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República de Colombia Ministerio de Minas y Energía Unidad de Planeación Minero Energética, UPME. www.upme.gov.co Subdirección de Planeación Energética Grupo de Hidrocarburos Carrera 50 No. 26 – 20 PBX: (57) 1 2220601 FAX: (57) 1 2219537 Bogotá D.C. Colombia Octubre 2011

PROYECCIONES DE PRECIOS DE GAS NATURAL Y

COMBUSTIBLES LIQUIDOS PARA GENERACIÓN

ELECTRICA

2

CONTENIDO

1. METODOLOGÍA DE PROYECCION DE PRECIOS................................................................... 3

1.1 ESCENARIOS DE PRECIOS WTI ............................................................................................. 4

1.2 ESCENARIO MACROECONÓMICO ......................................................................................... 5

2. GAS NATURAL .......................................................................................................................... 5

2.1 PRECIOS DEL GAS EN BOCA DE POZO ................................................................................ 6

2.1.1 Guajira y Opón ........................................................................................................................... 6

2.1.2 Precio del Gas Cusiana ............................................................................................................. 8

2.2 TARIFAS DE TRANSPORTE ................................................................................................... 10

2.3 RESULTADOS ......................................................................................................................... 10

3. JET FUEL................................................................................................................................. 17

4. FUEL OIL ................................................................................................................................. 21

5. ACPM ....................................................................................................................................... 25

3

1. METODOLOGÍA DE PROYECCION DE PRECIOS

La proyección de precios de cualquier energético surge de la correlación existente entre el comportamiento del petróleo crudo marcador el cual representa los niveles generales de precios y cada uno de los energéticos que se analizarán. El WTI (West Texas Intermidiate), es el petróleo crudo que se extrae en la zona occidental del Estado de Texas – Estados Unidos, que cuenta con características de alta calidad, por ser catalogado como dulce y liviano. Su precio, en dólares por barril, sirve de referencia para Colombia en las transacciones efectuadas en el mercado norteamericano particularmente, constituyéndose en un indicador clave para la economía del hemisferio occidental.

Gráfica No. 1. Precio WTI

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos.

Como lo muestra la gráfica No 1, el precio del petróleo WTI presentó una tendencia creciente desde febrero de 2009, hasta abril de 2011 y luego una ligera contracción hasta el mes de septiembre, alcanzando una media de US$95.41/Bl durante el presenta año. Según el Departamento de Energía de los Estados Unidos, las perspectivas a corto plazo muestran una reducción del consumo energético en los países desarrollados frente a la estimación realizada al comienzo del año, lo cual es motivo de preocupación en el mercado del crudo. No obstante, se estima un incremento en el consumo de petróleo por parte de los países en vías de desarrollo y economías emergentes como China, necesidad que podrá ser compensada con los inventarios existentes y un leve aumento en el nivel de producción.

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US

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PRECIO WTI

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Por otra parte, existen temores en torno a las expectativas de recuperación de la economía global, basados en la crisis de la deuda de la Unión Europea, algunos temas fiscales que enfrentan importantes países y la situación de Estados Unidos; lo que genera incertidumbre en el comportamiento económico y por ende en el consumo de energía, que se podría traducir en una volatilidad de los precios del petróleo. Sin embargo, cualquier incremento fuerte en el precio del petróleo desde sus actuales niveles duraría poco, pues la frágil economía global apenas toleraría un valor superior a los US$120/Bl, estiman los expertos Norteamericanos.

1.1 ESCENARIOS DE PRECIOS WTI

El presente ejercicio de proyección de precios para la generación de electricidad, considera tres escenarios de WTI que corresponden a los definidos en el “Annual Energy Outlook 2011” denominados de Referencia, Alto y Bajo, en lo que respecta al largo plazo; para el corto plazo (16 meses), se consideró el Caso Base del “Short-Term Outlook” publicado el 12 de octubre de 2011. A continuación se aprecia la proyección de precios WTI bajo los tres escenarios planteados (Gráfica No 2):.

Gráfica No. 2. Escenarios de Precio de WTI - dólares constantes de diciembre de 2010.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos.

En el caso de referencia los precios del petróleo suben de US$$ 78/Bl en 2010 por barril a cerca de 96 dólares por barril en 2015 y 110 por barril en 2020. En el periodo 2020 a 2030, los precios aumentan progresivamente hasta $125 por barril.

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Referencia Alto Bajo Real

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1.2 ESCENARIO MACROECONÓMICO

Para efectos de la proyección se tomó en cuenta el escenario macroeconómico empleado por U.S Energy Information Administration tanto para corto como para el largo plazo, el cual señala un crecimiento medio anual del PIB cercano al 2.7% en el horizonte 2009-2035. El crecimiento económico proyectado tiende a ser mayor en los primeros años del período de análisis y luego se reduce en el largo plazo, debido a que las variables de población, productividad y urbanización, entre otras, tienen una tendencia de crecimiento menor en el largo plazo. El IPC de Estados Unidos corresponde al supuesto utilizado en el escenario macroeconómico del Annual Energy Outlook 2011, cuya tasa de crecimiento medio es de 2.08% en el periodo de 2011-2015 y de 2.56% en el horizonte 2011-2030. Respecto a Colombia, la información de estimación de IPC provino del Ministerio de Hacienda y Crédito Público, equivalente a 3% promedio año en el horizonte 2011 – 2022, y para efectos del ejercicio la misma tasa se extendió al 2030. Al mismo tiempo, los datos históricos de las variables económicas fueron tomados del DANE y Banco de la República. Las variables macroeconómicas nacionales y las de Estados Unidos utilizadas en todo el ejercicio de proyección de precios son las mismas de cada uno de los energéticos evaluados.

2. GAS NATURAL

Para proyectar los precios de gas natural con destino a la generación de electricidad, se utilizó una metodología que evalúa los tres segmentos principales a saber: i) estimación del precio del gas en boca de pozo de las principales fuentes de suministro, Guajira y Cusiana, ii) estimación de los cargos de transporte de los diferentes tramos del sistema y, iii) estimación del costo total del gas natural en cada una de las plantas para el horizonte de análisis, (suministro mas transporte). La estimación del precio del gas natural en boca de pozo de los campos Guajira y Opón se realiza siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución CREG 119 de 2005 y 187 de 2010. Para el caso de gas de Cusiana, esta metodología aplicó hasta que su capacidad de producción superó los 180 MPCD, desde entonces su precio se determina libremente. Para efectos del ejercicio aquí realizado, el precio del gas de Cusiana se determina mediante un ejercicio de NETBACK con el cual se determina cuál es el precio para que dicho gas sea competitivo en un punto determinado del Sistema Nacional de Transporte. El costo de transporte de cada tramo de gasoducto es proyectado aplicando las resoluciones vigentes. El valor del transporte del gas a cada planta de generación corresponde a la suma de los costos de los tramos necesarios para llevar el gas desde su fuente de suministro hasta la planta. El precio final corresponde a la suma del precio del gas natural en boca de pozo y el costo del transporte del campo productor a la planta de generación.

