PROYECCIONES DE PRECIOS DE GAS NATURAL Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS PARA GENERACIÓN ELECTRICA Febrero de 2012

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1 PROYECCIONES DE PRECIOS DE Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS PARA GENERACIÓN ELECTRICA Febrero de 2012 República de Colombia Ministerio de Minas y Energía Unidad de Planeación Minero Energética, UPME. Subdirección de Planeación Energética Grupo de Hidrocarburos Carrera 50 No PBX: (57) FAX: (57) Bogotá D.C. Colombia Febrero 2012

2 CONTENIDO 1. METODOLOGÍA DE PROYECCION DE PRECIOS ESCENARIOS DE PRECIOS WTI ESCENARIO MACROECONÓMICO PRECIOS DEL EN BOCA DE POZO Guajira y Opón Precio del Gas Cusiana S DE RESULTADOS JET FUEL FUEL OIL ACPM

3 1. COMPORTAMIENTO DEL PRECIO WTI La evolución del precio del crudo WTI es el parámetro esencial para realizar prospectiva de consumo y precios de los energéticos utilizados en los distintos usos finales. El comportamiento del precio de este marcador muestra un incremento continuo desde los primeros meses de enero de 2010, salvo por lo ocurrido en agosto del 2011, cuando mostró una reducción del 11% respecto del mes anterior. En general, durante el 2011 el precio se incrementó en 10% al pasar de niveles de US$89.4/Bl a principios del año, hasta US$98.5/Bl cerrando el año, con una media de US$95/Bl. La recuperación de los pecios según los expertos se explica por los crecimientos de demanda en países emergentes como China e India, pero el aumento inesperado de las últimas semanas de diciembre y enero de 2012, fue originado por la crisis geopolítica con Irán y los eventos en el norte de África, estabilizándose el precio en la cota de los US$100/Bl Como lo presenta la gráfica No 1, después de los máximos alcanzados a mediados del 2008, el precio del crudo descendió hasta valores cercanos a los US$40/Bl, en un corto periodo volvió a escalar hasta los US$110/Bl en el primer trimestre del $ 160 Gráfica No. 1. Precio WTI $ 140 $ 120 $ 100 US$/Barril $ 80 $ 60 $ 40 $ 20 $ 0 Ene 00 May 00 Sep 00 Ene 01 May 01 Sep 01 Ene 02 May 02 Sep 02 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 Ene 12 Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos. Precio WTI 3

4 Iniciando el mes de febrero, parece existir un equilibrio frágil, mientras se acentúan las dificultades por un posible bloqueo a Irán con la consecuente influencia directa en el precio del crudo, dicho escenario es contrarrestado con la problemática de los países europeos que iniciaron el año con alta incertidumbre y potencial recesión económica, como consecuencia entre otras de la reducción de calificación por la agencia crediticia Standard and Poor's (S&P) que sufrieron nueve países y en particular el caso de Grecia que no ha logrado un acuerdo con sus acreedores privados y se acerca la fecha de vencimiento de sus acreencias. A pesar de los esfuerzos realizados tanto en el viejo continente como en Estados Unidos, las autoridades mundiales han encendido las alarmas por el incremento progresivo en el precio del WTI, no solo por el riesgo inflacionario inherente al petróleo y sus derivados, sino por posibles consecuencias en el crecimiento de la economía mundial, factor que es notable a la hora de medir los riesgos de los altos precios del petróleo. Es evidente que incrementos fuertes en los precios del petróleo como lo ocurrido en años anteriores, seguidamente han mostrado desbalances en la economía mundial, ya que países industrializados importadores de crudo se han visto afectados por mayores costos, en tanto el poder adquisitivo de los consumidores ha decaído, además de impactar otras materias primas, las acciones y las monedas. Un ejemplo de ello es lo vivido por Estados Unidos, que en las últimas recesiones económicas casi todas han sido precedidas por incrementos fuertes del precio del petróleo. En el caso de nuestro país -exportador de crudo, precios altos de crudo inevitablemente impactan positivamente la balanza comercial con lo cual se genera crecimiento económico y balance fiscal positivo de corto plazo, pero con eventuales efectos negativos en la inflación. Sin embargo incrementos profundos del precio, pueden llegar a causar inestabilidad en la economía global con un rezago inferior al año que a la postre son un choque negativo por reducción de la demanda. Según expertos como La Agencia Internacional de la Energía - AIE y la Organización de Países Exportadores de Petróleo - OPEP contemplan en el corto plazo una caída en la demanda del crudo, acentuada por lo ocurrido entre octubre y diciembre de 2011, cuando se produjo la primera caída trimestral del consumo global de petróleo desde 2009, en aquella ocasión por efecto directo de recesión que causó la crisis financiera. Ahora uno de los factores adicionales es el deterioro en las expectativas de crecimiento económico mundial, causado por problemas en Europa, una eventual desaceleración en China o una recesión en Estados Unidos. Otros expertos consideran que en el corto plazo la demanda de crudo podrá continuar la senda creciente en razón a las necesidades internas de los BRICs, no sin antes mencionar la gran incertidumbre que reina en Europa y que eventualmente puede afectar las economías emergentes. 1.1 ESCENARIOS DE PRECIOS WTI Este análisis, considera en el largo plazo tres escenarios de precios del WTI que corresponden a los definidos en el Annual Energy Outlook 2012 denominados de Referencia, Alto y Bajo, en lo concerniente al largo plazo. Para el corto plazo (16 meses), se consideró el Caso Base del Short-Term Outlook publicado el 10 de enero de 2012 por el U.S Energy Information Administration EIA, información que se aprecia la proyección de precios WTI bajo los tres escenarios planteados (Gráfica No 2). Cabe anotar que se utiliza como indexador de los precios de la energía el WTI, dado que se trata del crudo de referencia en la Costa del Golfo de México. 4

