Consultaría realizada para la CREG. Por SNC-Lavalin Itansuca y Freyre & Asociados

Transcripción

1 FREYRE & Asociados SERVICIO DE CONSULTORIA PARA LA ACTUALIZACIÓN DEL ESTUDIO DE CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL Y PROFUNDIZACIÓN EN EL ANALISIS DE LOS RIESGOS DE CONTINUIDAD DEL SERVICIO ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE SUMINISTRO EN LOS CAMPOS DE PRODUCCIÓN

2 2 ACTUALIZACIÓN DEL ESTUDIO DE CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL Y PROFUNDIZACIÓN EN EL ANALISIS DE LOS RIESGOS DE CONTINUIDAD DEL SERVICIO ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE SUMINISTRO EN LOS CAMPOS DE PRODUCCIÓN Consultaría realizada para la CREG Por SNC-Lavalin Itansuca y Freyre & Asociados Bogotá D.C., marzo de 2012

3 3 ANTECEDENTES INFORME 2010 DETERMINACIÓN Y VALORACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA ASEGURAR LA CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL A LOS USUARIOS DE LOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACION Proyectos de Seguridad de Abastecimiento Barco Regasificador GNL Atlántico Barco Regasificador GNL Pacífico Proyectos de Confiabilidad Plantas de Peak-shaving GNL Plantas de Propano-Aire Almacenamiento subterráneo Inversión de confiabilidad en Cusiana Mercado de cortes

4 4 ANTECEDENTES - INFORME 2010 Datos: 2018 PROYECTOS (Incluyen las inversiones de transporte necesarias) Situación al 2018 con Buque Regasificador GNL en el Atlántico y en el Pacífico Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico y Almac. Subterráneo Situación al 2018 con Buque Regasificador GNL en el Atlántico Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico e inversión de confiabilidad en Cusiana Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico y Planta de PS GNL en Bogota Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico y 7 plantas de Propano - Aire Costos de Gas MMu$s /año Costos de Restric. Exportac. MMu$s /año Costos de Restric. MMu$s /año Costos Comb. P.Confiab. MMu$s /año Costos de Transp. MMu$s /año Costo de Inversion MMu$s /año Costo Total MMu$s /año 2, , , , , , , , , , , ,691.4

5 5 ANTECEDENTES INFORME 2010 El lugar óptimo de instalación de una planta de regasificación depende fundamentalmente de la evolución futura de las cuencas productivas en Colombia y no puede analizarse solamente considerando la situación de producción actual; Cuando estén disponibles deberían ser considerados en el análisis los costos reales de las inversiones en infraestructura obtenidos a partir de un estudio de prefactibilidad. El proyecto más eficiente a los fines de asegurar la Seguridad de Abastecimiento sería la instalación de Buques regasificadores, primero en el Pacífico y luego en el Atlántico para compensar y anticipar la declinación prevista en la producción de La Guajira. La razón principal de este resultado se debe a que esto permite introducir en el sistema una redundancia de abastecimiento en el extremo final del sistema de transporte y se requieren menores inversiones en ampliaciones de transporte. Respecto de los proyectos de confiabilidad, resultaría más conveniente la utilización coordinada de un sistema de cortes a usuarios con capacidad de sustitución o disposición para liberar su capacidad a un determinado precio.

6 6 INFORME 2010 INFORME 2012 DIFERENCIAS Plantas GNL del Atlántico y Pacífico de acuerdo con propuestas de inversores Proyecciones de demanda UPME Dic Proyecciones de producción 2011 Nuevas estadísticas de interrupciones de producción y transporte programadas y no programadas Nuevos precios de Gas Natural y GNL Análisis de los años 2016, 2018 y 2020 por Seguridad de Abastecimiento Análisis de condiciones climáticas (El Niño, La Niña y Normal) Análisis de otros beneficios: 1. Generación de seguridad, 2. Obligaciones de Energía Firme, 3. Confiabilidad Distribución de los beneficios entre el sector eléctrico y el gas natural Distribución geográfica de los beneficios de las instalaciones de GNL

7 MPCD 7 INFORME 2012 Demanda y producción de gas natural 1, ,400.0 Demanda y Producción de Gas Natural SISTEMA ELECTRICO (respaldos firmes) 1,200.0 GNL 1. GENERACIÓN DE SEGURIDAD 1, CONFIABILIDAD Demanda sin El Niño Demanda con El Niño Producción Nacional SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO 2. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (OEF) DURANTE «EL NIÑO»

8 8 Dependencia de la demanda de factores climáticos plurianuales En 60 años, 9 eventos en los cuales los períodos de calentamiento superaron los 1.5 C. Probabilidad de ocurrencia del Fenómeno de El Niño en un año dado (es decir la inversa del período de recurrencia) es 9/60=0.15.

