1. Educación

Abastecimiento de gas natural en Colombia
Angela Cadena, Beatriz Herrera y Guillermo González
Cartagena, octubre de 2012
INQUIETUDES
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Estado de las reservas actuales en Colombia (con y sin niño). Factor R/P.
Estado actual de las exploraciones de gas natural en la costa atlántica principalmente y en Colombia.
Percepción de la UPME, en cuanto a la explotación de gases no convencionales (shale gas, entre
otros) principalmente en la Costa y en Colombia, ¿que estudios se han efectuado y cuantas reservas de
gas han arrojado dichos estudios?
¿Cómo ve la UPME la liberación del precio Guajira?
Planes de masificación del gas natural del Gobierno.
¿Cuando vamos a comenzar a importar gas de Venezuela? Que compromisos estatales se habían
estructurado en este sentido, y que se ha avanzado para que se comience a dar la importación?.
Cuál es la posición de la UPME respecto a la posible estructuración de un esquema de Subsidio al
GLP?.
¿Cuál es la posición de la UPME en cuanto a la construcción de las dos (2) plantas de LNG que se
tienes previstas construir en las costas colombianas, para darle mayor confiabilidad al sistema?
AGENDA
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•
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Introducción
Situación actual
–
Consumos actuales y demanda esperada de energía
–
Oferta y demanda de gas natural
–
Precios del gas natural
Plan de abastecimiento de gas natural
–
Reservas, producción y demanda de hidrocarburos
–
Reservas
–
Oferta
–
Demanda
–
Metodología y escenarios
Antecedentes UPME
◙ Constitución política de 1991.
◙ Decreto 2119 de 1992 – Unidad Administrativa Especial (vinculada al
Ministerio).
◙ Ley 143 de 1994 – Unidad Administrativa Especial (adscrita al Ministerio) Funciones a la UPME (Artículo 16).
◙ Decreto Ley Decreto Ley 1687 de 1997 - Suprime Unidad de Información
Minero Energética.
◙ Decreto Ley 2740 de 1997 - Suprime funciones de INEA y se asignan a la
UPME.
◙ Decreto Ley 2741 de 1997 - Fusiona UPME – UIME.
◙ Decretos 255 y 256 de 2004 – Restructuración de la Unidad y definición de
la planta de personal.
Fundamentos
Unidad de Planeación Minero Energética - UPME PROPOSITO: Realizar la planificación integral del sector minero energético mediante
evaluaciones y diagnósticos de la oferta y demanda de los recursos minero energéticos,
elaborando planes y programas de largo plazo para el Ministerio de Minas y Energía, en forma
indicativa, permanente y coordinada con agentes públicos y privados, bajo esquemas de desarrollo
sostenible.
VISIÓN: La UPME en el 2014, se consolida como la autoridad técnica nacional, que articula el
planeamiento integral y la información de los sectores energético y minero, promoviendo el
desarrollo sostenible del país.
MISIÓN: Desarrollar de manera participativa el planeamiento integral y la gestión de la
información de los sectores energético y minero, para contribuir al desarrollo sostenible del país,
con un talento humano comprometido, idóneo y calificado, soportado en tecnología de punta
Funciones
Responsabilidades relevantes de la UPME:
1. Establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los agentes económicos del país,
considerando la integración regional y mundial, según criterios tecnológicos, económicos, sociales y
ambientales.
2. Elaborar y actualizar los planes Nacional Minero, Energético Nacional, de Expansión de Generación y
Transmisión de Energía Eléctrica, Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural y los demás planes
subsectoriales, (FNCE, combustibles líquidos) en concordancia con el PND.
3. Evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes y usos energéticos no
convencionales (CIURE-PROURE).
4. Establecer y operar los mecanismos y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de
minerales energéticos, hidrocarburos, energía y determinar las prioridades para satisfacer tales
requerimientos, de conformidad con la conveniencia nacional.
5. Asesorar en materia de planeación sectorial al Ministerio de Minas y Energía realizando estudios
económicos cuando se requiera y apoyar con información de mercados de interés sectorial a los
agentes.
