PLANEAMIENTO DEL ABASTECIMIENTO NACIONAL DE HIDROCARBUROS

Transcripción

1 PLANEAMIENTO DEL ABASTECIMIENTO NACIONAL DE HIDROCARBUROS Unidad de Planeación Minero Energética Barranquilla, Marzo 16 de 2017

2 Contenido Prospectiva de oferta de crudo y gas natural. Plan Transitorio de Abastecimiento de gas natural. Plan de abastecimiento de combustibles líquidos. Plan de Expansión de Cobertura del Servicio de Gas Combustible

3 PROSPECTIVA DE OFERTA DE CRUDO Y GAS NATURAL

4 Objetivo Revisar y actualizar las variables que impactan el desarrollo de la actividad exploratoria de hidrocarburos y construir escenarios de incorporación de reservas de petróleo y gas con un horizonte de 20 años. Diagnóstico de la actividad E&P Nacional e Internacional. Definir los condicionantes del desarrollo de las actividades de E&P en Colombia. Definición de escenarios de incorporación y producción de hidrocarburos. Identificar las variables que determinarán la oferta de HC en Colombia para estructurar tres escenarios de producción de petróleo y gas natural. Estimación de inversiones e implicaciones de Política Energética. Estimación balances nacionales de petróleo y gas natural. Estimación de inversiones para la materialización de los escenarios.

5 Identificación de variables Con base en las discusiones del primer taller se identificaron10 variables clave que afectarán los escenarios de oferta de hidrocarburos Alto Fuerzas comunes a todos los escenarios Términos Fiscales Potencial Crudos Pesados Factores Sociales Licenciamiento Ambiental Fuerzas Precio de los HC diferenciadoras de escenarios Potencial Offshore Nivel de Impacto Concentración de la industria Seguridad Infraestructura de Transporte Factor de Recobro Potencial No Convencionales Hallazgos hidrocarburos Convencional Bajo Bajo Disponibilidad mano de obra y servicios Oferta energéticos de vecinos Energías Renovables Cambio Climático Interconexión Regional Nivel de Incertidumbre Fuerzas de baja Importancia para los escenarios Alto

6 Recursos - componentes Los escenarios de oferta toman en cuenta cinco componentes: producción existente, no desarrollado, EOR, yet-to-find y no convencional Proyección del volumen anual de producción Componente 5 Componente 4 Componente 3 Componente 2 No Convencionales Yet-to-Find Recuperación Secundaria Reservas No Desarrolladas Existente Componente 1: Perfil de producción de las reservas probadas de los campos existentes en producción según proyecciones de las empresas operadoras Componente 2: Incorporación de reservas Probables y Posibles para los campos existentes tomando como base el perfil de producción reportado por las empresas operadoras Componente 3: Recursos contingentes o prospectivos provenientes de la implementación de proyectos de Recuperación Mejorada a través mejoramiento del factor de recobro Componente 4: Descubrimientos y desarrollo de nuevos campos ( yet to find ) conforme a estudios recientes de todas las cuencas Componente 1 5 Componente 5: Hallazgos, desarrollo y producción de CBM, Shale Gas y Shale Oil en cuencas como Magdalena. Medio, Cordillera Oriental, y Cesar Ranchería,

7 Estimación de la incorporación de recursos por componente Hipótesis Escasez USD/bl 1-3 MMBTU Base USD/bl 3-5 MMBTU Abundancia >60 USD/bl >5 MMBTU Reservas Existentes Reservas Probadas reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas para cada escenario Crudo (MMBls) 85% (1,695) 100% (1,994) 100% (1,994) Gas (BCF) 100% (4,343) 100% (4,343) 100% (4,343) Reservas Probables y Posibles reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas para cada escenario en tiempo y porcentaje de incorporación Probables Crudo (MMBls) 25% (141) 50% (285) 90% (519) Reservas No Desarrolladas Probables - Gas (BCF) 50% (316) 75% (479) 90% (579) Posibles- Crudo (MMBls) 0% (-) 25% (103) 50% (208) Posibles- Gas (BCF) 25% (96) 50% (197) 75% (299) Total reservas no desarrolladas 141 MMBbl / 412 BCF 388 MMBbl / 676 BCF 727 MMBbl / 878 BCF Recursos contingentes totales de 1,744 MMBbl en 18 campos Recuperación Mejorada Crudo (MMBls) 326 MMbls = 25% de reservas EOR de inyección de Agua 762 MMBls = 50% de reservas EOR de inyección de Agua y 25% de Vapor 1,393 MMbls = 90% Proyectos de Inyección de Agua + 50% Inyección a Vapor