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2.1 PRECIOS DEL GAS EN BOCA DE POZO

2.1.1 Guajira y Opón

Debido a la suspensión de la publicación de la serie New York Harbor Residual Fuel 1.0% Sulfur LP Spot Price por parte del Departamento de Energía de los Estados Unidos, indexador para la actualización del precio máximo regulado del gas natural definido en las Resoluciones 039 de 1975 y 061 de 1983, para el gas natural producido en los campos de la Guajira y Opón respectivamente, la CREG mediante Resolución 187 de 2010, modificó La la descripción de la variable en mención, definida en la Resolución CREG 119 de 2005 por el “Indice Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil” De acuerdo con la Resolución CREG 119 de 2005, el Precio Máximo Regulado del gas natural debe ser actualizado semestralmente, el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año para el gas producido en los campos de la Guajira; y entre el 1 de enero y el 1 de julio de cada año para el gas natural producido en el caso de los campos de Opón. La nueva fórmula es la siguiente:

2

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t

ttt

INDICE

INDICEPMRPMR

Donde:

tPMR

= Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU).

1tPMR = Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1).

1tINDICE = Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1

2tINDICE = Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2).

INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil según la serie de la publicación Platt’s de Estándar & Poor’s

Para el gas de los campos de la Guajira se tiene que el precio del primer semestre de 2011 fue 4.2485 US$/MBTU. Por lo tanto, el precio para el segundo semestre de 2011 es:

1tPMR = 4.2485 US$/MBTU

1tINDICE = 102.11 PMRt = 4.2485 x 1.3657 = 5.8021 US$/MBTU

2tINDICE = 74.7727

7

La diferencia frente al valor calculado por Ecopetrol radica en la forma de determinar los promedios de la cotización US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil. En el caso de de Opón los resultados se muestran a continuación:

1tPMR = 4.6646 US$/MBTU

1tINDICE = 97.5584 PMRt = 4.6646 x 1.3175 = 6.1457 US$/MBTU

2tINDICE = 74.0467

Para efectuar la proyección del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo, se comparó el comportamiento del precio del combustible de referencia1, con el comportamiento de los precios del petróleo WTI y del Fuel Oil No. 6, combustibles para los cuales se dispone de proyecciones de largo plazo.

Gráfica No. 3. Evolución de precios US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.

1 US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil

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WTI No.6 1%S G.Coast Promedio Residual Fuel 1%S

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Se encontró mejor correlación entre el comportamiento del precio histórico del Fuel Oil No. 6, que con el precio del WTI. por lo cual, la proyección de precios del gas natural en el horizonte 2011 - 2030 hace uso de las tasas de crecimiento determinadas en cada uno de los escenarios bajo, referencia y alto de la proyección del Residual Fuel No. 6, disponible en el Anual Energy Outlook 200112. La gráfica No 3 presenta los resultados del comportamiento de los precios en los últimos 7 años y la relación existente en los mismos. Con base en los criterios anteriormente mencionados se procedió a aplicar la fórmula establecida mediante las resoluciones CREG 119 de 2005 y CREG 187 de 2010, con los resultados que se muestran en la gráfica No 4. Dichos resultados arrojan una banda de precios que oscila entre 3.5 US$/MBTU y 12 US$/MBTU, con una tasa de crecimiento promedio año de 2.96% en el horizonte de planeación para el escenario de referencia. Mientras que los escenarios bajo y alto muestran tasas de crecimiento interanuales de -0.33% y 5.4% respectivamente.

Gráfica No. 4. Proyección de Precios en Boca de Pozo de Guajira.


2.1.2 Precio del Gas Cusiana

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Escenario Bajo Escenario Refrencia Escenario Alto Valor Real

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

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El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de producción superó los 180 MPCD, situación que se dio en junio de 2006; de conformidad con lo establecido en el artículo 1 de la Resolución CREG 119 de 2005. En consecuencia, se realiza un análisis “Netback” que no es otra cosa que la evaluación de la competitividad del precio del gas Cusiana con respecto al precio de los campos de la Guajira, a fin de poder establecer la proyección y estimar la tendencia futura del precio boca de pozo para Cusiana y de esta forma determinar los costos del gas natural para generación de electricidad. En este sentido, se definieron puntos de arbitraje en el Sistema Nacional de Transporte, sobre los cuales ciertos agentes pueden elegir libremente la fuente de suministro, dado el precio del gas en dicho punto. Los puntos del Sistema Nacional de Transporte analizados corresponden a los nodos Barrancabermeja, Sebastopol y Vasconia. La estimación del precio del gas de Cusiana se obtuvo a partir del precio del gas de la Guajira puesto en cada uno de los puntos de arbitraje seleccionados. Se asumió que el precio del gas de Cusiana en dicho punto no puede ser superior al precio del gas de la Guajira. Desde este punto se descuentan los costos de transporte hasta la planta de generación para obtener finalmente el precio máximo de gas de Cusiana. Los resultados del ejercicio para el escenario de referencia o escenario medio se muestran a continuación:

Gráfica No. 5. Proyección Precio Boca Pozo Gas Cusiana.

Fuente: UPME

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Vasconia Sebastopol Barranca

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En el ejercicio de estimación de los precios de gas para plantas térmicas, se asumió el precio del gas de Cusiana con referencia al nodo Sebastopol, cuya tasa de crecimiento promedio año es de 3.1% y una banda de precios que varía entre 5.8 y 7.9 US$/ MBTU.

2.2 TARIFAS DE TRANSPORTE

Para determinar el precio máximo 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 realización del ejercicio, considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del último año después del vencimiento de las resoluciones. Adicionalmente, se supuso una pareja de cargos regulados, cargo fijo / cargo variable, 50% / 50%, durante todo el periodo de proyección.

PROMIGAS: Resolución CREG 070 de 2003

TGI: Resoluciones CREG 076 de 2002 (Cusiana – El Porvenir) y CREG 125 de 2003

TRANSORIENTE: Resolución CREG 016 de 2001 Cabe resaltar que mediante las Resoluciones CREG 110 de agosto 25 de 2011 y 117 de Agosto 25 de 2011, se establecieron los nuevos cargos regulados de transporte para los sistemas de transporte de PROMIGAS S.A E.S.P. y TGI S.A E.S.P. No obstante dado que los actos administrativos fueron recurridos, se mantienen vigentes las Resoluciones70 de 2003 y 076de 2002 y 125 de 2003 respectivamente. Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta térmica, se consideraron los puntos de entrada y salida de gas estipulados en los contratos actuales de transporte. A partir de la terminación de los contratos, se toma el menor costo de suministro (boca de pozo más transporte), desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora.

2.3 RESULTADOS

Las tablas que se presentan a continuación muestran los resultados del ejercicio de estimación de precios máximos de gas natural para las plantas de generación térmicas bajo el escenario de referencia. En las mismas, se incluyen tanto la Cuota de fomento (3 % de la tarifa de transporte), como el impuesto de transporte (6% de la tarifa de transporte). Los precios de gas natural para las plantas de generación térmicas se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2010.

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Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario Medio (US$ Constantes Dic. 2010) / MBTU).