5 Gráfica No. 2. Escenarios de Precio de WTI - dólares constantes de diciembre de US$constes dic Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos. Referencia Alto Bajo Real En términos reales, se estima que bajo el escenario de referencia los precios del crudo WTI oscilaran entre los US$$ 95/Bl en 2011 y US$$ 144.6/Bl en 2035, con una tasa de crecimiento medio anual de 1.87% en el horizonte de análisis. Estima el EIA que el precio del WTI en este escenario alcanzará un aumento del 52% en los 24 años, en tanto que el escenario alto crece 116% y el bajo se contrae en un 33%. 1.2 ESCENARIO MACROECONÓMICO Para efectos de la proyección se tomó en cuenta el escenario macroeconómico de referencia 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% en el horizonte El crecimiento económico proyectado muestra una senda menor en los primeros años del período de análisis que luego crece de manera gradual. Según este escenario de referencia los precios del crudo en el periodo , crecen a una tasa interanual de 1,8% alcanzando los 144,6 dólares constantes de 2011 por barril; ante la perspectiva de la recuperación económica y como consecuencia de un crecimiento en la demanda de crudo, superior a la oferta El IPC de Estados Unidos corresponde al supuesto utilizado en el escenario macroeconómico del Annual Energy Outlook 2012, cuya tasa de crecimiento medio es de 2.2% en el periodo de y de 1.73% en el horizonte Con respecto a Colombia, la información de estimación de IPC provino del Ministerio de 5

6 Hacienda y Crédito Público, equivalente a 3% promedio año en el horizonte , y para efectos del ejercicio la misma tasa se extendió al Simultáneamente, los datos históricos de las variables económicas fueron tomados del DANE y Banco de la República. Tanto las variables macroeconómicas nacionales y las de Estados Unidos utilizadas en todo el ejercicio de proyección de precios son las mismas en cada uno de los energéticos analizados. 2. En la estimación de los precios de gas natural con destino a la generación de electricidad, se utilizó la metodología que evalúa los tres segmentos principales de la cadena 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 puerta de planta de cada una de las generadoras térmicas que utilizan este energético, para los próximos 20 años considerados en el ejercicio de evaluación El precio del gas natural en boca de pozo se fija según la fuente de suministro y de acuerdo con la normatividad vigente estos pueden ser regulados y no regulados La estimación del precio del gas natural en boca de pozo de los campos regulados de Guajira y Opón se realiza siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución CREG 119 de 2005, 187 de 2010 y 199 de Para la determinación del precio de gas de Cusiana, se realizó un ejercicio de NETBACK con el cual se determina cuál es el precio que dicho gas debe tener, para que sea competitivo en un punto determinado del Sistema Nacional de Transporte frente al de Guajira, teniendo en cuenta que su precio en boca de pozo se determina libremente desde que su capacidad de producción superó los 180 MPCD. En los últimos años los valores del gas no regulado han sido fijados por el sistema de subastas no necesariamente guiados por el valor NETBACK del gas de otros campos. 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. 2.1 PRECIOS DEL EN BOCA DE POZO Guajira y Opón Para los campos regulados la regulación se considera como parámetro de evaluación la evolución de los precios del Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur obtenido de Indice Platts US Gulf Coast Residual 6

7 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 fórmula es la siguiente: Donde: PMR t = PMR t 1 INDICE INDICE t 1 t 2 PMR t PMR t 1 INDICE t 1 INDICE t 2 INDICE = Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU). = Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1). = Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1 = Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2). = US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil precio de cierre, según la serie de la publicación Platt s de Estándar & Poor s Para el gas de los campos de la Guajira el precio correspondiente al segundo semestre de 2011 fue US$/MBTU. Por lo tanto, el precio estimado para el primer semestre de 2012 es: PMR t 1 = US$/MBTU INDICE t 1 = PMRt = x = US$/MBTU INDICE t 2 = 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 y por supuesto de sus tasas de crecimiento. Conforme con la evolución mensual de los precios del WTI, del Fuel Oil No. 6 y del precio de cierre del US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil, se presenta una mayor correlación entre el comportamiento del precio histórico de los dos últimos combustibles, que con el precio del WTI, razón por la cual para efectos de la proyección de precios del gas natural en el horizonte se tomará las tasas de crecimiento 1 US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil precio de cierre 7

8 determinadas en cada uno de los escenarios de la proyección del Residual Fuel No. 6, disponible en el Anual Energy Outlook La gráfica No 3 presenta los resultados del comportamiento de los precios en los últimos 7 años y la relación existente en los mismos. Cabe destacar el desacople de los precios entre el Fuel Oil y WTI, presentado entre junio y diciembre del 2011, que alcanzan diferencias cercanas a los US$13/Bl, pero que luego vuelven a aproximarse en enero de Gráfica No. 3. Evolución de precios US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil US$ / Barril Ene 04 Abr 04 Jul 04 Oct 04 Ene 05 Abr 05 Jul 05 Oct 05 Ene 06 Abr 06 Jul 06 Oct 06 Ene 07 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 Oct 11 No.6 1%S G.Coast Promedio Residual Fuel 1%S Precio WTI Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios. Con base en los criterios anteriormente mencionados se procedió a aplicar la fórmula establecida mediante las resoluciones CREG 119 de 2005, CREG 187 de 2010 y 199 de 2011, cuyos resultados son presentados en la gráfica No 4. Dichos resultados proyectan una banda de precios en términos constantes de 2011 que oscila entre US$4.3 /MBTU y US$9.3 /MBTU, con una tasa de crecimiento promedio año de 2.44% en el horizonte de planeación para el escenario de referencia, mientras que los escenarios bajo y alto muestran tasas de crecimiento interanuales de -3.1% y 5.02% respectivamente. En el escenario de referencia se presenta una disminución en el corto plazo que llega a los US$5.4 /MBTU en 2013, revirtiéndose desde el siguiente año hasta alcanzarlos US$7.4 /MBTU al final del periodo de estimación