8 Estimación de la incorporación de recursos por componente Hipótesis Escasez USD/bl 1-3 MMBTU Base USD/bl 3-5 MMBTU Abundancia >60 USD/bl >5 MMBTU Recursos por descubrir "YTF". Recursos por descubrir ( YTF ) convencionales crudo YTF Crudos Pesados YTF Gas Natural No Convencionales Crudo (MMBls) Crudo (MMBls) Perfiles de producción para los descubrimientos definidos en cada escenario: 485 MMBls correspondiente a 10% del P90 de las cuencas seleccionadas 157 MMBls en las cuencas Llanos y VMM 2,088 MMBls correspondiente a 30% del P90 de las cuencas con Recursos 488 MMbls en Llanos y VMM 3,480 MMBls correspondiente a 50% del P90 de las cuencas con Recursos 1,013 MMBls en llanos, VMM y VMS Gas (TPC) 0.4 TPC Onshore 4.4 TPC : con 1.5 en Sinú offshore y 1.5 en Guajira offshore 8.6 TPC : con 4.2 en Sinú offshore y 2 en Guajira offshore Total YTF 642 MMBls/ 0.4TPC 2576 MMBls/ 4.4 TPC 4,493 MMBls/ 8.6 TPC Perfiles de producción para los descubrimientos definidos en cada escenario: Todos los proyectos empiezan exploración en No se incorporan reservas No se incorporan reservas 1 Proyecto CBM 1,100 BCF 2 Shale Gas 500 BCF c/u 2 Shale Oil 500 MMBls c/u

9 Incorporación de reservas de crudo por escenario ( ) De acuerdo a las hipótesis realizadas, la incorporación de reservas de crudo podría estar entre 1 y 7 MMBls dependiendo principalmente del escenario YTF Existente Recobro Mejorado No Desarrolladas YTF No convencionales Abundancia Base Escasez MMBbl Abundancia Base Escasez Total Reservas a Producir 9,609 5,720 2,804 Incorporación de Reservas 7,615 3,726 1,109 Incorporación Promedio Anual

10 Incorporación de reservas de gas natural por escenario ( ) En el caso del gas natural, la incorporación prevista de reservas es de entre 0.8 y 11 TCF según el escenario Existente Descubrimientos No Desarrollados YTF No convencionales Abundancia Base Escasez GPC Abundancia Base Escasez Total Reservas a Producir 15,938 9,449 5,191 Incorporación de Reservas 11,595 5, Incorporación Promedio Anual

11 KBOED MMcf/D Oferta de hidrocarburos por componente Escenario Base En el Escenario Base la oferta de crudo se mantiene sobre los 800 KBPD en los próximos cuatro años y la producción de Gas se mantiene en 1000 GPCD Petróleo Consolidado por Origen Gas Consolidado por Origen Existente Recobro Mejorado No Convencionales No Desarrolladas YTF No Convencionales No Desarrolladas YTF Existente

12 KBD Balance de crudo En el escenario de Escasez se caracteriza por muy poca actividad E&P por lo que la oferta de crudo se mantiene en niveles cercanos a 700 Kbls/d hasta el Base Abundancia Escasez Demanda* La refinería de Barrancabermeja consume aprox barriles día de crudo pesado y para el resto de la dieta requiere crudos livianos los cuales tienen limitada disponibilidad en el Escenario Base

