BALANCE GAS NATURAL - UPME · 2. Oferta de gas natural 3. Proyecciones de Demanda 4. Balance Oferta...
61
PLAN DE ABASTECIMIENTO PARA EL SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL Noviembre de 2010
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PLAN DE ABASTECIMIENTO PARA EL
SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL
Noviembre de 2010
Orientar las decisiones delEstado y los Agentes en ordende asegurar el abastecimientode Gas Natural del país.
OBJETO
PLAN DE ACCION
ALTERNATIVAS
SITUACION DE ABASTECIMEINTO
Autoabastecimiento hasta el 2015
Déficit Costa 2019
Déficit Interior 2013
Importaciones 2014
SITUACION DE ABASTECIMEINTO
• Reservas probables
• Nuevos descubrimientos
1
• Gas No Convencional
2
• Importaciones de Venezuela
3• Importaciones de
GNL Costa Atlántica y/o Pacífica
4
ALTERNATIVAS
Construcción y puesta en
operación de facilidades de importación
Estudios de Factibilidad
Definiciones Regulatorias
PLAN DE ACCION
La implementación de soluciones en el tema de abastecimiento requiere de coordinación interistitucional del sector público – cooperación con el sector privado
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
DECRETO 2687 DE 2008
DECRETO 2730 DE 2010
El plan de abastecimiento incorpora los requerimientos de estos dos Decretos en cuanto a
planeación indicativa del suministro y transporte de gas natural
Elaboración por parte de la UPME del Plan de abastecimiento para el
suministro y transporte de gas natural para un periodo de 10 años
Elaborar un Plan Indicativo de los requerimientos de expansión del Sistema
Nacional de Transporte
Identificar alternativas de almacenamiento estratégico
Realizar convocatorias públicas para adjudicar la operación y construcción de
las plantas satélite
Generar análisis ante situaciones coyunturales (Escenarios críticos)
Considerar desarrollo interno de reservas antes que importaciones
Establecer escenarios para la adición de reservas diferentes a probadas
No migrar hacia una planeación centralizada
Escenarios de demanda probabilísticos
Considerar proyectos de interés y alcance regional
Complementar propuestas con modificaciones normativas y regulatorias
DOCUMENTO a
Alternativa 1
Alternativa 2
Alternativa 3
…
Alternativa n
t = 0
DOCUMENTO b
Alternativa 1
Alternativa 2**
Alternativa 3
…
Alternativa n**
t = 1
DOCUMENTO j
Alternativa 2***
…
Alternativa n*********
t = i
DIAGNÓSTICO SECTORIAL
Antecedentes
Identificación de la situación actual
Problema a resolver
PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA DEL STN
Determinación de alternativas del sector termoeléctrico para respaldarsus obligaciones de energía en firme
INFORMACIÓN ACTUALIZADA
Declaración de Producción
Proyección de Demanda
Reservas ANH
Planes de Expansión
Exportaciones en Q que la producción permita
ES
TU
DIO
S P
EN
DIE
NT
ES
PO
R R
EA
LIZ
AR
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
Total reservas: 8.45 TPC
Reservas probadas: 4.73 TPC
Reservas prob. y pos.: 3.72 TPC
10%
34%
26%
5%
21%
2%
1%
1%
56%
POSIBLES
PROBABLES
GUAJIRA
Otros Costa
CASANARE
GIBRALTAR
PAYOA-PROV
MAG MEDIO
SUR
Otros Int
Reservas probables
concentradas en Casanare
y Magdalena Medio
GUAJIRALA
CRECIENTEOtros Costa
CASANARE GIBRALTARPAYOA-PROV
MAG MEDIO
SUR Otros Int
POSIBLES 0,00 0,00 8,37 0,00 15,81 0,99 793,18 1,95 0,00
PROBABLES 290,22 0,00 3,78 1.802,78 38,30 5,53 742,17 20,37 0,00
PROBADAS 2.170,39 432,82 23,50 1.798,92 198,77 50,47 15,83 35,90 10,19
1
10
100
1.000
10.000
GP
C -
Esca
la l
oga
rítm
ica
Distribución de las Reservas de gas natural
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
S_GUAJIRA S_CASANARE S_LA CRECIENTES_OTROS COSTA S_GIBRALTAR S_PROVINCIA-PAYOAS_MAGDALENA MEDIO S_SUR OTROS
Síntesis
Capacidad de
producción 2010: 1093
MPCD
Declaración de
producción al 2019:
725 MPCD
Declaraciones de Producción, Resoluciones MME 180663, 180765, 180881 y 181125 de 2010
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
S_GUAJIRA 3,4% -3,3% -0,6% -8,6% -9,7% -13,2% -13,1% -13,7% -14,0% -15,2%
S_CASANARE 7,0% 16,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
S_LA CRECIENTE 16,8% 14,2% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%
Razón de cambio de la declaración de producción
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
DEMANDA NACIONAL
Escenario Base
Síntesis
Tasa de crecimiento promedio
Interanual 2011-2020 de 4.0%.
