de muacuteltiples actores como el de Colombia los dos primeros problemas no son controlables maacutes que mediante alguacuten tipo de regulacioacuten que incentive a
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la exploracioacuten pero no puede garantizar resultados La creacioacuten de la ANH ha tenido por objetivo administra los recursos de hidrocarburos de propiedad del Estado y en tal sentido a la buacutesqueda de opciones para la atraccioacuten de capital de riesgo que permitan mantener la autosuficiencia en materia de hidrocarburos El conjunto de esta problemaacutetica complicada no es por ahora abordable desde el sistema de la planificacioacuten colombiana limitaacutendose eacutesta uacuteltima a su caraacutecter indicativo y-en ese papel- responde a la cuestioacuten vinculada a la anticipacioacuten de problemas de abastecimiento y por lo tanto del estudio de escenarios de oferta y demanda combinados lo que permite al menos cuantificar los deacuteficit y superaacutevits previstos en el corto mediano y largo plazo
52 Escenarios de Suministro Como se ha mencionado a los fines de este ejercicio de planificacioacuten se consideran distintos escenarios de oferta que luego deben ser contrastados con diversos escenarios de demanda el objeto de determinar la posible insuficiencia de oferta y estimar la magnitud de la misma y del grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales Para la evaluacioacuten se incluyeron tres escenarios de oferta futura que valoran la situacioacuten de corto mediano y largo plazo siendo corto-mediano plazo sin duda el maacutes criacutetico en tanto es el que ofrece una mayor certidumbre de resultados al tiempo que presenta los menores plazos para la toma de decisiones El primer escenario es normativo y los otros dos consideran la perspectiva del inmediato futuro sobre reservas de gas natural y disponibilidad complementaria de gas natural mediante un esquema de suministro proveniente del mercado externo debido a los acontecimientos ocurridos durante 2013 y 2014 respecto de las acciones propuestas por la regulacioacuten 521 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural o escenario bajo Teniendo en consideracioacuten lo definido en el artiacuteculo noveno del decreto 2100 de 2011 y con el propoacutesito de disponer de informacioacuten veraz de modo que sea posible ofertar voluacutemenes de gas en firme cada productor o importador debe declarar el volumen de gas que estaacute dispuestos a desarrollar o importar y ofertar en los siguientes 10 antildeos con lo cual se disminuye la incertidumbre en la disponibilidad de ese lapso de tiempos La declaracioacuten de produccioacuten es la proyeccioacuten de capacidad de gas proveniente de aquellos campos productores que suministran gas natural a la red nacional de gasoductos con caraacutecter comercial y para este caso es la informacioacuten certificada por los agentes y publicada por el Ministerio de Minas y Energiacutea mediante la Resolucioacuten 72256 de mayo 30 de 2013 el cual es considerado como el escenario bajo de la oferta sobre eacuteste se consideraraacuten otros escenarios resultado de la incorporacioacuten de reservas probables posibles y nuevos recursos La Graacutefica 5-4 muestra la oferta disponible que se encuentra agrupada asiacute Guajira Valle Inferior Magdalena Valle Medio Magdalena Valle Superior Magdalena Cusiana ndash Cupiagua Pauto ndash Florentildea Catatumbo Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea Lo anterior atendiendo conformacioacuten de regiones que facilita la realizacioacuten de un balance desagregado cuando ello se requiera
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Graacutefica 5-4 Declaracioacuten de produccioacuten de gas natural
Fuente Minminas 2013
Es de anotar que la informacioacuten correspondiente a Cusiana y Cupiagua incluye los campos de Apiay y Rancho Hermoso Las regiones de Llanos ndash Cordillera Caguaacuten ndash Putumayo y Cesar ndash Rancheriacutea reportaron valores de cero en su declaracioacuten de produccioacuten asiacute como el campo de La Loma yacimiento de gas metano asociado a carboacuten el cual tampoco registroacute informacioacuten al tenor En promedio la disponibilidad total de gas natural en el antildeo 2013 alcanzoacute los 1150 MPCD concentraacutendose la mayor oferta en los campos de Guajira seguido de Cusiana ndash Cupiagua Al final del periodo de anaacutelisis antildeo 2022 la relacioacuten de oferta se transforma y los campos de Guajira contribuyen con el 19 del total en tanto que Cusiana y Cupiagua registran una participacioacuten de 58 Los campos de Pauto ndash Florentildea Gibraltar y Valle Inferior mantienen un aporte constante a lo largo del anaacutelisis mientras que Valle Medio declina Se observa que la maacutexima produccioacuten nacional se alcanzariacutea en marzo de 2014 con 1250 MPCD y finalizando con aproximadamente 825 MPCDG en diciembre de 2022 522 Escenario medio de produccioacuten de gas natural El escenario medio de oferta combina hipoacutetesis de oferta que implica la declaracioacuten de produccioacuten y la incorporacioacuten de las reservas probables y posibles y que de acuerdo con la informacioacuten de las empresas operadoras estariacutean proacuteximas a ser comercializadas las
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Guajira V Inferior Cusiana-CupiaguaPauto-Florentildea Apiay GibraltarV Medio V Superior Catatumbo
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cuales se encuentran localizadas particularmente en las cuencas del Valle Inferior y Valle Medio del Magdalena asiacute como en la cuenca Cesar Rancheriacutea Las reservas probables y posibles representan una porcioacuten pequentildea frente a las reservas probadas y constituyen un escenario intermedio de hipoacutetesis Los perfiles de produccioacuten asociadas a estas reservas resultan de los pronoacutesticos de produccioacuten de cada uno de los operadores de campo los cuales son reportados a las autoridades por las mismas empresas Los resultados muestran aportes pequentildeos que no superan los 100 MPCD en al finalizar el antildeo 2022 La Graacutefica 5-5 muestra de manera desagregada los perfiles de produccioacuten de este escenario aclarando que algo maacutes del 80 de los nuevos voluacutemenes se encuentran localizados en la cuenca del valle Inferior del Magdalena
Graacutefica 5-5 Escenario medio de oferta
Fuente Minminas 2013 y ANH
523 Escenario alto de produccioacuten de gas natural El escenario alto ademaacutes de considerar la totalidad de los voluacutemenes del escenario medio contiene el desarrollo de una oferta adicional viacutea una planta de regasificacioacuten cuya capacidad alcanza un volumen de 400 MPCD ver Graacutefica 5-6 La fecha de inclusioacuten de la planta de regasificacioacuten se registra a partir de 2016 teniendo en cuenta consideraciones regulatorias aun cuando el desequilibrio entre la oferta baja y la demanda media ocurre en el segundo trimestre de 2017
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua Pauto-Florentildea Apiay
Gibraltar V Medio V Superior Catatumbo Oferta Media
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Graacutefica 5-6 Escenario medio y alto de oferta entrada planta regasificacioacuten
Fuente Minminas 2013 ANH UPME
En el escenario se integra voluacutemenes que presentan cierto grado de incertidumbre con cantidades que son determinadas de manera estocaacutestica Por ello posteriormente se realizaraacute un anaacutelisis probabiliacutestico de la oferta que al final permitiraacuten evaluar la seguridad de suministro En este escenario nuevamente la Costa Atlaacutentica vuelve a ser la regioacuten con mayor aporte de gas natural lo que impone un uso distinto de la infraestructura de transporte Es importante resaltar que existe un escenario adicional o de sensibilidad para efectos de anaacutelisis que corresponde a las importaciones de gas en firme desde Venezuela en las que aplicaraacute precios regulados Guajira y sobre las cuales posiblemente haya que tomar en consideracioacuten el costo de oportunidad Igualmente vale decir que este escenario no se considera el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de este tipo de recursos y sin que el paiacutes encuentre su teacutecnica propia de explotacioacuten y normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento Compendiando ademaacutes de la reglamentacioacuten teacutecnica los costos son otra variable de gran representatividad y en particular los costos de investigacioacuten y desarrollo in situ necesarios para lograr la produccioacuten del recurso y los costos socio-ambientales que vienen de la mano con la extraccioacuten dificultan un desarrollo acelerado que haga viable incluir este tipo de recursos dentro de la oferta nacional con una certidumbre que por lo menos tenga un 50 de probabilidad de ocurrencia
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Guajira V Inferior Cusiana-Cupiagua
Pauto-Florentildea Apiay Gibraltar
V Medio V Superior Catatumbo
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53 Proyeccioacuten de demanda de gas natural
531 Antecedentes En el presente acaacutepite se encuentra la maacutes reciente versioacuten de la proyeccioacuten de demanda de gas natural para los sectores domeacutestico industrial vehicular y termoeleacutectrico petrolero y petroquiacutemico realizada por la Unidad asiacute como la proyeccioacuten suministrada por otros agentes Se incluye los insumos maacutes actualizados disponibles como las series histoacutericas y la proyeccioacuten de poblacioacuten publicada por el DANE las series histoacutericas y proyecciones macroeconoacutemicas de entidades como el MHCP DNP y el Banco de la Repuacuteblica el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y Energiacutea y la informacioacuten disponible en el sistema informacioacuten de entidades como el Consejo Nacional de Operacioacuten de Gas Natural ndashCNO-Gas y la firma Concentra Hacia el mes de marzo de 2013 el paiacutes contaba con 68 millones de usuarios del servicio de gas natural de los cuales el 9814 correspondiacutea al sector residencial 180 al terciario y 006 a industriales A medida que la cobertura del servicio se extiende a maacutes municipios del paiacutes la tasa de expansioacuten de la misma se reduce debido a que en teacuterminos generales se incorporan cada vez poblaciones de menos habitantes de manera que en el antildeo 2012 la expansioacuten se da a una tasa anual de 74 informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-7
Graacutefica 5-7 Evolucioacuten de la cobertura de gas natural en el paiacutes
Fuente Minminas Caacutelculos UPME Actualmente se estima que cerca de un 68 de los hogares colombianos ubicados en las cabeceras municipales cuenta con este servicio el cual es prestado por 28 empresas distribuidoras En el antildeo 2012 el consumo interno de gas natural fue en promedio 850
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Nuacutemero de usuarios Crecimiento Nuacutemero de Usuarios
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MPCD y se exportoacute adicionalmente a una media de 190 MPCD para un total de 1040 MPCD La distribucioacuten sectorial y la evolucioacuten del consumo se aprecia en la Graacutefica 5-8 la cual muestra un incremento progresivo del mismo destacaacutendose la generacioacuten de electricidad y el sector industrial los que representan de manera conjunta casi dos terceras partes del total interno
Graacutefica 5-8 Evolucioacuten del consumo sectorial de gas natural
Fuente Minminas Caacutelculos UPME
Tambieacuten es importante sentildealar los buenos resultados del consumo como combustible vehicular y para las residencias donde su mayor uso se da en la coccioacuten de alimentos y el calentamiento de agua aun cuando los progresos tecnoloacutegicos hoy permiten usos adicionales como secado y acondicionamiento de ambientes 532 Demanda de gas natural para el sector domeacutestico Con algo maacutes de 68 millones de usuarios en marzo de 2013 el consumo del sector domeacutestico sumaba 1699 MPCD de los cuales el 72 correspondiacutea a consumo residencial y el restante 38 se debiacutea a uso comercial La Graacutefica 5-9 registra el comportamiento del sector domeacutestico de manera regional Se destaca la regioacuten del Centro al constituirse en la de mayor consumo y la de mayor tasa de crecimiento en el periodo de anaacutelisis Le siguen en su orden Costa Atlaacutentica Suroeste y Noroeste
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Petrolero (ECP) Petroquiacutemico IndustrialDomeacutestico (Resid y Serv) Vehicular Generacioacuten EleacutectricaExportaciones
89
Graacutefica 5-9 Evolucioacuten regional del nuacutemero de usuarios de gas natural
Fuente UPME y MME Caacutelculos UPME
5321 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de la demanda de gas natural para el sector domeacutestico se basa en la estimacioacuten de la expansioacuten regional de la cobertura del servicio y del consumo especiacutefico de los usuarios El paiacutes se divide en siete regiones geograacuteficas seguacuten se especifica en la Tabla 5-4
Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Costa Atlaacutentica
Atlaacutentico
189 396
Boliacutevar
Coacuterdoba
La Guajira
Magdalena
Sucre
Noroeste Antioquia
115 61 Chocoacute
Noreste
Cesar
85 166 Norte de Santander
Santander
Centro
Boyacaacute
356 243
Casanare
Cundinamarca
Bogotaacute D C
Guaviare
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
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Regioacuten Departamentos
incluidos Participacioacuten en nuacutemero
de usuarios Participacioacuten en la
demanda
Meta
Tolima Grande
Caquetaacute
60 37 Huila
Tolima
CQR
Caldas
61 28 Quindiacuteo
Risaralda
Suroeste
Cauca
133 69 Valle del Cauca
Narintildeo
Putumayo
Tabla 5-4 Participacioacuten regional en consumo y en nuacutemero de usuarios antildeo 2012
Respecto al primer elemento se determina para cada regioacuten (seguacuten caracteriacutesticas propias) y antildeo de la proyeccioacuten una tasa de expansioacuten de la cobertura que depende inversamente del mismo nivel de cobertura logrado (Graacutefica 5-10) el valor miacutenimo de esta tasa corresponde al crecimiento de la poblacioacuten en cabeceras municipales de la regioacuten
Graacutefica 5-10 Evolucioacuten de la cobertura del servicio de gas natural seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
Igualmente se tiene en cuenta que los usuarios residenciales y terciarios tienen diferentes tasas de crecimiento en cada regioacuten y que el crecimiento de los usuarios estaacute afectado por una reduccioacuten histoacuterica y previsible del nuacutemero de habitantes por hogar
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CostaAtlaacutentica
Noroeste Noreste Centro TolimaGrande
CQR Suroeste TotalNacional
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Se destaca la evolucioacuten de la Costa Atlaacutentica de la zona Centro y de la regioacuten CQR (Caldas Quindiacuteo Risaralda) por un crecimiento armoacutenico en los antildeos presentados en tanto que las zonas Noroeste y Suroeste auacuten cuenta con potencial importante para la ampliacioacuten de la cobertura Asiacute mismo en el agregado nacional es amplio el margen disponible para incrementar la cobertura aspecto que se viene procurando gracias a las diversas tecnologiacuteas hoy disponibles para llevar el gas natural a lugares remotos con precios asequibles
Graacutefica 5-11 Proyeccioacuten de poblacioacuten en cabeceras municipales seguacuten regiones
Fuente DANE y UPME Caacutelculos UPME
El consumo especiacutefico de los usuarios residenciales y comerciales o terciarios se calcula utilizando la relacioacuten entre el consumo sectorial y el nuacutemero de usuarios 5322 Resultados de la proyeccioacuten de demanda de gas natural sector domeacutestico Se definen tres escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector domeacutestico a partir de tres posibles metas de expansioacuten de la cobertura del servicio para el antildeo 2026 bull Escenario Alto 98 bull Escenario Medio 90 bull Escenario Bajo 83 Para estas condiciones en el escenario medio de proyeccioacuten se estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 33 pasando de 174 MPCD en el antildeo 2012 a 242 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento de 42 y 26 respectivamente
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Costa Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste Otros
Histoacuterico Proyectado
92
Graacutefica 5-12 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural para el sector domeacutestico
Fuente UPME
Graacutefica 5-13 Proyeccioacuten regional de demanda de gas natural sector domeacutestico escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
93
A escala regional se preveacute que en las regiones donde es relativamente nueva la prestacioacuten del servicio de gas natural aumente la participacioacuten del consumo de gas natural domeacutestico respecto de aquellas con mayor tradicioacuten en el mismo La Graacutefica 5-13 registra la estimacioacuten de la demanda del sector domeacutestico de modo regional Asiacute la regioacuten de mayor participacioacuten al final del periodo seraacute Centro cuya participacioacuten relativa alcanza 412 seguida de Costa Atlaacutentica con 142 luego Suroeste que alcanza 119 y Noroeste con 113 Las regiones de menor participacioacuten son Noreste Tolima grande y CQR con 77 84 y 53 correspondientemente 533 Demanda de gas natural para el sector industrial
5331 Metodologiacutea Para determinar la demanda futura de gas natural industrial se utilizoacute un modelo analiacutetico en el moacutedulo BALANCE del programa ENPEP que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios industriales en relacioacuten a sus decisiones de usar gas natural u otro energeacutetico decisiones que dependen de los precios relativos de los energeacuteticos preferencias posibilidades tecnoloacutegicas costos operativos y de inversioacuten El resultado de este modelo es el consumo de los diferentes tipos de energeacuteticos en la industria dependiendo de los efectos de variables crecimiento de la economiacutea y la poblacioacuten para las cuales se determinan relaciones economeacutetricas con el consumo de combustibles en el sector transporte 5332 Referencia para el antildeo base e informacioacuten histoacuterica Para este anaacutelisis se ha reconstruido el consumo histoacuterico de gas natural y de los demaacutes energeacuteticos para uso industrial (carboacuten mineral dieacutesel fuel oil etc) a partir de informacioacuten disponible en los balances energeacuteticos de la UPME consumos reportados al CNOndashGas la firma Concentra y los trabajos sobre el tema realizados en la UPME de caracterizacioacuten del consumo de energiacutea de este sector 5333 Crecimiento econoacutemico Para el desarrollo de este ejercicio se tomaron las expectativas de crecimiento del PIB definido por el MHCP establecidos en febrero del presenta antildeo los cuales se presentan a continuacioacuten en la Graacutefica 5-14 Con tal informacioacuten se constituye el escenario medio y los demaacutes escenarios tienen un crecimiento anual de 1 maacutes y menos el crecimiento del escenario medio Para obtener el crecimiento del PIB regional se analiza la distribucioacuten que ha tenido el producto entre las regiones antes definidas durante las dos uacuteltimas deacutecadas determinaacutendose las tendencias de evolucioacuten histoacuterica que se aplican al horizonte de proyeccioacuten La determinacioacuten del escenario medio de crecimiento del producto nacional definido anteriormente presenta una distribucioacuten regional donde el periodo 1990-2012 corresponde a datos histoacutericos y entre los antildeos 2013-2026 constituye la proyeccioacuten la cual no presenta cambios significativos seguacuten se presenta en la Tabla 5-5