Fuente: UPME

2011 1 0,38 4,21 4,59 0,51 4,21 4,72 0,69 4,21 4,90

2011 2 0,38 5,61 5,99 0,51 5,61 6,12 0,69 5,61 6,30

2012 1 0,38 5,45 5,83 0,51 5,45 5,96 0,69 5,45 6,14

2012 2 0,38 5,42 5,80 0,51 5,42 5,93 0,69 5,42 6,11

2013 1 0,38 5,47 5,85 0,51 5,47 5,98 0,69 5,47 6,16

2013 2 0,38 5,53 5,91 0,51 5,53 6,04 0,69 5,53 6,22

2014 1 0,38 5,59 5,97 0,51 5,59 6,10 0,69 5,59 6,28

2014 2 0,38 5,74 6,12 0,51 5,74 6,25 0,69 5,74 6,43

2015 1 0,38 5,80 6,18 0,51 5,80 6,31 0,69 5,80 6,49

2015 2 0,38 5,89 6,27 0,51 5,89 6,40 0,69 5,89 6,58

2016 1 0,38 5,95 6,33 0,51 5,95 6,46 0,69 5,95 6,64

2016 2 0,38 6,06 6,45 0,51 6,06 6,57 0,69 6,06 6,75

2017 1 0,38 6,12 6,50 0,51 6,12 6,63 0,69 6,12 6,81

2017 2 0,38 6,22 6,60 0,51 6,22 6,73 0,69 6,22 6,91

2018 1 0,38 6,28 6,66 0,51 6,28 6,79 0,69 6,28 6,97

2018 2 0,38 6,38 6,76 0,51 6,38 6,89 0,69 6,38 7,07

2019 1 0,38 6,44 6,82 0,51 6,44 6,95 0,69 6,44 7,13

2019 2 0,38 6,52 6,90 0,51 6,52 7,03 0,69 6,52 7,21

2020 1 0,38 6,58 6,96 0,51 6,58 7,09 0,69 6,58 7,27

2020 2 0,38 6,63 7,01 0,51 6,63 7,14 0,69 6,63 7,32

2021 1 0,38 6,69 7,07 0,51 6,69 7,20 0,69 6,69 7,38

AÑO SEMESTRETermoGuajira

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TERMICAS COSTA

Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

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Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario Medio (US$ Constantes Dic. 2010) / MBTU) – Continuación.

Fuente: UPME

2022 1 0,38 6,82 7,20 0,51 6,82 7,33 0,69 6,82 7,51

2022 2 0,38 6,89 7,27 0,51 6,89 7,40 0,69 6,89 7,58

2023 1 0,38 6,95 7,33 0,51 6,95 7,46 0,69 6,95 7,64

2023 2 0,38 7,05 7,43 0,51 7,05 7,56 0,69 7,05 7,74

2024 1 0,38 7,10 7,49 0,51 7,10 7,61 0,69 7,10 7,79

2024 2 0,38 7,15 7,53 0,51 7,15 7,66 0,69 7,15 7,84

2025 1 0,38 7,21 7,59 0,51 7,21 7,72 0,69 7,21 7,90

2025 2 0,38 7,24 7,62 0,51 7,24 7,75 0,69 7,24 7,93

2026 1 0,38 7,30 7,68 0,51 7,30 7,81 0,69 7,30 7,99

2026 2 0,38 7,33 7,71 0,51 7,33 7,84 0,69 7,33 8,02

2027 1 0,38 7,38 7,76 0,51 7,38 7,89 0,69 7,38 8,07

2027 2 0,38 7,40 7,78 0,51 7,40 7,91 0,69 7,40 8,09

2028 1 0,38 7,44 7,83 0,51 7,44 7,95 0,69 7,44 8,13

2028 2 0,38 7,44 7,83 0,51 7,44 7,95 0,69 7,44 8,13

2029 1 0,38 7,49 7,87 0,51 7,49 8,00 0,69 7,49 8,18

2029 2 0,38 7,47 7,86 0,51 7,47 7,98 0,69 7,47 8,16

2030 1 0,38 7,52 7,90 0,51 7,52 8,03 0,69 7,52 8,21

2030 2 0,38 7,42 7,80 0,51 7,42 7,93 0,69 7,42 8,11

AÑO SEMESTRE

TERMICAS COSTA

TermoGuajira Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

13

Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario Medio (US$ Constantes Dic 2010) / MBTU).

Fuente: UPME

2011 1 1,51 4,21 5,72 2,41 4,21 6,62 1,68 4,21 5,88 1,79 4,21 6,00

2011 2 1,51 5,61 7,12 2,41 5,61 8,02 1,68 5,61 7,29 1,79 5,61 7,40

2012 1 1,51 5,45 6,96 2,41 5,45 7,86 1,68 5,45 7,12 1,79 5,45 7,24

2012 2 1,51 5,42 6,93 2,41 5,42 7,83 1,68 5,42 7,09 1,79 5,42 7,21

2013 1 1,51 5,47 6,98 2,41 5,47 7,88 1,68 5,47 7,15 1,79 5,47 7,26

2013 2 1,51 5,53 7,04 2,41 5,53 7,94 1,68 5,53 7,21 1,79 5,53 7,32

2014 1 1,51 5,59 7,10 2,41 5,59 8,00 1,68 5,59 7,27 1,79 5,59 7,38

2014 2 1,51 5,74 7,25 2,41 5,74 8,15 1,68 5,74 7,42 1,79 5,74 7,53

2015 1 1,51 5,80 7,31 2,41 5,80 8,21 1,68 5,80 7,48 1,79 5,80 7,59

2015 2 1,51 5,89 7,40 2,41 5,89 8,30 1,68 5,89 7,57 1,79 5,89 7,68

2016 1 1,51 5,95 7,46 2,41 5,95 8,36 1,68 5,95 7,63 1,79 5,95 7,74

2016 2 1,51 6,06 7,58 2,41 6,06 8,47 1,68 6,06 7,74 1,79 6,06 7,85

2017 1 1,51 6,12 7,64 2,41 6,12 8,53 1,68 6,12 7,80 1,79 6,12 7,91

2017 2 1,51 6,22 7,73 2,41 6,22 8,63 1,68 6,22 7,89 1,79 6,22 8,01

2018 1 1,51 6,28 7,79 2,41 6,28 8,69 1,68 6,28 7,95 1,79 6,28 8,07

2018 2 1,51 6,38 7,89 2,41 6,38 8,79 1,68 6,38 8,06 1,79 6,38 8,17

2019 1 1,51 6,44 7,95 2,41 6,44 8,85 1,68 6,44 8,12 1,79 6,44 8,23

2019 2 1,51 6,52 8,03 2,41 6,52 8,93 1,68 6,52 8,19 1,79 6,52 8,31

2020 1 1,51 6,58 8,09 2,41 6,58 8,98 1,68 6,58 8,25 1,79 6,58 8,37

2020 2 1,51 6,63 8,14 2,41 6,63 9,04 1,68 6,63 8,31 1,79 6,63 8,42

2021 1 1,51 6,69 8,20 2,41 6,69 9,10 1,68 6,69 8,36 1,79 6,69 8,48

T. Sierra (EEPPM)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TERMICAS DEL INTERIOR

AÑO SEMESTRET. Merilectrica

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

Termopalenque T. Centro (ISAGEN)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

14

Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario Medio (US$ Constantes Dic 2010) / MBTU) – Continuación.

