PROYECTO DE GRADO EVALUACION Y ANÁLISIS DE RIESGO DEL PROYECTO DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A ECUADOR CLARA MARCELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ.

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1 PROYECTO DE GRADO EVALUACION Y ANÁLISIS DE RIESGO DEL PROYECTO DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A ECUADOR CLARA MARCELA GONZÁLEZ RODRÍGUEZ Asesora ÁNGELA CADENA M. Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica Universidad De Los Andes UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA BOGOTÁ, D.C. 2004

2 TABLA DE CONTENIDO INTRODUCCIÓN...3 I. Condiciones generales del mercado energético entre Colombia y Ecuador...6 I.1 El Gas Natural en Ecuador...7 I.2 Integración energética actual de Colombia y Ecuador...8 I.3 Nuevas perspectivas de la interconexión eléctrica Colombia-Ecuador I.4 Otras Interconexiones Eléctricas II. Integración del mercado de gas natural de Colombia con Ecuador II.1 Demanda Estimada de Gas Natural en Ecuador II. 2 Sistema de Transporte para la exportación II. 3 Identificación de las variables relevantes II.4 Análisis Financiero II.4.1 Modelo de riesgo II.4.2 Simulación II.4.3 Análisis de sensibilidad II.5 Análisis de riesgo frente a otros energéticos II.5.1 Diesel Gas Natural II.5.2 Fuel Oil Gas Natural : II.5.3 Electricidad exportada por Colombia - Gas natural exportado por Colombia: II.5.4 Electricidad generada en Ecuador con gas natural de Colombia Electricidad generada actualmente en Ecuador II.5.5 Electricidad generada en Ecuador con gas natural de Colombia Electricidad importada desde Colombia III. Perú y Bolivia ; Posibles competidores en la exportación de gas natural a Ecuador III.1 Gas natural en Perú III. 2 Gas natural en Bolivia CONCLUSIONES BILIOGRAFIA

3 INTRODUCCIÓN En Colombia desde hace ya 50 años se han hecho hallazgos importantes de gas natural y a través del tiempo se ha ido incrementando su consumo a lo largo del territorio nacional. Igualmente, se han planteado las posibilidades que este consumo se extienda al mercado internacional. El 15 de julio del presente año, los presidentes de Colombia y Venezuela, autorizaron la construcción de un gasoducto entre Ballenas (Guajira) y la ciudad de Maracaibo (Venezuela) [15]. La construcción del gasoducto será realizada por la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL) y Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA). Con este gasoducto Colombia llevará gas natural, durante los primeros siete años, al occidente de Venezuela. Ello para cubrir la demanda que se ha venido generando; se estima que se transportarán alrededor de 150 a 200 millones de pies cúbicos [16]. La extensión del gasoducto es de aproximadamente 177 kilómetros y se invertirán en el proyecto entre 135 y 170 millones de dólares. De esta manera, a partir de la aprobación del proyecto, se estimarían dos años para comenzar el funcionamiento, es decir que estaría en uso hacia el 2006 [16]. Después de los siete primeros años de funcionamiento, el gas natural proveniente de Venezuela sería transportado a través de otro gasoducto a la 3

4 zona fronteriza con opción de llevarlo hasta México. Se esperaría entonces la construcción de un gasoducto entre Colombia, Venezuela y Panamá [15]. Por otra parte, existe también la posibilidad de la exportación hacia Ecuador. Estudios realizados previamente han mostrado su factibilidad técnica teniendo en cuenta rutas optimas para el trazado de los posibles gasoductos. Sin embargo, es importante tener en cuenta que en la actualidad el consumo de este energético en Ecuador es mínimo. De esta forma, el pensar en la rentabilidad económica de este proyecto para Colombia implica una proyección de dicha demanda basada principalmente en las posibilidades de sustitución de otras fuentes de energía en los diferentes sectores de la economía. Los principales centros de consumo en Ecuador y sobre lo cuales se basará todo el análisis posterior son Quito y Guayaquil. Así, teniendo en cuenta sectores como el industrial, comercial y residencial, la UPME realizó una proyección de consumo para los años siguientes. Con base en lo anterior, se pretende a lo largo de este trabajo analizar el proyecto desde el punto de vista económico teniendo en cuenta factores tales como costos e inversiones entre otros. Ante la variabilidad de los factores que influyen en la estructura financiera del proyecto y por ende en sus resultados, si se quiere tener un análisis más 4

5 preciso, se debe reflejar dicha variabilidad en el riesgo que implica la realización de la exportación. Este riesgo estará representado como la probabilidad asociada a la ocurrencia de diversos hechos indeseables para los inversionistas. De igual manera, se debe hacer un análisis similar frente a los energéticos sustitutos del gas natural en los diferentes sectores. Así, tomando las tarifas de cada uno respectivamente, comparándolas y teniendo en cuenta la forma en la que estas cambian a lo largo del tiempo, se puede obtener el riesgo asociado representado como una probabilidad. Para lo anterior, se identificarán primero los sustitutos de cada sector teniendo como referencia el consumo por fuentes de energía para cada uno de ellos. A su vez se analizará la posibilidad de generar electricidad en Ecuador con gas natural de Colombia y su competitividad en este mercado. También es importante mencionar que países como Bolivia y Perú podrían exportar gas natural a Ecuador. Esto tendría lugar en caso que sus costos de transporte y de exploración del energético fuesen menores a los de Colombia, lo cual se analizará más adelante. Con la información anterior se pueden evaluar los diferentes escenarios que se presentarían debido a la incertidumbre de las variables y así obtener conclusiones sobre la conveniencia del proyecto de exportación de gas natural a Ecuador. 5

6 I. Condiciones generales del mercado energético entre Colombia y Ecuador En la actualidad el gas natural es un energético que no se ha transado a nivel internacional por parte de Colombia, sin embargo existen proyectos como la interconexión con Ecuador que representan una oportunidad de expandir el mercado. La industria del gas en Colombia se encuentra hasta ahora en su fase de desarrollo. Esta industria ha tenido una importante participación del sector privado lo que le ha facilitado su evolución. A pesar que el Estado es propietario de la mayor parte de reservas de gas, este vendió su participación en el transporte de gas de la Costa Atlántica y el sector privado comenzó a operar la construcción de gasoductos. Teniendo en cuenta las reservas ya probadas en Colombia, se esperaría que la oferta de gas natural proviniera principalmente de los campos de la Guajira y del Casanare. Esto se debe a que el resto de yacimientos actuales no tienen reservas muy importantes. Dichas reservas se deben tener en cuenta puesto que la regulación señala que la actividad de exportación del energético se prohibirá cuando haya usuarios en Colombia a quienes exista la posibilidad física y financiera de atender, pero cuya demanda no hubiese sido satisfecha a las tarifas que resulten de las 6