94
Graacutefica 5-14 Proyeccioacuten de crecimiento del PIB en Colombia
Fuente MHCP y UPME Caacutelculos UPME
1990 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 136 146 147 148
Noroeste 73 83 85 87
Noreste 152 138 140 140
Centro 412 402 409 410
Tolima Grande 44 42 38 37
CQR 47 48 43 40
Suroeste 132 137 135 134
Otros 04 04 03 03
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Tabla 5-5 Evolucioacuten de distribucioacuten regional de PIB escenario medio Fuente DANE
5334 Precios del gas natural para los usuarios El precio de gas natural para consumidores industriales es igual al precio en ldquoboca de pozordquo de gas natural maacutes un cargo por transporte y distribucioacuten A continuacioacuten en la Graacutefica 5-15 se presenta la proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles utilizados
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Crec Esc Alto Crec Esc Medio Crec Esc Bajo
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Graacutefica 5-15 Proyeccioacuten de precios relativos de los combustibles industriales
Fuente UPME
5335 Resultados de la proyeccioacuten de gas natural en el sector industrial A continuacioacuten la Graacutefica 5-16 muestra la estimacioacuten de demanda de gas natural para el sector industrial del escenario base o medio
Graacutefica 5-16 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural para el sector industrial escenario medio
Fuente UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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Dicho escenario de proyeccioacuten estima un crecimiento promedio anual de la demanda de gas natural del sector domeacutestico de 38 pasando de 2423 MPCD en el antildeo 2012 a 3538 MPCD en el antildeo 2022 En los escenarios alto y bajo se estiman para el mismo periodo tasas de crecimiento que corresponden al 54 y 26 respectivamente A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el consumo de gas natural industrial se reduciriacutea mientras que en la demaacutes las demaacutes regiones se aumentaraacute siguiendo la tendencia histoacuterica Asiacute mismo la regioacuten Centro incrementa su participacioacuten lo mismo que Suroeste en tanto que Tolima Grande y CQR mantienen una participacioacuten similar ya que la tasa de crecimiento es vegetativa 534 Demanda de gas natural para el sector vehicular 5341 Metodologiacutea El modelo de proyeccioacuten de demanda de gas natural para el sector vehicular se basa en la optimizacioacuten de miacutenimo costo de las necesidades energeacuteticas del sector transporte colombiano considerando tres posibles combustibles gasolina dieacutesel y GNV El modelo desagrega en usos y modosmedios el consumo del sector nacional considera los costos de inversioacuten y mantenimiento de estos asiacute como sus caracteriacutesticas operativas En el modelo tambieacuten permite incluir de manera indirecta las preferencias de los usuarios las cuales afectan significativamente las decisiones basadas en precio de los usuarios Se establecen tres escenarios de proyeccioacuten
Medio Poliacutetica de promocioacuten parcial del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 15 de eacuteste use GNV
Alto Poliacutetica de promocioacuten masiva del gas natural para transporte colectivo de
pasajeros urbanos de manera que hacia 2026 cerca del 50 de eacuteste use GNV
Bajo Tendencial sin cambios de poliacutetica
Hasta hoy el paiacutes ha logrado una cifra de maacutes de 400 mil vehiacuteculos convertidos a gas natural No obstante la tasa de conversioacuten (incremento del parque) se ha venido reduciendo significativamente y estabilizado en una tasa de cerca de 10 anual tal como se puede apreciar en la Graacutefica 5-17 De acuerdo con estudios de caracterizacioacuten energeacutetica del sector transporte desarrollados por la entidad cerca de dos tercios del consumo de GNV son consumidos en el transporte de pasajeros urbanos en particular de servicio puacuteblico En segundo lugar el transporte de pasajeros colectivos urbanos da cuenta de cerca de casi una cuarta parte del consumo total (maacutes exactamente el 21) y el segmento de carga urbana representa aproximadamente el 9 Informacioacuten presentada en la Graacutefica 5-18)
97
Graacutefica 5-17 Evolucioacuten de las conversiones a GNV y tasa de crecimiento
Fuente MME
Graacutefica 5-18 Evolucioacuten del consumo de GNV seguacuten usos del transporte
Fuente UPME
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Pasajeros Colectivo Urbano Pasajeros Individual UrbanoCarga Urbana Pasajeros Colectivo InterurbanoPasajeros Individual Interurbano Carga Interurbana
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Una importante caracteriacutestica para proyectar el consumo energeacutetico del sector transporte y en particular de GNV es el parque automotor colombiano que se estima con una magnitud superior a los seis millones de vehiacuteculos circulando de los cuales aproximadamente 95 corresponden a vehiacuteculos de uso particular (automoacuteviles y motocicletas) y lo restante son vehiacuteculos de transporte colectivo de pasajeros y de carga (ver Graacutefica 5-19)
Graacutefica 5-19 Distribucioacuten del parque automotor seguacuten tipo de vehiacuteculo
Fuente UPME
Otra caracteriacutestica significativa para determinar la demanda energeacutetica del sector transporte es el consumo especiacutefico de los diferentes medios de transporte en relacioacuten al servicio que prestan de transporte de pasajeros o carga especificando que los sistemas de transporte colectivo y las motocicletas pueden movilizar por unidad de combustible mayor cantidad de pasajeros por unidad de distancia La proyeccioacuten de precios de los combustibles nacionales que se aplicoacute en la proyeccioacuten de demanda se basa en los precios internacionales previstos por la Agencia Internacional de Energiacutea -EIA para las proacuteximas deacutecadas ver Graacutefica 5-20 Con estos resultados se determina en el mediano plazo una leve reduccioacuten del precio para en largo plazo recuperar sus valores iniciales y superarlos significativamente La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE
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Automoviles Taxis Camperos Camionetas
Motocicletas Buses Busetas Microbuses
Camiones - Volquetas Tractocamiones
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Graacutefica 5-20 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de los combustibles
Fuente DOE-EIA Caacutelculos propios
5342 Resultados En el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento de la demanda de gas natural para el sector vehicular de 38 promedio anual En el escenario alto y bajo se determinan tasas de crecimiento para el mismo periodo de 50 y 25 respectivamente (ver Graacutefica 5-21 y Tabla 5-6) A escala regional se preveacute que la participacioacuten de la Costa Atlaacutentica y la regioacuten Centro en el consumo de gas natural vehicular se reduciriacutea mientras en consecuencia las demaacutes regiones lo aumentariacutean siguiendo la tendencia histoacuterica La estimacioacuten regional indica que nuevamente la regioacuten Central muestra la mayor participacioacuten relativa al final del antildeo 2022 seguida de la regioacuten de la Costa Norte con 206 y CQR con 13 del total nacional Entre tanto las regiones de Suroeste y Noreste son la de menor participacioacuten al final del periodo de estimacioacuten
Regioacuten 2002 2012 2022
Costa Atlaacutentica 512 241 206
Noroeste 59 91 99
Noreste 48 25 18
Centro 344 433 405
Tolima Grande 09 68 93
CQR 11 95 130
Suroeste 17 47 49
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Tabla 5-6 Participacioacuten regional histoacuterica y proyectada en consumo de GNV Fuente UPME
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Graacutefica 5-21 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten del crecimiento del consumo regional de gas natural vehicular Escenario Medio
Fuente UPME
535 Demanda de gas natural para el sector eleacutectrico
5351 Metodologiacutea Para esta proyeccioacuten se tiene que el consumo de gas natural para el sector eleacutectrico tiene tres componentes i) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho por meacuterito
ii) Consumo para generacioacuten eleacutectrica en el despacho fuera de meacuterito (por restricciones de
seguridad de la operacioacuten del SIN
iii) Consumo por arranques y paradas de los generadores teacutermicos
La estimacioacuten tambieacuten incluye los supuestos de crecimiento de la economiacutea y de la poblacioacuten los cuales se basan en informacioacuten procedente respectivamente del Ministerio de Hacienda y Creacutedito Puacuteblico y del DANE 53511 Consumo por despacho ideal Para realizar la simulacioacuten del despacho ideal de la operacioacuten del SIN se tiene como criterio la operacioacuten de miacutenimo costo en el largo plazo y la satisfaccioacuten de unos miacutenimos criterios
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MP
CD
Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
101
de confiabilidad en el abastecimiento a los usuarios de energiacutea eleacutectrica lo cual se hace con el programa de computacioacuten SDDP (sigla de Modelo Probabiliacutestico de Optimizacioacuten Dinaacutemica Estocaacutestica) En este modelo las decisiones de operacioacuten de los generadores dependen de la demanda de energiacutea eleacutectrica a satisfacer de la disponibilidad de agua yo de combustibles para generacioacuten de los precios de los mismos de caracteriacutesticas teacutecnicas de los generadores etc Lo distintivo de la simulacioacuten del despacho ideal es que no se considera el sistema de transmisioacuten nacional de manera que se consideran todos los generadores y la demanda conectada a un uacutenico punto En la Graacutefica 5-22 se registra la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Graacutefica 5-22 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica en Colombia
Fuente UPME
La base para la simulacioacuten de la operacioacuten futura del SIN son los escenarios de proyeccioacuten de demanda de energiacutea eleacutectrica publicados en marzo de 201313 al cual se suman y restan las exportaciones e importaciones de energiacutea eleacutectrica a Ecuador Venezuela y Panamaacute De lado de la oferta se define la capacidad de generacioacuten eleacutectrica futura en primer lugar de acuerdo con los proyectos previstos a entrar en los proacuteximos antildeos seguacuten el cronograma establecido por la Comisioacuten de Regulacioacuten de Energiacutea y Gas en sus mecanismos de asignacioacuten para remuneracioacuten por cargo por confiabilidad En segundo lugar se consideran los proyectos de generacioacuten reportados a la UPME por los diferentes agentes que los promueven o desarrollan Ver grafica 5-23
13 Disponible en httpwwwsielgovcoInicioDemandaProyeccionesdeDemandatabid97Defaultaspx
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GW
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Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
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Fuente XM y UPME
Otro importante insumo es la proyeccioacuten de precios de gas natural y carboacuten mineral para los diferentes generadores teacutermicos Con la eventual ldquodes-regularizacioacutenrdquo del precio de los campos de produccioacuten de Guajira se preveacute que el precio interno se relacione en el largo plazo con el precio de comercializacioacuten internacional Henry Hub con el precio de gas en Europa y con el de Japoacuten Una vez que se tiene la energiacutea producida por cada uno de los generadores eleacutectricos a gas se procede a determinar el consumo correspondiente de gas natural en el tiempo aplicando en cada caso el consumo especiacutefico de combustible de cada una de las plantas obtenieacutendose la demanda de gas natural correspondiente al despacho ideal La Graacutefica 5-24 presenta el resultado de la simulacioacuten y se contrasta con los valores histoacutericos reportados por el operador del sistema mostraacutendose la capacidad que tiene el modelo de reproducir el comportamiento del sistema en su despacho ideal 53512 Consumo por restricciones La proyeccioacuten de la demanda de gas natural por generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito se basa en la proyeccioacuten de las necesidades de generacioacuten localizada para mantener la estabilidad y confiabilidad del SIN en los diferentes momentos del diacutea
Graacutefica 5-23 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de la capacidad nominal de generacioacuten eleacutectrica en Colombia
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MW
Hidraacuteulica Teacutermica Hidraacuteulica MenoresCogeneracioacuten Pmaacutex Esc Alto Pmaacutex Esc MedioPmaacutex Esc Bajo
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Graacutefica 5-24 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de precios de carboacuten mineral para generacioacuten eleacutectrica en Colombia
Fuente XM y UPME
En el pasado aproximadamente dos terceras partes del consumo de gas natural del sector eleacutectrico se originan en la generacioacuten fuera de meacuterito (con el propoacutesito de conservar la estabilidad y confiabilidad del SIN) siendo la Costa Atlaacutentica el aacuterea donde aproximadamente se requiere 95 de eacutesta Lo restante corresponde al despacho ideal antes tratado (ver Graacutefica 5-24) De la simulacioacuten de la operacioacuten del Sistema Interconectado Nacional (ver Graacutefica 5-25) se establecen las necesidades de generacioacuten de seguridad (fuera de meacuterito) para garantizar la confiabilidad en la operacioacuten del mismo en condiciones de demanda maacutexima miacutenima y media durante el horizonte de proyeccioacuten A partir de lo anterior los consumos especiacuteficos de los generadores y la curva de carga propia de la demanda del sistema se de-finen los consumos anuales de gas natural correspondientes a la generacioacuten fuera de meacuterito la cual se presenta en la Tabla 5-7 En eacutesta es notable el progresivo incremento de las necesidades de generacioacuten eleacutectrica por restricciones hasta el antildeo 2018 antildeo en que se pone al servicio la liacutenea de transmisioacuten a 500 kV Cerromatoso ndash Chinuacute - Copey fortaleciendo la interconexioacuten de la Costa Atlaacutentico con el interior del paiacutes y reduciendo asiacute la generacioacuten fuera de meacuterito No obstante es evidente que los proyectos de infraestructura estaacuten sufriendo dilataciones por ciertas contravenciones a las exigencias de caraacutecter ambiental y social que estaacuten incrementando los costos de los proyectos y la demora en la entrada en operacioacuten
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MP
CD
SDDP (despacho ideal) XM (despacho ideal)
104
Graacutefica 5-25 Evolucioacuten histoacuterica del consumo del de gas natural del Sistema Interconectado Nacional correspondiente al despacho ideal y real
Fuente UPME
Pot Maacutex
Restricc
[MW]
Pot Med Restricc
[MW]
Pot Min Restricc
[MW]
Pot Efect Restricc
[MW]
GN Restricc Esc Alto [GBTUD]
GN Restricc Esc Med [GBTUD]
GN Restricc Esc Bajo [GBTUD]
2012 651 369 80 3433 852 618 384
2013 767 458 117 4262 1057 767 477
2014 898 563 180 5236 1299 943 586
2015 1031 688 257 6401 1588 1152 716
2016 1182 818 450 7611 1888 137 852
2017 1275 985 500 9164 2274 165 1026
2018 1823 1408 715 1310 325 2358 1466
2019 450 348 176 3238 803 583 362
2020 576 467 256 4341 1077 781 486
2021 749 631 371 5874 1457 1057 657
2022 842 735 457 6836 1696 1231 765
2023 923 831 546 7734 1919 1392 865
2024 962 894 619 8322 2065 1498 931
2025 900 845 576 7861 195 1415 88
2026 906 850 579 790 1962 1433 885
Tabla 5-7 Proyeccioacuten de generacioacuten eleacutectrica fuera de meacuterito de consumo de gas natural Fuente UPME
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MP
CD
Consumo GN despacho ideal Consumo GN despacho real
105
53513 Consumo por arranques y paradas Del contraste entre el consumo de gas natural que se deduce de la generacioacuten termoeleacutectrica y el consumo de gas natural para el sector termoeleacutectrico reportado por los agentes distribuidores del mismo se determina la cantidad de este combustible que corresponde al consumo por arranques paradas y tiempos muertos de los generadores termoeleacutectricos La Graacutefica 5-26 evidencia como para los mayores consumos de gas natural que corresponden a altos niveles de utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos
Graacutefica 5-26 Relacioacuten autoconsumo de gas natural para generacioacuten eleacutectrica y consumo total del sector eleacutectrico
Fuente XM Agentes Caacutelculos propios
El consumo de gas natural por arranques y paradas tiende a ser miacutenimo (valor cercano a uno en el eje vertical) y de manera inversa como para bajos niveles de consumo y utilizacioacuten de los generadores termoeleacutectricos debe consumirse 25 maacutes gas natural del que propiamente corresponde a generacioacuten eleacutectrica 5352 Resultados Como resultado final la Graacutefica 5-27 expone la evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de las componentes antes descritas de la demanda de gas natural del sector eleacutectrico colombiano para el escenario medio De otra parte en la Graacutefica 5-29 se presentan los tres escenarios de proyeccioacuten que como antes se mencionoacute se originan en los tres escenarios de proyeccioacuten de la demanda de energiacutea eleacutectrica Para el escenario medio se tiene un crecimiento progresivo de la demanda para en el antildeo 2018 alcanzar los 325 MPCD para en el siguiente antildeo tras la entrada del nuevo circuito Cerromatoso-Chinuacute-Copey reducirse a 119 MPCD y seguidamente continuar aumentando