6. Organizar, operar y mantener la base única de información estadística oficial del sector mineroenergético, procurar la normalización de la información obtenida, elaborar y divulgar el balance mineroenergético, la información estadística, los indicadores del sector, así como los informes y estudios de
interés para el mismo. (actualmente certificado por ISO y el DANE).
Estructura actual
Ley 1362 del 3 de Dic./2009 crea dentro de la estructura orgánica de la Unidad de Planeación Minero Energética
Consejo Directivo:
1. El Ministro de Minas y Energía o el Viceministro, quien lo preside.
2. El Director de la entidad encargada del despacho de energía.
3. El Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.
4. Dos personas de reconocida idoneidad conocedores del sector de hidrocarburos y conocimientos financieros nombrados
por el Ministro de Minas y Energía, de terna presentada por tres gremios del sector
Consejo Directivo
Dirección General
TOTAL CARGOS: 66
Secretaría General
Subdirección de
Planeación Energética
Subdirección de
Planeación Minera
Subdirección de
Información
Estructura propuesta
Consejo Directivo
Asesores:
Planeación,
Aspectos socioambientales,
Jurídico
Dirección
General
Asuntos
Temáticos
Secretaría General
Oficina de
Información
TOTAL CARGOS: 115
Subdirección de Energía
Generación
Transmisión y
distribución
Cobertura
Información
Investigación de
Información
Subdirección de
Hidrocarburos
Petróleo y
combustibles
líquidos
Gas
Combustible
Modelos
Tecnologías de
Modelos 2
Subdirección de
Proyectos
Subdirección de
Demanda
Subdirección Minera
Universalizació
n del Servicio
Oferta
Planeamiento y
Modelamiento
Proyectos
Transmisión
Generación
Sectores y usos
Investigación y
análisis sectorial
de Mercados
Modelos
Industria
Extractiva y
Transformadora
Desarrollo y
promoción de
infraestructura
URE & FNCE
Demanda
AGENDA
•
•
•
Introducción
Situación actual
–
Consumos actuales y demanda esperada de energía
–
Oferta y demanda de gas natural
–
Precios del gas natural
Plan de abastecimiento de gas natural
–
Reservas, producción y demanda de hidrocarburos
–
Reservas
–
Oferta
–
Demanda
–
Metodología y escenarios
Consumo final de energía
Consumo Final - Fuentes 2010
Consumo Final Sectorial 2010
Construcción
1%
Agropecuario
y Minero
7%
Biocmbustible
2.05%
No Identificado
2%
Residencial
22%
Fuel Oil
0.24%
Otros
4.40%
Gas Natural
17.28%
Petróleo
2.30%
Carbón
3.08%
Diesel
21.70%
Comercial y
Público
6%
Biomasa
12.15%
Kero
4.24%
Transporte
38%
Industrial
24%
Gmotor
11.83%
Fuente: UPME
Consumo final: 230,325 Tcal
Energía primaria: 80,153 Tcal
Energía secundaria: 150,172 Tcal
GLP
2.92%
Electricidad
17.83%
Proyección de demanda
Prospectiva Energética – Escenario base
Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%
350
Proyección
Historia
300
2.69%
Diesel
200
150
Electricidad
3.48%
100
50
Gas Natural
Gas natural
Biomasas
Fuente: UPME
Gasolina
GLP
Electricidad
Combust. Aviac.
Diesel
Otros derivados
Carbón
2030
2028
2026
2024
2022
2020
2018
2016
2014
2012
2010
2008
2006
2004
2002
0
2000
Millones BEP
250
3.10%
Objetivos de la política energética
La energía es factor de desarrollo económico y bienestar social
fundamental.
Maximizar el aporte de los recursos energéticos al desarrollo del
país.
Garantizar el abastecimiento energético eficiente, confiable y
oportuno aún bajo situaciones críticas.
Fortalecer mecanismos de mercado para dar las señales
oportunas y de requerimientos de expansión.