Aumento de cerca de 300
MPCD.
Tasa de crecimiento promedio
interanual 2021-2030 de 2.2%
Sector de Refinación es el de
mayor crecimiento.
Exportaciones de 150 MPCD
en 2010 y 163 MPCD en
2011.
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
MP
CD
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL GNCV REFINERIA
PETROQUIMICA COMPRESORAS Termoeléctrica Exportaciones
DEMANDA NACIONAL
Escenario Alto
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
MP
CD
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL GNCV REFINERIA
PETROQUIMICA COMPRESORAS Termoeléctrica Exportaciones
Síntesis
Tasa de crecimiento promedio
Interanual 2011-2020 de 4.8%.
Aumento de cerca de 400
MPCD.
Tasa de crecimiento promedio
interanual 2021-2030 de 3%
Sectores de Refinación e
industria, los de mayor
crecimientos.
Exportaciones de 170 MPCD
en 2010 y 210 MPCD en
2011.
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
BALANCE DE GAS NATURAL
Nacional ESCENARIO BASE
►Autoabastecimiento hasta el
año 2015.
►Hacia el 2019 se requieren de
350 MPCD para satisfacer la
demanda.
ESCENARIO ALTO
►Autosuficiencia se mantiene
hasta finales del año 2015.
►Hacia el 2019 se requieren de
420 MPCD para satisfacer la
demanda.
►Agotamiento de reservas
posterior al 2030
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
en
e-0
9
sep
-09
may
-10
en
e-1
1
sep
-11
may
-12
en
e-1
3
sep
-13
may
-14
en
e-1
5
sep
-15
may
-16
en
e-1
7
sep
-17
may
-18
en
e-1
9
sep
-19
may
-20
en
e-2
1
sep
-21
may
-22
en
e-2
3
sep
-23
may
-24
en
e-2
5
sep
-25
may
-26
en
e-2
7
sep
-27
may
-28
en
e-2
9
sep
-29
may
-30
MP
CD
Oferta Nacional Escenario Medio Escenario Alto
4,73 TPC
Oferta según declaración de producción Oferta estimada
∑Q, no considera SNT
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
en
e/0
9
sep
/09
may
/10
en
e/1
1
sep
/11
may
/12
en
e/1
3
sep
/13
may
/14
en
e/1
5
sep
/15
may
/16
en
e/1
7
sep
/17
may
/18
en
e/1
9
sep
/19
may
/20
en
e/2
1
sep
/21
may
/22
en
e/2
3
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/23
may
/24
en
e/2
5
sep
/25
may
/26
en
e/2
7
sep
/27
may
/28
en
e/2
9
sep
/29
may
/30
MPC
D
Suministro Costa Gas por encontrar Costa Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp Producción Disponible
Capacida d Prod. Costa
2.6 TPC
Proyección UPME
BALANCE COSTA
• Reservas Probadas
• Exportaciones posibles hasta 2015
2019
0
200
400
600
800
1000
1200e
ne
/09
jul/
09
en
e/1
0
jul/
10
en
e/1
1
jul/
11
en
e/1
2
jul/
12
en
e/1
3
jul/
13
en
e/1
4
jul/
14
en
e/1
5
jul/
15
en
e/1
6
jul/
16
en
e/1
7
jul/
17
en
e/1
8
jul/
18
en
e/1
9
jul/
19
en
e/2
0
jul/
20
en
e/2
1
jul/
21
en
e/2
2
jul/
22
en
e/2
3
jul/
23
en
e/2
4
jul/
24
en
e/2
5
jul/
25
en
e/2
6
jul/
26
en
e/2
7
jul/
27
en
e/2
8
jul/
28
en
e/2
9
jul/
29
en
e/3
0
jul/
30
MPC
D
Suministro campos Interior Al interior B-B Gas por encontrar Interior
Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
BALANCE INTERIOR
• Reservas Probadas
• Ampliaciones en transporte B-B y C-V fase I
2013
FACTOR R/P
• Reservas Probadas
• R/P = 7 durante el 2014
4,343,93
3,523,13
2,762,42
2,101,81
1,531,28
1,050,84 0,66
8,45
7,977,53
7,11
6,26
5,13
4,33
3,66
2,92
2,29
1,751,32
0,98
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reservas de referencia Factor R/P
TP
CA
ÑO
S
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
4.1 Balance ante Fenómeno de El Niño
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
FENÓMENO DE EL NIÑO - CASO BASE
ÍNDICE ONI - COMPORTAMIENTO
-2,5
-2
-1,5
-1
-0,5
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
19
50
19
51
19
53
19
54
19
56
19
57
19
59
19
61
19
62
19
64
19
65
19
67
19
68
19
70
19
72
19
73
19
75
19
76
19
78
19
79
19
81
19
83
19
84
19
86
19
87
19
89
19
90
19
92
19
94
19
95
19
97
19
98
20
00
20
01
20
03
20
05
20
06
20
08
20
09
57-58 65
72-73
82-83
86 - 8791-92
97-98
02-0309-10
An
om
alía
de
la T
SM-°
C
Síntesis
20 fenómenos de El
Niño en los últimos 60
años
En promedio Un
fenómeno cada 3
años
Un fenómeno entre
moderado y fuerte
cada 6.5 años
FENÓMENO DE EL NIÑO - CASO BASE
Promedio >75% Promedio >75%
2011 111,0 216,3 25,1 35,7
2012 116,4 269,5 28,9 42,6
2013 138,4 181,8 31,6 42,9
2014 99,4 159,9 55,5 102,4
2015 88,0 165,1 44,9 76,4