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Graacutefica 5-27 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda de gas natural l sector eleacutectrico seguacuten sus componentes
Fuente XM
Graacutefica 5-28 Evolucioacuten histoacuterica y proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector eleacutectrico
Fuente XM
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Despacho Ideal Fuera de Meacuterito Arranque y Parada
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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De otra parte la Graacutefica 5-28 presenta la distribucioacuten regional del consumo de gas natural del sector eleacutectrico en la cual se mantiene a futuro la mayor participacioacuten de la Costa Atlaacutentica en el total nacional
Graacutefica 5-29 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural sector eleacutectrico
Fuente UPME
Las demaacutes regiones no manifiestan por ahora cambios notorios o incrementos significativos que modifiquen la estructura actual Sin embargo en la medida en que se adelanten los anaacutelisis de confiabilidad y vulnerabilidad del sector eleacutectrico se tomaran las decisiones pertinentes que conlleven a garantizar la atencioacuten de la demanda 536 Demanda de gas natural sector petrolero (Ecopetrol) 5361 Metodologiacutea Ademaacutes de la los anteriores sectores se tiene que las refineriacuteas de Barrancabermeja y Cartagena y los campos de produccioacuten de petroacuteleo de los Llanos Orientales consumen una importante parte de la oferta nacional de gas natural La proyeccioacuten de esta demanda tiene como fuente principal a Ecopetrol que reporta sus expectativas de consumo de gas natural de acuerdo a sus planes de expansioacuten para las refineriacuteas y de produccioacuten de crudo Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo de gas natural de propio Ecopetrol (ver Graacutefica 5-30)
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Graacutefica 5-30 Escenarios de demanda de gas natural sector Petrolero
Fuente UPME
5362 Resultados Los resultados muestran que al final de la deacutecada el consumo total de Ecopetrol alcanzariacutea 385 MPCD en el escenario medio los cuales se distribuiriacutean de manera regional seguacuten lo presentado en la en la Graacutefica 5-31 En dicha graacutefica la demanda de la Costa Atlaacutentica corresponde a la Refineriacutea de Cartagena la de la regioacuten Noreste corresponde a la Refineriacutea de Barrancabermeja y la de la regioacuten Centro corresponde al consumo de los Llanos Orientales para propoacutesitos de produccioacuten de hidrocarburos y generacioacuten de electricidad
Graacutefica 5-31 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural refineriacuteas escenario medio
Fuente ECOPETROL UPME
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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537 Demanda de gas natural sector petroquiacutemico La proyeccioacuten de demanda para el sector petroquiacutemico tiene como fuente los propios agentes En el escenario medio no se reportan expansiones o nuevos proyectos petroquiacutemicos que demanden mayores cantidades de gas por lo que la proyeccioacuten conserva los valores histoacutericos Los escenarios bajo y alto se establecen a traveacutes del error esperado de la serie histoacuterica de consumo para este sector Graacutefica 5-32
Graacutefica 5-32 Proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural sector petroquiacutemico escenario medio
Fuente UPME
Graacutefica 5-33 Proyeccioacuten de demanda regional de gas natural sector petroquiacutemico Escenario Medio
Fuente UPME
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Esc Alto Esc Medio Esc Bajo
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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54 Demanda agregada nacional de gas natural Resultado de la adicioacuten de las proyecciones de demanda de gas natural de los sectores antes mencionados se tiene la demanda nacional Para el escenario medio de proyeccioacuten se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 39 en los proacuteximos diez antildeos de manera que en el antildeo 2022 la demanda agregada de gas natural alcance una magnitud de 1180 MPCD En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de crecimiento promedio para los proacuteximos diez antildeos de 59 y 30 respectivamente
Graacutefica 5-34 Escenarios de proyeccioacuten de demanda nacional de gas natural
Fuente UPME
Graacutefica 5-35 Proyeccioacuten sectorial de demanda de gas natural escenario medio
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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Domeacutestico Industrial Vehicular Eleacutectrico Petrolero Petroquiacutemico
Histoacuterico Proyectado
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A escala sectorial es notable el incremento en la participacioacuten del sector eleacutectrico en la demanda de gas natural en razoacuten a la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de las refineriacuteas de Cartagena y Barrancabermeja y el aumento del consumo relativo a la produccioacuten de hidrocarburos en los Llanos Orientales a lo largo de la presente deacutecada En contraste con lo anterior el sector eleacutectrico reduce significativamente su consumo y participacioacuten al final de la presente deacutecada debido a la reduccioacuten de las restricciones eleacutectricas una vez esteacute en operacioacuten la liacutenea de transmisioacuten Cerromatoso - Chinuacute ndash Copey A escala regional no se preveacuten grandes cambios en la participacioacuten de las regiones en el consumo nacional de gas natural Es notable el aumento del consumo en la regioacuten noreste en razoacuten de la expansioacuten de la capacidad de produccioacuten de la Refineriacutea de Barrancabermeja en la presente deacutecada tal como se registra en la Graacutefica 5-36
Graacutefica 5-36 Escenarios de proyeccioacuten de demanda de gas natural total nacional
Fuente UPME Concentra y CNO-Gas
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Costa Atlaacutentica Noroeste Noreste Centro Tolima Grande CQR Suroeste
Histoacuterico Proyectado
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6 Balance de gas natural
61 Balance de oferta y demanda Luego de considerar las alternativas de suministro de gas natural estimadas para los anaacutelisis de planeacioacuten de mediano y largo plazo con las cuales se atenderaacute la demanda futura se contrastaron con los distintos escenarios de demanda estimados por UPME tal como se describen en el capiacutetulo 5 Se efectuaron los correspondientes balances con una resolucioacuten mensual a fin de establecer con detalle los periodos en los cuales podriacutean presentarse superaacutevit o deacuteficits de gas natural a nivel nacional
Graacutefica 6-1 Balance de Gas Total14
Fuente UPME
Son diversas las hipoacutetesis que se pueden presentar en razoacuten a la falta de certeza respecto a los perfiles de produccioacuten de los distintos campos y de que efectivamente el consumo futuro se comporte como las previsiones definidas por ello el anaacutelisis sobrepasa el escenario considerado por la regulacioacuten para efectos de definir el mecanismo de comercializacioacuten en el mercado primario el cual corresponde al de oferta baja o declaracioacuten de produccioacuten y el bajo de demanda Cabe decir que mediante la teacutecnica de escenarios y con el propoacutesito de buscar una amplia gama de trayectorias futuras que permita reducir el grado de incertidumbre de mediano y
14 Oferta baja produccioacuten de reservas probadas Oferta media produccioacuten de reservas probadas probables y posibles Oferta alta produccioacuten de reservas probadas probables y posibles maacutes 400 MPCD de gas importado (planta de regasificacioacuten de Cartagena que entrariacutea en operacioacuten a maacutes tardar en enero de 2016)
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Demanda Baja Demanda Base Demanda Alta
113
largo plazo se consideraron escenarios alternativos de oferta y demanda y en virtud de los observaciones realizadas el periacuteodo que se observa criacutetico o de crisis es eventualmente el del proacuteximo quinquenio - en tanto se espera incorporar nuevas reservas despueacutes de 2015- y ello uacutenicamente en caso de que las hipoacutetesis de oferta interna no llegaran a cumplirse y las de demanda fuesen las correspondientes a los escenarios maacutes exigentes Aun asiacute es posible que se produzca durante el lapso 2014-2016 alguna escasez de suministro de presentarse bajo aporte hidraacuteulico que obligue un mayor uso de la generacioacuten eleacutectrica con gas natural Seguacuten los anaacutelisis efectuados se presentan tres casos tipificados respecto al balance oferta y demanda de gas Escenario no criacutetico La oferta nacional cubre el 100 de la demanda en el corto plazo (oferta baja - demanda baja) lo que supone que no se requiere la entrada de la planta de regasificacioacuten y se mantiene la produccioacuten de los campos seguacuten lo planificado por cada uno de los productores En tal caso no existe deacuteficit y el plazo para incorporar nuevas reservas es prolongado ya que la oferta interna alcanzariacutea a cubrir la demanda proyectada hasta 2020 y los nuevos desarrollos (escenario base de incorporacioacuten de reservas presentado en el capiacutetulo 5) le dariacutean holgura hasta maacutes allaacute del antildeo 2025 con posibilidad de incrementar los voluacutemenes de exportacioacuten viacutea tecnologiacutea de licuefaccioacuten A partir de alliacute es necesario que se incremente la oferta interna pero el horizonte de tiempo y los programas de exploracioacuten seguacuten las perspectivas de la ANH tendriacutean mayor probabilidad de cumplirse En este escenario la oferta nacional podriacutea cubrir el 100 de la demanda proyectada Escenario criacutetico En este caso se analizan las mejores perspectivas de cada campo y se incluye la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD ya en marcha para atender las inflexibilidades que genera el sector eleacutectrico ocasionadas por la necesidad de generacioacuten de seguridad o fuera de meacuterito (oferta alta ndash demanda alta) Como se observa en la graacutefica 6-1 el escenario alto de demanda presenta un maacuteximo en el 2018 de cerca de 1650 MPCD y un posible desequilibrio durante praacutecticamente todo ese antildeo el cual seriacutea necesario resolver pagando el costo correspondiente de disponer tanto del gas como la electricidad requerida por la demanda Escenario realista En esta tercera opcioacuten se consideroacute una oferta con alto grado de incertidumbre acerca de la prospectiva de los campos o de otro tipo de limitaciones como el desarrollo de las reservas probables y posibles que podriacutean restringir la oferta nacional de gas natural pero complementada con los voluacutemenes de gas importado que aportariacutea la planta de regasificacioacuten y por el lado de la demanda se consideroacute el escenario medio (declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y demanda media) En este caso se requeririacutea de un sistema complementario de oferta a partir del antildeo 2021 para garantizar el abastecimiento nacional de gas Como se puede apreciar los tres escenarios plantean soluciones disiacutemiles para fortalecer el abastecimiento razoacuten por la cual se hace necesario evaluar el conjunto de alternativas de abastecimiento disponibles sus costos aproximados sus ventajas y desventajas y los riesgos que cada opcioacuten ofrece Seguacuten los resultados del escenario normativo en enero de 2018 se cruzariacutea la oferta de gas natural baja con el escenario de demanda bajo dando sentildeales de alerta En tanto las
114
demandas proyectadas no incluyen las exportaciones a Venezuela esta holgura a corto plazo podriacutea indicar posibilidades de continuar exportando siempre y cuando el mercado de Venezuela requiera de ese gas y los escenarios de oferta logren concretarse Sin embargo en caso que el escenario de oferta llegara a ser el bajo las crisis se presentariacutean desde 2017 para el escenario medio de demanda y en diciembre de 2015 para el caso de demanda alta Pero en caso de continuar exportando a Venezuela y frente a un escenario alto de demanda los problemas se presentariacutean auacuten en el caso de los escenarios de oferta maacutes favorables Fenoacutemenos como El Nintildeo hacen que se piense en alternativas de tipo teacutermico para generacioacuten de electricidad de modo que se pueda suplir el recurso hiacutedrico cuando ocurren estas condiciones climaacuteticas que reducen los caudales de los riacuteos La demanda de gas del sector termoeleacutectrico en estos casos podriacutea afectar draacutesticamente la disponibilidad de gas para otros mercados (industrial residencial GNV) y maacutes auacuten respecto a las posibilidades de exportar Adicionalmente se tiene el mercado industrial en donde la demanda de gas presenta un considerable elemento aleatorio lo que genera incertidumbres en los modelos de prediccioacuten El comportamiento de la oferta o la demanda de gas estaacute sujeto a importantes indeterminaciones lo cual implica desviaciones considerables en los paraacutemetros que surgen de un modelo determiniacutestico Este resultado se puede ver tanto en la demanda como en la oferta y por tanto se debe optar por medir la probabilidad de ocurrencia de los eventos de modo que el anaacutelisis del comportamiento del gas pueda tambieacuten arrojar resultados sobre las varianzas de los paraacutemetros El enfoque probabiliacutestico considera para cada variable incierta y relevante una distribucioacuten de probabilidades de ocurrencia Ello implica considerar los paraacutemetros de oferta y demanda de cada escenario como incierto y determinar bajo un grado de probabilidad cuaacutel seriacutea la magnitud del balance oferta-demanda en un periacuteodo determinado Aun cuando la gama de resultados puede resultar amplia el enfoque permite una discusioacuten abierta de la problemaacutetica de forma tal de contribuir a la seleccioacuten de la opcioacuten maacutes conveniente
62 Anaacutelisis Estocaacutestico de la oferta y la demanda Teniendo en cuenta las incertidumbres que se presenta tanto en la oferta como la demanda se requiere una caracterizacioacuten apropiada de cada una de estas variables al igual que se debe tener en cuenta las limitaciones de capacidad de gasoductos lo que puede ocasionar un incremento de los voluacutemenes de gas no suministrado ademaacutes de la simple diferencia entre oferta y demanda replanteando el dimensionamiento de posibles esquemas complementarios de suministro (importacioacuten viacutea gasoducto o planta de regasificacioacuten) En tal sentido se realizoacute un anaacutelisis estocaacutestico del comportamiento de la demanda y la oferta de gas cuyo resultado es la determinacioacuten de densidades de probabilidad de cada una de las variables partiendo de las series originales suministradas por CONCENTRA complementadas con informacioacuten de los agentes Adicionalmente los fenoacutemenos de oferta y demanda se consideraron independientes pues no existe correlacioacuten evidente entre los sectores que consumen el gas natural y las reservas
115
existentes y finalmente el objetivo central es determinar el grado probable de desabastecimiento fuere cual sea la razoacuten aun cuando el anaacutelisis necesariamente se sesgue hacia la cuantificacioacuten de la insuficiencia probable de oferta en teacuterminos fiacutesicos y no contractuales La porcioacuten estocaacutestica del plan indicativo de abastecimiento de gas natural se presenta a continuacioacuten primero se explican los desarrollos teoacutericos para la caracterizacioacuten de la demanda de gas natural y se presenta como resultado las funciones de probabilidad de dicha demanda Segundo se realiza un desarrollo paralelo para la oferta de gas natural En tercer lugar se contrasta la demanda y la oferta para determinar el valor esperado del deacuteficit o superaacutevit 621 Marco teoacuterico de la demanda de gas Para el anaacutelisis estocaacutestico de la demanda de gas se partioacute de la hipoacutetesis de que cada serie (cada uno de los escenarios propuestos) pueden descomponerse en su parte determiniacutestica y estocaacutestica las cuales pueden ser detectadas y separadas mediante un anaacutelisis espectral El procedimiento utilizado consistioacute en detectar la posible presencia de ruido blanco gaussiano medir su varianza y asiacute determinar la funcioacuten de probabilidad a la que corresponde Para la determinacioacuten del ruido se efectuoacute el anaacutelisis espectral de Fourier en el que a la sentildeal de demanda se le toma la FFT (Transformada raacutepida de Fourier) Esto es si se tiene una serie de demanda dada por xn eacutesta se puede descomponer en componentes complejas Xk relacionadas por la siguiente ecuacioacuten
1
0
2exp
N
n
nk nkN
jxX
(6-1)
En la ecuacioacuten (1) N representa la longitud de la serie De la misma forma se puede recuperar la sentildeal original conociendo sus componentes espectrales mediante la siguiente relacioacuten
1
0
2exp
1 N
k
kn nkN
jX
Nx
(6-2)
De estas dos ecuaciones se deben resaltar las siguientes propiedades Las componentes espectrales Xk son esencialmente complejas
Si la serie xn presenta ruido blanco esta dejaraacute una firma consistente en una
distribucioacuten circular alrededor del origen del plano complejo en el dominio de las Xk
Debido a que las fuertes oscilaciones pueden afectar el reconocimiento de dicha firma soacutelo se decidioacute trabajar con el escenario medio de demanda por las siguientes consideraciones
116
Todos los escenarios estaacuten afectados bajo el mismo tipo de ruido
Los escenarios bajo y alto presentan picos debido al comportamiento de la demanda
en el sector eleacutectrico Dichos cambios afectan el reconocimiento de la firma de ruido
El escenario medio es el maacutes confiable para determinar el nivel de ruido de la sentildeal
de demanda
Para el anaacutelisis espectral se tomoacute la serie correspondiente al escenario medio y sus resultados se muestran en la Graacutefica 6-2 Cada componente Xk se ha ubicado en el plano complejo tomando su parte real e imaginaria como sus coordenadas
Graacutefica 6-2 Anaacutelisis espectral de la serie de demanda del escenario bajo
Fuente UPME
El procedimiento que se utilizoacute fue el de tomar la desviacioacuten estaacutendar de las componentes
espectrales de la siguiente forma
07230exp
2
2
r
X k
(6-3)
Donde r representa la desviacioacuten estaacutendar de los coeficientes espectrales y corresponde al valor de 1041 MPCD r fue calculado como
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Firma de ruido
Componente de sentildeal
kX
117
(6-4)
