Seminario Abastecimiento de Gas Natural en Colombia-UNAL Presentación: Escenarios de Abastecimiento de Gas en Colombia-Prof.

Transcripción

1 Escenarios de Abastecimiento de Gas Natural en Colombia. 1

2 Para qué sirven los Escenarios? Ponen en claro los mapas mentales de los actores y la información de respaldo a dichos mapas mentales. Revelan inconsistencias y conflictos reales, imaginarios o potenciales. Contribuyen a forjar una Visión de Futuro. La Visión de Futuro es un imán que atrae hacia el presente la toma de ciertas decisiones correctas, al tiempo que bloquea aquellas decisiones apresuradas o indebidamente contextualizadas, las cuales de ser tomadas determinarían el futuro a ciegas con consecuencias indeseables para la ciudadanía. Lo correcto es juzgable a la luz de una visión compartida, inicio del proceso de construcción de consensos básicos. 2

3 Escenarios Vs. Pronósticos El Presente El Camino El Futuro Pronóstico Realidades actuales (Mapas Mentales) Caminos múltiples Alternativas Imágenes futuras MM, 1 E,1 MM, n MM, 2 E,2 Escenarios 1. 2, n E, n 3

4 Tipología de escenarios Escenario 1 Escenario 2 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3 Escenario 4 Escenario 3 Escenario alternativo Visión de Futuro Escenario Oficial 4

5 Acerca de los escenarios para determinar el grado de confiabilidad del suministro de gas en Colombia En el Documento de la CREG-046-junio 2007, se afirmaba que: Desde el punto de vista físico Colombia no contaría con problemas de producción de gas para abastecer la demanda hasta el año Sin embargo, desde el punto de vista comercial la demanda no regulada que requiere firmeza en el suministro excederá las cantidades de gas disponible durante los próximos 4 años. Para el caso de La Guajira, se sostenía que: las cantidades liberadas de los contratos vencidos se verían limitadas por la declinación de la capacidad de producción en el largo plazo. Se supone que esta situación se vería aliviada si los generadores térmicos adoptaran decisiones i de conversión como consecuencia de las señales regulatorias (Cargo por confiabilidad). En el caso de Cusiana la capacidad de producción se encuentra comprometida a largo plazo y solo en 2011 se liberan cantidades importantes. Se cree que la ampliación de la capacidad de producción tendrá mercado asegurado. 5

6 Acerca de los escenarios para determinar el grado de confiabilidad del suministro de gas en Colombia En Colombia por lo tanto se generó un debate acerca del tema y se presentaron distintas visiones de la problemática. Finalmente, para determinar cuál es la situación respecto al abastecimiento de gas desde el punto de vista del suministro de los diversos campos, es necesario recurrir a diversas hipótesis y comprender de qué factores dependería la ocurrencia de una situación crítica de abastecimiento. Es por ello que se examinan diversos escenarios de oferta y de demanda de gas. El Objetivo: contribuir a la correcta toma de decisiones a fin de anticiparse a posibles escenarios adversos. FB participa de este análisis bajo contrato con la UPME. Los resultados son un avance del estudio. 6

7 Esquema de análisis Escenarios de Oferta (1, 2, 3, n) Escenarios de Demanda (1,2,3, n) Balance de Oferta Demanda (1,2,3,...n) resultantes de la combinatoria de escenarios de oferta y demanda1, 2, 3, n Criterios de Selección: 1-Normativo. 2-Opinión de expertos respecto a la probabilidad de ocurrencia de cada posibilidad d combinatoria. i 3- Análisis probabilístico, asignando valores mínimo, medio y máximo a los rangos de oferta por campo y demanda por tipo de usuario de cada escenario Magnitudes de desabastecimiento (1, 2, 3, n) Si, No, Probable Opciones de oferta suplementaria GNL, GNC, otras. Costos Opción (1, 2, 3, n) Análisis de incidencia en los costos, opciones de ampliación del sistema de transporte y aspectos regulatorios 7