2016 93,1 163,3 55,8 92,9
2017 110,0 286,3 74,2 133,8
2018 105,7 333,6 70,7 127,5
2019 100,7 263,2 53,8 104,7
2020 108,0 266,4 59,5 100,9
COSTA INTERIORAño
Sin Niño Con Niño Sin Niño Con Niño
2011 111,0 333,6 25,1 133,8
2012 116,4 333,6 28,9 133,8
2013 138,4 333,6 31,6 133,8
2014 99,4 333,6 55,5 133,8
2015 88,0 333,6 44,9 133,8
2016 93,1 333,6 55,8 133,8
2017 110,0 333,6 74,2 133,8
2018 105,7 333,6 70,7 133,8
2019 100,7 333,6 53,8 133,8
2020 108,0 333,6 59,5 133,8
AñoCOSTA INTERIOR
Síntesis
Demandas promedio y 25 mayores de
gas natural para generación de E.E.
Costa: 328 MPCD
Interior: 116 MPCD
Síntesis
Demandas de gas para generación de
E.E., ante fenómenos de El Niño
0
200
400
600
800
1000
1200
ene/
09
sep/
09
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/10
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11
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29
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/30
MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Al interior B-B
Gas por encontrar Interior Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
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/10
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MPC
D
Suministro Costa Gas por encontrar Costa Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp Producción Disponible
Capacida d Prod. Costa
2.6 TPC
Proyección UPME
0
200
400
600
800
1000
1200
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may
/30
MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Al interior B-B
Gas por encontrar Interior Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
FENÓMENO DE EL NIÑO - CASO BASE
2014 2016
Restricción Pico
Año
380 MPCD 435 MPCD + 153 MPCD
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
ene/
09
sep/
09
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/10
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11
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11
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27
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27
may
/28
ene/
29
sep/
29
may
/30
MPC
D
Suministro Costa Gas por encontrar Costa Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp Producción Disponible
Capacida d Prod. Costa
2.6 TPC
Proyección UPME
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
en
e/0
9
sep
/09
may
/10
en
e/1
1
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/11
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/12
en
e/1
3
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/13
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/14
en
e/1
5
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/15
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/16
en
e/1
7
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/17
may
/18
en
e/1
9
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/19
may
/20
en
e/2
1
sep
/21
may
/22
en
e/2
3
sep
/23
may
/24
en
e/2
5
sep
/25
may
/26
en
e/2
7
sep
/27
may
/28
en
e/2
9
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/29
may
/30
MPC
D
Suministro Costa Gas por encontrar Costa Demanda Adicional Niño
Al interior B-B D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
2.68 TPC
Proyección UPME
BALANCE COSTA – FENÓMENOS DE EL NIÑO
2015
0
200
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e/1
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e/1
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e/1
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e/2
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e/2
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e/2
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e/2
9
jul/
29
en
e/3
0
jul/
30
MPC
D
Suministro campos Interior Al interior B-B Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
BALANCE INTERIOR - FENÓMENOS DE EL NIÑO
2013
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
Reclasificación de reservas
Nuevos descubrimientos de gas
Incorporación de gas no convencional
Importaciones de gas de Venezuela
Importaciones de GNL – Costas Atlántica y/o Pacífica
Soluciones de abastecimiento para el periodo definido en D. 2687 de 2010 (10 años)
0
100