Oferta de petróleo
Sistema colombiano de hidrocarburos
Evolución de Producción de Petróleo
Reservas de Petróleo
Posibles
8%
1,000
915
687
Miles BPD
Probadas
74%
600
10.0%
671
604
578
20.0%
15.0%
785
800
Probables
18%
932
588
541
528
525
529
5.0%
531
0.0%
400
-5.0%
200
-10.0%
Fuente: MME
Producción Petróleo
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
-15.0%
2000
0
Tasa Crecimiento
Fuente: MME
Reservas probadas:
Reservas probables:
Reservas posibles:
2,260 MBls
554 Mbls
255 Mbls
Reservas de gas natural
Reservas de gas natural – diciembre 2011
Reservas totales
6.6 TPC
Guajira, 2.05
R.Posibles
0.51
Otros
0.97
R. Probadas
5.4
R. Probables
0.65
Fuente: MME
Gibraltar
0.12
Creciente
0.47
Cusiana, 1.85

R. Probadas 5.4 TPC

R. Probables 0.65 TPC

R. Posibles 0.51 TPC
Reservas de gas natural
•Disminución de las reservas
totales: 6.41%
•Aumento de las reservas
probadas: 45.84%
Fuente: ANH
Reservas de gas natural
•Participación de las reservas
probadas: 82%
•Aumento de las reservas
posibles para los años 2026 2030
Fuente: ANH
Producción de gas natural
•La producción con destino
el interior representa el 44%
del país
•La producción con destino
la Costa representa el 33%
del país
•Las exportaciones
representan el 20%
Fuente: Cnogas
Producción de gas natural
Fuente: Cnogas
Demanda de gas natural
Fuente: Cnogas
Participación de la demanda de gas natural
Fuente: Cnogas
Comparativo de precios
Fuente: ICIS, Platts, EIA, Cnogas Cálculos:UPME
AGENDA
•
•
•
Introducción
Situación actual
–
Consumos actuales y demanda esperada de energía
–
Oferta y demanda de gas natural
–
Precios del gas natural
Plan de abastecimiento de gas natural
–
Reservas, producción y demanda de hidrocarburos
–
Reservas
–
Oferta
–
Demanda
–
Metodología y escenarios
Factores de éxito y variables críticas
FACTORES DE ÉXITO DEL SECTOR DE
HIDROCARBUROS
1. Aumento de la inversión en el sector promovida por un marco
regulatorio favorable y promoción internacional
2. Apertura de oportunidades de inversión bajo distintos
esquemas de negocio
3. Éxito exploratorio e incremento del conocimiento geológico
4. Modernización de ECOPETROL e incorporación de recurso
humano calificado
5. Disponibilidad de infraestructura heredada de la década
pasada, previo a la declinación de producción
6. Mayor productividad por la inclusión de nuevos esquemas de
perforación
7. Aumento de factor de recobro en cuencas maduras por el uso
de nuevas tecnologías
8. Mercado internacional favorable y altos precios de crudo
9. Mejora en seguridad del país.
VARIABLES CRÍTICAS ACTUALES Y FUTURAS
1. Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas)
2. Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuencas de
Los Llanos)
3. Potencial de no convencionales (gas asociado al carbón, shale
gas, shale oil, arenas bituminosas)
4. Factor de recobro de hidrocarburos
5. Precio internacional de energéticos (precio de referencia del
barril de crudo)
6. Política estatal petrolera (government take)
7. Factores medio ambientales (restricción de la actividad de E&P
por razones ambientales)
8. Factores socio culturales, nivel de conflicto (restricción de la
actividad de E&P por razones sociales
Escenarios de incorporación de reservas
ESCENARIOS
SUPUESTOS
Escasez
1. Reservas
probadas en
producción
2. Reservas a
adicionar por
recuperación
mejorada (EOR)
3. Descubrimientos
no Desarrollados
Base
Abundancia
Perfiles de producción según empresas operadores (reservas probadas a 31 de diciembre
de 2011), Petróleo 2,259 MBls y Gas 5.46 TPC. Igual para todos los escenarios .