13 PLAN TRANSITORIO DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

14 Criterios del Plan Lineamientos Descripción de proyectos recomendados Identificación de beneficiarios de cada proyecto Análisis costo-beneficio de los proyectos recomendados Indicadores y metas de abastecimiento y confiabilidad Horizonte de planeamiento 10 años Criterios técnicos La oferta corresponde a declaración de producción e importación de 2015 y modificaciones resultado de Resol. MME 40052/16 Sistema de abastecimiento debe atender 100% la demanda durante periodo de planificación. La capacidad de los gasoductos troncales y compresores corresponde a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas Cálculo de evaluación económica incluye costos indicativos de infraestructura y como beneficio el Costo de Racionamiento Viabilidad de los proyectos se determina por relación beneficio/costo que presenta

15 PRODUCCIÓN DECLARADA

16 PROYECCIÓN DE RESERVAS

17 PROYECCIÓN DE DEMANDA

18 GBTUD RESULTADOS Balance oferta baja demanda media Oferta Esc. Bajo Oferta Esc. Medio Oferta Esc. Alto Demanda Esc. Bajo Demanda Esc. Medio Demanda Esc. Alto Resultados i. Cruce oferta y demanda en febrero de ii. Se requiere fuente adicional de suministro para garantizar abastecimiento de gas natural en escenario medio de demanda, desde iii.el esfuerzo exploratorio actual es insuficiente para disponer de una fuente local que pueda atender las necesidades de gas. iv.se observan condiciones para que gas adicional provenga de fuentes externas. v. Diversificación de fuentes de suministro, cumpliendo criterios de confiabilidad y seguridad de abastecimiento Fuente: MME, UPME y Agentes

19 TRANSPORTE Sistema nacional actual Fuente: TRANSPORTADORES, UPME

20 CONFIABILIDAD Importación LNG: Buenaventura Nuevo esquema Para garantizar seguridad de abastecimiento y confiabilidad: Cambio en la dirección de los flujos adaptándose a las nuevas condiciones de oferta, optimizando el uso de infraestructura. Minimización de costos operativos No atrapa gas Toda la demanda debe remunerar infraestructura de confiabilidad Fuente: UPME

21 GBTUD BALANCE OFERTA - DEMANDA SNT Considerando el Escenario Bajo de Oferta y el Medio de Demanda, para el año 2023 se proyecta la necesidad de incorporar nueva oferta de gas natural. Se propone la construcción de un terminal de regasificación en el Puerto de Buenaventura, con capacidad de almacenamiento de m 3 de GNL y de regasificación de 400 MPCD Demanda SNI Oferta SNI Oferta SNI+Import. Buenvaemtura

22 FLUJOS COMPROMETIDOS CON LA CONSTRUCCIÓN DE LA PLANTA DE REGASIFICACIÓN EN BUENAVENTURA, 2023 Marzo 2022 Marzo 2025

23 OBRAS DEL PLAN TRANSITORIO DE ABASTECIMIENTO (Próximos 5 años)

24 Cronograma Sondeo de Mercado Traslado montos y Vigencia Futura Inicio etapa contractual Estructuración DSI Feb 1-16 / 2017 Feb 16 Abr 3 de 2017 Abr 3 May 22 de 2017 Estructuración DSI May 22 Nov 5 de 2017 Apertura convocatoria Nov 15 de 2017 Selección Inversionista Mayo 2018 Nov 15 Mayo 15 de 2018 Feb 17 Mar 17 Abr 17 May 17 Jun 17 Jul 17 Ago 17 Sep 17 Oct 17 Nov 17 Dic 17 Ene 18 Feb 18 Mar 18 Abr1 7 May 18