9 Gráfica No. 4. Proyección de Precios en Boca de Pozo de Guajira. 10,00 8,75 US$constes dic 2011 / MBTU 7,50 6,25 5,00 3,75 2,50 1,25 0,00 Jun 09 Ene 10 Ago 10 Mar 11 Oct 11 May 12 Dic 12 Jul 13 Feb 14 Sep 14 Abr 15 Nov 15 Jun 16 Ene 17 Ago 17 Mar 18 Oct 18 May 19 Dic 19 Jul 20 Feb 21 Sep 21 Abr 22 Nov 22 Jun 23 Ene 24 Ago 24 Mar 25 Oct 25 May 26 Dic 26 Jul 27 Feb 28 Sep 28 Abr 29 Nov 29 Jun 30 Escenario Bajo Escenario Refrencia Escenario Alto Valor Real Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios Precio del Gas Cusiana 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, como se mencionó anteriormente. 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. No obstante, en los últimos años los valores del gas no regulado han sido fijados por el sistema de subastas que no necesariamente están guiados por el valor Netback del gas de otros campos. Si bien se han registrado diferencias de precios en los distintos contratos, se espera que a largo plazo las señales apunten a una uniformización razonable de los precios del gas únicamente en los principales campos (ej Cusiana y Guajira) por tal razón la UPME utiliza este supuesto para la determinación del precio de gas natural del Campo Cusiana 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. 9

10 La estimación del precio del gas de Cusiana se obtuvo entonces, a partir del precio del gas de la Guajira situado 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: 8,5 Gráfica No. 5. Proyección Precio Boca Pozo Gas Cusiana. US$constes dic 2011/ MBTU 8,0 7,5 7,0 6,5 6,0 5,5 5,0 Ene 12 Oct 12 Jul 13 Abr 14 Ene 15 Oct 15 Jul 16 Abr 17 Ene 18 Oct 18 Jul 19 Abr 20 Ene 21 Oct 21 Jul 22 Abr 23 Ene 24 Oct 24 Jul 25 Abr 26 Ene 27 Oct 27 Jul 28 Abr 29 Ene 30 Oct 30 Fuente: UPME Vasconia Sebastopol Barranca En este ejercicio de planeación, para la determinación 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 2.29% y una banda de precios que varía entre US$5.7/ MBTU y US$7.8/ MBTU, en términos reales de diciembre de S DE 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 10

11 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. PROMI: Resolución CREG 070 de 2003 TGI: Resoluciones CREG 076 de 2002 (Cusiana El Porvenir) y CREG 125 de 2003 TRANSORIENTE: Resolución CREG 0111 y 0195 de 2011 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 PROMI 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

12 Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU). TERMICAS COSTA AÑO SEMESTRE TermoGuajira Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena PRECIO BOCA POZO PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO ,390 5,760 6,150 0,522 5,760 6,282 0,707 5,760 6, ,390 5,577 5,967 0,522 5,577 6,099 0,707 5,577 6, ,390 5,549 5,939 0,522 5,549 6,071 0,707 5,549 6, ,390 5,468 5,859 0,522 5,468 5,991 0,707 5,468 6, ,390 5,554 5,944 0,522 5,554 6,076 0,707 5,554 6, ,390 5,675 6,065 0,522 5,675 6,197 0,707 5,675 6, ,390 5,762 6,152 0,522 5,762 6,284 0,707 5,762 6, ,390 5,823 6,213 0,522 5,823 6,345 0,707 5,823 6, ,390 5,911 6,301 0,522 5,911 6,433 0,707 5,911 6, ,390 5,995 6,385 0,522 5,995 6,517 0,707 5,995 6, ,390 6,084 6,474 0,522 6,084 6,606 0,707 6,084 6, ,390 6,147 6,537 0,522 6,147 6,669 0,707 6,147 6, ,390 6,236 6,627 0,522 6,236 6,759 0,707 6,236 6, ,390 6,308 6,698 0,522 6,308 6,830 0,707 6,308 7, ,390 6,398 6,788 0,522 6,398 6,920 0,707 6,398 7, ,390 6,443 6,833 0,522 6,443 6,965 0,707 6,443 7, ,390 6,533 6,923 0,522 6,533 7,055 0,707 6,533 7, ,390 6,554 6,944 0,522 6,554 7,076 0,707 6,554 7, ,390 6,643 7,033 0,522 6,643 7,165 0,707 6,643 7, ,390 6,684 7,074 0,522 6,684 7,206 0,707 6,684 7,390 Fuente: UPME 12

13 Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU) Continuación. A ÑO SEMESTRE TERMICAS COSTA TermoGuajira Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena PRECIO BOCA POZO PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO ,390 6,773 7,163 0,522 6,773 7,295 0,707 6,773 7, ,390 6,812 7,202 0,522 6,812 7,334 0,707 6,812 7, ,390 6,902 7,292 0,522 6,902 7,424 0,707 6,902 7, ,390 6,969 7,359 0,522 6,969 7,491 0,707 6,969 7, ,390 7,058 7,448 0,522 7,058 7,580 0,707 7,058 7, ,390 7,071 7,461 0,522 7,071 7,594 0,707 7,071 7, ,390 7,160 7,550 0,522 7,160 7,682 0,707 7,160 7, ,390 7,161 7,551 0,522 7,161 7,683 0,707 7,161 7, ,390 7,248 7,639 0,522 7,248 7,771 0,707 7,248 7, ,390 7,243 7,634 0,522 7,243 7,766 0,707 7,243 7, ,390 7,330 7,720 0,522 7,330 7,852 0,707 7,330 8, ,390 7,311 7,701 0,522 7,311 7,833 0,707 7,311 8, ,390 7,396 7,786 0,522 7,396 7,918 0,707 7,396 8, ,390 7,360 7,750 0,522 7,360 7,882 0,707 7,360 8, ,390 7,443 7,833 0,522 7,443 7,965 0,707 7,443 8, ,390 7,389 7,779 0,522 7,389 7,911 0,707 7,389 8, ,390 7,470 7,860 0,522 7,470 7,992 0,707 7,470 8, ,390 7,331 7,722 0,522 7,331 7,854 0,707 7,331 8,038 Fuente: UPME 13