7 fórmulas aprobadas por la CREG; específicamente se prohibirá cuando existan reservas insuficientes de gas natural producido en Colombia, esto es cuando el factor R/P 1 sea inferior a seis (6) años. En caso de existir restricciones transitorias de suministro y/o transporte de gas natural también se prohibirá la exportación. I.1 El Gas Natural en Ecuador En la actualidad no existe una demanda final de gas natural en Ecuador. El único gas que se utiliza en la actualidad es como insumo para la producción de GLP y para la generación de electricidad en una planta de 130 MW. La estructura energética de Ecuador está marcada por una importante participación del petróleo y sus derivados (77%), seguido de la leña con un 10% y en último renglón se encuentra el gas natural con un 3%. En el año 2000, la generación de energía eléctrica se realizó con plantas hidroeléctricas (72%) y con plantas termoeléctricas diesel oil y gas natural- (28%). El gas natural representa un energético con grandes posibilidades de penetración para la generación de electricidad en Ecuador y en todos los sectores de uso final y con ventajas tales como la reducción de costos ambientales y de costos de operación en algunos sectores. 1 7

8 I.2 Integración energética actual de Colombia y Ecuador En la actualidad entre Colombia y Ecuador existe ya un intercambio de energía eléctrica. Este consiste en la línea de interconexión eléctrica entre Panamericana y Tulcán de 138KV desde Se tiene también la línea entre Pasto y Quito de 230KV con 211 Km de longitud que entró en funcionamiento el primero de marzo del El acuerdo de la última interconexión eléctrica entre Colombia y Ecuador se dio entre ISA (Colombia) y el CENACE (Ecuador), Centro Nacional de Control de Energía. La duración de dicho acuerdo es de término indefinido aunque existen eventos previstos ante los cuales se suspendería. Entre estos se encuentra la ocurrencia de un evento de fuerza mayor por más de dos semanas. Este evento es entendido como aquel que se escapa del control de los entes involucrados [4]. En cuanto a la parte comercial, se estableció como moneda de pago el dólar. El sistema de pago es un prepago semanal. Ello consiste en el pago del monto estimado de las transacciones de electricidad una semana antes de la semana de operación. El monto correspondiente se calcula como la sumatoria de la máxima transferencia horaria de potencia por el enlace internacional durante las 168 horas semanales multiplicado por el precio promedio ponderado [4]. 8

9 MGS = sum (MXTH) * PMH MGS: Monto de garantía semanal MXTH: Máxima transferencia horaria de potencia por el enlace internacional. PMH: El precio promedio ponderado o precio de exportación desde Colombia es el resultante de sumar el precio de bolsa en Colombia, los cargos por servicio del CND (Centro Nacional de despacho), cargos por el uso del STN (sistema de transmisión nacional) y los cargos por el uso del STR (sistema de transmisión regional). Estos cargos se definen mediante resoluciones ya dadas por la CREG. Actualmente Colombia exporta electricidad a Ecuador a un valor de $180/KWh US$/MWh aproximadamente. La cantidad promedio exportada durante los primeros cinco meses de transmisión (marzo agosto 2003) fue de 3.1 GWh día. Ello corresponde aproximadamente a un 11% del consumo de electricidad en Ecuador [6]. A continuación se muestra el gráfico con las cantidades de energía importada por Ecuador durante el año

10 Fuente: CENACE, Centro Nacional de Control de Energía, informe anual enero-diciembre 2003 Hasta el momento esta interconexión ha traído a los dos países grandes beneficios tales como; Ahorro por disminución en el costo marginal de la energía eléctrica del Ecuador: 84 millones US dólares [11]. Transferencias de energía de Colombia hacia Ecuador 1460 GWh, lo que representó el 12% de la demanda total de energía del Ecuador. Por otro lado, se presentaron transferencia de 67 GWh desde Ecuador que evitaron racionamientos en el Suroccidente de Colombia por eventos en la infraestructura eléctrica de la zona [11]. Por concepto de las transferencias de energía eléctrica se presentó una facturación de 108 millones de US dólares en Colombia y 2.5 millones de US dólares en Ecuador [11]. 10

11 De lo facturado en Colombia 60 millones correspondieron a rentas de congestión, recursos que se asignan en un 20% para aliviar restricciones eléctricas y 80% para el fondo de energía social [11]. En los seis meses de bajos aportes hidrológicos en el Ecuador, el factor de utilización de la interconexión Jamondino Pomasqui ha sido del 90%, que en términos anuales significa alrededor del 70% [11]. La interconexión ha permitido ampliar mercados, optimizar recursos, incrementar la competencia entre inversionistas, y mejorar técnica y económicamente los sistemas eléctricos de los países [11]. Durante el mes de febrero de 2004 el factor de utilización de la interconexión ha sido del 100%. El costo marginal en el Ecuador sin la interconexión se estimó en 107 US dólares/mwh, indicando que se hubiesen utilizado los últimos recursos de generación teniendo una alta probabilidad de racionamiento ante presencia de eventos [11]. El primer año de interconexión entre Colombia - Ecuador arrojó resultados satisfactorios en términos de transferencias con un promedio de 4 GWh/día. En febrero de 2004 Colombia exportó 162,18 GWh, lo que equivale a 5,59 GWh/día siendo éste el valor histórico más alto de exportaciones en valor promedio día desde Colombia hacia Ecuador desde la entrada del esquema de TIE [11]. 11

12 I.3 Nuevas perspectivas de la interconexión eléctrica Colombia-Ecuador Ante la identificación de futuras limitaciones en el suministro de energía en el sistema ecuatoriano, los gobiernos de Ecuador y Colombia evaluaron como alternativa viable adelantar la ejecución de un proyecto de interconexión entre los dos países el cual ha sido llevado a cabo con éxito [11]. Sin embargo la capacidad actual de exportación de Colombia está limitada por la línea San Bernardino (Popayán) Jamondino (Pasto), la cual se encuentra al máximo de su capacidad operativa por razones de tensión y estabilidad. Para poder superar los 250 MW de exportación se requieren obras adicionales, las cuales dependerán de la capacidad final que se desee obtener [11]. Mediante estudios realizados se concluyó que la mejor alternativa de refuerzo a la interconexión existente, desde el punto de vista técnico, es la construcción de un circuito adicional San Bernardino (Popayán) Jamondino (Pasto) Pomasqui (Quito), 230 kv, con el beneficio futuro, desde el punto de vista estratégico, de ampliación de capacidad mediante el montaje de un segundo circuito (si se construye en estructuras de doble circuito) o mediante la instalación de compensación serie en la interconexión. La alternativa propuesta requiere además la instalación de compensación reactiva (25 Mvar) en las Subestaciones Jamondino y Pomasqui, y hace necesaria la repotenciación de las líneas San Marcos Yumbo y San Marcos Juanchito en Colombia como se muestra en la gráfica siguiente [11]; 12