25 PLAN DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLE LIQUIDOS

26 DIAGRAMA METODOLOGÍA

27 DIAGRAMA METODOLOGÍA Información Relevante: Volúmenes Calidades Crudo Nodo Apiay Rubiales Araguaney Santiago Caño Limón Banadía Porvenir Orito Tenay Vasconia Oleoducto Asociado Apiay-Porvenir Rubiales- Porvenir Araguaney-Porvenir Araguaney-Santiago Santiago-Porvenir o Santiago-Banadía Caño Limón-Banadía Banadía-Ayacucho Porvenir-Vasconia (Ocensa) Orito-Tumaco Tenay-Vasconia Vasconia-Coveñas (Ocensa) Vasconia-Coveñas (ODC) Vasconia-Galán (GCB) Velasquez 26 Velásquez 26-Galán CIB CIB-Ayacucho Tibú Tibú-Ayacucho Ayacucho Coveñas Ayacucho-Coveñas Ayacucho-Galán Coveñas-Cartagena

28 DIAGRAMA METODOLOGÍA n 2 Escenarios de Oferta de Refinados Refinación 3 Escenarios de Demanda Rendimientos Refinerías Nodos Downstream Usuario Final Gasolinas ACPM Jet A1 Otros 100% 12.0% 7.6% 9.9% 39.1% 10.4% 80% 60% 40% 10.4% % 33.6% 45.8% 20% 28.4% 44.0% 36.7% Puertos de Exportación / Importación 0% Barranca sin modernizar Barranca modernizada Cartagena modernizada Carga: 225kBPD 250kBPD 160kBPD Poliductos DOWNSTREAM

29 DIAGRAMA METODOLOGÍA La proyección de demanda para cada uno de los nodos se realiza teniendo su participación histórica de consumo de cada uno de los combustibles tomando como referencia el agregado nacional.

30 PLAN INDICATIVO DE COBERTURA DE GAS COMBUSTIBLE

31 COBERTURA DEL GAS COMBUSTIBLE Para el año 2015 se estimó el número de hogares del país en 13.7 millones, de los que aproximadamente 62,2% disponía del servicio de gas natural domiciliario, lo cual corresponde cerca de 8.5 millones de hogares. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% No obstante, se tienen grandes diferencias de alcance de la cobertura entre regiones del país. Electricidad Petroleo, gasolina, kerosene o cocinol Carbon mineral Material de desecho Gas natural conectado a red pública Gas propano/glp en cilindro o pipeta Leña, madera o carbón de leña Fuente: DANE, ECV2015. Cálculos: UPME

32 COBERTURA DEL GAS COMBUSTIBLE 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Cabecera municipal Centro poblado y rural Electricidad Gas natural conectado a red pública Petroleo, gasolina, kerosene o cocinol Gas propano/glp en cilindro o pipeta Carbon mineral Leña, madera o carbón de leña Material de desecho Fuente: DANE, ECV2015. Cálculos: UPME

33 COBERTURA DEL GAS COMBUSTIBLE Según la división política del DANE, el país tiene cabeceras municipales. La UPME tiene registrados cerca de 20 mil sitios (incluyen desde municipios hasta viviendas aisladas). De acuerdo con la información reportada al SUI, se tienen: 660 cabeceras abastecidas con gas natural. 64 cabeceras abastecidas con GLP por red 378 cabeceras abastecidas con GLP en cilindros, sobre las que se analizaría un posible cambio en su abastecimiento de gas combustible. Fuente: SUI-SSPD. Cálculos: UPME

34 POSIBILIDADES DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE GNC Gasoducto LNG Gas Combustible (GN y GLP) Gas Natural Se calcula la tarifa al usuario final G+T+D+C La más económica se recomienda abastecer la cabecera municipal analizada Cabecera Municipal GLP Por RED Cilindros

35 Pasos a seguir Incluir información georreferenciada del sistema de transporte por ductos hasta las City Gate (ramales de distribución, longitudes y diámetros). Considerar los planes de expansión de la cobertura de los distribuidores (comparación resultados modelo UPME). Alimentar el modelo con información de transporte terrestre LNG y costos de planta de regasificación. Incrementar el tamaño de la muestra para tener mayor precisión en la evaluación de los diferentes costos en las cadenas de abastecimiento. Discusión de los resultados del modelo con los agentes distribuidores.

36 GRACIAS Upme (Oficial)