La cual representa una desviacioacuten estaacutendar de una serie compleja Debido al gran valor de
este fue omitido en el caacutelculo Los valores que se encuentran por debajo del umbral de (6-3) corresponden a distancias que se encuentran a 147 veces la desviacioacuten estaacutendar Lo anterior significa que es soacutelo 723 creiacuteble que dichas componentes configuren el ruido En la Graacutefica 6-3 se muestra coacutemo opera dicho procedimiento de filtraje
Graacutefica 6-3 Separacioacuten de las componentes de sentildeal y ruido
Fuente UPME
Los iacutendices de frecuencia (k) que configuran la sentildeal son entonces reducidos y corresponden cerca del 10 de toda la muestra de coeficientes Estos iacutendices son (3119) (2120) (5117) (4118) (7115) y (21101) 622 Resultados de la demanda Se realizoacute el proceso de reconstruccioacuten de la sentildeal mediante la ecuacioacuten (6-2) utilizando solo las componentes asociadas a la sentildeal Posteriormente se tomoacute la diferencia entre la sentildeal reconstruida y la sentildeal original y se comparoacute con la correspondiente a ruido blanco gaussiano observaacutendose una alta concordancia excepto en el antildeo 2018 (intervalo de meses de 60 a 80 diciembre de 2017 a agosto de 2019) donde se preveacute un aumento de la demanda que se aleja del comportamiento normal
1
1
21
11
1
2
1 N
k
N
m
mk XN
XN
r
0X
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
-3000 -2000 -1000 0 1000 2000 3000imag
(fft
(D))
real(fft(D))
Componente de sentildeal
Componente de ruido
118
En la Graacutefica 6-4 se comparan la serie original (escenario medio de demanda) y la serie sin ruido recuperada mediante el proceso de filtrado mostrado en la ecuacioacuten (6-3) La diferencia es la sentildeal de ruido que le aporta la incertidumbre a la demanda
Graacutefica 6-4 Comparacioacuten demanda media con filtrado de la misma
Fuente UPME
Para construir la densidad de probabilidad se siguioacute el meacutetodo de Monte-Carlo en donde a la serie original bien sea de escenario bajo medio o alto se le agrega un ruido blanco con media nula y con la desviacioacuten estaacutendar calculada con en el procedimiento anteriormente descrito El mismo tipo de ruido fue utilizado en todos los escenarios pues las hipoacutetesis que hacen diferentes a cada uno de eacutestos son de naturaleza determiniacutestica y no corresponden al componente de ruido observado en las series A continuacioacuten se presentan los histogramas correspondientes para cada tipo de escenario Se observa que a partir de 1000 simulaciones los histogramas comienzan a presentar convergencia de modo que se tiene alta certidumbre sobre las probabilidades calculadas En las siguientes graacuteficas (Graacutefica 6-5 Graacutefica 6-6 y Graacutefica 6-7) se presentan las funciones de probabilidad de los escenarios bajo medio y alto de demanda de gas
950
1000
1050
1100
1150
1200
1250
1300
1350
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
v-1
3
abr
-14
sep
-1
4
feb
-1
5
jul-
15
dic
-1
5
may
-1
6
oct
-1
6
mar
-1
7
ago
-1
7
ene
-1
8
jun
-1
8
no
v-1
8
abr
-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Serie Original Serie sin ruido
119
Graacutefica 6-5 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario bajo de demanda
Fuente UPME
Graacutefica 6-6 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario medio de demanda
Fuente UPME
120
Graacutefica 6-7 Funcioacuten de densidad de probabilidad escenario alto de demanda
Fuente UPME
623 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la demanda Se desarrolloacute un procedimiento estocaacutestico para determinar la distribucioacuten de probabilidad de la demanda de gas natural basado en la deteccioacuten del ruido presente en la serie de demanda estimada El proceso de extraccioacuten de ruido blanco consistioacute en un anaacutelisis de sus componentes espectrales utilizando la transformada discreta de Fourier Se extrajo la componente de sentildeal combinando los coeficientes de Fourier que tiene elevada magnitud y por tanto no son probablemente ruido mediante un procedimiento de verosimilitud Al comparar la sentildeal generada por el resto de coeficientes se observa gran concordancia con una sentildeal correspondiente a ruido blanco gaussiano que presenta bajos coeficientes de correlacioacuten ante rezagos de la misma Finalmente se realizoacute un procedimiento de generacioacuten de ruido aleatorio con la varianza obtenida de los coeficientes de ruido y se adelantaron simulaciones de Monte-Carlo para generar histogramas que permitieron estimar la funcioacuten de densidad de probabilidad de cada uno de los escenarios de demanda Por no contar con la probabilidad de ocurrencia de cada escenario los resultados se presentan por separado 624 Marco teoacuterico de la oferta de gas En el caso de la oferta a diferencia de la demanda no se tiene un comportamiento de ruido blanco sino que los escenarios de oferta son definidos en funcioacuten del tipo de reservas las cuales son definidas a nivel internacional y la ANH acogioacute tales conceptos
121
De esta forma se analizan tres escenarios de oferta construidos a partir de los diferentes tipos de reservas 1 reservas probadas 2 reservas probadas y probables y 3 reservas probadas probables y posibles Una hipoacutetesis que se debe agregar al modelo de oferta es la relacionada con disponibilidades de cada uno de los tipos de reservas (probadas probables y posibles) que son independientes entre siacute pues cada uno de estos recursos considerados son diferentes Dicho en otras palabras la disponibilidad de las reservas probadas es independiente de la disponibilidad de las reservas probables y posibles a su vez la disponibilidad de las reservas probables es independiente de la disponibilidad de las reservas posibles Por otra parte seguacuten estaacutendares internacionales y criterios adoptados por la ANH como se mencionoacute anteriormente se tiene que
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten baja con una probabilidad del
90 Esta probabilidad se ha denominado PB
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten media con una probabilidad del
50 Esta probabilidad se designoacute PM
Las reservas deben igualar o exceder la estimacioacuten alta con una probabilidad del
10 Esta probabilidad corresponde a PA
En la graacutefica 6-8 se puede apreciar la oferta por tipo de reserva donde se indica que el perfil de produccioacuten asociada a las reservas probadas supera ampliamente el perfil de produccioacuten de los otros dos tipos de reservas
Graacutefica 6-8 Oferta de gas natural por tipo de reservas
Fuente ANH y UPME
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
ene
-1
3
jun
-1
3
no
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3
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-14
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-1
4
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-1
5
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15
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-1
5
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-1
6
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-1
6
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-1
7
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-1
7
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-1
8
jun
-1
8
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8
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-19
sep
-1
9
feb
-2
0
jul-
20
dic
-2
0
may
-2
1
oct
-2
1
mar
-2
2
ago
-2
2
MP
CD
Reservas probadas Reservas probables + posibles
122
Partiendo de las siguientes convenciones se estimoacute la probabilidad de cada uno de los escenarios propuestos
iR Se dispone de la reserva i
iR No se dispone de la reserva i
1i Reservas probadas
2i Reservas probables
3i Reservas posibles
iS Sentildeal de oferta por reserva i
En primera instancia dado que la oferta por las reservas probadas (R1) corresponde a la estimacioacuten baja en otras palabras a los niveles de produccioacuten declarados por los operadores de los campos y que permitiraacuten abastecer la demanda la probabilidad que esta ocurra seguacuten los estaacutendares adoptados seriacutea
90)( 1 BPRP (6-5)
En el caso de la estimacioacuten media (reservas probadas y probables) el escenario entonces estaacute constituido por
50)()()( 32132121 MPRRRPRRRPRRP (6-6)
En el caso del escenario de estimacioacuten alta (reservas probadas probables y posibles) solo se iguala cuando se dispone de los tres tipos de recursos De esta forma se obtiene
10)( 321 APRRRP (6-7)
625 Resultados del anaacutelisis de la oferta de gas natural La tabla 6-1 corresponde a una ldquotabla de verdadrdquo (tabla de posibilidades) que muestra los escenarios posibles de oferta cada uno con su probabilidad y su correspondiente sentildeal de oferta Es necesario recordar como se mencionoacute con anterioridad que reservas de tipos diferentes son independientes entre siacute
Escenario Probabilidad Sentildeal de oferta
321 RRRAP )(3 ts
321 RRRAM PP )(2 ts
123
Tabla 6-1 Tabla de verdad considera todas las posibilidades de oferta de gas incluye su probabilidad su produccioacuten de gas y resultados de la oferta de gas
Dado que
119875119860 = 01 119875119872 = 05 (6-8)
119875119861 = 09 Las probabilidades de la tabla de verdad son
Escenario Probabilidad
01
04
008
032
0011111
0044444
00088889
0035556
Tabla 6-2 Tabla de verdad con las probabilidades calculadas Cumpliendo criterios ANH
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
321 RRR
0
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1 )()()( 213 tststs
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11 )(1 ts
321 RRRB
AB
P
PP )1( )()( 13 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 1)1( )()( 12 tsts
321 RRRM
A
B
MB
P
P
P
PP
1)1( )()( 23 tsts
321 RRR
M
A
B
MB
P
P
P
PP 11)1(
124
Con la informacioacuten previa se calcularon los histogramas correspondientes a la funcioacuten de oferta en donde a partir de la probabilidad correspondiente se genera una sentildeal de oferta completa correspondiente a la columna 3 de la Tabla 6-1
Graacutefica 6-9 Funcioacuten de densidad de probabilidad de la sentildeal de oferta nacional de gas natural
Fuente UPME
626 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico de la oferta A diferencia de la demanda la oferta no sigue una sentildeal estocaacutestica sino determiniacutestica pero al tener incertidumbres sobre la disponibilidad de los distintos tipos de reservas de gas natural la oferta adquiere una naturaleza estocaacutestica De esta forma tres tipos de escenarios han sido incluidos en el anaacutelisis dependiendo de la disponibilidad de las mismas y se ha generado una densidad de probabilidad incondicional gracias a los estaacutendares de probabilidad empleados por expertos internacionales y que la ANH acoge
63 Marco teoacuterico del balance Al realizar el balance de oferta y demanda se determinan los excedentes o deacuteficits que se presentaran a futuro como consecuencia del crecimiento de la demanda y de la loacutegica declinacioacuten de la produccioacuten interna situacioacuten que puede complicarse si existen limitaciones en la infraestructura de transporte como lo muestra en la siguiente ecuacioacuten
125
ji
jiijji LDSPE
)( (6-9)
La funcioacuten Lij corresponde al desabastecimiento generado por limitaciones de capacidad de infraestructura de transporte lo que lleva a considerar alternativas de expansioacuten de la misma Sin embargo en este primer anaacutelisis se muestra el razonamiento estocaacutestico del superaacutevit (oferta menos demanda) sin tener en cuenta las limitaciones de transporte 631 Resultados del balance Partiendo de la ecuacioacuten 6-9 se realizaron los caacutelculos cuyos resultados presentan los valores esperados del balance (Graacutefica 6-10) teniendo en cuenta el uacutenico escenario estocaacutestico de oferta y los tres escenarios de demanda (alto medio y bajo) Es necesario sentildealar que a la oferta nacional contenida en la Graacutefica 6-8 se le adicionaron 400 MPCD provenientes de una planta de regasificacioacuten localizada en Cartagena de acuerdo con lo definido recientemente para las generaciones de electricidad de seguridad fuera de meacuterito A la oferta de este gas natural importado se le asignoacute una probabilidad del 100 teniendo en cuenta que el proyecto ya fue aprobado
Graacutefica 6-10 Balance escenario estocaacutestico de oferta y escenarios alto medio y bajo de demanda
Fuente UPME
Sin embargo cabe anotar que como todo proyecto su ejecucioacuten es susceptible de presentar inconvenientes y que ya en operacioacuten tambieacuten pueden ocurrir otro tipo de
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Esc bajo Esc medio Esc alto
126
factores (comerciales contractuales o normativos) que podriacutean afectar la disponibilidad real de este gas Los resultados indican que solo con el escenario de demanda alta se podriacutean presentar deacuteficits en el corto plazo lo cual sugiere un periodo criacutetico por el margen de maniobra para tomar acciones correctivas Adicionalmente la oferta nacional y la planta de regasificacioacuten permitiriacutean asegurar el abastecimiento aproximadamente hasta el antildeo 2021 en caso que la demanda de gas del paiacutes se comporte seguacuten lo previsto en los escenarios medio y bajo En caso de ocurrir un escenario alto de demanda la seguridad del abastecimiento estariacutea en riesgo desde el antildeo 2014 En este anaacutelisis igualmente se comparoacute el escenario estocaacutestico (oferta estocaacutestica y escenario estocaacutestico medio de demanda) con 9 escenarios determiniacutesticos correspondientes a la combinatoria de todos los escenarios de oferta y demanda presentados en la Graacutefica 6-11 Esto es
Bajo de demanda y bajo de oferta
Bajo de demanda y medio de oferta
Bajo de demanda y alto de oferta
Medio de demanda y bajo de oferta
Medio de demanda y medio de oferta
Medio de demanda y alto de oferta
Alto de demanda y bajo de oferta
Alto de demanda y medio de oferta
Alto de demanda y alto de oferta
Medio demanda y oferta estocaacutestica (maacutes planta de regasificacioacuten)
La Graacutefica 6-11 muestra el resultados de todos los escenarios considerados deduciendo que de no contar con la planta de regasificacioacuten auacuten en caso que la demanda se comporte seguacuten lo proyectado para el escenario bajo la seguridad del abastecimiento se perderiacutea a partir del antildeo 2018 y en el peor de los casos para un escenario de demanda alto esto podriacutea suceder a partir de 2015 En este orden de ideas la recomendacioacuten concreta seriacutea que con el fin de asegurar el abastecimiento de gas natural en el paiacutes y previendo escenarios de demanda alta lo maacutes favorable es contar con la planta de regasificacioacuten en Cartagena lo maacutes pronto posible Ademaacutes al introducir una fuente adicional de suministro no solo se solucionariacutean posibles problemas de desabastecimiento futuros sino que se aumentariacutea la confiabilidad del sistema en general ya que en la actualidad la oferta depende principalmente de la produccioacuten de los campos de Guajira y Cusiana-Cupiagua
127
Graacutefica 6-11 Comparacioacuten diferentes balances
Fuente UPME Las estadiacutesticas estaacuten en valor esperado
632 Resumen del anaacutelisis estocaacutestico del balance El anaacutelisis estocaacutestico presenta superaacutevit y deacuteficit en los tres escenarios de demanda cada uno a su vez con comportamiento estocaacutestico El procedimiento seguido en el caso de la demanda fue el de extraer su ruido basado en un anaacutelisis espectral y en el de oferta se basoacute en unir los escenarios de reservas probadas probables y posibles de acuerdo a las probabilidades establecidas por la ANH para la oferta Adicionalmente se incluyoacute con una certidumbre de 100 la planta de regasificacioacuten de 400 MPCD (a partir de enero de 2016) Sobre la base del conjunto de escenarios considerados existe una fuerte incertidumbre respecto tanto a la oferta futura de gas como a los niveles de demanda Estos han sido cuantificados a traveacutes de combinatorias de escenarios los que indican bajo queacute supuestos podriacutea producirse un deacuteficit de gas y de queacute magnitud seriacutea el mismo tal como lo presenta la Graacutefica 6-11 La introduccioacuten de escenarios criacuteticos medios frente a escenarios que incorporan potenciales de produccioacuten mayor muestran resultados diferentes respecto a la magnitud de las crisis de desabastecimiento y su posible ocurrencia en el tiempo De todos modos salvo en los casos maacutes favorables surgen deacuteficit del orden de 200 MPCD en los escenarios no criacuteticos desde 2020 y del orden de 500 MPCD promedios a partir de 2022 en los escenarios criacuteticos
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Superaacutevit Dem medio Of bajo Superaacutevit Dem bajo Of bajoSuperaacutevit Dem alto Of bajo Superaacutevit Dem medio Of medioSuperaacutevit Dem bajo Of medio Superaacutevit Dem alto Of medioSuperaacutevit Dem medio Of alto Superaacutevit Dem bajo Of altoSuperaacutevit Dem alto Of alto Superaacutevit Estocaacutestico
128
Considerando los resultados obtenidos con el valor esperado del desabastecimiento presentado en la misma Graacutefica 6-11 el escenario estocaacutestico de oferta comparado con el escenario medio de demanda se tiene un deacuteficit a partir del antildeo 2021 A los fines de este trabajo de planificacioacuten indicativa y considerando la informacioacuten disponible se estima ademaacutes de la planta de regasificacioacuten contenida en los anaacutelisis de oferta que se requiere un esquema suplementario adicional del orden de 200 MPCD que cubra los deacuteficit presentados entre 2021 y 2023 bajo las condiciones de los escenarios ensayados
129
7 Confiabilidad Un aspecto importante a considerar dentro del plan de abastecimiento de gas es la confiabilidad del sistema de transporte Debido a que el sistema es radial es probable que se presenten fallas ocasionando que el sistema no sea capaz de suministrar todo el gas requerido y como consecuencia de ello colapse desatendiendo demanda en ciertos nodos la cual se puede presentar ya sea por dantildeos o entrada en mantenimiento de alguno de sus componentes (compresores ductos etc) o por incremento repentino de la demanda que supere la capacidad del sistema Para efectos del presente documento la confiabilidad seraacute analizada en funcioacuten de la probabilidad de encontrar cada elemento del sistema de transporte fuera de servicio y el desabastecimiento que pueda ocasionar dichas interrupciones pues parte de la problemaacutetica de abastecimiento estaacute asociado a cuestiones de confiabilidad Dicho en otras palabras las imperfecciones que pueda tener el sistema de gas natural repercuten en demanda no atendida o insuficiencia parcial de abastecimiento lo cual debe ser minimizado Por supuesto existen otros factores que influyen en el desabastecimiento donde no solo interviene la confiabilidad sino tambieacuten la capacidad de infraestructura y de suministro de las diferentes fuentes de produccioacuten o de importacioacuten Para ello se evaluoacute la influencia de la confiabilidad del sistema de transporte en el desabastecimiento de gas buscando esencialmente medir su impacto y estimar el costo del mismo con el fin de proponer medidas correctivas oacuteptimas que impliquen bien sea un aumento de la capacidad de suministro transporte o almacenamiento u otro tipo de alternativas que coadyuven a disminuir tales fallas Al realizar un diagnoacutestico al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural se identifican las siguientes vulnerabilidades