13 Alternativas de refuerzo de Pasto - Quito a 230 kv Reactor 25 Mvar Reactor 25 Mvar Inversión [MUSD Dic 1999] Descripción COL ECU Total Capacitiva 3x25 Mvar Jamondino - Pomasqui 1C T 1C San Bernardino - Jamondino 1C T 1C Reactores 25 Mvar Repotenciación San Marcos - Yumbo Repotenciación San Marcos - Juanchito Total en torre de 1C Montaje torre de doble circuito Total en torre de 2C Fuente: CENACE, ISA, Resultados Estudios Refuerzo Interconexión Colombia-Ecuador, Medellín, marzo 30 de Los nuevos planes de esta interconexión traerían grandes beneficios para el mercado eléctrico de ambos países. Con un nuevo circuito descrito como el de Jamondino-Pomasqui se aumentaría la capacidad de transferencia de energía. Ello traería como consecuencia el aumento de ingresos para Colombia y la reducción del costo marginal de energía para Ecuador [11]. I.4 Otras Interconexiones Eléctricas Teniendo en cuenta que Colombia, Ecuador y Perú suscribieron en septiembre de 2001 en Cartagena el Acuerdo para la interconexión regional de los sistemas eléctricos y el intercambio internacional de energía eléctrica, se han realizado estudios acerca de la posible interconexión eléctrica entre Perú y Ecuador [11]. 13

14 El costo marginal de la energía en Perú tiene un comportamiento estacional con precios altos en épocas secas (mayo, junio, julio, agosto, septiembre) y precios bajos en épocas lluviosas (diciembre, enero, febrero, marzo) con una tendencia del costo marginal creciente durante el periodo analizado (hasta el 2013) [12]. Estas características hacen que el mercado sea complementario al de Ecuador logrando así beneficios para los dos países como la entrada de divisas para Perú y la reducción de costos para Ecuador [12]. En el largo plazo, si se tienen en cuenta las proyecciones de expansión del sistema eléctrico ecuatoriano, este último podría llegar a exportar electricidad fundamentalmente al sistema peruano [12]. II. Integración del mercado de gas natural de Colombia con Ecuador En cuanto a la integración del mercado de gas natural entre Colombia y Ecuador, es factible teniendo en cuenta que las reservas de gas del Golfo de Guayaquil no parecen ser suficientes para suplir la demanda potencial del mercado ecuatoriano. Por otra parte el suministro con gas del oriente de Ecuador representa altos costos por la captación del energético que no lo hacen rentable [5]. II.1 Demanda Estimada de Gas Natural en Ecuador 14

15 Respecto a los usuarios potenciales de gas natural se considera como principal fuente de demanda a la industria eléctrica, seguido de la industria intensiva de vapor y calor térmico, sustituyendo fuel oil, diesel y, en menor medida, GLP. En el presente análisis se trabajará con una demanda estimada por el estudio realizado por la Unidad de Planeamiento Minero Energético (UPME) [1], el cual tiene en cuenta la posibilidad de políticas de sustitución de energéticos en los diferentes sectores. Esta demanda estimada se muestra en el siguiente cuadro. Las zonas elegidas para la exportación de gas natural son Guayaquil y Quito, correspondientes a la mayor demanda de energéticos en Ecuador. Demanda de gas Estimada para Ecuador (En MPCD) QUITO Guayaquil Año Transporte Industrial Residencial Comercial Generación Total Transporte Industrial Residencial Comercial Generación Total Total ,13 68, ,01 68,01 136, ,17 0,82 0,87 68,13 71,99 0 2,92 0,81 1,17 68,01 72,91 144, ,35 1,65 1,75 68,13 75,88 0 5,84 1,63 2,35 68,01 77,83 153, ,95 6,53 2,48 2,63 99,4 112,99 1,95 8,77 2,45 3,53 98,42 115,12 228, ,91 8,72 3,31 3,52 99,4 118,86 3,91 11,71 3,28 4,72 98,42 122,04 240, ,86 10,92 4,15 4,4 99,4 124,73 5,86 14,66 4,11 5,91 98,42 128,96 253, ,82 11,19 4,98 4,52 99,4 127,91 7,82 15,01 4,93 6,06 98,42 132,24 260, ,77 11,46 5,81 4,64 130,67 162,35 9,77 15,36 5,76 6,22 128,82 165,93 328, ,73 11,74 6,65 4,76 130,67 165,55 11,73 15,72 6,59 6,37 128,82 169,23 334, ,68 12,03 7,49 4,88 130,67 168,75 13,68 16,09 7,42 6,53 128,82 172,54 341, ,64 12,32 8,34 5,01 130,67 171,98 15,64 16,47 8,26 6,7 128,82 175,89 347, ,59 12,62 8,56 5,14 161,94 205,85 17,59 16,85 8,47 6,87 159, , ,55 12,93 8,79 5,28 161,94 208,49 19,55 17,25 8,69 7,04 159,22 211,75 420, ,5 13,24 9,03 5,42 161,94 211,13 21,5 17,65 8,92 7,22 159,22 214,51 425, ,45 13,56 9,27 5,56 161,94 213,78 23,45 18,07 9,15 7,41 159,22 217,3 431, ,41 13,89 9,52 5,71 161,94 216,47 25,41 18,49 9,38 7,59 159,22 220,09 436,56 MPCD: Mega pies cúbicos diarios Fuente: UPME, Econometría Consultores Estudio Posibilidades De Interconexión Gasífera Colombia- Venezuela Bogotá, Colombia, Febrero 28 de II. 2 Sistema de Transporte para la exportación 15

16 En Colombia existen gasoductos entre: Ballena y Cartagena; Ballena, Barrancabermeja Sebastopol, Mariquita, Neiva; Cusiana y Vasconia; Sebastopol y Medellín; y Mariquita y Cali. Por tanto existen posibles redes de interconexión para llevar a cabo el proyecto, las cuales son: Cali Quito : La utilización de esta ruta hace necesaria la utilización del gasoducto Mariquita Cali. Este gasoducto posiblemente deberá ser ampliado para tales fines. El tramo entre Cali y Quito presenta terrenos montañosos con cierta dificultad constructiva. Cusiana Lago Agrio (Ecuador) Quito: este gasoducto seguiría el pie de monte de la cordillera entre Cusiana y Lago Agrio. A partir de Lago Agrio, el gasoducto seguiría el trazado del nuevo oleoducto Trans- Ecuatoriana, llegando hasta Quito. Mariquita Neiva Mocoa Lago Agrio Quito: La utilización de esta ruta implica la utilización del gasoducto Barrancabermeja- Neiva que posiblemente necesitaría ser ampliado también. Para evaluar el proyecto de exportación es necesario tener en cuenta los costos de inversión, operación y mantenimiento de las diferentes rutas. Según resultados obtenidos por la UPME, la alternativa de menor costo para la interconexión entre Colombia y Ecuador está dada por la ruta más directa, Cali- Quito [1]. 16