200
300
400
500
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/10
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e/1
1
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/11
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e/1
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e/1
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e/1
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e/1
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e/2
1
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/21
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e/2
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e/2
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e/2
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e/2
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/29
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/30
MPC
D
Suministro Costa Gas por encontrar Costa Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp Producción Disponible
Capacida d Prod. Costa
2.68 TPC
Proyección UPME
BALANCE COSTA + PROBABLES CUPIAGUA
• Reservas Probadas + Probables (Cupiagua)
2019
BALANCE INTERIOR + PROBABLES CUPIAGUA
• Reservas Probadas + Probables (Cupiagua)
• Ampliaciones en transporte B-B y C-V en fases I y II
• Cupiagua fase I en septiembre de 2013
0
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09
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/30
MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B Gas por encontrar Interior Demanda Media
Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
0.75 TPC
2016
FACTOR R/P
• Reservas Probadas + Probables (47% Cupiagua)
• R/P = 7 durante el 2015
4,343,94
3,53 3,703,29
2,902,54
2,201,88
1,571,31
1,050,83
8,588,11
9,038,60
7,50
6,19
5,26
4,48
3,60
2,84
2,19
1,661,27
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Reservas de referencia Factor R/P
TP
CA
ÑO
S
BALANCE INTERIOR + PROBABLES CUPIAGUA I Y II
• Reservas Probadas + Probables (Cupiagua)
• Ampliaciones en transporte B-B y C-V en fases I, II y III
• Cupiagua fase I en julio de 2011, fase II en enero de 2017
0
200
400
600
800
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MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase ISuministro Cupiagua Fase II Al interior B-BGas por encontrar Interior Demanda MediaDemanda Alta
2.1 TPC
2016
Incorporación Nuevos Hallazgos
Síntesis
En un escenario conservador, los recursos por descubrir estarían entre
los 34.000 y los 82.000 MBOE
Actividad exploratoria en Colombia
Síntesis
78 bloques asignados en Open
Round 2010
27% de incremento en actividad
exploratoria
Incremento de áreas en contratos
TEA
TIPO CONTRATOÁREA (Ha) -
Aprox
TOTAL
BLOQUESDESIERTOS ASIGNADOS
ÁREA ASIGNADA
(Ha)*
E&P - Minironda 6.055.158 139 81 58 2.527.000
E&P - Cuencas con
nueva prospectividad8.459.046 34 24 10 2.488.000
TEA Especial 33.253.683 56 46 10 5.938.000
Total 47.767.887 229 151 78 10.953.000
Actividad Área (Ha) + Open Round
2010_ÁREA (Ha)
- Aprox
Exploración (E&P) 21.436.064 26.451.064
Producción 2.073.781 2.073.781
Evaluación Técnica (TEA) 17.207.085 23.145.085
40.716.930 51.669.930
Distribución de la estimación del potencial de gas en Colombia
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Bajo Medio Alto
COLOMBIA
TUMACO OFFSHORE
LOS CAYOS
CHOCO OFFSHORE
CHOCO
TUMACO
URABA
CORDILLERA ORIENTAL
GUAJIRA - GUAJIRA OFF SHORE
CESAR - RANCERÍA
CAUCA - PATÍA
SINU - SAN JACINTO
VAUPÉZ AMAZONAS
CAGUAN PUTUMAYO
VSM
VMM
VIM
CATATUMBO
LLANOS
Síntesis
Potencial estimado
Escenario bajo: 7.19 TPC
Escenario medio: 10.46 TPC
Escenario alto: 546.3 TPC
Fuente: Estudios preparados para la ANH:
• Escenarios Bajo y Medio IHS (2008)
• Escenario Alto Ziff (2007), UIS (2007), EAFIT (2007), Halliburton (2007), IHS (2008), Halliburton (2008)
Estimación de hallazgos de gas en el corto y mediano plazo
Síntesis
Para cada cuenca
se calcula el área
en la que se
ejecutan diferentes
tipos de actividad
exploratoria
Se agrupa por
actividad
exploratoria y por
% de área
% E&P
% TEA
% Sin Actividad
Estimación de hallazgos de gas en el corto y mediano plazo
Síntesis
En 16 cuencas se
ejecutan contratos TEA,
en menos del 20% de su
área.