Sistema radial
Poca capacidad disponible primaria en los principales gasoductos
Alta concentracioacuten del suministro
Inestabilidad del terreno (zonas de riesgo geoloacutegico)
El sistema nacional de transporte de gas se caracteriza por la creciente saturacioacuten configuracioacuten radial (no mallada) inflexibilidad (sin tolerancia sin almacenamiento) y vulnerabilidad Superar estos problemas implica rehabilitar renovar expandir sanear y mantener integralmente esta infraestructura En el caso de sistemas radiales las fallas en los componentes de la red troncal necesariamente provocaraacuten dificultades de abastecimiento cuya gravedad dependeraacute del tiempo de duracioacuten y del tiempo de reparacioacuten de la misma Ahora bien el anaacutelisis de confiabilidad suele introducir por definicioacuten la asuncioacuten del peor caso posible pero al mismo tiempo probable Sin embargo una sobrestimacioacuten del deacuteficit podriacutea conducir a generar una visioacuten tergiversada y a decisiones que pueden implicar una sobreinversioacuten La confiabilidad del sistema de transporte de gas natural depende de la historia de interrupciones sufridas por los elementos de la red debido principalmente a eventos de dos tipos el primero de fuerza mayor que corresponde a fallas que no se tienen previstas y
130
que por tanto no se ha hecho un planeamiento de la misma y el segundo considerado como eventos planeados donde las fallas han sido programadas debido a que se tienen que realizar trabajos diversos en la red asociados principalmente a mantenimiento El siguiente anaacutelisis pretende estimar la confiabilidad del actual sistema de transporte y del proyectado el cual estaraacute determinado por nuevos hallazgos o fuentes de suministro adicionales o por ampliaciones de la infraestructura de transporte en el horizonte de estudio Para el caacutelculo de la confiabilidad se requirioacute de la determinacioacuten de iacutendices probabiliacutesticas de fallas en el sistema a partir de informacioacuten histoacuterica de las mismas sus causas y del tiempo de duracioacuten de cada una de ellas A continuacioacuten se describe la metodologiacutea empleada para la estimacioacuten de la confiabilidad Partiendo de la tasa reportada de fallas se buscoacute ajustar los periodos de funcionamiento (instantes donde el sistema no presenta fallas) a procesos estocaacutesticos de Bernoulli y Poisson En el proceso de Bernoulli la probabilidad de ocurrencia de r fallas en n unidades de tiempo depende de la resolucioacuten (antildeos meses diacuteas) y viene dada por la siguiente ecuacioacuten
rnr
n pprnr
nrP
)1(
)(
)(
(7-1)
Donde p representa la probabilidad de tener una falla en dicho periodo Para tal efecto se determinoacute la tasa de falla obtenida con los valores histoacutericos de las estadiacutesticas disponibles De la ecuacioacuten (7-1) puede deducirse la probabilidad de tener n unidades de tiempo en donde se caracteriza la distribucioacuten del servicio es decir antes de la ocurrencia de la primera falla la cual viene dada por
1
)1(
n
n ppQ (7-2)
Asiacute de las series de reporte de interrupciones se obtiene la distribucioacuten de n Una forma de determinarla es por ajuste de momentos en donde coincide la media y la varianza de n y la media viene dada por la siguiente relacioacuten
p
nE1
)(
(7-3) La varianza por su parte se estima mediante la siguiente foacutermula
2
1)(
p
pnVar
(7-4) Mediante el proceso de Poisson (enfoque continuo maacutes realista donde n tiende a infinito) se calculoacute la desviacioacuten estaacutendar de los periodos de continuidad del servicio Conociendo
131
la tasa promedio de fallas por mes ( ) la probabilidad de falla en el mes se determina con
la siguiente ecuacioacuten
eP 1 (7-5)
Para calcular la probabilidad de que un elemento del sistema bien sea un ducto o una estacioacuten esteacuten fuera de servicio se utilizoacute una cadena de Markov de dos estados de manera que la probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio estaacute dada por
TOTAL
OFF
OFFT
T
TE
TEP
)(1
)(
(7-6)
Donde
OFFP es la probabilidad de encontrar un elemento fuera de servicio
es la tasa de fallas
)(TE es el tiempo esperado de las reparaciones
OFFT Tiempo de la serie que el tubo estaacute fuera de servicio
TOTALT Tiempo total de la serie
Usualmente 1)( TE (es decir el tiempo de servicio el tiempo entre fallas es mucho
mayor al tiempo fuera de servicio) por lo que las probabilidades de estar fuera de servicio son usualmente bajas Seguacuten los datos histoacutericos utilizados los eventos de fuerza mayor se ajustan a un proceso de Poisson tal como se presenta en la Graacutefica 7-1 Por tanto al aplicar la ecuacioacuten (7-5) resulta que la probabilidad de falla de todo el sistema de transporte (por eventos de fuerza mayor) durante un mes es del 60 Lo anterior dado que todo el sistema tiene una tasa de fallas por eventos de fuerza mayor de 091 al mes Para el caso de los eventos programados no se obtiene una relacioacuten de un proceso de Poisson natural La distribucioacuten se debe maacutes a que determinado nuacutemero de eventos se programan en los diferentes meses tenieacutendose un proceso que cuenta con un nuacutemero predeterminado de interrupciones dado y que cada nuacutemero de interrupciones tiene asociada una funcioacuten de probabilidad El proceso de eventos programados se muestra a continuacioacuten en la Graacutefica 7-2 y su probabilidad de falla es del 85 al aplicar la ecuacioacuten (7-5) Claro estaacute que el proceso no debe considerarse completamente de Poisson porque se trata de eventos programados que no siguen una distribucioacuten sin memoria como el de Poisson y por eso el comportamiento anoacutemalo mostrado en la misma graacutefica No obstante el intervalo de confianza es bastante amplio Esto se debe a la reducida cantidad de informacioacuten (3 antildeos) lo cual no es suficiente para garantizar un valor exacto de la probabilidad de falla A pesar de ello es la mejor estimacioacuten de la que se puede disponer
132
Graacutefica 7-1 Probabilidad de fallas de eventos de fuerza mayor
Fuente UPME
Graacutefica 7-2 Probabilidad de fallas de eventos planeados
Fuente UPME
En la Graacutefica 7-3 se muestra el intervalo de confianza del 95 de los datos (dos desviaciones estaacutendar) para cada uno de los tipos de eventos Los intervalos de confianza
0
005
01
015
02
025
03
035
04
045
0 1 2 3 4
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
0
005
01
015
02
025
03
035
04
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Proceso de Poisson Lectura de datos
133
pueden verse para los eventos de fuerza mayor y en la Graacutefica 7-4 para los eventos planeados
Graacutefica 7-3 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos de fuerza mayor a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Graacutefica 7-4 Intervalo de confianza del 95 del ajuste de eventos planeados a un proceso de Poisson
Fuente UPME
Adicionalmente y de acuerdo con el reporte de eventos se determinoacute el impacto de las interrupciones en el sistema de transporte La metodologiacutea seguida consistioacute en determinar
-01
0
01
02
03
04
05
06
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
-01
0
01
02
03
04
05
0 1 2 3 4 5
Nuacutemero de fallas
Muestra Nivel Superior Nivel Inferior
134
las probabilidades de falla de acuerdo con las tasas de interrupciones que se mostraban en cada elemento de la red de gasoductos y se tomoacute tambieacuten el tiempo que duroacute fuera de servicio cada elemento que se encontraba asociado al evento Se consideroacute que la probabilidad de falla asociada a un elemento (troncal ramal o city gate) es independiente de la probabilidad de los otros elementos Asiacute mismo se tomoacute la tasa de fallas histoacuterica reportada Para mayor entendimiento la Graacutefica 7-5 presenta la red de elementos y nodos incluidos en el anaacutelisis
Graacutefica 7-5 Mapa de la red de gasoductos tenida en cuenta en el anaacutelisis
Fuente UPME
Asiacute mismo en las siguientes tablas (Tabla 7-1 Tabla 7-2 Tabla 7-3 y Tabla 7-4) y en la Graacutefica 7-6 se registran las probabilidades obtenidas
135
711 Eventos de fuerza mayor
7111 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-1 comprende las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos de fuerza mayor los distintos elementos que conforman el sistema de transporte de gas colombiano
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 008571429 000917918 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 008571429 000917918 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 008571429 000917918 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 0 0 665
Sebastopol-Medelliacuten 0 0 424
Sebastopol-Vasconia 0 0 1194
La Belleza-Vasconia 0 0 2404
Vasconia-Mariquita 0 0 883
Mariquita-Manizales 02 00249998 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 008571429 001313937 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 00135402 638
Tuluaacute-Cali 011428571 00135402 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 001428571 000018575 13
Gualanday-Purificacioacuten 002857143 000062568 14
Purificacioacuten-Aipe 004285714 000106073 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 011428571 000841213 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 0 0 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 02 000877757 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 02 000877757 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 0 0 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 008571429 000692378 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
136
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el
elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual transportado
en cada tramo (MPCD)
Santa Marta-Barranquilla 002857143 000061852 3859
Barranquilla-Cartagena 001428571 000013361 1105
Cartagena-Sincelejo 001428571 000040083 34
Sincelejo-Monteriacutea 007142857 000071889 252 Tabla 7-1 Probabilidad de encontrar elementos del sistema de transporte fuera de servicio
Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos que presentan mayor probabilidad de encontrarse fuera de servicio por eventos de fuerza mayor son Mariquita ndash Manizales (2) Cartago ndash Armenia (1) Cartago ndash Tuluaacute (1) y Tuluaacute ndash Cali (1) Sin embargo el impacto de las interrupciones dependeraacute no solo de estas probabilidades sino del flujo o voluacutemenes de gas que son transportados a traveacutes de cada tramo Bajo este criterio los tramos donde el desabastecimiento por fallas de fuerza mayor podriacutea llegar a ser maacutes criacutetico seriacutean Miraflores-Tunja Tunja-Villa de Leyva y La Belleza-Zipaquiraacute 7112 Probabilidades de falla resultantes de los nodos de demanda En la Tabla 7-2 se registran las probabilidades de encontrar no atendido cada nodo de demanda debido a la ocurrencia de eventos de fuerza mayor
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 000168575 75
Zipaquiraacute 000841213 194
137
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Bogotaacute 000841213 1216
Santana 0 02
Puente Nacional 0 06
Villa de Leyva 0 02
Tunja 77046E-05 46
Sogamoso 77046E-05 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000692378 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 8264E-08 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 000071889 252
Pereira 00249998 87
Tabla 7-2 Probabilidades de desatender cada nodo de demanda del sistema de transporte Fuente UPME
Como puede observarse el nodo que tiene mayor probabilidad de encontrarse no atendido es el de Pereira con una probabilidad del 25 Sin embargo Bogotaacute con una probabilidad del 08 es el nodo que puede presentar el caso maacutes criacutetico teniendo en cuenta la magnitud de su demanda 712 Eventos planeados 7121 Probabilidades de falla de los elementos La Tabla 7-3 incluye el caacutelculo de las probabilidades de encontrar fuera de servicio por eventos planeados cada elemento del sistema del transporte
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Guajira-Intercor 028571429 002504693 306
Intercor-Hato Nuevo 0 0 304
Hato Nuevo-Valledupar 0 0 300
Valledupar-Curumaniacute 0 0 269
Curumaniacute-La Mata 028571429 002504693 184
La Mata-San Alberto 0 0 182
San Alberto-Barrancabermeja 028571429 002504693 173
Barrancabermeja-Bucaramanga 0 0 12
Barrancabermeja-Sebastopol 005714286 000359768 665
Sebastopol-Medelliacuten 001428571 78211E-05 424
Sebastopol-Vasconia 001428571 000039105 1194
La Belleza-Vasconia 002857143 000130025 2404
Vasconia-Mariquita 017142857 001490888 883
138
Elemento Tasa de fallas
al mes ()
Probabilidad de encontrar el elemento fuera de servicio (POFF)
Flujo promedio actual de cada tramo (MPCD)
Mariquita-Manizales 014285714 000457375 874
Manizales-Pereira 0 0 812
Pereira-Cartago 0 0 725
Cartago-Armenia 004285714 000132313 39
Cartago-Tuluaacute 011428571 000207258 638
Tuluaacute-Cali 011428571 000207258 567
Cali-Popayaacuten 0 0 24
Mariquita-Gualanday 01 000253207 13
Gualanday-Purificacioacuten 018571429 00020628 14
Purificacioacuten-Aipe 01 000214101 78
Aipe-Neiva 0 0 75
La Belleza-Zipaquiraacute 004285714 000212146 1410
Zipaquiraacute-Bogotaacute 005714286 000387142 1216
Puente Nacional-La Belleza 0 0 3821
Puente Nacional-Santana 0 0 02
Villa de Leyva-Puente Nacional 0 0 3829
Tunja-Villa de Leyva 021428571 001255475 3831
Tunja-Sogamoso 0 0 65
Miraflores-Tunja 021428571 001255475 3942
Yopal-Miraflores 0 0 3987
Yopal-Barranca de Upiacutea 007142857 000140779 219
Barranca de Upiacutea-Restrepo 0 0 196
Restrepo-Villavicencio 0 0 191
Villavicencio-Usme 001428571 000093853 203
Guajira-Santa Marta 0 0 3937
Santa Marta-Barranquilla 0 0 3859
Barranquilla-Cartagena 0 0 1105
Cartagena-Sincelejo 0 0 34
Sincelejo-Monteriacutea 0 0 252
Tabla 7-3 Probabilidades de encontrar fuera de servicio cada elemento del sistema Fuente UPME
De los anteriores resultados se puede concluir que los tramos con mayor probabilidad de estar fuera de servicio por eventos programados (mantenimientos etc) son Guajira-Intercor (25) Curumaniacute-La Mata (25) San Alberto-Barrancabermeja (25) Vasconia-Mariquita (15) Tunja-Villa de Leyva (15) y Miraflores-Tunja (15) Sin embargo teniendo en cuenta el flujo que transportan los maacutes criacuteticos seriacutean Tunja-Villa de Leyva y Miraflores-Tunja 7122 Probabilidades de falla de los nodos La Tabla 7-4 presenta las probabilidades de encontrar no atendidos los diferentes nodos del sistema debido a fallas programadas
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Guajira 0 346
139
Nodo Probabilidad de encontrar no atendido el nodo de demanda
Demanda actual por nodo (MPCD)
Intercor 000123898 02
Hato Nuevo 000123898 04
Valledupar 000123898 30
Curumaniacute 000123898 86
La Mata 000123898 03
San Alberto 000123898 09
Barrancabermeja 0 1225
Bucaramanga 0 12
Sebastopol 30479E-06 105
Medelliacuten 81258E-05 424
Vasconia 18194E-06 326
La Belleza 34173E-05 08
Mariquita 38011E-05 21
Manizales 000461159 63
Cartago 000461159 47
Armenia 000592861 4
Tuluaacute 000667461 72
Cali 000873336 542
Popayaacuten 000873336 24
Gualanday 0 104
Purificacioacuten 00020628 63
Aipe 00041994 02
Neiva 00041994 75
Zipaquiraacute 000215556 194
Bogotaacute 000601864 1216
Santana 34173E-05 02
Puente Nacional 34173E-05 06
Villa de Leyva 34173E-05 02
Tunja 00001746 46
Sogamoso 00001746 65
Miraflores 0 45
Yopal 0 292
Barranca de Upiacutea 0 23
Restrepo 0 05
Villavicencio 0 84
Usme 000093853 203
Santa Marta 0 78
Barranquilla 0 2754
Cartagena 0 1071
Sincelejo 0 58
Monteriacutea 0 252
Pereira 000461159 87
Tabla 7-4 Probabilidades de desatender nodos de demanda por eventos planeados Fuente UPME
Como puede observarse en la tabla anterior los nodos con mayor probabilidad de encontrarse desatendidos por eventos planeados son Popayaacuten Cali Tuluaacute Bogotaacute y Armenia El maacutes criacutetico teniendo en cuenta su demanda seriacutea Bogotaacute
140
Los anaacutelisis de la confiabilidad del sistema en funcioacuten de las probabilidades de encontrar fuera de servicio cada uno de sus elementos se presentan en la Graacutefica 7-6 y se determinoacute como el flujo de gas transportado por cada tramo por su probabilidad de encontrarlo fuera de servicio De esta forma se logra identificar mejor los tramos maacutes vulnerables teniendo en cuenta no solo la probabilidad de ocurrencia y duracioacuten de las fallas en dicho tramo sino tambieacuten el impacto que puede ocasionar dicha falla en teacuterminos de demanda no atendida
Graacutefica 7-6 Flujo no transportado en tramos debido a fallas
Fuente UPME
En este orden de ideas los tramos maacutes criacuteticos15 o de menor confiabilidad seriacutean Miraflores-Tunja y Tunja-Villa de Leyva seguidos por Mariquita-Manizales
15 Para el volumen transportado actualmente
141
Adicionalmente a las probabilidades se calcularon los valores esperados de desabastecimiento (para el escenario medio de demanda y bajo de oferta o declaracioacuten de produccioacuten) en caso de continuar con el actual sistema de transporte hasta diciembre de 2023 Si bien al comienzo no se tiene un desabastecimiento significativo con la configuracioacuten actual al final se puede ver un aumento considerable en el desabastecimiento debido no soacutelo a fallas de los elementos sino a las limitaciones de capacidad tanto de infraestructura como de produccioacuten
Graacutefica 7-7 Curva de desabastecimiento debido a las limitaciones de capacidad y a las fallas propias del sistema de gasoductos
Fuente UPME
Desde del antildeo 2019 la influencia en el desabastecimiento de las limitaciones de oferta es notablemente mayor cambiando el problema de confiabilidad (desabastecimiento por fallas
0
100
200
300
400
500
600
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Desabastecimiento sin fallas
Desabastecimiento con eventos de Fza mayor
0
02
04
06
08
1
12
14
16
18
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
d
e d
eman
da
Desabastecimiento porcentual (Fza Mayor) Desabastecimiento porcentual (Planeados)