31 campos con proyectos específicos de recuperación mejorada con distinto grado de
cumplimiento en el aumento de la recuperación mejorada , objetivo según los escenarios
Oíl: 314 MBls,
(considerando 30% de
ejecución)
Oíl: 524 MBls,
(considerando 50%
de ejecución)
Oíl: 786 MBls,
(considerando 75%
de ejecución)
Reservas y perfiles de producción en campos con reservas no desarrolladas e IHS
(reservas probables según escenario)
Oíl: 1,390 MBls
Gas: 0.9 TPC
Oíl: 2,845 MBls
Gas: 1.2 TPC
Oíl: 3,991 MBls
Gas: 1.2 TPC
Perfiles de producción para los descubrimientos, definidos según escenario
4. Recursos por
descubrir (Yet to
Find)
Crudo Convencional: 2,869
MBls
Crudo Pesado: 804 Bls
Gas: 1 TPC
Crudo Convencional: 3,551
MBls
Crudo Pesado: 1,205 MBls
Gas: 3 TPC
Crudo Convencional:
10,991 MBls
Crudo Pesado: 13,026
MBls
Gas: 5 TPC
Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de
recursos no convencionales en cada escenario
5.No
Convencionales
Oil: 0 MBls
Gas: 0 TPC
Shale Oil Tar Sands –
Shale Gas Coal Bed Methane -
Oil: 1,000 MBls
Gas: 2 TPC
Shale Oil: 1,000 MBls
Tar Sands Shale Gas: 1 TPC
CBM: 1 TPC
Oil:10,000 MBls
Gas: 10 TPC
Shale Oil: 4,000 MBls
Tar Sands: 6,000 MBls
Shale Gas: 6 TPC
CBM: 4 TPC
Escenario de referencia
Hallazgos
Potencial No
Hidrocarburos
Convencionales*
Convencional
Marginal
2.5 TPC
2,900 MBls
5%
Modesto
3 TPC
3,600 MBls
40%
Alto
5 TPC
11,000 MBls
40%
Extraordinario
10 TPC
>15,000 MBls
5%
Nulo
0 TPC
0 MBls
30%
Shales /CBM
2 TPC
1,000 MBls
40%
Shales/CBM/
Arenas
10 TPC
10,000 MBls
20%
Todos
> 20 TPC
> 20,000 MBls
10%
Potencial
Crudos
Pesados*
Factor
de Recobro
Precio
Internacional
Energéticos
Política
Estatal
Petrolera
Marginal
500 MBls
15%
Status Quo
< 26%
30%
< 50
USD/barril
10%
Favorable a
Inversión
(Status Quo)
35%
Bajo
800 MBls
30%
Medio
26% - 29%
40%
50-75
USD/barril
30%
> Government.
Take
35%
Equilibrio
Legislación y
Des.
Sustentable
50%
Oposición
Aisladas a
Proyectos
40%
Medio
1,200 MBls
40%
Alto
29% - 35%
20%
Intervención
Leve
20%
Restricción
Radical (prioridad ambiental)
30%
Limitada
Concertación
30%
Alto
> 13,000 MBls
15%
Máximo
> 35%
10%
75-125
USD/barril
50%
>125
USD/barril
10%
Intervención
Severa
10%
Factores
Ambientales
Factores
Socio
Culturales
< Requisitos vs. Desarrollo en
Otros Países
eq. con la
Petroleros
Comunidad
20%
30%
Producción esperada de petróleo
Producción de petróleo - Escenario de referencia
1,400
1,200
Millones Bls
1,000
Reservas probadas: 29.6%
Recuperación mejorada: 4.1%
800
Probables+Posibles: 18.2%
600
YTF: 48.1%
Máxima producción 2015:
1.27 MBPD
Incorporación Total: 9,100
Mbls en 18 años
400
200
R. Probadas
Fuente: UPME- Estudio ADL
Recup. Mejorada
R. Probables + R. Posibles
YTF
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
0
Proyección de oferta y demanda de hidrocarburos
Escenario referencia de producción de petróleo
Balance Gasolina
800
1,000
600
800
500
600
400
300
400
200
200
Demanda
Exp/Imp
Fuente: UPME- Estudio ADL
Excedentes exportables de petróleo ~ 700 KBPD
Gasolina autosuficiencia hasta 2024
ACPM deficitarios casi todo el periodo de análisis
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
Producción
80,000
15,000
60,000
10,000
5,000
40,000
0
20,000
-5,000
0
Producción
Demanda
Balance ACPM
40,000
250,000
30,000
20,000
200,000
10,000