Fuente: UPME

2021 2 1,51 6,76 8,27 2,41 6,76 9,17 1,68 6,76 8,44 1,79 6,76 8,55

2022 1 1,51 6,82 8,33 2,41 6,82 9,23 1,68 6,82 8,49 1,79 6,82 8,61

2022 2 1,51 6,89 8,40 2,41 6,89 9,30 1,68 6,89 8,57 1,79 6,89 8,68

2023 1 1,51 6,95 8,46 2,41 6,95 9,36 1,68 6,95 8,62 1,79 6,95 8,74

2023 2 1,51 7,05 8,56 2,41 7,05 9,46 1,68 7,05 8,73 1,79 7,05 8,84

2024 1 1,51 7,10 8,62 2,41 7,10 9,51 1,68 7,10 8,78 1,79 7,10 8,89

2024 2 1,51 7,15 8,66 2,41 7,15 9,56 1,68 7,15 8,83 1,79 7,15 8,94

2025 1 1,51 7,21 8,72 2,41 7,21 9,62 1,68 7,21 8,88 1,79 7,21 9,00

2025 2 1,51 7,24 8,76 2,41 7,24 9,65 1,68 7,24 8,92 1,79 7,24 9,03

2026 1 1,51 7,30 8,81 2,41 7,30 9,70 1,68 7,30 8,97 1,79 7,30 9,09

2026 2 1,51 7,33 8,84 2,41 7,33 9,74 1,68 7,33 9,00 1,79 7,33 9,12

2027 1 1,51 7,38 8,89 2,41 7,38 9,79 1,68 7,38 9,05 1,79 7,38 9,17

2027 2 1,51 7,40 8,91 2,41 7,40 9,80 1,68 7,40 9,07 1,79 7,40 9,19

2028 1 1,51 7,44 8,96 2,41 7,44 9,85 1,68 7,44 9,12 1,79 7,44 9,23

2028 2 1,51 7,44 8,96 2,41 7,44 9,85 1,68 7,44 9,12 1,79 7,44 9,24

2029 1 1,51 7,49 9,00 2,41 7,49 9,90 1,68 7,49 9,17 1,79 7,49 9,28

2029 2 1,51 7,47 8,99 2,41 7,47 9,88 1,68 7,47 9,15 1,79 7,47 9,27

2030 1 1,51 7,52 9,03 2,41 7,52 9,93 1,68 7,52 9,20 1,79 7,52 9,31

2030 2 1,51 7,42 8,93 2,41 7,42 9,82 1,68 7,42 9,09 1,79 7,42 9,21


T. Sierra (EEPPM)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

AÑO SEMESTRET. Merilectrica Termopalenque T. Centro (ISAGEN)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

15


Fuente: UPME

2011 1 2,17 4,21 6,38 0,00 0,52 0,52 3,55 4,21 7,75 3,05 4,84 7,89 0,00 0,79 0,79

2011 2 2,17 5,61 7,78 0,00 0,50 0,50 3,55 5,61 9,16 3,05 6,25 9,30 0,00 0,79 0,79

2012 1 2,17 5,45 7,62 0,00 0,52 0,52 3,55 5,45 8,99 3,05 6,08 9,13 0,00 0,89 0,89

2012 2 2,17 5,42 7,59 0,00 0,52 0,52 3,55 5,42 8,96 3,05 6,05 9,10 0,00 0,90 0,90

2013 1 2,17 5,47 7,64 0,00 0,52 0,52 3,55 5,47 9,01 3,05 6,11 9,15 0,00 0,99 0,99

2013 2 2,17 5,53 7,70 0,00 0,51 0,51 3,55 5,53 9,08 3,05 6,17 9,22 0,00 1,00 1,00

2014 1 2,17 5,59 7,76 0,00 0,52 0,52 3,55 5,59 9,14 3,05 6,23 9,28 0,00 1,09 1,09

2014 2 2,17 5,74 7,91 0,00 0,51 0,51 3,55 5,74 9,29 3,05 6,38 9,43 0,00 1,11 1,11

2015 1 2,17 5,80 7,97 0,00 0,52 0,52 3,55 5,80 9,35 3,05 6,44 9,49 0,00 1,19 1,19

2015 2 2,17 5,89 8,06 0,00 0,51 0,51 3,55 5,89 9,44 3,05 6,53 9,58 0,00 1,21 1,21

2016 1 2,17 5,95 8,12 0,00 0,52 0,52 3,55 5,95 9,50 3,05 6,59 9,63 0,00 1,29 1,29

2016 2 2,17 6,06 8,24 0,00 0,51 0,51 3,55 6,06 9,61 3,05 6,70 9,75 0,00 1,31 1,31

2017 1 2,17 6,12 8,30 0,00 0,52 0,52 3,55 6,12 9,67 3,05 6,76 9,81 0,00 1,39 1,39

2017 2 2,17 6,22 8,39 0,00 0,51 0,51 3,55 6,22 9,76 3,05 6,86 9,90 0,00 1,40 1,40

2018 1 2,17 6,28 8,45 0,00 0,52 0,52 3,55 6,28 9,82 3,05 6,91 9,96 0,00 1,48 1,48

2018 2 2,17 6,38 8,55 0,00 0,51 0,51 3,55 6,38 9,93 3,05 7,02 10,07 0,00 1,50 1,50

2019 1 2,17 6,44 8,61 0,00 0,52 0,52 3,55 6,44 9,99 3,05 7,08 10,13 0,00 1,57 1,57

2019 2 2,17 6,52 8,69 0,00 0,51 0,51 3,55 6,52 10,06 3,05 7,15 10,20 0,00 1,59 1,59

2020 1 2,17 6,58 8,75 0,00 0,52 0,52 3,55 6,58 10,12 3,05 7,21 10,26 0,00 1,65 1,65

2020 2 2,17 6,63 8,80 0,00 0,51 0,51 3,55 6,63 10,17 3,05 7,27 10,31 0,00 1,68 1,68

2021 1 2,17 6,69 8,86 0,00 0,52 0,52 3,55 6,69 10,23 3,05 7,32 10,37 0,00 1,74 1,74

T. Yopal 1,2

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL


T. Emcali

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

AÑO SEMESTRET. Dorada (CHEC)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

T. Piedras T. Valle (EPSA)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

16


Fuente: UPME

2021 2 2,17 6,76 8,93 0,00 0,51 0,51 3,55 6,76 10,31 3,05 7,40 10,45 0,00 1,76 1,76

2022 1 2,17 6,82 8,99 0,00 0,52 0,52 3,55 6,82 10,36 3,05 7,45 10,50 0,00 1,82 1,82

2022 2 2,17 6,89 9,06 0,00 0,51 0,51 3,55 6,89 10,44 3,05 7,53 10,58 0,00 1,85 1,85

2023 1 2,17 6,95 9,12 0,00 0,52 0,52 3,55 6,95 10,49 3,05 7,58 10,63 0,00 1,90 1,90

2023 2 2,17 7,05 9,22 0,00 0,51 0,51 3,55 7,05 10,60 3,05 7,69 10,73 0,00 1,93 1,93

2024 1 2,17 7,10 9,28 0,00 0,52 0,52 3,55 7,10 10,65 3,05 7,74 10,79 0,00 1,98 1,98

2024 2 2,17 7,15 9,32 0,00 0,51 0,51 3,55 7,15 10,70 3,05 7,79 10,84 0,00 2,01 2,01

2025 1 2,17 7,21 9,38 0,00 0,52 0,52 3,55 7,21 10,75 3,05 7,84 10,89 0,00 2,06 2,06

2025 2 2,17 7,24 9,41 0,00 0,51 0,51 3,55 7,24 10,79 3,05 7,88 10,93 0,00 2,09 2,09

2026 1 2,17 7,30 9,47 0,00 0,52 0,52 3,55 7,30 10,84 3,05 7,93 10,98 0,00 2,13 2,13

2026 2 2,17 7,33 9,50 0,00 0,51 0,51 3,55 7,33 10,87 3,05 7,96 11,01 0,00 2,16 2,16