142
del sistema) a un problema principalmente de abastecimiento (necesidad de nuevas fuentes de suministro de gas) En la Graacutefica 7-7 se muestran dichos resultados En la parte superior de la Graacutefica 7-7 la curva ldquoidealrdquo corresponde al desabastecimiento que se tendriacutea en caso de no tener fallas en el sistema es decir debido al solo crecimiento de la demanda y las limitaciones que se pueden presentar en capacidad de transporte y suministro Lo anterior para el escenario de oferta soacutelo a partir de reservas probadas (declaracioacuten de produccioacuten sin planta de regasificacioacuten) y asumiendo un comportamiento de la demanda seguacuten el escenario medio propuesto Junto con la curva ldquoidealrdquo se grafican tambieacuten el desabastecimiento esperado teniendo en cuenta tanto las fallas por eventos de fuerza mayor como las fallas por eventos planeados en transporte Lo cual indica que es necesario disponer de un suministro adicional para equilibrar la oferta y la demanda desde el antildeo 2016 asiacute como de la correspondiente expansioacuten de la infraestructura de transporte En la parte inferior de la graacutefica el desabastecimiento por fallas programadas puede llegar a ser de maacuteximo el 15 de la demanda durante los primeros antildeos mientras que por eventos de fuerza mayor este podriacutea ser cercano al 125 Es decir que las fallas programadas generan mayor impacto en el desabastecimiento que los eventos de fuerza mayor Luego de determinar las limitaciones en el abastecimiento de gas natural debidas a fallas del sistema de transporte e insolvencia de suministro dada la incertidumbre respecto de los perfiles de produccioacuten de los distintos campos a continuacioacuten se proponen acciones encaminadas a reducir este desabastecimiento tanto resolviendo las limitaciones de la capacidad de transporte y suministro como aumentando la confiabilidad del sistema 713 Ampliacioacuten de suministro Como primera accioacuten se debe solucionar el problema de suministro el cual se resuelve parcialmente con la construccioacuten de la planta de regasificacioacuten que se localizaraacute en la Costa Atlaacutentica y que se estima en una capacidad de suministro de 400 MPCD No obstante es necesario robustecer el sistema de suministro colombiano preferiblemente con autoabastecimiento total a mediano y plazo para lo cual se debe continuar con una poliacutetica agresiva exploratoria particularmente en el offshore y la buacutesqueda de los recursos no convencionales Otra opcioacuten es la importacioacuten de gas desde Venezuela la cual depende de que se concreten los proyectos para la extraccioacuten de las reservas de gas natural localizados en el Lago de Maracaibo las cuales ubican a ese paiacutes dentro de los principales poseedores del recurso a nivel mundial Por tanto es una opcioacuten con cierto grado de incertidumbre que resta seguridad en la firmeza del suministro En teacuterminos generales son al menos tres las opciones con que se cuenta para incrementar la disponibilidad de gas natural y que apuntan a indicar que la alternativa maacutes robusta claramente es la de lograr el autoabastecimiento Sin embargo de no contarse con el recurso interno la decisioacuten debe apuntar a la opcioacuten que garantice la diversificacioacuten de la oferta con firmeza de suministro
143
7131 Requerimientos de expansioacuten del sistema de transporte de gas natural Una vez se disponga de la oferta adicional la dificultad a resolver seraacuten las expansiones que requeriraacute el sistema de transporte de gas con el fin de garantizar la atencioacuten de toda la demanda Establecidos los deacuteficits o desabastecimientos ocasionados uacutenicamente por limitaciones en la capacidad del sistema de transporte las expansiones requeridas seriacutean las siguientes
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Guajira-Intercor 600 400
Intercor-Hato Nuevo 600 400
Hatonuevo-Valledupar 600 400
Valledupar-Curumani 600 400
Curumani-La Mata 400 400
La Mata-San Alberto 400 400
San Alberto-Barrancabermeja 400 400
Barrancabermeja-Bucaramanga 001 008
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medellin
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia 6052
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tulua
Tulua-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday 087 160
Gualanday-Purificacioacuten 704 50
Purificacioacuten-Aipe 20
Aipe-Neiva 20
La Belleza-Zipaquiraacute 230 450
Zipaquiraacute-Bogotaacute 500 350
Puente Nacional-La Belleza 280
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional 280
Tunja-Villa de Leyva 280
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja 400
Yopal-Miraflores 500
Yopal-Barranca de Upiacutea 200 150
Barranca de Upiacutea-Restrepo 150 100
Restrepo-Villavicencio 150 100
144
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MPCD Villavicencio-Usme 150 100
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea Tabla 7-5 Propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se estima que en septiembre de 2016 se tendraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1182 MW la cual deberaacute generarse en las plantas teacutermicas maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicaraacute durante las horas pico una demanda adicional de gas natural de 70 MPCh superior al promedio diario (asymp145 MPCD) Para abastecer la demanda extra de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Transportar excedentes de produccioacuten disponibles de los campos de La Guajira por
una magnitud maacutexima de 32 MPCD
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo con capacidad no menor a
70 MPCD
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
En el antildeo 2017 en el mes de septiembre se tendriacutea la mayor importacioacuten de gas natural al paiacutes lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 58 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Por otra parte se tendriacutea una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1275 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla esto implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 43 MPCh superior al promedio diario (asymp177 MPCD) Para suministrar el gas natural requerido por el excedente de demanda durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 101
MPCD (58 MPCD promedio + 43 MPCD durante las horas pico)
Generar electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en Cartagena
145
Durante el antildeo 2018 en el mismo mes de septiembre se tendraacute nuevamente un nuevo pico de demanda lo cual implica disponer de la capacidad para transportar en promedio 192 MPCD desde Cartagena hasta Barraquilla Asimismo se presentaraacute una demanda maacutexima de potencia eleacutectrica (primeras horas de la noche) por restricciones de aproximadamente 1823 MW la cual se deberiacutea producir desde los generadores maacutes eficientes (Tebsa Flores I y Flores IV) ubicados en la ciudad de Barranquilla y considerando que su capacidad no es suficiente desde otros de menor eficiencia en Barranquilla y Cartagena La operacioacuten a plena carga durante las horas pico de toda la capacidad de generacioacuten ubicada en Barranquilla (1519 MW Tebsa Flores I Flores IV Barranquilla 3 y Barranquilla 4) corresponde a un consumo de gas natural de 269 MPCh lo cual implicariacutea durante las horas pico una demanda de gas natural de 65 MPCh superior al promedio diario (asymp204 MPCD) Para abastecer tal extra de demanda de gas natural durante las horas pico se tienen las siguientes posibilidades que son complementarias
Almacenar gas natural en la propia infraestructura de transporte
Transportar desde Cartagena hasta Barranquilla gas natural importado lo que
exigiriacutea que se hagan las adecuaciones en la infraestructura para posibilitar la
bidireccionalidad del transporte en el mencionado tramo por una capacidad de 257
MPCD (192 MPCD promedio + 65 MPCD durante las horas pico)
Generar maacutes electricidad desde maacutequinas de menor eficiencia ubicadas en
Cartagena
Cabe anotar que las ampliaciones de capacidad propuestas anteriormente responden a las necesidades que tendriacutea el paiacutes en caso que la demanda de todos los sectores (eleacutectrico industrial comercial residencial y refinacioacuten) se comportara seguacuten lo previsto para el escenario medio Se destaca que la demanda estimada del sector eleacutectrico (capiacutetulo 535) presenta incertidumbre por cuanto su comportamiento estaacute supeditado a variables tanto de tipo climaacutetico como comerciales Realizadas las ampliaciones del sistema de transporte e incluyendo el suministro adicional aportado por la planta de regasificacioacuten localizada en la Costa Atlaacutentica el desabastecimiento observado en la Graacutefica 7-7 se reduce considerablemente como se
presenta en la Graacutefica 7-8 No obstante al final del periodo a partir del antildeo 2021 el desabastecimiento aumenta nuevamente indicando la necesidad de incluir una nueva fuente de suministro o ampliar la capacidad de existente a esa fecha como ya se mencionoacute Al solucionar las limitaciones por capacidad de suministro y transporte se observa sin embargo un remanente de desabastecimiento de aproximadamente 50 MPCD (antes del antildeo 2021) que corresponde al asociado a las fallas que pueden presentarse el sistema de transporte ya sea por eventos programados o de fuerza mayor Este desabastecimiento remanente puede ser reducido mediante obras adicionales encaminadas a aumentar la confiabilidad del sistema
146
Sin embargo se precisa que el incremento sostenido de desabastecimiento desde el antildeo 2021 exige otro tipo de solucioacuten o alternativa de abastecimiento que garanticen el suministro de gas natural en largo plazo
Graacutefica 7-8 Reduccioacuten de desabastecimiento mediante la entrada de la planta de regasificacioacuten y la ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte
Fuente UPME
Se debe anotar que en la actualidad la expansioacuten del sistema de transporte de gas natural se efectuacutea viacutea contratos es decir que las ampliaciones solo pueden ejecutarse siempre y cuando el incremento de la demanda a transportar esteacute efectivamente respaldado mediante los respectivos contratos Por tanto las expansiones del sistema de transporte solo se realizan con la demanda comercial y el agente no estaacute obligado a garantizar el servicio de transporte a ninguacuten usuario con el cual no tenga una relacioacuten contractual Lo anterior en razoacuten a que la metodologiacutea de remuneracioacuten considera la capacidad no utilizada como un costo hundido restriccioacuten generada en aras a garantizar inversiones eficientes En este orden de ideas el esquema no goza de la facilidad para solventar limitaciones de cualquier origen (eventos programados o fallas de fuerza mayor o picos de demanda del sector eleacutectrico en periodos de sequiacutea) los cuales pueden resultar auacuten maacutes criacuteticos debido al esquema radial del sistema colombiano Este hecho genera una facultad discrecional del transportador con respecto a la realizacioacuten de las expansiones posponiendo o incluso dejando de realizar ampliaciones requeridas Pero tambieacuten se adolece de un esquema que remunere aquellas inversiones destinadas a proveer confiabilidad al sistema y en consecuencia los agentes no tienen incentivos a
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MP
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
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mitigar las limitaciones generadas por las fallas y en consecuencia siempre se estaraacute a merced de racionamientos cuando ocurra alguacuten tipo de falla No obstante lo anterior y para efectos de este trabajo se proponen algunas acciones tendientes al mejoramiento de la confiabilidad del sistema que permitan garantizar la atencioacuten del servicio puacuteblico domiciliario y darle la maacutexima continuidad posible asiacute como la seguridad de personas y procesos 7132 Acciones para mejorar la confiabilidad del sistema Para aumentar la confiabilidad del sistema se proponen y analizan dos alternativas una mediante la inclusioacuten de gasoductos redundantes (tramos adicionales que utilizan derecho de viacutea distinto al actualmente en operacioacuten) y otra mediante la instalacioacuten de plantas de peak shaving en el city gate de algunos centros urbanos que permitiraacuten atender la mayor cantidad de hogares cuando se presenten fallas temporales de la infraestructura La primera alternativa que consiste en adicionar gasoductos redundantes o viacuteas alternas que permitiraacute superar fallas en los gasoductos principales (ocasionadas por distintos factores internos o externos de la operacioacuten o incluso por desastres naturales) proporcionaraacute continuidad de suministro para parte del sistema o bien para un aacuterea con demanda importante Esta alternativa supone la misma capacidad de la red expandida en cada uno de los tramos propuestos Se proponen estos gasoductos redundantes en los tramos que presentan mayor probabilidad de estar fuera de servicio y que a su vez transportan mayor volumen de gas (ver Graacutefica 7-6) En la Tabla 7-6 se presentan los tramos propuesto para estas inversiones en confiabilidad
Tramo
Palomino ndash La Mami Sincelejo - Cartagena Guajira-Intercor Curumaniacute-La Mata
San Alberto-Barrancabermeja
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
La Belleza-Zipaquiraacute
Tunja-Villa de Leyva
Miraflores-Tunja
Tabla 7-6 Propuesta de gasoductos redundantes para aumento de confiabilidad Se asume que estos nuevos ductos en cada uno de sus tramos tendraacute la misma probabilidad de estar fuera de servicio que la de los gasoductos originales es decir se consideran independientes el uno del otro por lo que se asume que se unen los mismos puntos por trayectorias distintas De esta forma se reduciriacutea a p2 la probabilidad de encontrar fuera de servicio cada elemento El resultado se presenta en la Graacutefica 7-9
148
Graacutefica 7-9 Implementacioacuten de gasoductos redundantes
Fuente UPME
Los gasoductos redundantes muestran disminucioacuten del desabastecimiento debido a mejoramiento de la confiabilidad del sistema El anaacutelisis sentildeala que el desabastecimiento en el antildeo 2023 seriacutea aproximadamente de 67 MPCD (inferior a los 104 MPCD que se tendriacutean en caso de no realizar inversiones en confiabilidad) Como se observa en la graacutefica anterior auacuten con esta alternativa a partir del antildeo 2021 se presenta nuevamente desabastecimiento debido a insuficiencia de suministro por lo que se hace necesario disponer de una alternativa adicional de oferta La segunda alternativa consistioacute en incluir el montaje de plantas de ldquopeak shavingrdquo en ciertos puntos estrateacutegicos del sistema de gas natural los cuales fueron definidos seguacuten lo dispuesto en la Tabla 7-7 cuyas capacidades se determinaron calculando el maacuteximo desabastecimiento que podriacutea presentarse en dichos centros de consumo por fallas programadas o eventos de fuerza mayor asiacute
Localizacioacuten Planta de peak shaving
Capacidad (MPCD disponibles durante 7 diacuteas)
Cali 853
Bogotaacute 124 Tabla 7-7 Propuesta plantas de peak shaving
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MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones Con mejoras en confiabilidad
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Las plantas ldquopeak shavingrdquo son sistemas de almacenamiento a pequentildea escala que se utilizan para regular las variaciones intensas de la demanda provocada por los picos que pueden ocurrir durante unos pocos diacuteas al antildeo Estas plantas requieren normalmente de altos flujos y manejan presiones entre media y alta Su principal diferencia con las plantas de GNL de base es que ademaacutes de su capacidad de almacenamiento y vaporizacioacuten (en lo que son relativamente similares a las plantas de base) poseen la capacidad de vaporizar el gas natural antes de ser inyectado a la red de transporte o distribucioacuten Sin embargo la tasa de licuefaccioacuten en estas plantas es de una velocidad considerablemente lenta en relacioacuten con las plantas de licuefaccioacuten a gran escala lo cual hace que la capacidad anual de estas plantas sea necesariamente muy baja y que solo puedan utilizarse unos pocos diacuteas al antildeo
Graacutefica 7-10 Implementacioacuten de plantas de peak shaving
Fuente UPME
La ejecucioacuten simultaacutenea de las dos alternativas propuestas aunque una va dirigida a sistema de transporte y la segunda al de suministro disminuye el valor esperado del desabastecimiento tal como se aprecia en la Graacutefica 7-11 En este caso el desabastecimiento alcanza cotas cercanas a los 5 MPCD a nivel nacional situacioacuten que puede remediarse con manejos operacionales y empaquetamiento en algunos gasoductos con lo cual el nivel general de deacuteficit es miacutenimo En teacuterminos generales la implementacioacuten de plantas de peak shaving y gasoductos redundantes permiten satisfacer los requerimientos para reducir al maacuteximo la probabilidad
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CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Con peak shaving
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de desatender la demanda por fallas en los proacuteximos 10 antildeos no obstante es necesario evaluar los costos de estas soluciones a fin de encontrar una solucioacuten viable que siga criterios de miacutenimo costo Sin embargo como se observa en la Graacutefica 7-11 desde el antildeo 2021 la situacioacuten se torna criacutetica pues se convierte en un asunto esencial de abastecimiento que requiere soluciones estructurales para garantizar la disponibilidad de gas natural
Graacutefica 7-11 Implementacioacuten de las dos alternativas de confiabilidad
Gasoductos redundantes y plantas peak shaving
Fuente UPME
Adicional al anaacutelisis del escenario medio presentado anteriormente se realizoacute una evaluacioacuten del peor escenario posible para analizar los efectos en el comportamiento del sistema A continuacioacuten se presenta los resultados y la magnitud del desabastecimiento frente a este escenario (falla maacutes significativa del sistema N-1) Los nodos que alcanzaron aumentar la confiabilidad con alguna de las acciones propuestas no fueron considerados dentro del conjunto de elementos que fallan Se resalta que en este caso no se toma la ponderacioacuten por probabilidad (valor esperado) sino que se toma el valor del mayor desabastecimiento Bajo esta situacioacuten criacutetica pero remota auacuten con planta de regasificacioacuten ampliaciones en la capacidad del sistema de transporte gasoductos redundantes para aumentar la confiabilidad y plantas de peak shaving el desabastecimiento se comportariacutea tal como se muestra en la Graacutefica 7-12 y en la Graacutefica 7-13