17 II. 3 Identificación de las variables relevantes Con el objetivo de desarrollar una metodología que permita evaluar el riesgo asociado a la exportación de gas natural a Ecuador, es necesario identificar las variables del proyecto las cuales tendrán un impacto en el mismo. A continuación se describen las variables que serán tenidas en cuenta; Variables relacionadas con la demanda de Gas natural en Ecuador Demanda potencial: Teniendo en cuenta que en Ecuador no existe una demanda final de gas natural, la UPME ha estimado una demanda potencial que se refiere a la que se encuentra en la sustitución de energéticos más costosos para sectores económicos como la industria, el sector comercial y sector residencial. En este último sector, el gas natural sustituye al gas licuado y a la electricidad. Con ello el gas licuado podrá ser utilizado en otras actividades como parte importante para la sustitución del uso de leña. En el sector de la industria se sustituye por gas natural energéticos como el fuel oil y el diesel [1]. A su vez, se debe tener en cuenta que se puede sustituir el fuel oil y el diesel empleados para la generación térmica de electricidad utilizando instalaciones para la generación de electricidad con plantas termoeléctricas con turbinas de gas en ciclo combinado. Con ello se lograría reducir los costos a los usuarios finales [1]. 17

18 Para la estimación de la demanda se tuvo en cuenta también variables como la población y el crecimiento porcentual del PIB. Para la primera se consideró un crecimiento interanual de la población de 1.5% para el periodo y de 1.4% para el periodo El crecimiento interanual del PIB se estimó en un 3% [1]. Con base en los valores anteriores la UPME estimó la demanda que será mostrada más adelante. Igualmente se consideró la participación de los diferentes sectores en el consumo energético como también la estructura de consumo por fuente en cada sector y sus posibilidades de sustitución. Sector Transporte El sector transporte, que consume el 39.8% del consumo total utiliza energéticos tales como el diesel oil y el fuel oil entre otros como se muestra en la siguiente figura; Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio

19 De acuerdo a la composición energética se podría introducir masivamente el gas natural comprimido (GNC) tanto en el transporte público como en automóviles como taxis y vehículos privados [3]. Con este energético se lograría un ahorro en combustibles líquidos como el diesel oil y gasolinas (83%) logrando a su vez menos contaminación. La tecnología involucrada para ello permite que los automotores no pierdan autonomía de tal manera que se pueda utilizar el combustible original y el GNC indistintamente con una mayor eficiencia del motor y una mayor vida útil del mismo. [3] Teniendo en cuenta la constitución del sector automotor en Ecuador conformado en un 37% por automóviles, 34.7% camionetas, 11.4% Jeeps, 5.7% camiones y 1.5% buses y colectivos la OLADE calculó la posible demanda de gas natural en este sector según los requerimientos de cada tipo de vehículo [3]. Por otra parte es importante mencionar que muchos de dichos automotores eran modelos del año 1987 y anteriores lo que indica la necesidad de sustituir su fuente de energía para menor contaminación al ambiente [3]. A continuación se muestra para dos años la posible demanda que se podría tener en este sector dadas las características anteriores; 19

20 Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio 2001 Sector Residencial: En este sector el gas natural podría sustituir principalmente el GLP en el área urbana. De acuerdo con la tabla siguiente y teniendo en cuenta que en ciudades similares a Quito como Bogotá en Colombia, se esperaría un consumo típico por vivienda de 24 a 26 PC equivalente a 8 PCD [3]. Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio 2001 De acuerdo con los pronósticos realizados por la OLADE se tiene que el área urbana de Quito representa aproximadamente un 40% del total de las viviendas, las cuales crecen a una tasa de 3.5%. Los cálculos de esta demanda se realizaron teniendo en cuenta que en los primeros 5 años el 30% de dichas viviendas se cambiaría a gas natural y el 60% lo 20

21 haría en los 5 años siguientes al igual que el 80% de las nuevas viviendas. Lo anterior resultaría en los siguientes pronósticos, de los cuales se muestran los respectivos para el año 2005 y 2010 realizado por la OLADE; Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio 2001 Sector Industrial: En este sector se consume principalmente diesel y fuel oil. Entre la industria se destaca el consumo de los minerales no metálicos, incluyendo la industria cementera que consume fuel oil principalmente. A continuación se muestra la tabla que relaciona las fuentes energéticas consumidas con los sectores de la industria; 21

22 Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio 2001 De acuerdo con lo anterior se tiene que el fuel oil y el diesel en la industria son de uso principalmente calórico. Es importante mencionar que el gas natural para usos térmicos es viable técnicamente con la ventaje de no necesitar modificaciones importantes en los equipos utilizados para ello [3]. De esta manera para estimar la demanda se asume que el 90% de la demanda de GLP se sustituye, al igual que el 75% del consumo de diesel y fuel oil. Se esperaría también que el 75% de la industria nueva utilizara gas natural [3]. Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio

23 Sector Eléctrico: La demanda de gas natural para la generación de electricidad fue calculada con base en algunas premisas planteadas por la UPME tomando como referencia el estudio realizado por la OLADE. Dichas premisas tienen en cuenta proyectos tales como [1]; Quito: 1. Conversión de plantas existentes (41.3MW y 82.5MW para el primer año) 2. Construcción de una planta en el 2008, 2012 y 2016 a ciclo combinado de 200 MW cada una. Guayaquil: 1. Conversión de plantas existentes (55 MW y 110 MW para el primer año) 2. Construcción de una planta en el 2008, 2012 y 2016 a ciclo combinado de 250 MW cada una. Teniendo en cuenta los datos anteriores se tiene que en general la estimación de la demanda para el sector eléctrico constituye la principal fuente, seguida por los sectores industrial y de transporte y por último por los sectores comercial y residencial. 23

24 Costo de sustitución: Esta variable determina el costo de sustituir otros energéticos por gas natural. Por ejemplo en la generación eléctrica el costo que implica el poner en funcionamiento las plantas térmicas de ciclo combinado a gas natural. Para el sector de transporte se tiene el costo que deben asumir los dueños de los automotores para modificar el sistema de funcionamiento del vehículo. De la misma manera se tendrá un costo para cada uno de los usuarios que utilicen en la actualidad algún otro energético y deseen cambiarse a gas natural. Variables relacionadas con la oferta de gas natural Oferta de gas natural de Colombia disponible para exportación: Colombia cuenta con un potencial importante de hidrocarburos que hasta el momento no ha sido explorado en su totalidad. El país tiene trece cuencas posiblemente almacenadoras de las cuales hasta ahora seis han sido explotadas [3]. A continuación se muestra en la tabla la distribución de dichas reservas; 24

25 Fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ, Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración, Quito, Ecuador, julio 2001 Las reservas probadas están ubicadas principalmente en dos regiones, la Costa Atlántica y el interior del país. La primera tiene aproximadamente el 43% de las reservas en los campos de Chuchupa y Ballenas en la Guajira y en el valle inferior del Magdalena [3]. En el Interior se cuentan con los campos de Cusiana, Cuapiagua, Apiay y otros que suman el 41% de las reservas. fuente: Perspectivas del mercado del gas natural en Colombia, Mayo 2002, Universidad de Los Andes, Jorge Pinto La cantidad de oferta disponible para la exportación está determinada en parte por el factor R/P, que relaciona las reservas probadas con la 25