8 Consideraciones para el análisis de confiabilidad de suministro de gas desde los campos productores Se ha buscado una amplia gama de diversidad a partir de la combinatoria de escenarios de oferta y demanda. El objetivo perseguido: obtener imágenes de la magnitud posible del desabastecimiento en casos de oferta crítica frente a distintos escenarios de demanda. d Lejos de producir una sobreabundancia de información, la idea es poder transparentar los supuestos y observar qué sucedería en cada caso y en cuántos de ellos se presentan situaciones de desabastecimiento. El análisis permitiría cuantificar la demanda insatisfecha y el grado de utilización i de un sistema de abastecimiento i suplementario. Finalmente se presentan las condiciones del escenario no crítico (el que demandaría, no obstante, decisiones firmes en materia de ampliación de la capacidad de transporte). 8

9 Los escenarios de oferta y demanda: gama a de posibles casos críticos cos Oferta: 1. Res Hipótesis de trabajo con UPME (Tres escenarios, 1-baja, 2-media, 3-alta) 3. Escenario Probabilístico (P95) a través de valores aleatorios para parámetros de incertidumbre sobre la base de datos de los Escenarios anteriores, utilizando el Demanda: 1-Escenario de demanda baja UPME, con hipótesis de hidraulicidad media escenario demanda eléctrica alta. 2-Escenario de demanda alta UPME, con hipótesis de hidraulicidad media escenario demanda eléctrica alta. 3-Escenario de demanda alta UPME, con hipótesis de hidraulicidad crítica (P95) o Escenario Demanda Alta Crítica UPME. 4-Escenario de demanda probabilística sobre la base de simulación Monte distribución triangular de las demandas baja, media y alta crítica de la UPME. Balance Oferta-Demanda- Mix escenarios críticos: 1. Déficit 1 (Risk P95). 2. Déficit 2 (Oferta Res Demanda Crítica). 3. Déficit 3 (Oferta Res Demanda Alta). 4. Déficit 4 (Oferta Res Demanda baja). 5. Déficit 5 (Oferta Hipótesis 1- Demanda alta Crítica). 6. Déficit 6 (Oferta Hipótesis 2- Demanda Alta). 7. Déficitit 7 (Oferta Hipótesis i 3- Demanda baja). 8. Déficit 8 (Oferta p95- Demanda Crítica alta). 9. Déficit 9 (Oferta Hipótesis 3-Demanda mínima). 10. Déficit 10 (Oferta Hipótesis 3-Demanda Alta Crítica). 11. Promedio simple Escenarios Combinados. 9

10 Escenarios de Oferta Hipótesis por campo CHUCHUPA Escenario UPME oferta normal o baja Única Inicio 520 MPCD-Máx 561 MPCD en enero 2009 y Mín. 384 en dic Escenario UPME oferta alta Única Inicio 520 MPCD-Máx 561 MPCD en enero 2009 y Mín. 384 en dic Escenario UPME oferta adicional o máxima Única Inicio 520 MPCD-Máx 561 MPCD en enero 2009 y Mín. 384 en dic Escenario MME (Res ) Declarado por productores al MME integrada a Guajira Escenario P95 Risk FB Simulación por declinación BALLENA CUSIANA Única 64.5 MPCD a 52 MPCD 200 MPCD hasta 2009 y 270 MPCD de 2010 a 2012 Única 64.5 MPCD a 52 MPCD 200 MPCD hasta 2009 y 340 MPCD de 2010 a 2012 Única 64.5 MPCD a 52 MPCD 201 MPCD hasta 2009 y 340 MPCD de 2010 a 2012 Integrada a Guajira Integrada por Santiago constante en el período única idem UPME tres escenarios Simulación por hipótesis de producción incremental a partir de fines de 2009 con Mín. 270 MPCD, Máx 340 MPCD. PIEDEMONTE CRECIENTE OTROS INTERIOR Única 30 MPCD hasta dic. 2011, declina en 2012 KPCD desde enero de 2008; 60 MPCD a partir de enero de 2010 Única, producción incremental de 2007 a 2008, decreciente de 2009 en más, volúmenes 49.5 MPCD, 56.1 KPCD a fines de 2008 y declina con 33 MPCD en dic Única 30 MPCD hasta dic. 2011, declina en 2012 KPCD desde enero de 2008; 60 MPCD a partir de enero de 2010 Única, producción incremental de 2007 a 2008, decreciente de 2009 en más, volúmenes 49.5 MPCD, 56.1 KPCD a fines de 2008 y declina con 33 MPCD en dic Única 30 MPCD hasta dic. 2011, Constante 41 declina en 2012 MPCD MPCD desde enero de 2008;100 MPCD a partir de enero de 2010 y 150 MPCD a partir de 2011 Ausente Única, producción incremental de Compuesto 2007 a 2008, por varios decreciente de campos, 2009 en más, volúmen volúmenes 49.5 aproximado MPCD, 56.1 KPCD inicial 60 a fines de 2008 y MPCD, declina con 33 declina a 24 MPCD en dic MPCD Idéntica a UPME Idéntica a Escenarios UPME bajo y alto no máximo Idéntica a escenarios UPME GIBRALTAR Comienza con 15 MPCD en 2009 e incrementa aporte a 30 MPCD a partir de enero de 2010 Comienza con 30 MPCD en 2009 e incrementa aporte a 45 MPCD a partir de enero de 2010 Comienza con 30 MPCD en 2009 e incrementa aporte Idéntica a a 45 MPCD a partir escenario UPME de enero de 2010 Ausente Bajo IMPORTACIÓN 50 MPCD a partir de enero de 2012 Info ECOPETROL 50 MPCD a partir de enero de 2012 Info ECOPETROL 100 MPCD a partir de enero de 2012 Ausente Idéntica a Escenarios UPME bajo y alto no máximo 10