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
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En la primera grafica (Graacutefica 7-12) se muestran los efectos del desabastecimiento considerando de manera independiente las dos alternativas para aumentar la confiabilidad (gasoductos redundantes y peak shaving) En esta ocasioacuten debido a la fragilidad del sistema de transporte por causa del modelo radial el peor caso resulta severo y al final del horizonte de anaacutelisis el desabastecimiento podriacutea superar los 450 MPCD cuando solo se dispone de gasoductos redundantes Ahora bien si solo se considera plantas peak shaving el desabastecimiento se puede reducir a 200 MPCD al final del periodo de anaacutelisis con lo cual esta uacuteltima opcioacuten ofrece mayor garantiacutea de abastecimiento en el peor escenario
Graacutefica 7-12 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos redundantes
Sin embargo en caso de implementar las dos alternativas simultaacuteneamente los resultados obtenidos muestran que en algunos periodos (2016 a 2018 y 2019 a 2020) cuando la falla es cercana a los centros de consumo el desabastecimiento se reduce praacutecticamente a cero tal como se presenta en la Graacutefica 7-13 En caso de que las fallas ocurran lejos de las ciudades gracias a los gasoductos redundantes se podriacutea llevar mayores voluacutemenes de gas a los centros donde se localizan las plantas disminuyendo su aporte en teacuterminos de confiabilidad Este fenoacutemeno es generado por la no transitividad del sistema Asiacute la magnitud del desabastecimiento se aproxima a los 300 MPCD al final del horizonte de anaacutelisis (2023) informacioacuten que se presenta en la Graacutefica 7-13
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Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Peak shaving
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Graacutefica 7-13 Anaacutelisis del peor caso y la implementacioacuten de gasoductos
redundantes
En el capiacutetulo siguiente (Anaacutelisis Financiero) se complementaraacuten estos resultados teniendo en cuenta los respectivos costos de inversioacuten y los beneficios logrados en cada alternativa en teacuterminos de reduccioacuten del desabastecimiento y por ende reduccioacuten del costo asociado a este racionamiento 7133 Otras actuaciones para mejorar la confiabilidad del sistema de transporte Aun cuando la probabilidad de falla del sistema de transporte de gas natural colombiano ha sido histoacutericamente bajo el impacto causado es importante como se veraacute en el proacuteximo capiacutetulo Todo ello por razoacuten de la fragilidad del sistema que se genera por tratarse de un esquema radial que al final del diacutea es incapaz de garantizar la continuidad del servicio cuando ocurre una falla pese a la posibilidad de empaquetar al gas por tratarse de un fluido compresible Proponer un esquema robusto como enmallar la red de transporte significa grandes inversiones de difiacutecil retorno en el corto plazo que no permite cumplir con el criterio de eficiencia econoacutemica pero que reducen el impacto de una falla de manera considerable la cual tienen mayor certeza de ocurrencia en el largo plazo Implementar esquemas de red enmallados permitiriacutea reducir el impacto que las fallas de la red de transporte tienen en el abastecimiento reduciendo su deacuteficit por confiabilidad de manera considerable La financiacioacuten de la implementacioacuten de dichos esquemas debe proceder de los beneficiarios principales Lo anterior con base en lo definido por el Decreto 2100 de 2011 donde la CREG puede incluir un activo de confiabilidad e incluirlo en los cargos regulados
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
MP
CD
Sin modificaciones Con suministro y expansiones
Gasoductos redundantes Loops + peak shaving
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8 Anaacutelisis Financiero En este capiacutetulo se realiza el anaacutelisis financiero donde se estiman y comparan los costos de inversioacuten de la infraestructura tanto para ampliar la capacidad de transporte del sistema como para aumentar su confiabilidad seguacuten lo propuesto en el capiacutetulo anterior La obtencioacuten de estos paraacutemetros siguioacute la siguiente loacutegica
81 Inversiones para ampliar la capacidad de transporte del sistema Para determinar las inversiones en gasoductos nuevos se utilizoacute el costo unitario de gasoductos comparables o de gasoductos que fueron construidos con anterioridad siguiendo el mismo trazado topograacutefico Se tomoacute como referencia la metodologiacutea empleada para los caacutelculos del costo unitario (indicados normalmente utilizado que relaciona precio total con la longitud del ducto y su diaacutemetro) la cual contempla el siguiente procedimiento bull Seleccionar un gasoducto de referencia que tenga paraacutemetros comparables o que haya
sido construido siguiendo el mismo trazado topograacutefico del nuevo gasoducto bull Registrar el monto de la inversioacuten fecha base y especificaciones teacutecnicas del
gasoducto de referencia bull Calcular el costo unitario del gasoducto de referencia en USDm-pulg para la fecha
base bull Actualizar el costo unitario del gasoducto en cada antildeo transcurrido a partir de la fecha
base de acuerdo con la variacioacuten anual del PPI de USA serie ID WPSSOP3200 mediante la siguiente foacutermula
)0(
)1()0()(
PPI
tPPICtC (8-1)
Antildeo para el cual se calcula el costo unitario del gasoducto
Es el precio unitario correspondiente al antildeo t
Precio unitario para la fecha base
PPI promedio para el mes de diciembre del antildeo t-1
PPI promedio para el mes de diciembre de la fecha base
Luego se ajustoacute el costo unitario anterior teniendo en cuenta el incremento que ha tenido el precio del acero en los uacuteltimos antildeos considerando que en general el costo del acero tiene una participacioacuten del 35 dentro del costo total de construccioacuten de un gasoducto Con el objeto de lograr una mejor aproximacioacuten a los costos de construccioacuten de sistemas de compresioacuten se evaluoacute la Resolucioacuten CREG 011 de 2003 y se efectuaron consultas con expertos del sector de gas natural de lo cual se establecioacute que el costo oscila alrededor de los 2986 USDHP
82 Expansioacuten del Sistema de Transporte Sobre la base de los supuestos considerados con el propoacutesito de buscar la mejor opcioacuten de abastecimiento para el paiacutes se realizaron los anaacutelisis financieros Cabe sentildealar que el incremento de capacidad de transporte se puede alcanzar ya sea adicionando tramos de gasoducto o por aumento en la capacidad de compresioacuten
154
821 Costos de incremento de capacidad con adicioacuten de gasoductos Teniendo en consideracioacuten la Tabla 7-5 (propuesta programa de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte) para asegurar el suministro de gas en el paiacutes el sistema requiere de un aumento de la capacidad de transporte en las cantidades y fechas propuestas Las expansiones se pueden efectuar mediante nuevos gasoductos o loops con diaacutemetros que van desde unas cuantas pulgadas hasta cerca de las 14 pulgadas y que utilizan el mismo derecho de viacutea que los gasoductos originales La Tabla 8-1 comprende la necesidad de expansioacuten por tramo la cual es definida en teacuterminos de requerimiento en diaacutemetro (resultado de las simulaciones adelantadas) advirtiendo que en aquellos tramos donde se presenta maacutes de una condicioacuten de ampliacioacuten significa que en longitudes distintas del mismo tramo se requiere maacutes de un loop
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
Guajira-Intercor 777
Intercor-Hato Nuevo 985 843
Hato Nuevo-Valledupar 982 840
Valledupar-Curumaniacute 982 840
982 840
Curumaniacute-La Mata 840 840
La Mata-San Alberto 840 840
San Alberto-Barrancabermeja 840 840
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
202 615
201 615
202 615
202 615
202 615
202 615
202 615
203 615
202 615
203 615
203 615
Gualanday-Purificacioacuten 1013 889
1013 889
155
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Pulgadas
1012 889
Purificacioacuten-Aipe 628
628
Aipe-Neiva 313
La Belleza-Zipaquiraacute
845 1094
963 1245
962 1245
962 1245
962 1245
Zipaquiraacute-Bogotaacute
1300 1134
1300 1134
1300 1134
1300 1134
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
1048 939
1048 937
1048 939
1049 939
1049 939
Barranca de Upiacutea-Restrepo
786 673
786 673
786 673
786 673
Restrepo-Villavicencio 786 673
Villavicencio-Usme
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
571 489
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-1 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo
El detalle (longitudes y mapa topoloacutegico) de la ampliacioacuten con loops se puede consultar en el Anexo 3 El flujo de inversiones para incremento de capacidad de transporte requerida se presenta en la Tabla 8-2 caacutelculos que consideran una tasa de descuento 15 anual Los resultados
156
sentildealan que el valor presente netos de la inversiones programadas en loops para los proacuteximos 10 antildeos alcanzariacutea cerca de los 1153 MUS$
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo loops MUS$
1040 0 3498 0 4812 4932 5939 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 115324
Tabla 8-2 Inversiones mediante desarrollo de loops 822 Costo incremento de capacidad compresores y loops Aunque se exploroacute la alternativa de expansioacuten de capacidad uacutenicamente con sistemas de compresioacuten esta no fue viable porque en algunos tramos se superaba las especificaciones teacutecnicas que limitaban las cantidades de flujo requeridas razoacuten por la cual se debioacute utilizar de manera conjunta loops y sistemas de compresioacuten A continuacioacuten se presenta en la Tabla 8-3 los resultados de los caacutelculos correspondientes a esta alternativa de expansioacuten
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Guajira-Intercor 78
Intercor-Hato Nuevo
10783 HP98 84
Hato Nuevo-Valledupar 98 84
Valledupar-Curumaniacute 98 84
98 84
Curumaniacute-La Mata 84 84
La Mata-San Alberto 84 84
San Alberto-Barrancabermeja 84 84
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
84 HP
1134 HP
2519 HP
5418 HP
736 HP
3855 HP
923 HP
4970 HP
Aipe-Neiva
157
Tramo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
La Belleza-Zipaquiraacute
9576 HP
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
591 HP
Barranca de Upiacutea-Restrepo
665 HP
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
49
1194 HP 49
370 HP49
49
49
49
49
49
49
49
4146 HP 49
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
Tabla 8-3 Ampliaciones de capacidad de transporte por tramo ndash compresores y loops
El detalle de esta alternativa de ampliacioacuten se muestra en el mapa del Anexo 4 Los flujos de inversioacuten aproximados para la ampliacioacuten de capacidad mediante loops y compresores se presentan en la Tabla 8-4
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Costo compresores y loops
MUS$ 148 0 159 0 1377 5209 4788 0 0 0
VP costo MUS$ (tasa de descuento15) = 57661
Tabla 8-4 Inversiones instalacioacuten de compresores y loops
158
Los resultados sentildealan que la alternativa de expansioacuten viacutea solo loops es maacutes costosa frente a la que combina sistemas de compresioacuten y loops en 50 equivalente a MUS$ 576 por lo cual la segunda alternativa resulta maacutes atractiva para resolver los problemas de desabastecimiento debidos al crecimiento de la demanda
83 Inversiones para aumentar la confiabilidad del sistema Como se expuso en el capiacutetulo anterior la confiabilidad del sistema de transporte de gas colombiano podriacutea aumentarse con la adicioacuten de loops redundantes yo a traveacutes de plantas de peak shaving alternativas que reducen el grado de desabastecimiento por causa de fallas de distinta iacutendole A continuacioacuten se presenta la evaluacioacuten financiera realizada para determinar las necesidades de inversioacuten en cada una de las alternativas planteadas 831 Anaacutelisis financiero con gasoductos redundantes Para la alternativa de gasoductos redundantes en los segmentos contenidos en la Tabla 7-6 (ver mapa en el Anexo 5) la inversioacuten se estima en cerca de 9027 MUS$ y la reduccioacuten del desabastecimiento estariacutea dada antildeo a antildeo con las siguientes consideraciones
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
148 184 218 290 353 317 411 417 359
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 198 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1155 1412 1573 2108 2502 2188 2939 2926 2520
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 11832 MUS$
Tabla 8-5 Inversioacuten en confiabilidad con loops redundantes Asumiendo un costo de racionamiento para el usuario equivalente a la diferencia entre el precio del gas natural y del sustituto maacutes cercano (GLP) esta reduccioacuten de desabastecimiento podriacutea ser tambieacuten entendida como un ahorro de este costo Asiacute para el caso de gasoductos redundantes el ahorro en este costo de racionamiento a valor presente seriacutea de aproximadamente 11832 MUS$ Dado que este ahorro es mayor que la inversioacuten (9027 MUS$) se podriacutea concluir que esta opcioacuten desde el punto de vista econoacutemico podriacutea resultar viable En este caso la diferencia beneficio ndash costo seriacutea 2805 MUS$ 832 Anaacutelisis financiero con plantas peak shaving Las inversiones correspondientes a la segunda alternativa plantas de peak shaving son presentadas en la Tabla 8-6 (ver mapa en el Anexo 6) y los resultados obtenidos sentildealan
159
una inversioacuten aproximada de 102 MUS$16 y el ahorro en costos de racionamiento (por la reduccioacuten esperada del desabastecimiento) seriacutea del orden de 9417 MUS$ asiacute
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
134 191 177 201 234 194 223 406 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 10848
Precio GLP US$ 2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1052 1460 1281 1461 1658 1344 1594 2849 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 9417 MUS$
Tabla 8-6 Inversioacuten en confiabilidad con plantas peak shaving Frente a esta amplia diferencia (8397 MUS$) entre el ahorro en costos de racionamiento (9417 MUS$) y la inversioacuten en confiabilidad (102 MUS$) se podriacutea concluir que la alternativa de plantas de peak shaving seriacutea la maacutes aconsejable Al implementar simultaacuteneamente las dos alternativas propuestas resultados que son presentados en la Tabla 8-7 (ver mapa en el Anexo 7) se obtiene un mayor ahorro en el costo de racionamiento (13529 MUS$) pero la diferencia entre este beneficio alcanzado y la inversioacuten requerida (10047 MUS$) no seriacutea tan significativa (3483 MUS$) como en el caso de instalar uacutenicamente las plantas de peak shaving
Antildeo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reduccioacuten desabastecimiento MPCD
176 243 250 327 394 355 453 462 383
Poder caloriacutefico promedio BTUPC
10589 10616 10638 10675 10707 10740 10771 10800 1084
Precio GLP US$
2013MBTU (promedio granel y Cil 40 lbs)
261 257 257 260 263 264 265 267 268
Precio GN US$ 2013MBTU (promedio gran consumidor industrial y residencial)
59 60 71 74 81 88 83 89 91
Costo de racionamiento US$MBTU
203 197 186 187 181 176 182 178 177
Reduccioacuten costo de racionamiento MUS$ 2013
1377 1857 1808 2379 2792 2451 3238 3244 2693
VPN beneficio (Tasa de descuento 12) = 13529 MUS$
Tabla 8-7 Inversioacuten en confiabilidad conjunta gasoductos redundantes y plantas peak shaving
16 Lo equivalente a dos plantas (una en Bogotaacute y otra en Cali) de 51 MUS$ cada una
160
La Graacutefica 8-1 compara la diferencia entre el beneficio (ahorro en costos de racionamiento) y el costo (respectivas inversiones) de las diferentes alternativas analizadas para aumentar la confiabilidad De esta graacutefica se concluye que la mejor alternativa seriacutea la de instalar plantas de peak shaving por cuanto logra un mayor beneficio a menor costo
Graacutefica 8-1 Beneficios con alternativas de confiabilidad
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Loops redundantes Plantas de peak shaving Loops + peak shaving
MU
S$
Beneficio (reduccioacuten costo de racionamiento) MUS$ Inversioacuten en confiabilidad MUS$
161
9 Conclusiones y Recomendaciones Como resultado de los anaacutelisis y estimaciones contenidas en este ejercicio de planificacioacuten indicativa para el abastecimiento de gas se tiene
91 Conclusiones
Considerando el escenario de oferta de declaracioacuten de produccioacuten maacutes planta de regasificacioacuten y el escenario de demanda media el paiacutes estaacute en la capacidad de asegurar el suministro de gas por lo menos hasta el antildeo 2021 momento en el cual de no darse nuevos descubrimientos o nuevos desarrollos que aumenten el potencial de produccioacuten nacional seraacute necesario ampliar nuevamente la capacidad de suministro de gas natural importado
La planta de regasificacioacuten de Cartagena con capacidad de 400 MPCD disponible a partir del antildeo 2016 le permitiraacute al paiacutes asegurar el suministro de gas natural frente a los escenarios bajo y medio de demanda durante el periodo de anaacutelisis (2013-2022) La planta de regasificacioacuten ademaacutes de brindar seguridad al abastecimiento le proporciona tambieacuten mayor garantiacutea de suministro al sistema por cuanto diversifica las fuentes de suministro del paiacutes La planta de regasificacioacuten y la nueva regulacioacuten vigente posiblemente dinamizaraacuten el mercado de gas natural en el paiacutes
Dependiendo de la evolucioacuten de la demanda en los proacuteximos antildeos y de darse el escenario de escasez en la incorporacioacuten de reservas se debe analizar la conveniencia de una posible planta de regasificacioacuten en el Paciacutefico lo cual brindariacutea mayor seguridad al abastecimiento aportando mayor confiabilidad al sistema y oportunidad de mayor flujo comercial con los mercados suramericanos y asiaacuteticos
Los escenarios de oferta de gas natural no consideran el desarrollo de hidrocarburos no convencionales (shale gas o CBM) ni en el corto ni en el mediano plazo debido a la ausencia de normatividad para la explotacioacuten de estos recursos asiacute como la receta teacutecnica para su extraccioacuten Tampoco se dispone de normas ambientales que hagan factible su extraccioacuten por lo que se estima que el ritmo de aprovechamiento de estos recursos en nuestro paiacutes puede ser lento