En 3 cuencas se ejecutan
contratos E&P, entre el
20% y el 50% de su área.
5 cuencas se encuentran
sin actividad entre el 20%
y el 50% de su área.
Cuencas con contratos E&P
en más del 50% de su área:
Catatumbo
Valle Inferior del Magdalena
Valle Medio del Magdalena
Valle Superior del
Magdalena
Guajira – Guajira Off Shore
Sinu Off Shore
16
6
0 0
13
3
5
1
65
4
7
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
< 20% 20% - 50% 51% - 80% > 80%
TEA E&P Sin Actividad
Actividad < 20% 20% - 50% 51% - 80% > 80%
TEA 16 6 0 0
E&P 13 3 5 1
Sin Actividad 6 5 4 7
% del área de la Cuenca
Estimación de descubrimientos de gas en el corto y mediano plazo
Conclusión
No se descarta que
durante la presente
década se descubra y se
ponga en producción
algún nuevo yacimiento
de gas natural en
Colombia, sin embargo es
poco probable que algún
nuevo descubrimiento
entre en producción antes
del 2020
CUENCA Bajo - GPC1 Medio - GPC1 Alto - GPC2
CATATUMBO 262 262 2.229
VIM 1.636 2.360 8.390
VMM 650 650 8.664
VSM 502 502 1.277
GUAJIRA 171 570 15960
GUAJIRA OFF SHORE -
SINU OFF SHORE1.288 2.280 369.998
TOTAL 4.509 6.624 406.518
1: Escenarios Bajo y Medio IHS (2008)
2: Escenario Alto Ziff (2007), UIS (2007), EAFIT (2007), Halliburton (2007), IHS (2008), Halliburton (2008)
Síntesis
Gas asociado al carbón
Tight gas
Shale gas
Hidratos de metano
Decreto 2730 de 2010 establece
el marco normativo para la
incorporación de este tipo de
reservas a la oferta nacional
Poca información disponible en
relación con el desarrollo de estas
reservas.
Potencial de gas no convencional:
Metano asociado al carbón
Shale Gas
Tight Gas
Hidratos de Metano
PRODUCTOVOLÚMEN
(TPC)
Gas asociado al Carbón (CBM) 7,5
Shale Gas 32
Tight Gas 1,2
Hidratos de Gas 400
Fuente: Arthur D. Little Inc. (2008)
Síntesis
Poca información
disponible sobre la
construcción de
infraestructura que
permitirá exportar gas a
Colombia.
Por su alta
incertidumbre, se asume
que desde Venezuela
no habrá importaciones,
aunque no se descarta
que eventualmente se
produzcan en algún
momento durante la
década.
Se consideran
alternativas de
importación de GNL
combinando las costas
Atlántica y Pacífica.
Diferentes tecnologías
de importación (Buques
autoregasificadores –
plantas de
regasificación).
Análisis comparativo de
costos de inversión
para las diferentes
alternativas
Síntesis
Se plantea la necesidad
de optimizar el uso de la
red existente antes de
proponer expansiones
adicionales.
Aspecto que será
validado con el análisis
específico de la red de
transporte (actualmente
en desarrollo), en los
términos del Decreto
2730 de 2010.
Bucaramanga
EC. Vasconia
EC.
Barrancabermeja
TermocentroTermosierra
Antioquia
Barrancabermeja
Cund.
Cogua
Bogotá
Gibraltar
Merilectrica
EC. Miraflores
Usme
EC. Apiay
EC.