11 Hipótesis para producción de Cusiana-Cupiagua en escenarios críticos MPCD MPCD MPCD En MPCD MPCD Cusiana Escenario P Cusiana Escenario UPME Máx. Cusiana Escenario UPME Min. Escenario MME (Santiago) 0.0 Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 Jul-12 Oct-12 11

12 Hipótesis producción campos de La Guajira 800 Hipótesis Guajira máxima MME 600 Hipótesis UPME Guajira todos los escenarios 500 En MPCD Hipótesis UPME Vs. Declinación Simulaciones Risk con valores de distribución ib ió triangular, método montecarlo Serie Total Guajira UPME Serie Total Guajira MME Serie Total Guajira Simulación Risk 0 Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 Jul-12 Oct-12 12

13 Escenarios de Oferta: MME Resolución ECP MONAS OPON PULI SAN LUIS CERRITO MAGANGUÉ GUAJIRA PIEDEMONTE SANTIAGO MPCD /1/2007 4/1/2007 7/1/ /1/2007 1/1/2008 4/1/2008 7/1/ /1/2008 1/1/2009 4/1/2009 7/1/ /1/2009 1/1/2010 4/1/2010 7/1/ /1/2010 1/1/2011 4/1/2011 7/1/ /1/2011 1/1/2012 4/1/2012 7/1/ /1/

14 Escenarios de Oferta: Hipótesis 2-alto MP PCD Importación Gibraltar Otros Interior Creciente Piedemonte Cusiana Ballena Chuchupa Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 14

15 Escenarios de Oferta: Hipótesis 3- oferta adicional o máximo D MPC Importación Gibraltar Otros Interior Creciente Piedemonte Cusiana Ballena Chuchupa Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 15

16 Escenarios de Oferta: para Chuchupa y Cusiana MPCD /1/2007 4/1/2007 7/1/ /1/2007 1/1/2008 4/1/2008 7/1/ /1/2008 1/1/2009 4/1/2009 7/1/ /1/2009 1/1/2010 4/1/2010 7/1/ /1/2010 1/1/2011 4/1/2011 7/1/ /1/2011 1/1/2012 4/1/2012 7/1/ /1/2012 Chuchupa (RiskTriang, tasas de declinación, 2, 3, 7%) Ballena Cusiana (RiskTriang (270;305;340)) Piedemonte Creciente Otros Interior Gibraltar Importación 16

17 Escenarios de oferta críticos: síntesis comparativa de la evolución de la oferta total de gas a MPCD Escenario UPME oferta normal o baja.0 Escenario UPME oferta alta Escenario UPME oferta adicional o máxima Escenario MME (Res ) Escenario P95 Risk FB Oct-06 Nov-06 Jan-07 Mar-07 Apr-07 Jun-07 Aug-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Feb-08 Apr-08 Jun-08 Jul-08 Sep-08 Oct-08 Dec-08 Feb-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Aug-09 Oct-09 Dec-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jun-10 Aug-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Feb-11 Apr-11 Jun-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Dec-11 Feb-12 Apr-12 May-12 Jul-12 Aug-12 Oct-12 Dec-12 Jan-13 17