14 AÑO SEMESTRE Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU). TERMICAS DEL INTERIOR T. Merilectrica Termopalenque T. Centro (ISAGEN) T. Sierra (EEPPM) PRECIO BOCA PRECIO BOCA POZO (US$ Constantes dic PRECIO POZO (US$ Constantes dic PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO , ,760 7,308 2, ,760 8,227 1,717 5,760 7,477 1,834 5,760 7, ,548 5,577 7,125 2,467 5,577 8,045 1,717 5,577 7,294 1,834 5,577 7, ,548 5,549 7,097 2,467 5,549 8,016 1,717 5,549 7,266 1,834 5,549 7, ,548 5,468 7,016 2,467 5,468 7,936 1,717 5,468 7,185 1,834 5,468 7, ,548 5,554 7,102 2,467 5,554 8,021 1,717 5,554 7,271 1,834 5,554 7, ,548 5,675 7,222 2,467 5,675 8,142 1,717 5,675 7,392 1,834 5,675 7, ,548 5,762 7,310 2,467 5,762 8,229 1,717 5,762 7,479 1,834 5,762 7, ,548 5,823 7,370 2,467 5,823 8,290 1,717 5,823 7,540 1,834 5,823 7, ,548 5,911 7,459 2,467 5,911 8,378 1,717 5,911 7,628 1,834 5,911 7, ,548 5,995 7,543 2,467 5,995 8,462 1,717 5,995 7,712 1,834 5,995 7, ,548 6,084 7,632 2,467 6,084 8,551 1,717 6,084 7,801 1,834 6,084 7, ,548 6,147 7,695 2,467 6,147 8,614 1,717 6,147 7,864 1,834 6,147 7, ,548 6,236 7,784 2,467 6,236 8,704 1,717 6,236 7,954 1,834 6,236 8, ,548 6,308 7,856 2,467 6,308 8,775 1,717 6,308 8,025 1,834 6,308 8, ,548 6,398 7,945 2,467 6,398 8,865 1,717 6,398 8,115 1,834 6,398 8, ,548 6,443 7,991 2,467 6,443 8,910 1,717 6,443 8,160 1,834 6,443 8, ,548 6,533 8,080 2,467 6,533 9,000 1,717 6,533 8,250 1,834 6,533 8, ,548 6,554 8,101 2,467 6,554 9,021 1,717 6,554 8,271 1,834 6,554 8, ,548 6,643 8,191 2,467 6,643 9,110 1,717 6,643 8,360 1,834 6,643 8, ,548 6,684 8,231 2,467 6,684 9,151 1,717 6,684 8,401 1,834 6,684 8,

15 A ÑO Fuente: UPME SEMESTRE Tabla 3. Precio Plantas Térmicas Interior País Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU). TERMICAS DEL INTERIOR T. Merilectrica Termopalenque T. Centro (ISAGEN) T. Sierra (EEPPM) PRECIO BOCA PRECIO BOCA POZO (US$ PRECIO POZO (US$ PRECIO PRECIO BOCA PRECIO PRECIO BOCA PRECIO Constantes dic Constantes dic POZO POZO , ,773 8,321 2, ,773 9,240 1,717 6,773 8,490 1,834 6,773 8, ,548 6,812 8,360 2,467 6,812 9,280 1,717 6,812 8,529 1,834 6,812 8, ,548 6,902 8,449 2,467 6,902 9,369 1,717 6,902 8,619 1,834 6,902 8, ,548 6,969 8,517 2,467 6,969 9,436 1,717 6,969 8,686 1,834 6,969 8, ,548 7,058 8,606 2,467 7,058 9,525 1,717 7,058 8,775 1,834 7,058 8, ,548 7,071 8,619 2,467 7,071 9,539 1,717 7,071 8,788 1,834 7,071 8, ,548 7,160 8,708 2,467 7,160 9,627 1,717 7,160 8,877 1,834 7,160 8, ,548 7,161 8,709 2,467 7,161 9,628 1,717 7,161 8,878 1,834 7,161 8, ,548 7,248 8,796 2,467 7,248 9,716 1,717 7,248 8,966 1,834 7,248 9, ,548 7,243 8,791 2,467 7,243 9,711 1,717 7,243 8,960 1,834 7,243 9, ,548 7,330 8,878 2,467 7,330 9,797 1,717 7,330 9,047 1,834 7,330 9, ,548 7,311 8,859 2,467 7,311 9,778 1,717 7,311 9,028 1,834 7,311 9, ,548 7,396 8,944 2,467 7,396 9,863 1,717 7,396 9,113 1,834 7,396 9, ,548 7,360 8,907 2,467 7,360 9,827 1,717 7,360 9,077 1,834 7,360 9, ,548 7,443 8,991 2,467 7,443 9,910 1,717 7,443 9,160 1,834 7,443 9, ,548 7,389 8,937 2,467 7,389 9,856 1,717 7,389 9,106 1,834 7,389 9, ,548 7,470 9,018 2,467 7,470 9,938 1,717 7,470 9,187 1,834 7,470 9, ,548 7,331 8,879 2,467 7,331 9,799 1,717 7,331 9,048 1,834 7,331 9,