26 producción total nacional. Este factor, como se mencionó anteriormente debe ser mayor a 6 años para poder exportar. Oferta de gas natural en Ecuador: En Ecuador existen las cuencas sedimentarias de Guayaquil, Oriente, Manabí, Esmeraldas, Litoral Pacífico y Cuenca. De estas seis, sólo las de Oriente y Guayaquil tienen hidrocarburos. A partir de ello se estimó en 1999 un total de reservas potenciales de GPC. Sin embargo estas reservas no son suficientes para suplir la demanda potencial de Ecuador. Por otra parte se encuentran ubicadas de manera dispersa lo que no hace rentable su explotación. Oferta de gas natural de otros países como Perú: Perú tiene proyectos importantes como lo es el de Camisea cuyas reservas permitirían que dicho país exportara gas natural a Ecuador. Las reservas actuales de Perú ascienden a 8 trillones de pies cúbicos y en la actualidad éste ya ha realizado contratos con países como México al cual se le exportarán 2.7 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a partir del año Variables relacionadas con la rentabilidad de la exportación Valor de la inversión inicial para el trazo de gasoductos: Según estudios realizados por la UPME se tiene la opción de transportar el gas natural 26

27 por diferentes rutas que anteriormente en este documento ya han sido descritas. La ruta más conveniente Cali-Quito, requiere de la construcción de gasoductos de diámetros definidos, así como la ampliación de gasoductos ya existentes para poder abastecer la demanda tanto interna como la resultante de la exportación. El costo correspondiente a estas obras es el que se refiere al valor de la inversión inicial que a su vez se compone de los costos de la tubería colocada en el sitio, el costo de la instalación y otros costos como el derecho de paso, instalación de válvulas etc [1]. Costos anuales de operación y gastos de administración y mantenimiento de los gasoductos: Los costos de mantenimiento fueron evaluados como porcentaje de la inversión en los equipos, tuberías y elementos del gasoducto. Por otra parte para los costos asociados al personal se asumieron por la UPME como los correspondientes a la asignación de cierto número de personas en forma permanente a las estaciones compresoras. Precio de venta del gas natural en Ecuador: Esta variable es el resultado de la suma del precio del gas natural en boca de pozo y los costos de transporte del energético desde Colombia hasta Ecuador. 27

28 Costo del gas natural en Colombia: Se refiere al costo del gas natural en boca de pozo. Este precio en la actualidad se encuentra regulado por las resoluciones CREG 039 de 1975 y 061 de 1983, sin embargo a partir del 2005 la resolución CREG 023 del 2000 establece que desde septiembre de dicho año el precio del gas natural en boca de pozo no estará sujeto a tope alguno. Precio de los energéticos sustitutos en Ecuador: La demanda de gas natural en Ecuador se ha establecido claramente para cada uno de los sectores considerados. De la misma manera se ha buscado para cada uno de esto sectores los posibles sustitutos según las necesidades y actividades de cada uno. Se han encontrado en general sustitutos tales como la electricidad, el diesel oil y el fuel oil entre otros. La variación de los precios de los energéticos ya mencionados afecta directamente la competitividad del gas natural de Colombia en Ecuador. Es claro que se preferirá operar con el energético más económico entre otras características. Precio de bolsa de la electricidad en Colombia: Este precio utilizado en la bolsa de energía para las transacciones entre generadores y comercializadores, ha sido determinado principalmente por factores tales como el embalse ofertable, la disponibilidad de recursos como gas y carbón y las limitaciones propias de la red eléctrica de Colombia [7]. 28

29 Variables macroeconómicas PPI (índice de precios al productor, Estados Unidos) Tasa de cambio promedio Variables de desempeño VPN de los flujos de caja libre TIR de los flujos de caja libre Riesgo asociado medido como la desviación estándar esperada y el coeficiente de variabilidad [2]. II.4 Análisis Financiero El siguiente análisis financiero tiene por objeto proporcionar información que sirva de base para decidir llevar a cabo o no el proyecto de exportación, teniendo en cuenta los costos del proyecto así como el rendimiento esperado para los inversionistas. Con dicho objetivo se estructuró un modelo financiero detallado considerando en él, los costos de inversión, los costos de operación, administración y mantenimiento, la demanda de gas natural en Ecuador, la depreciación de los activos del proyecto y las tarifas impositivas. 29

30 Con estos elementos se planteó el flujo de caja libre del proyecto cuya estructura está dada por 2 [2] ; + Ingresos por ventas de gas natural a Ecuador - Costo de Ventas - Gastos de administración EBITDA ( Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) - Depreciación EBIT ( Earnings before interest and taxes) - Impuestos NOPLAT ( Net operating profits after adjusted taxes) + Depreciación FLUJO DE CAJA NETO - Inversiones FLUJO DE CAJA LIBRE El flujo de caja libre incluye los ingresos y egresos generados o producidos por el proyecto, excluyendo desembolsos tales como los intereses y pagos de los préstamos. De esta manera se incluye en el flujo de caja libre el resultado de la actividad operativa del proyecto de exportación a Ecuador. Este flujo de caja es muy importante puesto que a partir de él se calculan el VPN y la TIR. 2 Tom Copeland, Valuation, Measuring and managing the values of companies. 30

31 Las inversiones realizadas a lo largo del proyecto así como los costos de administración y mantenimiento de los gasoductos fueron tomados de los cálculos ya realizados por la UPME [1]. Teniendo en cuenta que las inversiones realizadas se distribuirían un 5% para tareas de ingeniería, un 70% para equipos, un 20% para construcción y un 4% para administración [1], se consideró que el monto de los activos depreciables correspondería al 70% de dichas inversiones. De esta forma se utilizó el método de línea recta para depreciar los activos. Esta depreciación se origina por el desgaste natural a través del tiempo lo que ocasiona la disminución de valor de estos activos. Para ello se estimó una vida útil de 5 años y una valor de salvamento de cero [1]. Con este método se logra tener un valor de depreciación igual para cada año durante toda la vida útil del activo. En este caso el valor de la depreciación corresponde al valor del activo dividido entre cinco. Por otra parte se consideró dentro del marco impositivo al impuesto sobre la renta. La base imponible o base de cálculo del Impuesto a la Renta está constituida por la totalidad de los ingresos ordinarios y extraordinarios gravados con el impuesto, menos las devoluciones, descuentos, costos, gastos y deducciones, imputables a tales ingresos [10]. La tarifa del 25% del impuesto se muestra en la tabla a continuación según las especificaciones dadas; 31