2027 1 2,17 7,38 9,55 0,00 0,52 0,52 3,55 7,38 10,92 3,05 8,01 11,06 0,00 2,20 2,20

2027 2 2,17 7,40 9,57 0,00 0,51 0,51 3,55 7,40 10,94 3,05 8,03 11,08 0,00 2,23 2,23

2028 1 2,17 7,44 9,62 0,00 0,52 0,52 3,55 7,44 10,99 3,05 8,08 11,13 0,00 2,27 2,27

2028 2 2,17 7,44 9,62 0,00 0,51 0,51 3,55 7,44 10,99 3,05 8,08 11,13 0,00 2,31 2,31

2029 1 2,17 7,49 9,66 0,00 0,52 0,52 3,55 7,49 11,04 3,05 8,13 11,18 0,00 2,34 2,34

2029 2 2,17 7,47 9,65 0,00 0,51 0,51 3,55 7,47 11,02 3,05 8,11 11,16 0,00 2,37 2,37

2030 1 2,17 7,52 9,69 0,00 0,52 0,52 3,55 7,52 11,07 3,05 8,16 11,20 0,00 2,40 2,40

2030 2 2,17 7,42 9,59 0,00 0,51 0,51 3,55 7,42 10,96 3,05 8,05 11,10 0,00 2,44 2,44


T. Yopal 1,2

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

T. Emcali

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

AÑO SEMESTRET. Dorada (CHEC) T. Piedras T. Valle (EPSA)

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

TARIFA

TRANSPORTE

PRECIO BOCA

POZO

PRECIO GAS

NATURAL

17

3. JET FUEL

Para la proyección del precio del JET A1 como combustible para generación de electricidad, se empleó la regulación vigente definida en el artículo 116 de la Ley 1450 de 2011, la Ley 681 de 2001 y las Resoluciones del Ministerio de Minas 80299 de 2001 y 180088 de 2003. La metodología incluyó la estimación de: i) Precio Máximo de Venta; ii) El cálculo del ingreso iii) Estimación del costo del transporte, y iv) Proyección del costo total del combustible en puerta de planta durante el horizonte de análisis.

Donde

PMV = Precio de venta de la gasolina de aviación Jet A-1 al Distribuidor Mayorista

IP = Ingreso al productor

IVA = Impuesto al Valor Agregado

TI = Valor del transporte a través del sistema de poliductos

Para la estimación del ingreso al productor, se comparó la información del precio publicada por ECOPETROL de manera semanal y la del DOE-EIA tanto para el valor WTI como para Jet Fuel Costa del Golfo, estableciéndose la respectiva correlación, cuyos resultados son representados en la gráfica No 6.

Gráfica No. 6. Evolución de Precios de Jet Fuel Fuel Oil Nacional y otros combustibles.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL.

PMV = IP+IVA+ TI

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

Ene

-03

May

-03

Sep

-03

Ene

-04

May

-04

Sep

-04

Ene

-05

May

-05

Sep

-05

Ene

-06

May

-06

Sep

-06

Ene

-07

May

-07

Sep

-07

Ene

-08

May

-08

Sep

-08

Ene

-09

May

-09

Sep

-09

Ene

-10

May

-10

Sep

-10

Ene

-11

May

-11

Sep

-11

US$

/ B

arri

l

JET-A Ecopetrol WTI JET FUEL- G.Coast

18

La comparación del comportamiento de los precios del JET- A1 colombiano y el precio spot del JET FUEL en la Costa del Golfo muestran una mayor correlación con rezago de un mes, frente a la existente entre el combustible nacional y la evolución del precio del WTI. Por tanto, para la proyección del JET – A en el periodo 2011- 2030 se utilizaron las tasas de crecimiento del JET FUEL disponibles en el Anual Energy Outlook 2011. En la gráfica No 7 se presentan los resultados de la estimación de proyección del ingreso al productor de JET-A en la refinería de Barrancabermeja.

Gráfica No. 7. Proyección Ingreso al Productor JET- A1.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, ECOPETROL y cálculos propios.

Para determinar el Precio máximo de venta del JET - A1 se aplicó la normatividad colombiana vigente, adicionándose un 16% al valor del IP correspondiente al IVA, luego se estimó el costo del transporte desde la refinería de Barrancabermeja hasta la planta de abasto de Puerto Salgar y se sumó el valor del transporte desde la planta de abasto hasta Termocentro (planta térmica que utiliza el JET - A1 como combustible). La proyección de los costos de transporte se efectuó con la proyección del IPC colombiano, según lo establecido por la Resolución Minminas No 180088 de 2003 y 181701 de 2003 y 181300 de 2007. La gráfica No. 8 esquematiza la proyección del precio del JET- A1 en la planta de Termocentro para los escenarios analizados. Los resultados señalan una banda de precios que varía entre los 2 y 6 dólares constantes de diciembre de 2010 por galón, con una media de 3.9 US$, en el horizonte 2011-2030, mientras que el ingreso al productor en Barrancabermeja indica una media de 3.31US$ por galón de diciembre de 2010, en el ejercicio de proyección.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

Ene-09

Dic-09

Nov-10

Oct-11

Sep-12

Ago-13

Jul-1

4

Jun-15

May-16

Abr-17

Mar-18

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Ene-20

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Nov-21

Oct-22

Sep-23

Ago-24

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5

Jun-26

May-27

Abr-28

Mar-29

Feb-30

US

$ co

nsta

ntes

Dic

201

0 / G

alón

JET-A Alto JET-A Bajo JET-A Referencia

19

Gráfica No. 8. Proyección Precio de JET- A1 en Termocentro.


A continuación se presentan los resultados del ejercicio de estimación de precios máximos de venta del JET-A para las plantas de generación térmica en los escenarios referencia, bajo y alto, valores que se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2010 y discriminados por IP, Impuestos y transporte:

Tabla 3. Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2010 / Galón.

Fuente: UPME

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

Oct-201

1

Jul-2

012

Abr-20

13

Ene-20

14

Oct-201

4

Jul-2

015

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Oct-201

7

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0

Jul-2

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Oct-202

3

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Abr-20

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Oct-202

6

Jul-2

027

Abr-20

28

Ene-20

29

Oct-202

9

Jul-2

030

US$

con

stan

tes D

ic 2

010

/ G

alón

JET-A Referencia JET-A Alto JET-A Bajo

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / Galón

TransportePrecio

Termocentro

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / Galón

TransportePrecio

Termocentro

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / Galón

TransportePrecio

Termocentro

2011 3,27 0,06 3,33 4,18 0,06 4,25 2,42 0,06 2,48

2012 3,24 0,06 3,30 4,31 0,06 4,37 2,07 0,06 2,13

2013 3,24 0,06 3,31 4,47 0,06 4,54 1,99 0,06 2,06

2014 3,30 0,06 3,36 4,63 0,06 4,69 1,97 0,06 2,03

2015 3,35 0,06 3,41 4,72 0,06 4,78 1,94 0,06 2,00

2016 3,45 0,06 3,51 4,72 0,06 4,79 1,90 0,06 1,96

2017 3,58 0,06 3,64 4,84 0,06 4,91 1,89 0,06 1,96

2018 3,70 0,06 3,76 4,92 0,06 4,99 1,88 0,06 1,95

2019 3,80 0,06 3,86 5,01 0,06 5,08 1,89 0,06 1,96

2020 3,88 0,06 3,94 5,24 0,06 5,30 1,90 0,06 1,96

2021 3,94 0,06 4,00 5,38 0,06 5,45 1,90 0,06 1,97

Refrencia Alto Bajo

Ingreso Productor Barrancabermeja

20

Tabla 3. Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2010 / Galón - Continuación.