16 AÑO SEMESTRE Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU) Continuación. TERMICAS DEL INTERIOR T. Dorada (CHEC) T. Piedras T. Valle (EPSA) T. Emcali T. Yopal 1,2 PRECIO BOCA POZO (US$ Constantes dic PRECIO PRECIO BOCA POZO PRECIO PRECIO BOCA POZO (US$ Constantes dic PRECIO BOCA POZO , ,760 7,983 0,000 0,539 0,539 3, ,760 9,391 3, ,866 8,988 0,000 0,928 0, ,224 5,577 7,801 0,000 0,537 0,537 3,631 5,577 9,208 3,122 5,683 8,805 0,000 0,933 0, ,224 5,549 7,772 0,000 0,538 0,538 3,631 5,549 9,180 3,122 5,655 8,777 0,000 1,031 1, ,224 5,468 7,692 0,000 0,532 0,532 3,631 5,468 9,099 3,122 5,574 8,696 0,000 1,045 1, ,224 5,554 7,777 0,000 0,538 0,538 3,631 5,554 9,185 3,122 5,660 8,782 0,000 1,139 1, ,224 5,675 7,898 0,000 0,532 0,532 3,631 5,675 9,306 3,122 5,780 8,903 0,000 1,152 1, ,224 5,762 7,985 0,000 0,538 0,538 3,631 5,762 9,393 3,122 5,868 8,990 0,000 1,242 1, ,224 5,823 8,046 0,000 0,532 0,532 3,631 5,823 9,454 3,122 5,928 9,051 0,000 1,257 1, ,224 5,911 8,134 0,000 0,538 0,538 3,631 5,911 9,542 3,122 6,017 9,139 0,000 1,343 1, ,224 5,995 8,219 0,000 0,532 0,532 3,631 5,995 9,626 3,122 6,101 9,223 0,000 1,359 1, ,224 6,084 8,308 0,000 0,538 0,538 3,631 6,084 9,715 3,122 6,190 9,312 0,000 1,441 1, ,224 6,147 8,371 0,000 0,531 0,531 3,631 6,147 9,778 3,122 6,253 9,375 0,000 1,459 1, ,224 6,236 8,460 0,000 0,538 0,538 3,631 6,236 9,868 3,122 6,342 9,464 0,000 1,537 1, ,224 6,308 8,531 0,000 0,531 0,531 3,631 6,308 9,939 3,122 6,414 9,536 0,000 1,556 1, ,224 6,398 8,621 0,000 0,538 0,538 3,631 6,398 10,029 3,122 6,503 9,626 0,000 1,630 1, ,224 6,443 8,666 0,000 0,531 0,531 3,631 6,443 10,074 3,122 6,549 9,671 0,000 1,651 1, ,224 6,533 8,756 0,000 0,538 0,538 3,631 6,533 10,164 3,122 6,638 9,761 0,000 1,721 1, ,224 6,554 8,777 0,000 0,531 0,531 3,631 6,554 10,185 3,122 6,659 9,782 0,000 1,744 1, ,224 6,643 8,867 0,000 0,538 0,538 3,631 6,643 10,274 3,122 6,749 9,871 0,000 1,810 1, ,224 6,684 8,907 0,000 0,531 0,531 3,631 6,684 10,315 3,122 6,789 9,912 0,000 1,834 1,834 PRECIO PRECIO BOCA POZO (US$ Constantes dic PRECIO PRECIO Fuente: UPME 16

17 AÑO Fuente: UPME SEMESTRE Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU) Continuación. T. Dorada (CHEC) T. Piedras TERMICAS DEL INTERIOR T. Valle (EPSA) T. Emcali PRECIO BOCA PRECIO BOCA PRECIO BOCA POZO (US$ PRECIO PRECIO BOCA PRECIO POZO (US$ PRECIO POZO (US$ PRECIO PRECIO BOCA PRECIO Constantes dic POZO Constantes dic Constantes dic POZO , ,773 8,997 0,000 0,538 0,538 3, ,773 10,404 3, ,879 10,001 0,000 1,896 1, ,224 6,812 9,036 0,000 0,531 0,531 3,631 6,812 10,443 3,122 6,918 10,040 0,000 1,921 1, ,224 6,902 9,125 0,000 0,538 0,538 3,631 6,902 10,533 3,122 7,007 10,130 0,000 1,979 1, ,224 6,969 9,192 0,000 0,530 0,530 3,631 6,969 10,600 3,122 7,075 10,197 0,000 2,007 2, ,224 7,058 9,282 0,000 0,538 0,538 3,631 7,058 10,689 3,122 7,164 10,286 0,000 2,061 2, ,224 7,071 9,295 0,000 0,530 0,530 3,631 7,071 10,702 3,122 7,177 10,299 0,000 2,090 2, ,224 7,160 9,383 0,000 0,538 0,538 3,631 7,160 10,791 3,122 7,266 10,388 0,000 2,139 2, ,224 7,161 9,384 0,000 0,530 0,530 3,631 7,161 10,792 3,122 7,267 10,389 0,000 2,170 2, ,224 7,248 9,472 0,000 0,538 0,538 3,631 7,248 10,879 3,122 7,354 10,476 0,000 2,216 2, ,224 7,243 9,467 0,000 0,530 0,530 3,631 7,243 10,874 3,122 7,349 10,471 0,000 2,249 2, ,224 7,330 9,553 0,000 0,538 0,538 3,631 7,330 10,961 3,122 7,436 10,558 0,000 2,290 2, ,224 7,311 9,534 0,000 0,530 0,530 3,631 7,311 10,942 3,122 7,417 10,539 0,000 2,325 2, ,224 7,396 9,619 0,000 0,538 0,538 3,631 7,396 11,027 3,122 7,502 10,624 0,000 2,362 2, ,224 7,360 9,583 0,000 0,529 0,529 3,631 7,360 10,991 3,122 7,466 10,588 0,000 2,399 2, ,224 7,443 9,667 0,000 0,538 0,538 3,631 7,443 11,074 3,122 7,549 10,671 0,000 2,432 2, ,224 7,389 9,613 0,000 0,529 0,529 3,631 7,389 11,020 3,122 7,495 10,617 0,000 2,470 2, ,224 7,470 9,694 0,000 0,538 0,538 3,631 7,470 11,101 3,122 7,576 10,698 0,000 2,499 2, ,224 7,331 9,555 0,000 0,529 0,529 3,631 7,331 10,962 3,122 7,437 10,559 0,000 2,539 2,539 T. Yopal 1,2 17