18 Escenarios de Demanda: 4 casos Demanda: 1-Escenario de demanda baja UPME, con hipótesis de hidraulicidad media escenario demanda eléctrica alta. 2-Escenario de demanda alta UPME, con hipótesis de hidraulicidad media escenario demanda eléctrica alta. 3-Escenario de demanda alta UPME, con hipótesis de hidraulicidad crítica (P95) o Escenario Demanda Alta Crítica UPME. 4-Escenario de demanda probabilística sobre la base de simulación Monte distribución triangular de las demandas baja, media y alta crítica de la UPME. 18

19 Evolución de la demanda total de gas: escenarios comparados ados 1, , ,000.0 MP PCD UPME DEMANDA MINIMA UPME DEMANDA ALTA UPME DEMANDA ALTA CRITICA Media RiskTriang P95% RiskTriang Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 19

20 Factores que explican las diferencias entre escenarios de demanda: da: alto vs. bajo Exportación 80 GNV Térmico GNV Industrial D MPC 60 Petroquimico Refinería Comercial 40 Industrias Residencial 20 Residencial 0 Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 20

21 Factores que explican las diferencias entre escenarios de demanda: da: alto crítico co vs. bajo GNV Térmico Crítico KP PCD Diferencia demanda térmica media escenario de demanda eléctrica alta y demanda eléctrica térmica P95 escenario de demanda eléctrica alta Industrial Comercial Residencial 50 0 Jan-07 Apr-07 Jul-07 Oct-07 Jan-08 Apr-08 Jul-08 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 21

22 Comparación de las demandas para generación eléctrica ca KPCD May-12 Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-111 Mar-111 May-111 Jul-111 Sep-111 Nov-111 Jan-12 Mar-12 Demanda eléctrica baja (Media incluida en escenarios alto y bajo) Térmico Message (Simulación Alternativa) Demanda Eléctrica P95 (Incluida en Escenario Alto Crítico) RiskTriang Media RiskTriang P95% 22

23 Resumen de hipótesis de demanda: % a.a 50.0% 45.0% 44.7% 40.0% 37.6%.0% imado En % a.a. esti 30.0% 25.0% 20.0% 18.1% Demanda Baja Demanda Alta Demanda Crítica 15.0% 10.0% 10.5% 10.2% 12.9% 5.0% 2.5% 2.6% 3.0% 3.2% 5.8% 5.8% 2.7% 4.1% 0.0% 0.0% 0.0% Residencial Comercial Refinería Petroquimico Industrial Térmico GNV Total 23

24 Los Resultados del Balance Oferta y Demanda de gas Hipótesis para definir los grados de desabastecimiento posible y dimensionar los eventuales sistemas de abastecimiento suplementario. 24

25 Escenarios Críticos: los resultados del balance oferta-demanda oetade a da En MPCD Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Déficit 1 (Risk P95) Déficit 3 (Oferta MME demanda Alta) Déficit 5 (Oferta UPME Demanda alta Crítica) Déficit 7 (Oferta UPME Demanda baja) Déficit 9 (Oferta UPME máxima-demanda mínima) Promedio simple Escenarios Combinados Déficit 2 (Oferta MME Demanda Crítica) Déficit 4 (Oferta MME demanda baja) Déficit 6 (Oferta Upme Demanda Alta) Déficit 8 (Oferta p95 Demanda Crítica alta) Déficit 10 (Oferta UPME máxima-demanda Alta Crítica) 25

26 Escenarios Críticos: los resultados del balance oferta-demanda oetade a da En MPCD Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Promedio simple Escenarios Combinados Desvio Estándar Máximo excedente o mínimo déficit Mínimo excedente o máximo déficit Déficit 1 (Risk P95) 26

27 Escenarios Críticos: los resultados del balance oferta-demanda oetade a da Según los datos disponibles la mayor probabilidad de un desabastecimiento estructural se presenta a partir de febrero de 2009 y hasta Un abastecimiento suplementario del orden de los 250 MPCD tendría un factor de utilización de 60% en el Escenario P95%, pero de sólo 39% en el escenario promedio simple. En MPCD Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Promedio simple Escenarios Combinados Déficit 1 (Risk P95) 27