Fuente: UPME

Tabla 3. Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2010 / Galón – Continuación.

Fuente: UPME

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / Galón

TransportePrecio

Termocentro

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / Galón

TransportePrecio

Termocentro

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / Galón

TransportePrecio

Termocentro

2022 3,99 0,06 4,05 5,53 0,06 5,60 1,88 0,06 1,95

2023 4,03 0,06 4,10 5,62 0,06 5,68 1,87 0,06 1,93

2024 4,10 0,06 4,16 5,64 0,06 5,71 1,86 0,06 1,92

2025 4,16 0,06 4,22 5,75 0,06 5,81 1,86 0,06 1,92

2026 4,21 0,06 4,27 5,81 0,06 5,87 1,86 0,06 1,92

2027 4,25 0,06 4,31 5,85 0,06 5,91 1,88 0,06 1,94

2028 4,29 0,06 4,35 5,93 0,06 6,00 1,89 0,06 1,96

2029 4,32 0,06 4,39 6,03 0,06 6,09 1,89 0,06 1,95

2030 4,36 0,06 4,42 6,06 0,06 6,12 1,87 0,06 1,93

Alto Bajo


Refrencia

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / MBTU

TransportePrecio Termocentro

US$ / MBTU

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ / MBTU

TransportePrecio

Termocentro

US$ / MBTU

Ingreso Productor

Barrancabermeja

US$ /MBTU

TransportePrecio

Termocentro

US$ /MBTU

2011 26,11 0,51 26,62 33,42 0,51 33,93 19,33 0,51 19,84

2012 25,88 0,51 26,39 34,39 0,51 34,89 16,53 0,51 17,04

2013 25,90 0,51 26,41 35,73 0,51 36,23 15,92 0,51 16,43

2014 26,35 0,51 26,86 36,98 0,51 37,49 15,73 0,51 16,24

2015 26,75 0,51 27,26 37,69 0,51 38,20 15,48 0,51 15,99

2016 27,56 0,51 28,07 37,71 0,51 38,22 15,14 0,51 15,64

2017 28,60 0,51 29,11 38,69 0,51 39,20 15,12 0,51 15,63

2018 29,51 0,51 30,02 39,32 0,51 39,83 15,03 0,51 15,54

2019 30,33 0,51 30,84 40,04 0,51 40,55 15,11 0,51 15,61

2020 30,97 0,51 31,48 41,82 0,51 42,33 15,16 0,51 15,67

2021 31,44 0,51 31,95 42,98 0,51 43,49 15,21 0,51 15,72

2022 31,84 0,51 32,35 44,19 0,51 44,70 15,05 0,51 15,55

2023 32,21 0,51 32,72 44,89 0,51 45,40 14,93 0,51 15,44

2024 32,71 0,51 33,22 45,08 0,51 45,59 14,82 0,51 15,32

2025 33,20 0,51 33,71 45,90 0,51 46,41 14,86 0,51 15,36

2026 33,59 0,51 34,10 46,37 0,51 46,88 14,84 0,51 15,35

2027 33,95 0,51 34,46 46,73 0,51 47,24 15,02 0,51 15,52

2028 34,25 0,51 34,76 47,38 0,51 47,89 15,11 0,51 15,61

2029 34,52 0,51 35,03 48,13 0,51 48,64 15,10 0,51 15,61

2030 34,83 0,51 35,34 48,41 0,51 48,91 14,91 0,51 15,41

Refrencia Alto Bajo


21

4. FUEL OIL

La estimación del precio de mediano y largo plazo para el Fuel Oil colombiano, incluyó un análisis similar al realizado para la determinación del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo Guajira. Se evaluó la correlación del los precios de Fuel Oil Cartagena y Barrancabermeja con el precio del WTI estableciéndose una correlación del 87%, mientras que la correspondiente entre el combustible nacional y el Residual Fuel en la Costa del Golfo es de 96%, ver gráfica No. 9. Por tanto, el análisis incluyó como variable determinante para la proyección del precio del Fuel Oíl colombiano las tasas de crecimiento estimada por el Departamento de Energía de los Estados Unidos en su publicación Annual Energy Outlook 2011 para el Residual Fuel bajo los tres escenarios considerados.

Gráfica No. 9. Evolución de Precios de Fuel Oíl Nacional y otros combustibles.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL.

De acuerdo con la normatividad vigente del Ministerio de Minas y Energía, el precio final del Fuel Oil incluye el ingreso al productor, el cual está bajo el régimen de libertad, adicionado al IVA (16%), más el costo de transporte para entrega en Barrancabermeja y Cartagena, determinado en este caso por ECOPETROL único productor nacional.

Donde

PMV = Precio de venta del Fuel Oíl al Distribuidor Mayorista

30

40

50

60

70

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100

110

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130

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Ene-06

Abr-06

Jul-06

Oct-06

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Abr-07

Jul-07

Oct-07

Ene-08

Abr-08

Jul-08

Oct-08

Ene-09

Abr-09

Jul-09

Oct-09

Ene-10

Abr-10

Jul-10

Oct-10

Ene-11

Abr-11

Jul-11

US$

/ B

arri

l

Barranca Cartagena No. 6 Residual Fuel WTI

PMV = IP+IVA+ TI

22

IP = Ingreso al productor IVA = Impuesto al Valor Agregado TI = Tarifa de transporte dependiendo del sitio de entrega

La gráfica No.10 representa la proyección del ingreso al productor colombiano en US$ constantes de 2010 por millón de BTU. La estimación señala una banda de precios entre 6.5 y 35 US$/MBTU, con un valor medió aproximado de 22 US$/MBTU. En el escenario de referencia se observa una tasa de crecimiento cercana al 1.2% promedio año, mientras que el escenario alto indica 3.7% y -4.2% en el escenario bajo.

Gráfica No. 10. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de Fuel Oíl.


Teniendo en cuenta que las entregas del producto se efectúan en las refinerías de Barranca y Cartagena, el precio del combustible en cada uno de los sitios de entrega incluye el valor del IVA, calculado con respecto al ingreso al productor, más una tarifa correspondiente a transporte y manejo del producto. Posteriormente, se considera la porción de transporte del combustible para entrega en sitio de la planta de generación. El transporte asociado al precio final, se estima con base en las expectativas de inflación nacional determinadas por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Las plantas de generación de electricidad que utilizan Fuel Oíl se localizan en Cartagena, Barranquilla y Yumbo, estimación que se aprecia en la gráfica No 11. Los resultados de la estimación señalan precios con crecimiento promedio año en el escenario de referencia de 1.7% en Barranquilla, 1.8% Cartagena y 1.65% en Yumbo, equivalentes en 2030 a 25.4 US$/MBTU, 25.11 y 26.4 US$/MBTU en dólares constates de diciembre de 2010, correspondientemente.