32 Fuente: html#objeto De esta manera se conformaron con los diferentes elementos el flujo de caja libre correspondiente al proyecto. La tasa de descuento utilizada como costo de oportunidad del dinero invertido o como costo de capital fue del 17.5%, valor ya calculado por la UPME. El resultado de dicho flujo de caja sin tener en cuenta la aleatoriedad de las variables fue; VPN ,72 KUS$ TIR 25,61% Teniendo en cuenta el resultado anterior, el proyecto de exportación permitiría recuperar la inversión, recibir los ingresos de los intereses esperados según la tasa establecida (17.5%) y una suma adicional de 418 millones de dólares aproximadamente. 32

33 Igualmente, la tasa interna de rentabilidad (TIR = 25,61%) con la que se obtiene un VPN de cero, es mayor a la tasa de descuento (17,5%) lo cual indica también la conveniencia del proyecto. Estos resultados tienen en cuenta un precio del gas natural en boca de pozo de 1.5 US$/KPC ya sea proveniente de Ballenas o Cusiana y un costo de transporte desde los centros de producción hasta Ecuador, de 3.29 US$/KPC, calculado para la ruta mencionada anteriormente. [1] Esté último costo aumenta anualmente según la tasa de Estados Unidos del PPI (Índice de precios al productor), según lo estipulado por las resoluciones de la CREG entre las que se encuentra la resolución CREG 001 del Mediante esta resolución se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. La actualización del costo de transporte se realizó aplicando la siguiente fórmula [8]; En donde: t : Año para el cual se calcula el cargo C ( t ) : Cargo para el año t. C (o) : Cargo para la Fecha Base. 33

34 PPI (t-1) : PPI promedio para el mes de Diciembre del año t-1. PPI (o) : PPI promedio para el mes de Diciembre la Fecha Base Escenarios planteados Para el modelo determinístico se quiso evaluar los resultados económicos planteando escenarios variando las condiciones de la posible demanda de gas natural en Ecuador; Escenario optimista: Aumento en un 10% de la demanda proyectada Escenario pesimista: Disminución en un 10% de la demanda proyectada. Al evaluar el flujo de caja libre bajo los distintos escenarios se obtuvo el siguiente resultado; Escenario Optimista: VPN ,03 KUS$ TIR 28,14 % Escenario pesimista: VPN ,41 KUS$ TIR 22,93 % 34

35 Bajo los diferentes escenarios planteados el proyecto sigue siendo conveniente aunque la variación en el VPN y la TIR son bastante sensibles a las variaciones en la demanda. Los cambios del 10% en esta variable provocan un cambio aproximado de un 40% del VPN esperado inicialmente. Para el caso de la TIR el cambio es del 2,68%. Por último, para el caso determinístico se hará el análisis relacionado con la variación de los costos estimados de operación y mantenimiento dentro de los siguientes escenarios; Escenario optimista: Disminución en un 10% de los costos. Escenario pesimista: Aumento en un 10% de los costos. Los resultados para estos escenarios planteados son; Escenario Optimista: VPN ,45 KUS$ TIR 25,98 % Escenario pesimista: VPN ,99 KUS$ TIR 25,24 % 35

36 Al comparar estos resultados con los anteriores se puede observar que el VPN y la TIR no resultan ser tan sensibles a la variación en los costos de administración y mantenimiento como a la variación de la demanda. Para estos escenarios se obtiene que al cambiar los costos en un 10% el VPN cambia tan sólo en un 5% en tanto que la TIR cambia en 0,37%. II.4.1 Modelo de riesgo Teniendo identificadas las variables ya mencionadas dentro del proyecto, se establecerá un modelo mediante el cual se pueda evaluar el riesgo del mismo. Este riesgo está representado por el riesgo del negocio que se refiere a la incertidumbre en los resultados futuros y a su vez está el riesgo del mercado derivado de las variaciones en los precios. La incertidumbre del modelo está representada en la distribución de probabilidad de las variables. El modelo que se pretende plantear para la evaluación de dichos riesgos tiene como base un documento de Excel, en el cual se van a calcular las variables de desempeño relacionadas con la evaluación económica del proyecto. Estas variables de desempeño son el VPN y la TIR. 36

37 Se utilizará como herramienta de proyección y análisis de riesgo el software Crystal Ball. Esta herramienta realiza una simulación de las variables aleatorias dando resultados tanto numéricos como gráficos. Dicha simulación la realiza aplicando el método de Montecarlo para la generación de números aleatorios, de acuerdo al comportamiento de las variables que se describen a continuación; PPI: Índice de precios al productor en los Estados Unidos, que mide el cambio porcentual de los precios de insumos o productos. A menudo, los precios de los energéticos son afectados por factores temporales y no económicos, como el clima. A continuación se muestra la recopilación de este índice a lo largo de varios años; 37

38 Fuente: Bloomberg, (U. Los Andes) De acuerdo a los datos históricos de este índice se determinó su distribución de probabilidad mediante el programa computacional Arena. La distribución resultante se muestra a continuación; Distribution Summary Distribution: Lognormal Expression: LOGN(0.0411, ) Data Summary Number of Data Points = 59 Min Data Value =

39 Max Data Value = 1.03 Sample Mean = Sample Std Dev = Demanda de gas natural en Ecuador: Teniendo en cuenta los pronósticos realizados por la UPME y a su vez considerando otros pronósticos hechos por la OLADE, se determinó un comportamiento para la distribución de esta variable triangular; con una demanda estimada igual al pronóstico de cada año, un valor máximo del 10% adicional al pronóstico y un valor mínimo del 30% menos que el pronóstico. Se muestra a continuación el caso para la demanda del año 2005; Distribución de probabilidad triangular para la demanda, Crystal Ball. II.4.2 Simulación 39

40 Teniendo en cuenta la distribución anterior de las variables se realizaron las correspondientes simulaciones en Crystal Ball. Para ello se eligieron como variables al PPI y a la demanda de gas natural en Ecuador sobre las cuales se asumió una probabilidad específica. Las variables elegidas como pronóstico (forecast cells), fueron el VPN y la TIR. De esta manera, se simuló la incidencia de la variabilidad de la demanda y el índice de precios en los resultados económicos del proyecto. Se muestra a continuación los resultados para el VPN del proyecto; El cuadro de pronóstico mostrado es un histograma de los posibles valores que la variable de salida, en este caso el VPN, podría tomar. Como se observa, el VPN no toma valores negativos en ninguna de las simulaciones realizadas y se mantiene en un rango entre KUS$ y KUS$. 40

41 Definiendo el riesgo como la probabilidad de ocurrencia de un resultado indeseable, al analizar el cuadro de frecuencia se pueden responder preguntas relacionadas con dicho riesgo. Como se puede ver a continuación en el diagrama, la probabilidad que el valor presente neto del proyecto sea mayor a KUS$ es del 62.7%. De esta manera se puede evaluar el proyecto mediante la comparación de los resultados con los esperados por los inversionistas. Igualmente se puede establecer que la probabilidad que el VPN se encuentre entre ,67 KUS$ y ,33 es de tan sólo del 8.3%. 41