Mariquita
Termodorada
EC. Puente
Guillermo
HUB Vasconia
Cusiana - Cupiagua
GBS
Suministro Sur
Neiva
Termopalenque
Payoa y Provincia
EC. Padua
CQR
Cali
Térmicas del Valle
Campos
Mag. Medio
EC. San Alberto
EC. Norean
EC. Curumaní
EC. Casacará
EC. Jagua del Pilar
EC. Hatonuevo
Costa Interior
Costa
Ballena
Popayán
Dina
Ibagué
Sebastopol
Fusagasugá
Sur
Valle GNL
Cota
Villavicencio
Llanos
Chuchupa y Ballena
GNL
Gasoducto Nuevo
Gasoducto Existente
Planta de almacenamiento
45 MPCD (2010)
12”, 174.8 km
Fase I: 280 MPCD (2012)
Fase II: 390 MPCD (2013)
Fase I: 260 MPCD (2010)
Fase II: Loop 18” 578.8 km
330 MPCD (2017)
Cusiana 70 MPCD (2012)
Cupiagua 140 MPCD (2013)
Plantas de Tratamiento
Expansión Cusiana -Vasconia
Expansión Ballena -Barranca
340 MPCD (2016)
Buque autoregasificador
REG
250 MPCD (2020)
Buque autoregasificador
REG
COSTA ATLÁNTICA
COSTA PACÍFICA
COSTAS ATLÁNTICA Y PACÍFICA
SIN CUPIAGUA
CON CUPIAGUA
SIN NIÑO
CON NIÑO
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MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B Abastecimiento interior (Imp.) Nuevo déficit Interior
Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
Síntesis Costa
Instalación infraestructura de
regasificación a partir de 2014
Capacidad de regasificación de
hasta 625 MPCD, ó de hasta 485
MPCD si se incorpora Cupiagua
Síntesis Interior
Ampliación gasoducto B-B a 330
MPCD a partir de 2013 y hasta 470
MPCD en 2018
Incorporación de Cupiagua aplaza
expansión B-B en 3 años y la
reduce a un máx. de 330 MPCD
0
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MP
CD
Suministro Costa Importaciones Costa Nuevo déficit Costa
Al interior B-B D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp
Producción Disponible Capacida d Prod. Costa Abastecimiento interior (Imp.)
2.68 TPC
Proyección UPME
Síntesis Costa
Instalación infraestructura de
regasificación a partir de 2014
Capacidad de regasificación de
hasta 625 MPCD, ó de hasta 485
MPCD si se incorpora Cupiagua
Síntesis Interior
Ampliación gasoducto B-B a 330
MPCD a partir de 2013 y hasta 470
MPCD en 2018
Incorporación de Cupiagua aplaza
expansión B-B en 3 años y la
reduce a un máx. de 330 MPCD
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MP
CD
Suministro Costa Importaciones Costa Nuevo déficit Costa
Al interior B-B D. Media + B-B + Exp D. Alta + B-B + Exp
Producción Disponible Capacida d Prod. Costa Abastecimiento interior (Imp.)
2.68 TPC
Proyección UPME
0
200
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MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B Abastecimiento interior (Imp.) Nuevo déficit Interior
Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Proyección UPME
Síntesis Costa
Regasificación necesaria ante un
Niño en el 2013 de 250 MPCD, y
de hasta 950 MPCD (2020)
Síntesis Interior
Ampliación gasoducto B-B hasta
560 MPCD (2020), ó a 420 si se
cuenta con Cupiagua
Incorporación de Cupiagua
permitiría superar Niño en 2013
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MPC
D
Suministro Costa Abastecimiento Costa - Importaciones Gas por encontrar Costa
D adicional N. con Importaciones Al interior B-B D. Media + B-B + Exp
D. Alta + B-B + Exp Gas Costa - Int.
Proyección UPME
0
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400
600
800
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may
/26
en
e/2
7
sep
/27
may
/28
en
e/2
9
sep
/29
may
/30
MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura ante
un Niño en el 2013
0
200
400
600
800
1000
1200
en
e/0
9
sep
/09
may
/10
en
e/1
1
sep
/11
may
/12
en
e/1
3
sep
/13
may
/14
en
e/1
5
sep
/15
may
/16
en
e/1
7
sep
/17
may
/18
en
e/1
9
sep
/19
may
/20
en
e/2
1
sep
/21
may
/22
en
e/2
3
sep
/23
may
/24
en
e/2
5
sep
/25
may
/26
en
e/2
7
sep
/27
may
/28
en
e/2
9
sep
/29
may
/30
MPC
D
Suministro campos Interior Suministro Cupiagua Fase I Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B Abastecimiento Interior - Importaciones Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño Demanda Media Demanda Alta
2.1 TPC
Gasoducto Nuevo
Gasoducto Existente
Costa
Chuchupa y Ballena
45 MPCD (2010)
12”, 174.8 km
Fase I: 260 MPCD (2010)
Expansión Ballena-Barranca
Fase I: 280 MPCD (2010)
Fase II: 390 MPCD (2013)
Expansión Cusiana-Vasconia
Termocentro
Importaciones GNL
REG
Gibraltar
30 MPCD (2011)
410 MPCD (2013)
21 MPCD (2010)
3 MPCD (2019)
Bucaramanga
EC. Vasconia
EC.