Contando con las fuentes de suministro de gas suficientes para abastecer la demanda interna en caso de ocurrir el escenario medio se requiere efectuar ampliaciones de la capacidad de transporte del sistema con el fin de asegurar la atencioacuten de demanda seguacuten los lineamientos teacutecnicos definidos en el primer capiacutetulo
Si existe una oferta suficiente de gas natural es de esperar que el mecanismo de comercializacioacuten de los proacuteximos antildeos continuacutee siendo la negociacioacuten directa y que por efectos del gas importado los precios suban Esto a su vez podraacute servir de incentivo a la actividad de exploracioacuten y produccioacuten y dado que los precios de los sustitutos son auacuten maacutes elevados un aumento en el precio del gas posiblemente no impacte significativamente la demanda
162
En el evento en que surjan nuevas fuentes internas de produccioacuten en cantidades importantes y dependiendo de su ubicacioacuten y viabilidad de conexioacuten al SNT se podraacute optar por el acondicionamiento de la infraestructura de regasificacioacuten en licuefaccioacuten con lo cual el paiacutes podraacute convertirse en un hub energeacutetico aprovechando la posicioacuten espacial en el continente Suramericano
En cuanto a las inversiones en confiabilidad es necesario analizar y definir responsables para su ejecucioacuten y alternativas de financiacioacuten Dado que la opcioacuten de plantas de peak shaving si bien reducen el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema su impacto solo beneficiariacutea a los usuarios ubicados en el centro de consumo donde estariacutean ubicadas las plantas En este orden de ideas habriacutea que analizar la posibilidad de remunerar las plantas de peak shaving mediante alguacuten esquema aplicable soacutelo a los usuarios beneficiados En todo caso la regulacioacuten deberaacute dar las sentildeales apropiadas para facilitar la ejecucioacuten de dichas inversiones
Para que el Criterio de Confiabilidad tenga un sentido econoacutemico y teacutecnico es necesario definir los estaacutendares de continuidad del servicio que estaacuten asociados a las interrupciones programadas y no programadas de todos los segmentos de la cadena haciendo la clara diferenciacioacuten con el concepto de abastecimiento
El enfriamiento de gas natural es una alternativa de aumento de capacidad de transporte en caso de requerimientos menores que generalmente ocurren cuando el crecimiento de la demanda es constante constituyendo una alternativa de corto plazo no tan costosa como lo implica un loop Por tanto para zonas con crecimiento de demanda no tan significativos (o si se planea utilizar sustitutos para reducir la demanda) la expansioacuten por enfriamiento puede considerarse una buena opcioacuten a largo plazo
El esquema actual de remuneracioacuten de la actividad de transporte de gas natural en teacuterminos de eficiencia no da las sentildeales suficientes para que la expansioacuten de la capacidad de transporte se realice tambieacuten en funcioacuten de asegurar el suministro auacuten en situaciones criacuteticas de demandas maacuteximas puntuales Para la definicioacuten de la nueva metodologiacutea tarifaria seriacutea aconsejable revisar este aspecto
92 Recomendaciones
La planta de regasificacioacuten se plantea como una alternativa de abastecimiento de la demanda de gas en general y no de manera exclusiva para la demanda del sector eleacutectrico En este caso la regulacioacuten deberaacute prever y facilitar la comercializacioacuten de este gas importado para atender tambieacuten la demanda de otros sectores de consumo
Se recomienda aumentar la capacidad del sistema de transporte mediante la instalacioacuten de compresores y algunos loops seguacuten lo planteado en el Anexo 4 por ser eacutesta la opcioacuten maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico pues se trata de dos alternativas que no son excluyentes
Adicional a las obras propuestas anteriormente y con el fin de aumentar la confiabilidad se recomienda la instalacioacuten de una planta de peak shaving en Bogotaacute y otra en Cali
163
(con una inversioacuten estimada de 102 MUS$) Esta medida permitiraacute reducir el desabastecimiento ocasionado por fallas del sistema de transporte y beneficiar asiacute a los usuarios de gas natural con una reduccioacuten de sus costos de racionamiento en aproximadamente 9417 MUS$ (para el periodo 2014 a 2022) Esta alternativa resultoacute maacutes viable desde el punto de vista econoacutemico que la opcioacuten de instalar gasoductos redundantes ya que para este caso se obtendriacutea la mayor diferencia beneficio-costo es decir que para un menor costo (menor inversioacuten) se obtendriacutea un mayor beneficio (mayor ahorro en costos de racionamiento)
Es necesario revisar la conveniencia de que la expansioacuten de infraestructura en el caso colombiano se establezca viacutea contratos pues este esquema no permite expansiones armoacutenicas con la oferta o dilaciones en el aumento de capacidad requerida bajo el amparo de la discrecionalidad otorgada al transportador o de insuficiencia financiera
Es importante que la demanda no teacutermica pueda acceder al gas natural importado cuando se presentan fallas de servicio programado o fortuito y cuando la oferta nacional sea insuficiente para suplir todas las necesidades en tal sentido se requiere la definicioacuten del esquema que permita que permita la disponibilidad de este suministro
El presente plan de abastecimiento recomienda adicional a las obras propuestas para ampliar la capacidad de transporte y aumentar la confiabilidad del sistema asegurar el suministro de gas diversificando las fuentes de suministro Lo anterior no soacutelo mediante plantas de regasificacioacuten sino promoviendo tambieacuten el incremento de la produccioacuten nacional de gas Para este fin una alternativa a largo plazo seraacute la de promover la produccioacuten sostenible de gas en yacimientos tanto convencionales como los no convencionales
Como soporte a la anterior recomendacioacuten se propone promover la investigacioacuten y desarrollo con miras a aumentar el conocimiento tanto de los aspectos teacutecnicos y tecnoloacutegicos de la produccioacuten de gas no convencional como lo referente al impacto ambiental esperado y los mecanismos de prevencioacuten y mitigacioacuten del mismo
Se propone la promocioacuten de una poliacutetica de abastecimiento de gas combustible integrada ndash gas natural y GLP ndash que permita aprovechar la disponibilidad de este uacuteltimo y sus ventajas competitivas en aquellos sectores de consumo y regiones del paiacutes que lo permitan para diversificar la oferta energeacutetica y aumentar la garantiacutea de suministro
Las tecnologiacuteas emergentes de GNL abren nuevas posibilidades en los sectores transporte e industria donde la diversificacioacuten de la canasta con este energeacutetico ofrece beneficios econoacutemicos y ambientales resaltaacutendose una mayor autonomiacutea de los vehiacuteculos ahorros en los costos de operacioacuten y mantenimiento en la industria y la reduccioacuten de emisiones de contaminantes
El uso de gas natural como materia prima en la industria petroquiacutemica constituye una de las actividades de mayor valor agregado para el paiacutes por su contribucioacuten a la produccioacuten de compuestos primarios indispensables para el desarrollo de la industria
164
manufacturera y que hoy en su mayoriacutea son importados en Colombia se recomienda promover la creacioacuten de complejos petroquiacutemicos que permitan el desarrollo de una nueva actividad industrial que sea competitiva para favorecer un desarrollo integral y equilibrado del paiacutes
Con el fin de optimizar los requerimientos de infraestructura de transporte de gas natural y posponer inversiones ya sea en el uso de nuevas unidades compresoras o enfriadores o loops se recomienda el desarrollo de programas regionales de uso eficiente de gas natural para todos los sectores
165
Anexo 1 Resultados Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas Tabla - Precio Gas Natural Plantas Teacutermicas (US$ Constantes Dic 2013) MBTU)
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
ene-14 439 449 358 471 482 390 471 482 390 471 482 390 502 512 420 502 512 420 502 512 420
feb-14 442 453 358 475 485 390 475 485 390 475 485 390 505 516 421 505 516 421 505 516 421
mar-14 405 414 352 437 446 384 437 446 384 437 446 384 468 477 415 468 477 415 468 477 415
abr-14 377 386 345 410 418 377 410 418 377 410 418 377 440 449 408 440 449 408 440 449 408
may-14 361 370 348 394 402 380 394 402 380 394 402 380 424 433 411 424 433 411 424 433 411
jun-14 370 379 352 403 411 384 403 411 384 403 411 384 433 442 414 433 442 414 433 442 414
jul-14 381 390 350 413 422 382 413 422 382 413 422 382 444 453 413 444 453 413 444 453 413
ago-14 381 390 355 413 422 387 413 422 387 413 422 387 444 453 418 444 453 418 444 453 418
sep-14 379 388 350 411 420 382 411 420 382 411 420 382 442 451 413 442 451 413 442 451 413
oct-14 378 387 342 410 419 374 410 419 374 410 419 374 441 450 405 441 450 405 441 450 405
nov-14 388 397 340 420 429 372 420 429 372 420 429 372 451 460 402 451 460 402 451 460 402
dic-14 391 400 340 423 432 372 423 432 372 423 432 372 453 463 403 453 463 403 453 463 403
ene-15 388 396 318 421 428 350 421 428 350 421 428 350 451 459 381 451 459 381 451 459 381
feb-15 386 393 319 418 426 351 418 426 351 418 426 351 449 456 382 449 456 382 449 456 382
mar-15 373 380 312 405 412 344 405 412 344 405 412 344 436 443 375 436 443 375 436 443 375
abr-15 362 369 307 394 401 339 394 401 339 394 401 339 424 432 370 424 432 370 424 432 370
may-15 355 363 312 388 395 344 388 395 344 388 395 344 418 425 374 418 425 374 418 425 374
jun-15 370 378 318 402 410 350 402 410 350 402 410 350 433 440 381 433 440 381 433 440 381
jul-15 380 387 317 412 420 350 412 420 350 412 420 350 443 450 380 443 450 380 443 450 380
ago-15 381 389 321 414 421 353 414 421 353 414 421 353 444 452 384 444 452 384 444 452 384
sep-15 381 388 317 413 420 349 413 420 349 413 420 349 443 451 380 443 451 380 443 451 380
oct-15 388 396 310 421 428 342 421 428 342 421 428 342 451 459 373 451 459 373 451 459 373
nov-15 396 404 312 428 436 344 428 436 344 428 436 344 459 467 374 459 467 374 459 467 374
dic-15 405 413 312 437 445 344 437 445 344 437 445 344 468 476 374 468 476 374 468 476 374
ene-16 492 499 377 524 531 409 524 531 409 524 531 409 554 562 440 554 562 440 554 562 440
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Fecha
Precio en planta de generacioacuten
Termoguajira US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termoflores US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termobarranquilla US$MBTU
2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Tebsa US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Termocandelaria US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Proeleacutectrica US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
Precio en planta de generacioacuten
Cartagena US$MBTU 2013
(Gas Guajira)
166
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
Total
ReferenciaTotal Alto Total Bajo
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jun-20 657 691 512 657 691 512 657 691 512 520 554 375 673 707 528 851 885 706 851 885 706
jul-20 659 693 517 659 693 517 659 693 517 522 556 379 675 709 532 853 887 711 853 887 711
ago-20 670 706 532 670 706 532 670 706 532 533 569 395 686 721 548 864 900 726 864 900 726
sep-20 681 719 548 681 719 548 681 719 548 544 582 411 697 734 564 875 913 742 875 913 742
oct-20 664 698 527 664 698 527 664 698 527 527 561 390 679 714 543 858 892 721 858 892 721
nov-20 654 687 516 654 687 516 654 687 516 517 550 379 670 703 532 848 881 710 848 881 710
dic-20 668 703 536 668 703 536 668 703 536 531 566 399 684 719 552 862 897 730 862 897 730
ene-21 668 702 531 668 702 531 668 702 531 530 565 394 683 718 547 861 896 725 861 896 725
feb-21 700 740 571 700 740 571 700 740 571 563 603 434 716 756 587 894 934 765 894 934 765
mar-21 697 736 566 697 736 566 697 736 566 560 599 428 713 752 581 891 930 760 891 930 760
abr-21 706 747 576 706 747 576 706 747 576 569 610 439 722 763 592 900 941 770 900 941 770
may-21 692 730 556 692 730 556 692 730 556 555 593 418 708 746 571 886 924 750 886 924 750
jun-21 707 748 574 707 748 574 707 748 574 570 610 436 723 763 589 901 942 768 901 942 768
jul-21 710 750 575 710 750 575 710 750 575 573 613 438 725 766 591 904 944 769 904 944 769
ago-21 723 765 590 723 765 590 723 765 590 586 628 453 739 781 606 917 959 784 917 959 784
sep-21 736 781 606 736 781 606 736 781 606 599 643 469 752 796 622 930 975 800 930 975 800
oct-21 717 757 578 717 757 578 717 757 578 579 620 441 732 773 594 911 951 772 911 951 772
nov-21 706 745 563 706 745 563 706 745 563 569 608 426 722 760 579 900 939 757 900 939 757
dic-21 721 762 581 721 762 581 721 762 581 584 625 444 737 778 597 915 956 775 915 956 775
ene-22 717 757 573 717 757 573 717 757 573 580 620 435 733 773 588 911 951 767 911 951 767
feb-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 611 656 477 764 809 630 943 987 808 943 987 808
mar-22 743 786 606 743 786 606 743 786 606 606 649 469 759 802 621 937 980 800 937 980 800
abr-22 749 793 614 749 793 614 749 793 614 612 656 477 765 809 629 943 987 808 943 987 808
may-22 732 772 590 732 772 590 732 772 590 594 635 452 747 788 605 926 966 784 926 966 784
jun-22 744 786 606 744 786 606 744 786 606 607 649 469 760 802 621 938 980 800 938 980 800
jul-22 743 785 604 743 785 604 743 785 604 606 648 467 759 800 620 937 979 798 937 979 798
ago-22 754 797 618 754 797 618 754 797 618 617 659 481 770 812 634 948 991 812 948 991 812
sep-22 765 809 633 765 809 633 765 809 633 628 672 495 781 824 648 959 1003 827 959 1003 827
oct-22 743 783 602 743 783 602 743 783 602 606 645 465 759 798 618 937 977 796 937 977 796
nov-22 730 767 584 730 767 584 730 767 584 593 630 447 745 783 600 924 961 778 924 961 778
dic-22 742 781 600 742 781 600 742 781 600 605 644 463 758 796 616 936 975 794 936 975 794
ene-23 727 763 578 727 763 578 727 763 578 590 626 440 743 779 593 921 957 772 921 957 772
feb-23 759 799 619 759 799 619 759 799 619 621 661 482 774 814 635 953 993 813 953 993 813
mar-23 752 791 610 752 791 610 752 791 610 615 654 473 768 807 626 946 985 804 946 985 804
abr-23 760 800 619 760 800 619 760 800 619 623 662 482 776 815 635 954 994 813 954 994 813
may-23 744 782 597 744 782 597 744 782 597 607 644 460 760 797 613 938 976 791 938 976 791
jun-23 758 797 615 758 797 615 758 797 615 621 660 478 774 813 631 952 991 809 952 991 809
jul-23 759 798 617 759 798 617 759 798 617 622 661 480 775 814 633 953 992 811 953 992 811
ago-23 772 812 633 772 812 633 772 812 633 635 675 496 788 828 649 966 1006 827 966 1006 827
sep-23 785 827 650 785 827 650 785 827 650 648 690 513 801 843 666 979 1021 844 979 1021 844
oct-23 766 805 623 766 805 623 766 805 623 629 668 486 782 821 639 960 999 817 960 999 817
nov-23 756 793 609 756 793 609 756 793 609 619 656 472 772 809 625 950 987 803 950 987 803
dic-23 771 811 629 771 811 629 771 811 629 634 674 492 787 827 645 965 1005 823 965 1005 823
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoyopal
(Gas Florentildea)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termodorada
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termoemcali
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termovalle
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termocentro
(Gas Cusiana)
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Merieleacutetrica
(Gas Cusiana)Fecha
Precio en planta de generacioacuten
US$MBTU 2013 Termosierra
(Gas Cusiana)
167
Anexo 2 Modificacioacuten propuesta al sistema de transporte de la costa tras la entrada de la plante de regasificacioacuten de Cartagena 2016
168
Anexo 3 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante loops
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor
Intercor-Hato Nuevo
Hato Nuevo-Valledupar
Curumaniacute-La Mata
La Mata-San Alberto
San Alberto-Barrancabermeja
Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
202 340 615 340
201 1797 615 1797
202 2698 615 2698
202 301 615 301
202 1456 615 1456
202 1435 615 1435
202 524 615 524
203 1276 615 1276
202 487 615 487
203 688 615 688
203 1277 615 1277
1013 748 889 748
1013 1929 889 1929
1012 1382 889 1382
Purificacioacuten-Aipe
Aipe-Neiva
845 3412 1094 3412
963 300 1245 300
962 2480 1245 2480
962 3000 1245 3000
962 1620 1245 1620
1300 146 1134 146
1300 400 1134 400
1300 991 1134 991
1300 463 1134 463
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
1048 477 939 477
1048 2473 937 2473
1048 2450 939 2450
1049 560 939 560
1049 630 939 630
786 1645 673 1645
786 1665 673 1665
786 820 673 820
786 2100 673 2100
Restrepo-Villavicencio 786 2080 673 2080
571 1400 489 1400
571 570 489 570
571 1270 489 1270
571 2860 489 2860
571 1865 489 1865
571 670 489 670
571 655 489 655
571 495 489 495
571 710 489 710
571 795 489 795
571 910 489 910
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2016 2017 2018
Villavicencio-Usme
Valledupar-Curumaniacute
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Tramo2014 2015
169
Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros Pulgadas Kiloacutemetros
Guajira-Intercor 777 3950Intercor-Hato Nuevo 985 3950 843 3950Hato Nuevo-Valledupar 982 8100 840 8100
982 7900 840 7900
982 8200 840 8200Curumaniacute-La Mata 840 9080 840 9080La Mata-San Alberto 840 8620 840 8620San Alberto-Barrancabermeja 840 8080 840 8080Barrancaberja-Bucaramanga
Barrancabermeja-Sebastopol
Sebastopol-Medelliacuten
Sebastopol-Vasconia
La Belleza-Vasconia
Vasconia-Mariquita
Mariquita-Manizales
Manizales-Pereira
Pereira-Cartago
Cartago-Armenia
Cartago-Tuluaacute
Tuluaacute-Cali
Cali-Popayaacuten
Mariquita-Gualanday
Gualanday-Purificacioacuten
628 3810
628 5097Aipe-Neiva 313 1568La Belleza-Zipaquiraacute
Zipaquiraacute-Bogotaacute
Puente Nacional-La Belleza
Puente Nacional-Santana
Villa de Leyva-Puente Nacional
Tunja-Villa de Leyva
Tunja-Sogamoso
Miraflores-Tunja
Yopal-Miraflores
Yopal-Barranca de Upiacutea
Barranca de Upiacutea-Restrepo
Restrepo-Villavicencio
Villavicencio-Usme
Guajira-Santa Marta
Santa Marta-Barranquilla
Barranquilla-Cartagena
Cartagena-Sincelejo
Sincelejo-Monteriacutea
2020 2021 2022Tramo
2019
Valledupar-Curumaniacute
Purificacioacuten-Aipe
2023
170
171
Anexo 4 Propuesta de ampliacioacuten de la capacidad del sistema de transporte mediante compresores y loops
172
Anexo 5 Propuesta de aumento de confiabilidad del sistema de transporte mediante gasoductos redundantes
173
174
Anexo 6 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante plantas de peak shaving
175
Anexo 7 Propuesta de aumento de confiabilidad mediante gasoductos redundantes y plantas de peak shaving
176
Anexo 8 Graacuteficas de flujos y capacidades de los tramos analizados
177
178
179
180
181
182
183
184
185
186
187
188
189
190
191
192
193
194
195
196