42 Estos resultados pueden ser también evaluados mediante el cuadro de tendencia siguiente; En él se tienen diferentes rangos de valores que el VPN podría tomar; con un 50% de certeza el pronóstico del VPN podría estar entre KUS$ y KUS$ aproximadamente. De la misma manera se pueden establecer otros rangos a partir de las bandas mostradas en el gráfico anterior. Por último se muestra el resumen estadístico de esta variable en el cual se tiene su media, su mediana y la desviación estándar entre otros parámetros; 42

43 VPN Mean ,09 Median ,16 Standard Deviation ,96 Range Minimum ,65 Range Maximum ,10 Range Width ,45 El cuadro siguiente muestra la relación entre los diferentes posibles valores del VPN y el porcentaje o probabilidad de ocurrencia. Se tiene, por ejemplo, que la probabilidad que esta variable sea menor a ,39 KUS$ es del 30%, mientras que la probabilidad que sea menor a ,62 es del 80%. VPN Porcentaje KUS$ 0% ,65 10% ,81 20% ,55 30% ,39 40% ,16 50% ,16 60% ,37 43

44 70% ,08 80% ,62 90% ,84 100% ,10 De la misma manera, mediante las simulaciones realizadas se obtuvieron resultados para la tasa interna de retorno del proyecto (TIR). El siguiente es el cuadro de frecuencia; Se observa que la TIR se encuentra entre el 19,5% y el 23% para todas las simulaciones realizadas. Este resultado es favorable al proyecto de exportación, teniendo en cuenta que la tasa de descuento o costo de capital utilizada para descontar los flujos de caja y obtener el VPN fue del 17,5%. La probabilidad que la TIR fuese mayor al 20% es del 98,2% y de que esté entre el 21% y 22% es del 55,6% como se muestra a continuación; 44

45 El cuadro de tendencia siguiente muestra a su vez resultados de la TIR. En él se observa que la probabilidad que esta variables esté entre 21,81% y 22,37% es del 90% así como la probabilidad que la TIR esté cerca al 21,25% es del 10%. 45

46 Por último el resumen estadístico de esta variable es el que se muestra a continuación; TIR Mean 21,38% Median 21,40% Standard Deviation 0,63% Variance 0,00% Range Minimum 19,30% Range Maximum 23,15% Range Width 3,85% Mean Std. Error 0,02% 46

47 La relación siguiente muestra que la TIR con una probabilidad del 70% será menor a 21,72% y con una probabilidad del 90% será menor a 22,19% entre otros valores. Porcentaje Valor 0% 19,30% 10% 20,55% 20% 20,84% 30% 21,05% 40% 21,22% 50% 21,40% 60% 21,56% 70% 21,72% 80% 21,93% 90% 22,19% 100% 23,15% II.4.3 Análisis de sensibilidad Debido a que la incertidumbre en los pronósticos del VPN y la TIR son el resultado de la combinación de efectos de la incertidumbre de otras variables en el modelo económico, como la demanda, es importante tener en cuenta la sensibilidad de las primeras a cambios en estas últimas variables [9]. 47

48 Una variable con un alto grado de incertidumbre puede tener un efecto menor en los pronósticos debido al poco peso que representa en las fórmulas utilizadas en el modelo respectivo. Por otro lado, una variable con un grado de incertidumbre menor puede tener una influencia mayor en la variación de los pronósticos debido a su posición en el modelo [9]. De esta manera, la sensibilidad se refiere a la cantidad de incertidumbre en el pronóstico que es causada por la incertidumbre de una o varias de las variables del modelo. Así, el cuadro que se muestra a continuación representa la sensibilidad de variables como el VPN y la TIR a variables como la demanda y el PPI. Cuadro de sensibilidad para el VPN: 48

49 Cuadro de sensibilidad para la TIR: De acuerdo a los resultados aquí mostrados tanto el VPN como la TIR tienen una sensibilidad mayor a cambios en la demanda que al resto de variables. En particular a la demanda del año 2008 con una contribución a la varianza del 16,5% aproximadamente para ambos casos, seguida de la demanda del 2005, 2006,2007,2009 y 2012 en el orden respectivo. Por último, aparece como factor que incide en el resultado de estas variables la tasa de aumento de transporte en los años 2017 y 2018 (celdas O30 y P30 del modelo ), aunque con una incidencia mucho menos significativa que las demandas ya mencionadas ( contribución a la varianza del 0,5% aproximadamente). 49

50 De esta manera, queda claro que los pronósticos de demanda realizados son de vital importancia en el momento de decidir si se lleva a cabo o no el proyecto de exportación a Ecuador. La fluctuación en los costos de transporte del energético aunque incide en los beneficios económicos no son el principal factor que pueda determinar la realización del proyecto. II.5 Análisis de riesgo frente a otros energéticos Teniendo en cuenta los diferentes sectores económicos en Ecuador se han analizado las posibilidades de sustitución de otros energéticos por gas natural en cada uno de ellos. De esta manera se han tenido en cuenta sustitutos como el fuel oil, diesel oil y la electricidad entre otros. Las políticas energéticas de Ecuador se han orientado a reducir los energéticos derivados del petróleo importados debido a sus altos costos, inclinándose por unos menos costosos como el gas natural. Por otra parte, es importante la diversificación de la matriz energética de Ecuador debido a la visible preponderancia del petróleo en esta (77%) [1]. De esta manera, en el sector residencial el gas natural sustituye al gas licuado y a la electricidad así como en el sector de la industria se sustituye al fuel oil y al diesel oil. Existen también otros mercados con algunas perspectivas como el de la generación térmica de electricidad. 50

51 Entre los beneficios que se encuentran al sustituir por gas natural ciertos energéticos están, como ya se dijo, la diversificación obteniendo una mayor flexibilidad en el suministro energético con más estabilidad y eficiencia. A su vez se asegura el suministro a largo plazo con un energético menos contaminante que los combustibles líquidos [1]. Por último, se reduciría el peso de las importaciones en el balance comercial y se podría lograr un costo menor de la energía eléctrica generada térmicamente. Para determinar el riesgo frente a los sustitutos mencionados es importante tener en cuenta en primera instancia las tarifas a las cuales llegaría el gas natural a Ecuador importado desde Colombia. Para ello se tomaron las tarifas calculadas en un análisis anterior, tomando como base las tarifas del gas natural en Cali y adicionando el costo de transporte desde Cali a Ecuador. El resultado por sectores se muestra a continuación; Sector Residencial en Ecuador: 51

52 Estrato Tarifa Cali (US$/MBTU) Costo de Transporte (US$/MBTU) (Cali - Ecuador) Tarifa en Ecuador US$/MBTU 1 2,78 1,13 3,91 2 3,34 1,13 4,47 3 5,57 1,13 6,7 4 5,57 1,13 6,7 5 6,68 1,13 7,81 6 6,68 1,13 7,81 Fuente: Tarifas aplicadas por la empresa 'Empresa De Gases De Occidente S.A. E.S.P.', (Cali) Tarifas Vigentes desde Octubre de 2003 Periódico: EL PAIS Fecha Publicación: Página: B4 Pequeños Consumidores: Fuente: Tarifas aplicadas por la empresa 'Empresa De Gases De Occidente S.A. E.S.P.', (Cali) Tarifas Vigentes desde Octubre de 2003 Periódico: EL PAIS Fecha Publicación: Página: B4 Grandes Consumidores: 52