5

8

10

13

15

18

20

23

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Mar-201

1

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1

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012

Mar-201

3

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3

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Mar-201

5

Nov-201

5

Jul-2

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Mar-201

7

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7

Jul-2

018

Mar-201

9

Nov-201

9

Jul-2

020

Mar-202

1

Nov-202

1

Jul-2

022

Mar-202

3

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3

Jul-2

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Mar-202

5

Nov-202

5

Jul-2

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Mar-202

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Nov-202

7

Jul-2

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Mar-202

9

Nov-202

9

Jul-2

030

US$

/ M

BTU

IP-Bajo IP-Alto IP-Base

23

Gráfica No. 11. Proyección Precio de FUEL OIL.


En la siguiente tabla se observan los resultados de la proyección de precios máximos de venta de Fuel Oil, para las plantas de generación térmica durante el horizonte de planeación. en los escenarios referencia, bajo y alto, valores que se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2010

Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU.

Fuente: UPME

17

18

19

20

21

22

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2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

US$

Co

nst

ante

s D

ic. 2

010

/ M

BTU

Precio Planta BarranquillaUS$/MBTU

Precio Planta CartagenaUS$/MBTU

Precio Planta YumboUS$/MBTU

Barranquilla Cartagena Yumbo

Precio Planta

Barranquilla

US$/MBTU

Precio Planta

Cartagena

US$/MBTU

Precio Planta

Yumbo

US$/MBTU

2012 15,625 3,174 2,736 4,071 18,799 18,361 19,696

2013 15,273 3,021 2,680 4,015 18,293 17,953 19,288

2014 15,586 3,030 2,730 4,065 18,616 18,316 19,651

2015 16,093 3,110 2,811 4,146 19,202 18,904 20,239

2016 16,625 3,187 2,896 4,231 19,812 19,522 20,857

2017 17,161 3,282 2,982 4,317 20,443 20,143 21,478

2018 17,656 3,357 3,061 4,396 21,013 20,718 22,053

2019 18,143 3,443 3,139 4,474 21,586 21,282 22,617

2020 18,508 3,515 3,198 4,533 22,023 21,706 23,041

2021 18,837 3,560 3,250 4,585 22,397 22,087 23,422

Ingreso

Productor

US$ / MBTU

Otros Costos Precio Final

Año

Escenario de Referencia

24

Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.

Fuente: UPME


Fuente: UPME


Precio Planta

Barranquilla

US$/MBTU

Precio Planta

Cartagena

US$/MBTU

Precio Planta

Yumbo

US$/MBTU

2022 19,248 3,620 3,316 4,651 22,867 22,563 23,898

2023 19,685 3,690 3,386 4,721 23,375 23,070 24,405

2024 20,066 3,761 3,447 4,782 23,827 23,513 24,848

2025 20,387 3,813 3,498 4,833 24,200 23,885 25,220

2026 20,696 3,865 3,548 4,883 24,561 24,244 25,579

2027 20,980 3,913 3,593 4,928 24,892 24,573 25,908

2028 21,217 3,958 3,631 4,966 25,175 24,848 26,183

2029 21,384 3,990 3,658 4,993 25,374 25,041 26,376

Escenario de Referencia

Año

Ingreso

Productor

US$ / MBTU



Precio Planta

Barranquilla

US$/MBTU

Precio Planta

Cartagena

US$/MBTU

Precio Planta

Yumbo

US$/MBTU

2012 9,996 2,182 1,836 3,171 12,178 11,831 13,166

2013 8,607 1,960 1,613 2,948 10,566 10,220 11,555

2014 8,087 1,876 1,530 2,865 9,963 9,617 10,952

2015 7,868 1,841 1,495 2,830 9,709 9,363 10,698

2016 7,687 1,812 1,466 2,801 9,499 9,153 10,488

2017 7,623 1,802 1,456 2,791 9,425 9,079 10,414

2018 7,508 1,784 1,438 2,773 9,291 8,945 10,280

2019 7,461 1,776 1,430 2,765 9,237 8,891 10,226

2020 7,421 1,770 1,424 2,759 9,190 8,844 10,179

2021 7,362 1,760 1,414 2,749 9,123 8,777 10,112

2022 7,254 1,743 1,397 2,732 8,997 8,651 9,986

2023 7,100 1,718 1,372 2,707 8,819 8,472 9,807

2024 7,013 1,705 1,358 2,693 8,717 8,371 9,706

2025 6,951 1,695 1,348 2,683 8,645 8,299 9,634

2026 6,916 1,689 1,343 2,678 8,605 8,259 9,594

2027 6,923 1,690 1,344 2,679 8,613 8,267 9,602

2028 6,930 1,691 1,345 2,680 8,621 8,275 9,610

2029 6,799 1,670 1,324 2,659 8,470 8,124 9,459

2030 6,539 1,629 1,283 2,618 8,168 7,822 9,157

Ingreso

Productor

US$ / MBTU


Año

Escenario de Bajo

25


Fuente: UPME

5. ACPM

La estimación del precio del ACPM o Diesel No 2 se realizó aplicando la normatividad establecida por el Ministerio de Minas y Energía definida en la Resolución 82439 de 1998 y sus modificaciones. En tal sentido, la estructura del ACPM contempla los siguientes ítems:

Donde

PMVPA = Precio venta del ACPM en planta de Abasto Sobretasa = Impuesto Sobretasa IP = Ingreso al productor Mdm = Margen Distribuidor Mayorista IVA = Impuesto al Valor Agregado I. Global = Impuesto Global Tm = Tarifa de Marcación Tt = Tarifa de transporte Mpc = Margen Plan de Continuidad Remuneración a Ecopetrol


Precio Planta

Barranquilla

US$/MBTU

Precio Planta

Cartagena

US$/MBTU

Precio Planta

Yumbo

US$/MBTU

2012 22,538 4,188 3,842 5,177 26,726 26,380 27,715

2013 24,201 4,455 4,108 5,443 28,656 28,310 29,645

2014 25,435 4,652 4,306 5,641 30,087 29,741 31,076

2015 26,621 4,842 4,496 5,831 31,462 31,116 32,451

2016 27,375 4,962 4,616 5,951 32,337 31,991 33,326

2017 28,210 5,096 4,750 6,085 33,306 32,959 34,294

2018 29,003 5,223 4,877 6,212 34,226 33,880 35,215

2019 29,898 5,366 5,020 6,355 35,264 34,918 36,253

2020 30,637 5,484 5,138 6,473 36,121 35,775 37,110

2021 31,282 5,588 5,241 6,576 36,870 36,524 37,859

2022 31,446 5,614 5,268 6,603 37,059 36,713 38,048

2023 31,988 5,701 5,354 6,689 37,688 37,342 38,677

2024 32,362 5,760 5,414 6,749 38,122 37,776 39,111

2025 32,816 5,833 5,487 6,822 38,649 38,302 39,637

2026 33,333 5,916 5,570 6,905 39,249 38,903 40,238

2027 34,023 6,026 5,680 7,015 40,050 39,703 41,038

2028 34,516 6,105 5,759 7,094 40,622 40,275 41,610

2029 34,906 6,167 5,821 7,156 41,074 40,728 42,063

2030 35,079 6,195 5,849 7,184 41,274 40,927 42,262

Ingreso

Productor

US$ / MBTU


Año

Escenario de Alto

PMV PA = IP + IVA + I. Global + Tm + Tt + Mpc + Sobretasa + Mdm

26

A continuación se presenta la evolución del comportamiento de los precios: WTI, promedio de cotizaciones diarias del destilado No. 2 en la Costa del Golfo, ingreso al productor de ACPM colombiano y el Diesel Fuel del DOE-EIA. Para la estimación de la proyección del Ingreso al productor, se aplicaron las tasas directamente sobre el valor definido por el Ministerio de Minas y Energía que responde a la metodología paridad de importación del Diesel y se utilizó como indexador el Destillate Fuel Oíl en la Costa del Golfo, dada su correspondencia en el uso final y la disponibilidad de proyección de mediano y largo plazo en el Anual Energy Outlook 2011.