0
150,000
-10,000
-20,000
100,000
-30,000
-40,000
50,000
-50,000
-60,000
0
Exp/Imp
Producción
Demanda
Producción / Consumo KBPD
2011
0
20,000
Exp/Imp
100
0
100,000
25,000
-10,000
Importación / Exportación KBPD
Producción / Consumo KBPD
700
Importación / Exportación KBPD
1,200
120,000
30,000
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
900
35,000
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
1,400
140,000
Producción / Consumo
Excedentes de Petróleo
Importación / Exportación KBPD
40,000
Reservas esperadas de gas natural
25
20
• Reservas en el escenario (base
o) de referencia: 11.7 TPC
No Convencionales
YTF Convencionales
Tera Pies Cúbicos
Nuevos Desarrollos
15
10.0
R. Probadas
2.0
10
5.0
3.0
1.0
0.9
1.2
1.2
5.5
5.5
5.5
Escasez
Base
Abundancia
5
0
Fuente: Estudio ADL
• Los 2 TPC de gas no
convencional:
•1TPC de Shale Gas
•1 TPC de CBM (gas
asociado a carbón)
Producción esperada de gas natural
Costa Atlántica - Escenario de referencia
Fuente: Estudio ADL
Oferta de gas natural – Escenario base
•Declaración de producción
mayo de 2012
•Se toma el potencial de
producción
Fuente: MME y UPME
Demanda de gas natural – Escenario base
Fuente: UPME
Demanda Costa Atlántica
Fuente: MME y UPME
Balance nacional – Escenario base
•Se evidencia un déficit a
partir del año 2018, sin la
incorporación de nueva
oferta.
Fuente: MME y UPME
Plan de abastecimiento Metodología
n-Escenarios

El plan se elabora tomando en
cuenta
escenarios
que
evalúan el comportamientos
de las principales variables
que tienen incidencia en el
planeamiento, con el fin de
visualizar alternativas futuras y
minimizar incertidumbres.

Horizonte de 10 años
Oferta
Demanda
Escenario – n
Escenario -1
Exportación en
largo plazo
Abastecimiento
Escenario – 2
Equilibrio oferta
demanda
Escenario – 3
Déficit corto
plazo
Plan de abastecimiento Escenarios de oferta
1
Escenario
Oferta Base
2
Escenario nuevas
incorporaciones
Plantas de
Regasificación
3
Importaciones de
Venezuela
4
Incorporación Gas No 5
convencional
Plan de abastecimiento Escenarios de demanda
1
Escenario
Demanda Base
2
Escenario
Termoeléctrico Niño
Ampliación de la
cobertura y
crecimientos
vegetativos
3
Aumento de las
conversiones de GNV
(e industria)
4
Exportación de
energía a Panamá
5
Resultados del plan de abastecimiento GN
OFERTA
 Importaciones de GNL-Corto Plazo.
 Incorporación Reservas Recursos no Convencionales-Mediano Plazo.
 Inversión importantes para el desarrollo del potencial gasífero Colombiano-Largo Plazo.
 Eliminación de barreras mediante la coordinación Interinstitucional (Energía-Ambiente).
 Adecuada coordinación entre autoridades sector Minero-Energético.
INFRAESTRUCTURA
 Definición punto de partida proyecto de regasificación.
 Ampliaciones algunos tramos interior .
 Gas atrapado en la Costa (La Creciente 20 MPCD).
Gestor de Mercado
De acuerdo con lo definido por el Decreto 2100 de 2011 y los documentos de consulta publicados por la
CREG y las necesidades del sector:
1.
Manejo de información operativa y comercial. (Cantidades y precios )
2.
Labores comerciales liquidación de contratos
3.
Subastas de corto y largo plazo
4.
Análisis de información e indicadores
5.
Manejo del mercado primario y secundario
6.
Manejo mantenimientos
7.
Respuesta a las Entidades Gubernamentales