18 3. JET FUEL En la proyección del precio del JET A 1 se empleó la regulación vigente definida en el artículo 116 de la Ley 1450 de 2011, la Ley 681 de 2001 y las Resoluciones Minminas de 2001 y de 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 IP IVA TI PMV = IP+IVA+ TI = Precio de venta de la gasolina de aviación Jet A-1 al Distribuidor Mayorista = Ingreso al productor = Impuesto al Valor Agregado = Valor del transporte a través del sistema de poliductos La estimación del ingreso al productor, se realizó comparando el precio publicada por ECOPETROL de manera semanal y los precios del DOE-EIA tanto para el valor WTI como para Jet Fuel Costa del Golfo, estableciéndose la respectiva correlación. Ver gráfica No 6. Gráfica No. 6. Evolución de Precios de Jet Fuel Fuel Oil Nacional y otros combustibles. 180,0 160,0 140,0 120,0 US$ / Barril 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Ene-03 Abr-03 Jul-03 Oct-03 Ene-04 Abr-04 Jul-04 Oct-04 Ene-05 Abr-05 Jul-05 Oct-05 Ene-06 Abr-06 Jul-06 Oct-06 Ene-07 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 Oct-11 JET A Ecopetrol WTI JET FUEL G.Coast Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL. 18

19 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 se utilizaron las tasas de crecimiento del JET FUEL disponibles en el Anual Energy Outlook 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. 5,5 5,0 4,5 Gráfica No. 7. Proyección de Ingreso al Productor JET- A1. US$ constantes Dic 2011 / Galón 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 Ene 09 Oct 09 Jul 10 Abr 11 Ene 12 Oct 12 Jul 13 Abr 14 Ene 15 Oct 15 Jul 16 Abr 17 Ene 18 Oct 18 Jul 19 Abr 20 Ene 21 Oct 21 Jul 22 Abr 23 Ene 24 Oct 24 Jul 25 Abr 26 Ene 27 Oct 27 Jul 28 Abr 29 Ene 30 Oct 30 JET A Alto JET A Bajo JET A Referencia Precio Histórico 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. En el caso de Termocentro (planta térmica que utiliza el JET - A1 como combustible) se consideró que la comercialización del producto la hace directamente ECOPETROL S.A razón por la cual no se considera el margen al Distribuidor Mayorista. La proyección de los costos de transporte se efectuó con la estimación del IPC colombiano, según lo establecido por la Resolución Minminas No de 2003 y de 2003 y de La gráfica No. 8 esquematiza la proyección del precio del JET- A1 en la planta de Termocentro para los escenarios analizados. Los resultados muestran una banda de precios que varía entre los 53 y 17 dólares constantes de diciembre de 2011 por millón de BTU, en los escenarios bajo y alto. En el escenario de referencia 19

20 o medio se presenta un crecimiento de 28.48% en el horizonte de planeación , correspondiente a un tasa de incremento interanual de 1.32%. 60 Gráfica No. 8. Proyección Precio de JET- A1 en Termocentro US$ constantes 2011 / MBTU TOTAL BASE TOTAL BAJO TOTAL ALTO Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios. A continuación se presentan los resultados del ejercicio de estimación de precios máximos de venta del JET-A en puerta de planta bajo los escenarios analizados, valores que se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2011 y discriminados por IP, Impuestos y transporte: 20

21 Tabla No 3 Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2011 / MBTU. Escenario Base Termocentro AÑO IP IVA Transporte PRECIO TOTAL US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU ,29 4,53 0,62 33, ,60 4,58 0,62 33, ,35 4,70 0,62 34, ,72 4,91 0,62 36, ,64 5,06 0,62 37, ,22 5,16 0,62 38, ,62 5,22 0,62 38, ,90 5,26 0,62 38, ,21 5,31 0,62 39, ,49 5,36 0,62 39, ,77 5,40 0,62 39, ,09 5,45 0,62 40, ,45 5,51 0,62 40, ,85 5,58 0,62 41, ,23 5,64 0,62 41, ,51 5,68 0,62 41, ,76 5,72 0,62 42, ,06 5,77 0,62 42, ,37 5,82 0,62 42,81 Fuente: UPME Tabla No 3 Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2011 / MBTU (Continuación) AÑO IP US$/MBTU Escenario Bajo Termocentro IVA US$/MBTU Transporte US$/MBTU PRECIO TOTAL US$/MBTU ,18 2,43 0,62 18, ,35 2,46 0,62 18, ,76 2,36 0,62 17, ,58 2,33 0,62 17, ,61 2,34 0,62 17, ,53 2,33 0,62 17, ,53 2,33 0,62 17, ,55 2,33 0,62 17, ,57 2,33 0,62 17, ,60 2,34 0,62 17, ,43 2,31 0,62 17, ,32 2,29 0,62 17, ,26 2,28 0,62 17, ,24 2,28 0,62 17, ,24 2,28 0,62 17, ,42 2,31 0,62 17, ,48 2,32 0,62 17, ,46 2,31 0,62 17, ,31 2,29 0,62 17,22 Fuente: UPME 21

22 Tabla No 3 Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2011 / MBTU (Continuación) Escenario Alto Termocentro AÑO IP IVA Transporte PRECIO TOTAL US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU ,90 4,94 0,62 36, ,66 5,39 0,62 39, ,80 5,25 0,62 38, ,59 5,53 0,62 40, ,47 5,68 0,62 41, ,21 5,79 0,62 42, ,99 5,92 0,62 43, ,52 6,00 0,62 44, ,08 6,25 0,62 45, ,10 6,42 0,62 47, ,18 6,59 0,62 48, ,78 6,69 0,62 49, ,10 6,74 0,62 49, ,69 6,83 0,62 50, ,17 6,91 0,62 50, ,55 6,97 0,62 51, ,07 7,05 0,62 51, ,73 7,16 0,62 52, ,05 7,21 0,62 52,88 Fuente: UPME 22

23 4. FUEL OIL El cálculo del precio futuro del Fuel Oil colombiano de mediano y largo plazo, incluyó un análisis análogo al realizado para la determinación del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo del campo 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%. 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 2012 para el Residual Fuel bajo los tres escenarios considerados. Ver gráfica No. 9. Gráfica No. 9. Evolución de Precios de Fuel Oíl Nacional y otros combustibles US$/Bl Ene 08 Mar 08 May 08 Jul 08 Sep 08 Nov 08 Ene 09 Mar 09 May 09 Jul 09 Sep 09 Nov 09 Ene 10 Mar 10 May 10 Jul 10 Sep 10 Nov 10 Ene 11 Mar 11 May 11 Jul 11 Sep 11 Nov 11 Barranca Cartagena WTI No. 6 Residual Fuel Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL. Según 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. Vale la pena mencionar que desde diciembre de 2010 los precios del ingreso al productor en las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena se igualaron 23