Barrancabermeja
Termosierra
Antioquia
Barrancabermeja
Cund.Cogua
Bogotá
Merilectrica
EC. Miraflores
Usme
EC. Apiay
EC.
Mariquita
Termodorada
EC. Puente
Guillermo
HUB Vasconia
Cusiana - Cupiagua
GBS
Suministro Sur
Neiva
Termopalenque
Payoa y Provincia
18 MPCD (2010)
4 MPCD (2019)
EC. Padua
CQR
Cali
Térmicas del Valle
Campos
Mag. Medio
15 MPCD (2010)
4 MPCD (2019) EC. San Alberto
EC. Norean
EC. Curumaní
EC. Casacará
EC. Jagua del Pilar
EC. Hatonuevo
Costa Interior
Ballena
Popayán
Dina
Ibagué
Sebastopol
Fusagasugá
Sur
Valle
Villavicencio
Llanos
Síntesis
Importantes
intervenciones sobre la
infraestructura de
transporte desde Ballena
hasta Vasconia.
Bucaramanga
EC. Vasconia
EC.
Barrancabermeja
Termocentro
Termosierra
Antioquia
Barrancabermeja
Cund.Cogua
Bogotá
Merilectrica
EC. Miraflores
Usme
EC. Apiay
EC.
Mariquita
Termodorada
EC. Puente
Guillermo
HUB Vasconia
Cusiana - Cupiagua
GBS
Suministro Sur
Neiva
Termopalenque
EC. Padua
CQR
Cali
Térmicas del Valle
EC. San Alberto
EC. Norean
EC. Curumaní
EC. Casacará
EC. Jagua del Pilar
EC. Hatonuevo
Costa Interior
Ballena
Popayán
Dina
Ibagué
Sebastopol
Fusagasugá
Sur
Valle
Villavicencio
Llanos
Gasoducto Nuevo
Gasoducto Existente
Costa
Chuchupa y Ballena
123 km y 22”
300 MPCD (2016)
200 MPCD
192 MPCD
45 MPCD (2010)
12”, 174.8 km
Fase I: 260 MPCD (2010)
Expansión Ballena-Barranca
Fase I: 280 MPCD (2012)
Fase II: 390 MPCD (2013)
Expansión Cusiana-Vasconia
Importaciones GNL
REG
Gibraltar
30 MPCD (2011)
410 MPCD (2013)
Campos
Mag. Medio
15 MPCD (2010)
4 MPCD (2019)
Payoa y Provincia
18 MPCD (2010)
4 MPCD (2019)
21 MPCD (2010)
3 MPCD (2019)
Síntesis
Importantes
intervenciones sobre la
infraestructura de
transporte desde Cali
hasta Barrancabermeja.
Síntesis
Distribución de
capacidades dependerá
de los costos asociados
a la infraestructura de
transporte.
La diferencia en la
construcción de
infraestructura de
regasificación
corresponde a 2 años
Bucaramanga
EC. Vasconia
EC.
Barrancabermeja
Termocentro
Termosierra
Antioquia
Barrancabermeja
Cund.Cogua
Bogotá
Merilectrica
EC. Miraflores
Usme
EC. Apiay
EC.
Mariquita
Termodorada
EC. Puente
Guillermo
HUB Vasconia
Cusiana - Cupiagua
GBS
Suministro Sur
Neiva
Termopalenque
EC. Padua
CQR
Cali
Térmicas del Valle
EC. San Alberto
EC. Norean
EC. Curumaní
EC. Casacará
EC. Jagua del Pilar
EC. Hatonuevo
Costa Interior
Ballena
Popayán
Dina
Ibagué
Sebastopol
Fusagasugá
Sur
Valle
Villavicencio
Llanos
Gasoducto Nuevo
Gasoducto Existente
Costa
Chuchupa y Ballena
200 MPCD
192 MPCD
45 MPCD (2010)
12”, 174.8 km
Fase I: 260 MPCD (2010)
Expansión Ballena-Barranca
Fase I: 280 MPCD (2012)
Fase II: 390 MPCD (2013)
Expansión Cusiana-Vasconia
Importaciones GNL
REG
Gibraltar
30 MPCD (2011)
410 MPCD (2013)
Campos
Mag. Medio
15 MPCD (2010)
4 MPCD (2019)
Payoa y Provincia
18 MPCD (2010)
4 MPCD (2019)
21 MPCD (2010)
3 MPCD (2019)
Importaciones GNL
REG
.