28 Factor de utilización previsible de un suministro de 250 MPCD en los escenarios promedio y oferta y demanda escenarios críticos. 150% 100% Fecha de entrada del suministro deseable si no existieran otros escenarios de oferta interna o posibilidades de sustituir el GN FU=60% 50% FU=39% 0% -50% FU de una Planta de 250 MPCD según Escenario P95% -100% FU de una Planta de 250 MPCD según Escenario Promedio Simple -150% Oct-06 Nov-06 Jan-07 Mar-07 Apr-07 Jun-07 Aug-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Feb-08 Apr-08 Jun-08 Jul-08 Sep-08 Oct-08 Dec-08 Feb-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Aug-09 Oct-09 Dec-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jun-10 Aug-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Feb-11 Apr-11 Jun-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Dec-11 Feb-12 Apr-12 May-12 Jul-12 Aug-12 Oct-12 28

29 Acerca de las condiciones de los escenarios de oferta no críticos La Guajira: se comporta según lo reportado al MME ( MPCD sin declinación) Cusiana: alcanza máxima producción estimada en MPCD Creciente: aporta hasta 110 MPCD a partir de 2011 Gibraltar: MPCD a partir de enero de 2010 Según esta secuencia 29

30 Escenario de Oferta no Crítico Gibraltar alcanza 60 MPCD en enero de 2010 y aporta el máximo potencial Creciente alcanza 60 MPCD en 2009 y 110 MPCD a patir de comienzos de Cusiana actual 220 MPCD+70 de Cupiagua+140 adicionales i en 2009 y máximo potencial de MPCD por treinta años a partir de 2011 Gibraltar otros interior CRECIENTE PIEDEMONTE Cambio de 400 Presión Inversiones en La Guajira (recompresión suponiendo el campo no declina sino hasta finales de 2011) CUSIANA GUAJIRA MME Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Jul-12 Sep-12 Nov-12 30

31 Escenario de Oferta no Crítico Vs. Demanda alta crítica Posible crisis de muy corto plazo, resoluble mediante cortes o Almacenamiento MP PCD Total Oferta máxima Demanda alta crítica Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 31

32 Qué otro escenario de oferta podría presentarse y como sería frente a la gama de escenarios de demanda: La Guajira, declina según se presenta seguidamente: Parámetros Declinación mensual Declinación anual Mínimo 0.167% 2.0% Medio 0.250% 3.0% Máximo 0.333% 4.0% RiskTriang 0.250% 3.0% Cusiana se asume una distribución RiskTriang (270;340; MPCD) a partir de enero de Creciente : RiskTriang (;60;110) a partir de enero de Gibraltar: RiskTriang (30;60;) a partir de enero de Importaciones desde Venezuela: RiskTriang(0;50;100). 32

33 Escenario de Oferta Probabilístico con parámetros máximos del escenario no crítico-resultados medios MPC CD IMPORTAR Gibraltar OTROS INTERIOR CRECIENTE PIEDEMONTE CUSIANA BALLENA CHUCHUPA Mes 1=enero de

34 Posibles déficit de oferta frente a escenarios medios P95 % de demanda Según los datos disponibles la mayor probabilidad de un desabastecimiento estructural se presenta a partir de Un abastecimiento suplementario del orden de los 200 MPCD tendría un factor de utilización de 9% en el Escenario P95%, pero de sólo 4 4% en el escenario promedio simple si la Planta entrara en 2009 y si entrara en 2010 se elevaría a 20 a 34%. KPCD En Crisis probables de desabastecimiento escenarios no críticos probabilísticos Pequeñas Mayores 2010 a Jan-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Jan-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jul-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Mar-11 May-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Jan-12 Mar-12 May-12 Promedio simple Escenarios Combinados Déficit 1 (Risk P95) 34

35 Nuevo Escenario Combinado: Factor de Utilización de una Planta de 200 MPCD 150% 100% Fecha de entrada del suministro deseable si no existieran otros escenarios de oferta interna o posibilidades de sustituir el GN 50% FU=34% FU=20% 0% -50% -100% FU de una Planta de 200 MPCD según Escenario P95% -150% FU de una Planta de 200 MPCD según Escenario Promedio Simple -200% Oct-06 Nov-06 Jan-07 Mar-07 Apr-07 Jun-07 Aug-07 Sep-07 Nov-07 Jan-08 Feb-08 Apr-08 Jun-08 Jul-08 Sep-08 Oct-08 Dec-08 Feb-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Aug-09 Oct-09 Dec-09 Jan-10 Mar-10 May-10 Jun-10 Aug-10 Sep-10 Nov-10 Jan-11 Feb-11 Apr-11 Jun-11 Jul-11 Sep-11 Nov-11 Dec-11 Feb-12 Apr-12 May-12 Jul-12 Aug-12 Oct-12