24 Donde PMV IP IVA TI PMV = IP+IVA+ TI = Precio de venta del Fuel Oíl al Distribuidor Mayorista = Ingreso al productor = Impuesto al Valor Agregado = Tarifa de transporte dependiendo del sitio de entrega La gráfica No.10 representa la proyección del ingreso al productor colombiano en US$ constantes de 2011 por Barril. La estimación señala una banda de precios entre 30 y 165 US$/Bl, con un valor promedio cercano a los 117 US$/Bl. En el escenario de referencia se observa una tasa de crecimiento aproximada al 1.62% promedio año, mientras que el escenario alto indica 2.95% y -5.9% en el escenario bajo. 180 Gráfica No. 10. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de Fuel Oíl US$ constantes 2011/Bl Ene 2012 Sep 2012 May 2013 Ene 2014 Sep 2014 May 2015 Ene 2016 Sep 2016 May 2017 Ene 2018 Sep 2018 May 2019 Ene 2020 Sep 2020 May 2021 Ene 2022 Sep 2022 May 2023 Ene 2024 Sep 2024 May 2025 Ene 2026 Sep 2026 May 2027 Ene 2028 Sep 2028 May 2029 Ene 2030 Sep 2030 Esc. Base Esc. Bajo Esc. Alto Real Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios. 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. No 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

25 Gráfica No. 11. Proyección Precio de FUEL OIL Escenario de Referencia US$ constante 2011 /Bl Ene 2012 Sep 2012 May 2013 Ene 2014 Sep 2014 May 2015 Ene 2016 Sep 2016 May 2017 Ene 2018 Sep 2018 May 2019 Ene 2020 Sep 2020 May 2021 Ene 2022 Sep 2022 May 2023 Ene 2024 Sep 2024 May 2025 Ene 2026 Sep 2026 May 2027 Ene 2028 Sep 2028 May 2029 Ene 2030 Sep 2030 Cartagena Barranquilla Yumbo Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios. 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

26 Año Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU. Ingreso Productor Escenario Referencia US$ constantes 2011/ MBTU Otros Costos Precio Planta Barranquilla Precio Planta Cartagena Precio Planta Yumbo Barranquilla Cartagena Yumbo ,56 3,07 2,72 4,06 18,63 18,28 19, ,89 3,08 2,73 4,06 18,96 18,62 19, ,67 3,08 2,74 4,07 19,75 19,40 20, ,66 3,09 2,74 4,07 20,75 20,41 21, ,34 3,09 2,75 4,08 21,43 21,09 22, ,72 3,10 2,75 4,08 21,81 21,47 22, ,02 3,10 2,75 4,09 22,12 21,78 23, ,22 3,10 2,76 4,09 22,32 21,98 23, ,40 3,11 2,76 4,09 22,51 22,16 23, ,57 3,11 2,77 4,10 22,68 22,34 23, ,74 3,11 2,77 4,10 22,86 22,51 23, ,95 3,12 2,77 4,11 23,07 22,72 24, ,14 3,12 2,78 4,11 23,26 22,92 24, ,32 3,13 2,78 4,11 23,45 23,11 24, ,49 3,13 2,79 4,12 23,62 23,28 24, ,64 3,14 2,79 4,13 23,78 23,43 24, ,82 3,15 2,80 4,14 23,97 23,62 24, ,00 3,16 2,81 4,15 24,15 23,81 25, ,01 3,17 2,82 4,16 24,18 23,83 25,16 Fuente: UPME Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU Continuación. Año Ingreso Productor Escenario Bajo US$ constantes 2011/ MBTU Otros Costos Precio Planta Barranquilla Cartagena Yumbo Barranquilla Precio Planta Cartagena Precio Planta Yumbo ,42 1,93 1,58 2,92 10,35 10,01 11, ,64 1,82 1,48 2,81 8,47 8,12 9, ,18 1,80 1,46 2,79 7,99 7,64 8, ,03 1,78 1,44 2,77 7,82 7,47 8, ,99 1,76 1,42 2,75 7,75 7,41 8, ,92 1,75 1,40 2,73 7,66 7,32 8, ,86 1,73 1,39 2,72 7,59 7,25 8, ,81 1,72 1,37 2,70 7,52 7,18 8, ,76 1,70 1,35 2,69 7,46 7,11 8, ,73 1,69 1,34 2,67 7,42 7,07 8, ,64 1,67 1,33 2,66 7,32 6,97 8, ,52 1,66 1,31 2,64 7,18 6,84 8, ,44 1,64 1,30 2,63 7,09 6,74 8, ,39 1,63 1,29 2,62 7,03 6,68 8, ,37 1,62 1,28 2,61 6,99 6,65 7, ,37 1,61 1,27 2,60 6,98 6,64 7, ,36 1,61 1,26 2,59 6,97 6,62 7, ,26 1,60 1,26 2,59 6,86 6,52 7, ,25 1,60 1,25 2,58 6,85 6,50 7,83 Fuente: UPME 26