9 9 Propuestas de instalaciones de regasificación GNL ATLANTICO GNL PACÍFICO PLANTA DE REGASIFICACIÓN EN CARTAGENA BARCO REGASIFICADOR EN BUENAVENTURA (FSRU) ALMACENAMIENTO VAPORIZACIÓN CAPEX OPEX Costos ±30% 160,000 m3 400 MPCD (OEF) 352 MMUS$ 36.5 MMUS$/año ALMACENAMIENTO VAPORIZACIÓN CAPEX OPEX r 15.02% n 20 años (Adoptado por los inversores) ~ 160,000 m3 262 MPCD (OEF) 263 MMUS$ + (253 MMUS$ gasoducto Buenaventura-Cali) 18 MMUS$/año + (3 MMUS$)

10 10 Modelo del sistema de gas natural de Colombia P. BALLENA LA GUAJIRA MAGDALENA ATLÁNTICO GNL ATLANTICO CESAR BOLIVAR VENEZUELA CORDOBA - SUCRE LA CRECIENTE PAYOA Y PROVINCIA Q OUT Q IN ANTIOQUIA VASCONIA BARRANCA BERMEJA MAG MEDIO CUNDBOY BUCARAMANGA GILBRATAR D Q Q Re str CA D Q Q CA i IN OUT i i i IN OUT i MARIQUITA CUSIANA CQR BOGOTA GBS GNL PACIFICO VALLE DEL CAUCA TOLIMA - HUILA SUMINISTRO SUR VILLAVICENCIO OPTIMIZACIÓN DIARIA DEL ABASTECIMIENTO I PG Q TT Re str Crestr CA PCA i i j j i i i i i j i i

11 11 Simulación de Montecarlo Demanda diaria en cada nodo Capacidad de inyección y de transporte Eventos con una distribución de Poisson Duración del evento Profundidad del corte

12 MPCD 12 Datos de demanda 1, , ,200.0 Demanda y Producción de Gas Natural Residencial, Comercial, GNV, Industrial, Refinería y Petroquímica ( ): Proyección de demanda de la UPME dic Escenario Alto 1, Demanda sin El Niño Demanda con El Niño Producción Nacional Generación térmica ( ) 1. Demanda hidraulicidad media (UPME) 2. Demanda potencial máxima con «El Niño» 3. Generación de seguridad (XM) Exportaciones excedentes

13 13 Demanda de generación térmica 1. Demanda hidraulicidad media 2016 (UPME) = 252 MPCD 2. Demanda potencial máxima con «El Niño» = 547 MPCD 3. Generación de seguridad = 177 MPCD

14 MPCD 14 Datos de producción 1, ,400.0 Demanda y Producción de Gas Natural Potencial de producción normalizado informado por los productores al Ministerio de Minas y Energía (2011) 1, , Demanda sin El Niño Demanda con El Niño Producción Nacional

15 15 Datos de producción 2016 = 1066 MPCD 2020 = 929 MPCD (Se estimó una factibilidad de contratación en firme del 97 % para P. Ballena y del 89% para Cusiana y Cupiagua de los volúmenes potenciales de producción informados. Para el resto de los campos se adoptó, en base a datos históricos de contratación, un valor del 85%).

16 16 Incrementos de capacidad de transporte (2016) GNL ATLANTICO BOLIVAR CORDOBA - SUCRE ATLÁNTICO P. BALLENA LA GUAJIRA MAGDALENA CESAR VENEZUELA GBS-Cundiboy (278 MMUS$) Cundiboy-Vasconia (156 MMUS$) Vasconia-Antioquía (96 MMUS$) Mariquita-Tolima (187 MMUS$) LA CRECIENTE PAYOA Y PROVINCIA GNL PACIFICO ANTIOQUIA VASCONIA MARIQUITA CQR VALLE DEL CAUCA BARRANCA BERMEJA MAG MEDIO BOGOTA TOLIMA - HUILA SUMINISTRO SUR CUNDBOY BUCARAMANGA 80 GBS VILLAVICENCIO GILBRATAR CUSIANA

17 17 Estadística de interrupciones de producción No programadas Puntos de Iny ección Capacidad de Iny ección Interrupcion por año Duracion media Desv io Estandar MPCD horas horas Porcentaje de Volumen cortado cortado min de Volumen P. Ballena La Creciente Mag. Medio Payoa y Provincia Gibraltar Cusiana y Cupiagua Sumistro Sur max Programadas Interrupcion por año Duracion media horas Desv io Estandar horas Porcentaje de Volumen cortado min Porcentaje de Volumen cortado max P. Ballena La Creciente Mag. Medio Payoa y Provincia Gibraltar Cusiana y Cupiagua Sumistro Sur