36 Desafíos para la confiabilidad del sistema de transporte Se debe evitar que un campo vea limitada su oferta potencial por cuellos de botella en el sistema de transporte. Ninguna expansión del sistema es factible si no se considera un mecanismo para financiar el período en que el sistema tendrá capacidad ociosa. La indefinición respecto al origen de la oferta o una mala previsión pueden conducir a decisiones erróneas en la expansión del sistema de transporte. Sin embargo se debe examinar la competitividad del gas en diversos escenarios de abastecimiento y los tiempos necesarios de desarrollo de campos e infraestructura para anticipar la oferta a la demanda. 36

37 Diagrama 1: Metodología de análisis de la confiabilidad del sistema de transporte-situación situación presente Características del sistema: topología, longitudes, diámetros, etc., puntos y capacidad de entrada FASE 1: Definición de la demanda. Modelos eléctricos, modelos econométricos. FASE 2: Definición de períodos críticos. Modelo TGNET Refuerzos, loops, estaciones de bombeo? FASE 3: Análisis de resultados. Posibles racionamientos, elementos débiles, posibles soluciones, confiabilidad global 37

38 Diagrama 1: Metodología de análisis de la confiabilidad del sistema de transporte-situación situación futura simulada Suministro por campos, período n+5, etc Hipótesis de demanda Características del sistema: topología, longitudes, diámetros, etc., puntos y capacidad de entrada FASE 1: Definición de la demanda. Modelos eléctricos, modelos econométricos. Decisiones de inversión en transporte FASE 2: Definición de períodos críticos. Modelo TGNET Refuerzos, loops, estaciones de bombeo? FASE 3: Análisis de resultados. Posibles racionamientos, elementos débiles, posibles soluciones, confiabilidad global 38

39 Conclusiones En las gráficas precedentes se muestra la importancia de lograr un consenso acerca de cuáles escenarios de oferta se consideran más probables a los fines de analizar la confiabilidad d de suministro. i La introducción de escenarios críticos medios frente a escenarios que incorporan potenciales de producción mayor, muestran resultados diferentes respecto a la magnitud de las crisis de desabastecimiento y su posible ocurrencia en el tiempo. De todos modos, salvo en los casos más favorables surgen déficit del orden de 200MPCD en los escenarios no críticos desde 2011 ydel orden de 250 MPCD a partir de 2009 en los escenarios críticos. Los % de utilización de instalaciones fijas serían mucho mas bajos en los escenarios no críticos que en los críticos, pero aún en estos últimos los FU rondarían entre 30 y 60% (frente a un rango predecible de 20 a 34% en aquellos). Estas conclusiones apuntan por lo tanto a: 1- la determinación de un criterio común para definir una solución técnica al abastecimiento suplementario aconsejable; 2-la preferencia por sistemas flexibles de abastecimiento suplementario en caso de llegar a esa solución; 3- la preferencia por obtener un escenario de oferta interna suficiente (normativo-viable) para el peor escenario de demanda. 39

40 Algunas reflexiones finales Se debe considerar que todo escenario no crítico para abastecimiento requerirá de claras definiciones para asegurar que el sistema de transporte se amplíe en tiempo oportuno y que ello no puede darse sin firmeza de suministro. Esto obliga a pensar en mecanismos de tipo suministre o pague y también en una reformulación de la modalidad de regulación del transporte de gas. Son solo necesarias adecuadas señales de precios o es necesario un plan referencial de expansión del sistema integral de abastecimiento de gas? En todo caso se requiere de una armonización integral para que las ofertas potenciales y reales de gas se encuentren con las demandas sectoriales en el tiempo y en el espacio geográfico. Ello difícilmente pueda lograrse por meras señales de precios sino que requieren de mecanismos adicionales para evitar crisis ii de desabastecimiento i o soluciones del dltipo racionamiento i u otras subóptimas. 40

41 Muchas Gracias org ar 41