27 Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU Continuación. Año Ingreso Productor Escenario Alto US$ constantes 2011/ MBTU Otros Costos Precio Planta Barranquilla Cartagena Yumbo Barranquilla Precio Planta Cartagena Precio Planta Yumbo ,91 4,43 3,10 4,43 22,35 21,01 22, ,72 4,48 3,14 4,48 23,20 21,86 23, ,46 4,49 3,15 4,49 23,94 22,61 23, ,42 4,50 3,16 4,50 24,92 23,59 24, ,33 4,51 3,17 4,51 25,84 24,51 25, ,90 4,52 3,18 4,52 26,41 25,08 26, ,64 4,52 3,19 4,52 27,16 25,83 27, ,28 4,53 3,20 4,53 27,81 26,48 27, ,77 4,54 3,20 4,54 28,31 26,97 28, ,35 4,54 3,21 4,54 28,89 27,56 28, ,47 4,55 3,22 4,55 29,02 27,68 29, ,89 4,56 3,22 4,56 29,44 28,11 29, ,12 4,56 3,23 4,56 29,68 28,35 29, ,47 4,57 3,24 4,57 30,04 28,70 30, ,88 4,57 3,24 4,57 30,45 29,12 30, ,39 4,58 3,25 4,58 30,97 29,64 30, ,69 4,59 3,26 4,59 31,28 29,95 31, ,01 4,60 3,26 4,60 31,61 30,27 31, ,03 4,61 3,27 4,61 31,64 30,31 31,64 Fuente: UPME 27

28 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 de 1998 y sus modificaciones. La estructura del precio nacional de ACPM contempla los siguientes ítems: Donde PMV PA = IP + IVA + I. Global + Tm + Tt + Mpc + Sobretasa + Mdm 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 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. Gráfica No. 12. Evolución de Precios de ACPM Nacional y otros combustibles US$ /Barril Ene 04 Mar 04 May 04 Jul 04 Sep 04 Nov 04 Ene 05 Mar 05 May 05 Jul 05 Sep 05 Nov 05 Ene 06 Mar 06 May 06 Jul 06 Sep 06 Nov 06 Ene 07 Mar 07 May 07 Jul 07 Sep 07 Nov 07 Ene 08 Mar 08 May 08 Jul 08 Sep 08 Nov 08 Ene 09 Mar 09 May 09 Jul 09 Sep 09 Nov 09 Ene 10 Mar 10 May 10 Jul 10 Sep 10 Nov 10 Ene 11 Mar 11 May 11 Jul 11 Sep 11 Nov 11 Ingreso Productor ACPM Cotización Diaria No.2 USGC WTI Diesel Fuel USGC Residual Fuel Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, Ministerio de Minas y Energía y UPME 28

29 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 Valoradas las correlaciones del comportamiento de los precios de los diferentes combustibles, se observa mayor correspondencia entre el comportamiento de precios del Diesel Fuel con la cotización Diaria No 2 USCG, razón por la cual para estimar la proyección del Ingreso al Productor del ACPM colombiano, se tomaron las tasas del Diesel Fuel. 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$/ galón constantes de diciembre de 2010 en el escenario bajo y 4.7 US$/ 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. US$ constantes 2011 / Bl Ene 12 Sep 12 May 13 Ene 14 Sep 14 May 15 Ene 16 Sep 16 May 17 Ene 18 Sep 18 May 19 Ene 20 Sep 20 May 21 Ene 22 Sep 22 May 23 Ene 24 Sep 24 May 25 Ene 26 Sep 26 May 27 Ene 28 Sep 28 May 29 Ene 30 Sep 30 Esc. Base Esc. Bajo Esc. Alto Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios. El cálculo de los distintos parámetros que incluye la estructura del precio del ACPM, se realizó a partir de la proyección del IPC colombiano definido por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, variable establecida por las normas legales en los ítems de impuesto global y tarifa de transporte. El cálculo de la remuneración al 29

30 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, Los resultados son expuestos en la gráfica No 14 y dan cuenta de la estimación del precio en planta de abasto, valor que en últimas depende de la distancia desde el centro de refinación hasta dicha centro de abastecimiento en términos de US$ constates de diciembre de 2011 por MBTU, en el escenario base o de referencia.. 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. 37 Gráfica No. 14. Proyección Precio de ACPM en Planta de Abasto Mayorista US$ constantes 2011 / MBTU Barranquilla Sebastopol Cali Santa Marta Cartagena Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios. 30

31 Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2011 / MBTU. Escenario de Referencia Precio de Venta Planta de Abasto Mayorista US$ constantes 2011 / MBTU Año Barranquilla Sebastopol Cali Santa Marta Cartagena ,72 29,93 30,79 29,72 29, ,08 30,29 31,15 30,08 29, ,16 30,35 31,14 30,16 30, ,89 31,06 31,78 30,89 30, ,36 32,57 33,43 32,36 32, ,64 32,84 33,67 32,64 32, ,80 33,00 33,81 32,80 32, ,83 33,02 33,80 32,83 32, ,06 33,25 34,02 33,06 32, ,10 33,28 34,02 33,10 32, ,09 33,26 33,97 33,09 32, ,42 33,60 34,31 33,42 33, ,78 33,96 34,69 33,78 33, ,10 34,28 35,01 34,10 34, ,47 34,65 35,38 34,47 34, ,78 34,96 35,70 34,78 34, ,03 35,21 35,95 35,03 34, ,31 35,50 36,25 35,31 35, ,68 35,87 36,62 35,68 35,58 Fuente: UPME Tabla 6. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2011 / MBTU Continuación. Escenario de Bajo Precio de Venta Planta de Abasto Mayorista US$ constantes 2011 / MBTU Año Barranquilla Sebastopol Cali Santa Marta Cartagena ,33 19,54 20,39 19,33 19, ,29 21,51 22,37 21,29 21, ,26 20,46 21,25 20,26 20, ,93 20,10 20,82 19,93 19, ,85 21,06 21,92 20,85 20, ,52 20,73 21,55 20,52 20, ,69 20,89 21,70 20,69 20, ,13 20,32 21,10 20,13 20, ,64 20,83 21,61 20,64 20, ,85 20,04 20,78 19,85 19, ,86 20,03 20,74 19,86 19, ,87 20,04 20,76 19,87 19, ,33 20,51 21,23 20,33 20, ,10 20,28 21,00 20,10 19, ,29 20,47 21,20 20,29 20, ,69 20,87 21,60 20,69 20, ,01 21,20 21,94 21,01 20, ,97 21,16 21,91 20,97 20, ,27 21,45 22,21 21,27 21,16 31