18 18 Estadística de interrupciones de transporte Tramos de transporte Longitud Capacidad máx ima Interrupcion por año Duracion media Desv io Estandar km MPCD horas horas Porcentaje Porcentaje de Volumen de Volumen P. Ballena - La Guajira La Guajira - Magdalena Magdalena - Atlantico Atlantico - Bolivar Bolivar - Cordoba.Sucre P. Ballena - Cesar Cesar - Barranca Bermeja Bucamaranga - Barranca Bermeja B. Bermeja - Vasconia Vasconia - Antioquia Cundboy - Vasconia Cundboy - Bogota GBS - Cundboy GBS - Villavicencio Villavicencio - Bogota Vasconia - Mariquita Mariquita - CQR CQR - Valle del Cauca Mariquita - Tolima.Hulia Eventos extraordinarios en correspondencia con los deslizamientos del terreno durante el fenómeno de La Niña Teniendo en cuenta los eventos ocurridos durante el año 2011, se consideró que durante el fenómeno de La Niña, debido a los deslizamientos de suelos asociados a las inundaciones y lluvias torrenciales, se produce la interrupción total de la capacidad de transporte del tramo Mariquita-CQR para dos eventos con una duración media de 8 días consecutivos cada uno.

19 19 Costo de las restricciones Nodos Costo Residen- Comercial u$s/mmbtu Costo GNV Costo Industrial Costo Termoeléctrica u$s/mmbtu u$s/mmbtu u$s/mmbtu P. Ballena La Guajira Magdalena Atlántico Bolivar Cordoba-Sucre Cesar Barranca Bermeja Bucamaranga Antioquia Vasconia Cundboy GBS Villavicencio Bogota Mariquita CQR Valle del Cauca Tolima-Huila

20 20 Precio del Gas Natural y el GNL Puntos de Iny ección Precio Gas u$s/mmbtu P. Ballena 5.8 La Creciente 5.8 Mag. Medio 5.8 Payoa y Provincia 5.8 Gibraltar 5.8 Cusiana 5.8 Sumistro Sur 5.8 LNG Atlantico 9.8 LNG Pacifico 9.8 GN = contratos de largo plazo en un contexto de equilibrio entre oferta y demanda interna de gas (precio regulado de La Guajira en nov. 2011). GNL = 8.3 US$/MMBtu (Brasil spot) US$/MMBtu (flete) = 9.8 US$/MMBtu

21 21 MODELO DE OPTIMIZACIÓN CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO AÑOS SITUACIÓN CLIMÁTICA INFRAESTRUCTURA 2016 NORMAL SIN GNL 2018 «EL NIÑO» GNL ATLANTICO 2020 «LA NIÑA» GNL PACÍFICO GNL ATLANTICO Y PACIFICO Más allá del año 2020, la estimación de la evolución de la producción nacional de gas y su ubicación geográfica es tan incierta, que no tendría sentido su utilización para la toma de decisiones. TOTAL = 36 ANALISIS EN CADA ANÁLISIS SE SIMULAN LOS 365 DÍAS DEL AÑO Y SE OPTIMIZA EL ABASTECIMIENTO DE CADA DÍA

22 22 EJEMPLO

23 23 RESULTADOS DEL AÑO 2016 VOLUMENES PROMEDIO DIARIOS

24 24 RESULTADOS DEL AÑO 2020 VOLUMENES PROMEDIO DIARIOS

25 25 RESULTADOS DEL AÑO 2016 COSTOS ANUALES TOTALES

26 26 RESULTADOS DEL AÑO 2020 COSTOS ANUALES TOTALES

27 27 COSTO ESPERADO DE ABASTECIMIENTO X X X E X E E EN E E LN E E CN EN LN CN El Niño La Niña Cond. Normal

28 28 COSTO UNITARIO DE ABASTECIMIENTO X X X E X E E EN E E LN E E CN EN LN CN El Niño La Niña Cond. Normal

29 29 X X X E X E E EN E E LN E E CN EN LN CN El Niño La Niña Cond. Normal BENEFICIOS DE CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO

30 30 OTROS BENEFICIOS DE LAS PLANTAS DE GNL: GENERACIÓN DE SEGURIDAD (años normales) (No está incluido el costo de las plantas)

31 31 OTROS BENEFICIOS DE LAS PLANTAS DE GNL: RESPALDO DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME («El Niño») (No está incluido el costo de las plantas)

32 32 BENEFICIOS DE CONFIABILIDAD DE GN (SITUACIÓN DE EQUILIBRIO DE OFERTA Y DEMANDA) (No está incluido el costo de las plantas)

33 33 DISTRIBUCIÓN DE LOS BENEFICIOS DE CONFIABILIDAD ELECTRICIDAD Y GAS

34 34 EFECTO REGIONAL DE LAS PLANTAS DE REGASIFICACIÓN PARA EL SISTEMA DE GAS NATURAL CON HIDRAULICIDAD MEDIA COSTA CENTRO BOGOTA PORCENTAJE DE RESTRICCIONES CON RELACIÓN AL SISTEMA SIN PLANTAS DE GNL SUROESTE

35 35 CONCLUSIONES EN RELACIÓN CON LA SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO La solución más económica considerando el promedio del costo de abastecimiento de los años 2016 al 2020 es contar con ambas instalaciones de GNL. Estas plantas, que son requeridas por una cuestión de Seguridad de Abastecimiento, son también la inversión más conveniente como solución de Confiabilidad para el sistema de gas natural.