Costa
AtlánticaCosta Pacífica
Costas Atlántica -
Pacífica
Costas Pacífica -
Atlántica
Capacidad de regasificación GNL - Costa
Atlántica (MPCD)485 - 950 295 - 760 295 - 650
Gasoducto Ballena - Barrancabermeja
(MPCD)330 - 560 335 - 370
Importaciones de GNL Costa Pacífica
(MPCD)485 - 950 190 190 - 300
Gasoducto del Pacífico (MPCD) 485 - 950 190 190 - 300
Gasoducto Cali - Mariquita - Vasconia
(MPCD)400 - 870
Gasoducto Vasconia - Sebastopol
(MPCD)460 - 800
Gasoducto Sebastopol -
Barrancabermeja (MPCD)320 - 670
Gasoducto Barrancabermeja - Ballena
(MPCD)260 - 670
Síntesis
Se comparan los costos de inversión inicial y de transporte para las alternativas de buques
autoregasificadores Vs. planta de regasificación.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
abr-
14
oct
-14
abr-
15
oct
-15
abr-
16
oct
-16
abr-
17
oct
-17
abr-
18
oct
-18
abr-
19
oct
-19
abr-
20
oct
-20
abr-
21
oct
-21
abr-
22
oct
-22
abr-
23
oct
-23
abr-
24
oct
-24
abr-
25
oct
-25
abr-
26
oct
-26
abr-
27
oct
-27
abr-
28
oct
-28
abr-
29
oct
-29
abr-
30
oct
-30
Mile
s $
USD
Buque C.A. - Algeria Buque C.A. - T&T Planta Reg - Algeria Planta Reg - T&T
Alquiler Compra o construcción
AlquilerCompra o construcción
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
Hacia el futuro, de continuar las tendencias actuales, el país enfrentará una situación de desabastecimiento.
Se requiere de una colaboración estrecha institucional MME – CREG – UPME, para enfrentar esta situación.
La implementación de soluciones en el tema de abastecimiento pasa por una colaboración sector público – sector privado
UPME - Plan de Abastecimiento Versión preliminar, incluye requerimientos D 2730 de 2010, valida con Comisión
UPME – Plan de Abastecimiento Versión Final
CREG – Recibe Plan de Abastecimiento con los proyectos identificados
CREG contrasta los proyectos identificados con los planes de Expansión quinquenales de las empresas y sus fechas de entrada en operación
UPME y CREG se reúnen para identificar aquellos proyectos que no se encuentran en los Planes de Expansión de las empresas
UPME informa al MME de aquellos proyectos que no están contemplados en los Planes de Expansión.
MME analiza la conveniencia o no de realizar por convocatoria estos proyectos de acuerdo a su importancia estratégica.
MME procede a realizar las convocatorias respectivas con el apoyo de la UPME y de la CREG.
Se plantea la creación del Comisión Asesor de Planeamiento, este Comité permite contar con un foro de
discusión permanente donde se plantean las diferentes alternativas de desarrollo del Sistema Nacional de
Transporte (SNT).
CONTENIDO
1. Antecedentes
2. Oferta de gas natural
3. Proyecciones de Demanda
4. Balance Oferta – Demanda
5. Alternativas de Abastecimiento
6. Consideraciones Institucionales
7. Conclusiones
Durante la siguiente década inicia la declinación de la producción del campo más importante del país
Déficit identificado a partir del 2013 (reservas probadas)
La producción adicional esperada de Cupiagua, por si sola no es suficiente para solucionar el tema de
abastecimiento en el interior en el mediano y largo plazo
Dentro del horizonte de planeación no se percibe un desarrollo importante del gas no convencional.
No se considera prudente por el momento, incluir importaciones de gas de Venezuela.
Se presenta como opción principal para solucionar el problema de abastecimiento la puesta en operación de
buques autoregasificadores.
En el evento en que apareciera gas natural en grandes cantidades, dependiendo de su ubicación y viabilidad
de conexión al SNT, se podría llegar a prescindir de los buques autoregasificadores.
El éxito del Plan de Abastecimiento pasa por la adecuada coordinación institucional entre el MME, la CREG y
la UPME, de una parte, y de otra el sector privado.