Gráfica No. 12. Evolución de Precios de ACPM Nacional y otros combustibles.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, Ministerio de Minas y Energía y UPME

Valoradas las correlaciones del Ingreso al Productor del ACPM para Colombia en relación con los diferentes combustibles, se observa mejor correlación con el comportamiento del Residual Fuel No. 6 que con el Diesel Fuel, resultado que obedece a la intervención del Gobierno en la fijación del IP mensual. No obstante, tomando en cuenta la normatividad vigente para la determinación de precios de combustibles líquidos, la proyección de precios de ACPM está vinculada con los escenarios del Diesel Fuel, dado que así lo estableció la resolución Minminas 82439 de 1998. La gráfica No 13, presenta la estimación de la proyección del ingreso al productor colombiano de ACPM, utilizando como indexador la tasas de crecimiento del Diesel Fuel en la Costa del Golfo par los tres escenarios de estimación realizada. Los cálculos indican una franja de precios que varía entre 1.8 US$/ galón constantes

20

40

60

80

100

120

140

160

Ene-04

May-04

Sep-04

Ene-05

May-05

Sep-05

Ene-06

May-06

Sep-06

Ene-07

May-07

Sep-07

Ene-08

May-08

Sep-08

Ene-09

May-09

Sep-09

Ene-10

May-10

Sep-10

Ene-11

May-11

Sep-11

US$

/B

arri

l

Ingreso Productor ACPM Cotización Diaria No.2 USGC WTI Diesel Fuel USGCResidual Fuel

27

de diciembre de 2010 en el escenario bajo y 4.7 US$/ galón en el escenario alto y tasas de crecimiento medio año de -1.1% y 3.3%en le horizonte de análisis.

Gráfica No. 13. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de ACPM.


La estimación de los distintos parámetros que incluye la estructura del precio del ACPM, se realizó a partir de la de la proyección del IPC colombiano formalizada por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, variable definida por las normas legales en los ítems de impuesto global y tarifa de transporte. El cálculo de la remuneración al distribuidor mayorista tomó en cuenta la tasa de cambio como lo definen las normas legales y para la determinación de las variables tarifa de marcación y plan de continuidad se utilizo el valor existente al momento de la proyección dado que no existe una normativa que establezca criterios de actualización. Estimada la proyección de todos los elementos que componen la estructura de precio en planta de abasto, se determinaron los precios en las regiones donde se localizan plantas de generación eléctrica que utilizan como combustible ACPM (Cartagena, Sebastopol, Cali, Barranquilla y Santa Marta, caso este último donde se adicionó el costo del transporte entre la planta de abasto más cercana y la planta de generación). Los resultados son expuestos en la gráfica No 14 y dan cuenta de un valor que depende de la distancia desde el centro de refinación hasta a la planta de abastecimiento. La tabla 5 incluye una desagregación de la estimación de los precios en las planta de abasto bajo los tres escenario de ingreso a productor utilizados.

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

US$

Dic

iem

bre

20

10

/ G

aló

n

IP Alto IP Bajo IP Referencia

28

Gráfica No. 14. Proyección Precio de ACPM en Planta de Abasto Mayorista.


Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU.

Fuente: UPME

3,4

3,6

3,8

3,9

4,1

4,3

4,520

12

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

US$

Dic

iem

bre

2010

/ G

alón

Cartagena Sebastopol Cali Santa Marta Barranquilla

Barranquilla Sebastopol Cali Santa Marta Cartagena

2012 26,31 26,52 27,35 26,77 26,19

2013 26,23 26,44 27,28 26,69 26,11

2014 26,55 26,75 27,57 27,00 26,43

2015 27,04 27,25 28,09 27,50 26,92

2016 27,56 27,76 28,58 28,01 27,44

2017 28,15 28,34 29,14 28,58 28,04

2018 28,72 28,91 29,69 29,15 28,61

2019 29,20 29,39 30,13 29,61 29,10

2020 29,62 29,80 30,54 30,02 29,52

2021 29,70 29,88 30,58 30,09 29,60

2022 29,91 30,07 30,74 30,27 29,81

2023 30,21 30,37 31,04 30,57 30,11

2024 30,54 30,71 31,38 30,91 30,44

2025 30,85 31,01 31,69 31,22 30,75

2026 30,98 31,15 31,82 31,35 30,88

2027 31,23 31,40 32,07 31,60 31,14

2028 31,44 31,61 32,28 31,81 31,34

2029 31,67 31,83 32,50 32,03 31,57

2030 31,67 31,84 32,50 32,04 31,58

Precio de venta en planta de abasto mayorista US$/MBTU

BASEAÑO

29

Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.

Fuente: UPME

Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.

Fuente: UPME


2012 21,34 21,54 22,37 21,79 21,22

2013 21,04 21,24 22,09 21,50 20,92

2014 20,84 21,04 21,86 21,29 20,72

2015 20,91 21,12 21,96 21,37 20,79

2016 20,64 20,84 21,66 21,09 20,52

2017 20,38 20,58 21,37 20,82 20,27

2018 20,44 20,63 21,41 20,87 20,33

2019 19,98 20,16 20,91 20,39 19,87

2020 20,53 20,71 21,45 20,93 20,43

2021 19,80 19,97 20,68 20,18 19,70

2022 19,68 19,84 20,51 20,05 19,58

2023 19,85 20,02 20,69 20,22 19,76

2024 20,10 20,27 20,94 20,47 20,01

2025 19,97 20,14 20,81 20,34 19,87

2026 20,11 20,27 20,94 20,47 20,01

2027 20,39 20,55 21,22 20,75 20,29

2028 20,71 20,88 21,55 21,08 20,62

2029 20,58 20,75 21,42 20,95 20,49

2030 21,02 21,18 21,85 21,38 20,92


BAJOAÑO


2012 33,43 33,64 34,47 33,89 33,31

2013 34,26 34,47 35,31 34,72 34,14

2014 35,13 35,33 36,15 35,58 35,01

2015 36,25 36,45 37,29 36,71 36,13

2016 36,60 36,80 37,62 37,05 36,48

2017 37,45 37,64 38,44 37,88 37,33

2018 38,18 38,37 39,14 38,60 38,06

2019 38,77 38,95 39,70 39,18 38,66

2020 40,08 40,26 40,99 40,48 39,97

2021 40,70 40,87 41,57 41,08 40,60

2022 40,84 41,00 41,67 41,20 40,74

2023 41,70 41,86 42,54 42,07 41,60

2024 41,64 41,81 42,48 42,01 41,55

2025 42,53 42,69 43,36 42,89 42,43

2026 42,47 42,63 43,31 42,84 42,37

2027 42,53 42,70 43,37 42,90 42,44

2028 43,12 43,29 43,96 43,49 43,02

2029 43,39 43,56 44,22 43,76 43,29

2030 44,14 44,30 44,97 44,50 44,04


ALTOAÑO

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PROYECCIONES DE PRECIOS DE GAS NATURAL Y …€¦ · 2.1.2 Precio del Gas Cusiana ... de análisis, (suministro mas transporte). La estimación del precio del gas natural en boca