36 36 CONCLUSIONES EN RELACIÓN CON OTROS BENEFICIOS DE LAS INSTALACIONES DE GNL

37 37 CONCLUSIONES SOBRE EL EFECTO REGIONAL DE LAS PLANTAS DE REGASIFICACIÓN CON HIDRAULICIDAD MEDIA PORCENTAJE DE RESTRICCIONES CON RELACIÓN AL SISTEMA SIN PLANTAS DE GNL COSTA CENTRO BOGOTA SUROESTE

38 38 RECOMENDACIONES De confirmarse el pronóstico de caída de producción en Colombia, sería necesaria la instalación de plantas de GNL para cubrir el déficit entre oferta y demanda de gas natural (particularmente durante el fenómeno de El Niño). Teniendo en cuenta el volumen esperado del déficit y la distribución geográfica de la demanda la solución más conveniente con los datos actuales sería la instalación de dos plantas de GNL, una el Atlántico y otra en el Pacífico. Simultáneamente con la solución al problema de seguridad de abastecimiento, las instalaciones de GNL pueden utilizarse ventajosamente para respaldo de las generaciones de seguridad y de la Oferta de Energía Firme para generación durante el fenómeno de El Niño del sistema eléctrico.

39 39 RECOMENDACIONES Aún en condiciones de equilibrio entre oferta y demanda de gas natural, las plantas de GNL son una solución óptima para la confiabilidad del sistema de gas natural al incorporar fuentes de abastecimiento en ambos extremos del sistema de transporte de Colombia. La planta del Pacífico podría satisfacer en forma prácticamente ilimitada la demanda residencial durante cortes prolongados en el sistema de transporte de Mariquita a Cali como los ocurridos en el año En resumen, la planta del Atlántico es más eficiente como respaldo de las generaciones de seguridad del sistema eléctrico mientras que la del Pacífico lo es en relación con la confiabilidad del sistema de gas natural.

40 40 RECOMENDACIONES Respecto del tamaño óptimo de las plantas, es importante tener en cuenta que la capacidad de almacenamiento de las mismas (que es una de las partes más importantes del costo) es, hasta cierto límite, independiente de la capacidad de inyección y solo depende del tamaño de los barcos metaneros. Es decir, que existe un tamaño mínimo de almacenamiento de alrededor de 160,000 m3 para poder descargar la totalidad del contenido de un barco de GNL. Por otra parte, la capacidad de regasificación está dada por la cantidad de vaporizadores que tiene un efecto menor en el costo total de la planta. Por lo tanto, se recomienda realizar un estudio que determine el óptimo de la capacidad de inyección de las plantas de GNL y de la capacidad de transporte desde las mismas (que seguramente tendrá una influencia mayor en el costo total) para maximizar los beneficios de las instalaciones de regasificación propuestas.

41 41 RECOMENDACIONES El sistema eléctrico debería pagar por los costos evitados de generación de seguridad y de respaldo de la OEF, los que pasarían a ser generados con GNL en lugar de diesel. Estas instalaciones de GNL permitirían además mejorar la confiabilidad del sistema de gas natural. Por ejemplo, en el año 2016 (suponiendo hidraulicidad media) una instalación de GNL en cualquiera de las dos costas permitiría evitar entre 150 y 200 MPCD de restricciones promedio anual al sector industrial. En presencia de cortes totales del sistema de transporte durante deslizamiento de suelos excepcionales entre Mariquita y el Valle del Cauca podrían evitarse también restricciones a usuarios residenciales por unos 474 MPC promedio anual (esto último solo sería posible con una instalación de GNL en el Pacífico).

42 42 RECOMENDACIONES Cuándo una inversión de transporte (bypass, compresores, etc.) es de confiabilidad? Todo tramo de gasoducto debe ser diseñado para tener una confiabilidad mínima, cualquiera sean las condiciones ambientales (sismos, deslizamientos, severidad climática, debilidad de suelos, etc.). Si las inversiones se realizan para alcanzar esa confiabilidad mínima, entonces son parte del costo y riesgo normal de la industria. En cambio, si la inversión no es para alcanzar la confiabilidad mínima de un segmento, sino permitir el abastecimiento del sistema en forma alternativa, se trata de una inversión de confiabilidad.