53 Fuente: Tarifas aplicadas por la empresa 'Empresa De Gases De Occidente S.A. E.S.P.', (Cali) Tarifas Vigentes desde Octubre de 2003 Periódico: EL PAIS Fecha Publicación: Página: B Los sustitutos identificados para cada uno de los sectores se muestran a continuación con sus respetivas tarifas; Sustitutos en Sector Residencial US$/MBTU GLP 14,59 Fuente: comparación de precios finales con países vecinos, Anuario Estadístico de Bolivia US$/KWh US$/MBTU Electricidad 0,104 30,48 Fuente: Tarifas de la Empresa Eléctrica Quito S.A, 53

54 Sustitutos en Sector Industrial: US$/Galón US$/barril US$/MBTU Diesel 0,943 39,62 6,79 Fuente: UPME, Econometría Consultores Estudio Posibilidades De Interconexión Gasífera Colombia-Venezuela Bogotá, Colombia, Febrero 28 de US$/Galón US$/barril US$/MBTU Fuel Oil 0,535 22,48 3,96 Fuente: UPME, Econometría Consultores Estudio Posibilidades De Interconexión Gasífera Colombia-Venezuela Bogotá, Colombia, Febrero 28 de Sustitutos del Sector Comercial: US$/Kg US$/BTU US$/MBTU GLP 0,69 1,45906E-05 14,59 Fuente: comparación de precios finales con países vecinos, Anuario Estadístico de Bolivia US$/KWh US$/MBTU Electricidad 0, ,08 Fuente: comparación de precios finales con países vecinos, Anuario Estadístico de Bolivia En general se tiene que las tarifas a las que llega el gas natural de Colombia a Ecuador son competitivas frente a las de los otros energéticos como se puede ver al comparar los cuadros antes mostrados. Las diferencias oscilan desde 0,76 US$/MBTU a favor del gas natural en el sector industrial para pequeños 54

55 consumidores hasta 26,57 US$/MBTU en el sector residencial. En el caso particular del fuel oil para el sector industrial, este presenta tarifas menores que las del gas natural por lo cual su sustitución presentaría mayor dificultad. Se debe tener en cuenta que el gas natural se constituye en una opción no sólo económicamente favorable en la mayoría de los casos sino también trae consigo beneficios ecológicos que permiten el desarrollo de una industria más eficiente a menores costos. Por otra parte, se pretende también analizar el riesgo que podría presentarse al exportar gas natural si las tarifas de los otros energéticos sustitutos de cada sector cambiaran. Se tuvo en cuenta, que el precio del gas natural varía de acuerdo al índice del PPI como se mostró en fórmulas anteriores. II.5.1 Diesel Gas Natural La tarifa del gas natural está por debajo de la tarifa del gas natural en aproximadamente 2US$/MBTU. El precio del gas natural es competitivo frente al del diesel y aunque la diferencia pareciera no ser tan importante, cuando el consumo es en grandes cantidades como lo es en la industria, se vuelve significativa. Por otra parte, en el sector industrial, la demanda de este energético corresponde al 26% de la estructura de consumo total por fuentes de energía. 55

56 Este es el que más se consume conjunto otras gasolinas que ocupan el 22% final de este consumo. En tercer lugar se encuentra la leña con un 15%. Según lo anterior, se podría decir que sustituir el diesel por gas natural sería importante para ser competitivos en el sector industrial de Ecuador. El gas natural de Colombia también podría encontrar una posible fuente de demanda en la sustitución de diesel utilizado en la generación de electricidad. Para esta generación de electricidad un 44% corresponde a capacidad hidráulica, un 25% a turbo vapor, un 18% a turbo gas y un 13% a diesel. De esta forma, este último porcentaje podría verse modificado por la sustitución de diesel por gas natural de Colombia. II.5.2 Fuel Oil Gas Natural : Para este caso, el gas natural es menos competitivo debido a que su tarifa podría ser mayor que la tarifa actual manejada por el fuel oil. A pesar de lo anterior, el fuel oil no se puede considerar tampoco como un energético significativamente más económico que el gas natural puesto que la diferencia no es mayor a 1 US$/MBTU. Sin embargo, esta diferencia es significativa cuando se trata de grandes demandas. En general, es importante tener en cuenta que la demanda potencial de gas natural estimada a partir de la posible sustitución del fuel oil por este energético 56

57 debe tratarse de manera cuidadosa puesto que en cuanto a tarifas el fuel oil puede llegar a ser más competitivo que el gas natural. El fuel oil en el consumo energético total del sector industrial en Ecuador representa el 15%. Esta porción, menor a la del diesel, daría la oportunidad de entrada del gas natural como sustituto de otras fuentes más utilizadas. Como se ha dicho anteriormente, es claro que la diferencia con el diesel favorece notablemente al gas natural, mientras que esto no sucede con el fuel oil. II.5.3 Electricidad exportada por Colombia - Gas natural exportado por Colombia: La diferencia de tarifas para este caso es mucho mayor, aproximadamente de 10 US$/MBTU. Ello era de esperarse debido al proceso previo que tienen las dos fuentes de energía y los costos que ello implica para cada una. Por lo anterior, en sectores como el residencial, el gas natural podría representar una posibilidad viable para la sustitución. En este sector el consumo de electricidad es del 15 % aproximadamente. Además se podría pensar en la sustitución de la leña que ocupa el 47% del consumo energético. Esta última sustitución traería no solamente beneficios económicos sino también reduciría el impacto al medio ambiente. 57

58 De esta manera se observa la gran economía que se lograría con el gas natural. Sin embargo hay que tener en cuenta las aplicaciones de cada fuente de energía pues es claro que no en todos los casos el gas natural podría sustituir a la electricidad. Esta misma situación se presenta al comparar las tarifas de electricidad generada en Ecuador con las tarifas del gas natural proveniente de Colombia. Para este caso las diferencias son mucho mayores puesto que la electricidad generada en Ecuador es más costosa que la generada en Colombia. Estas cifras deben considerarse dentro de lo analizado anteriormente acerca de la diferencia tanto en los procesos previos como en los diversos usos de cada una de estas fuentes de energía. Sin embargo es claro que el gas natural resulta ser mucho más económico que la electricidad en todos los sectores. II.5.4 Electricidad generada en Ecuador con gas natural de Colombia Electricidad generada actualmente en Ecuador El gas natural se ha convertido en el combustible más económico para la generación eléctrica ofreciendo mejor rendimiento, menor impacto ambiental y menores costos [13]. Para el proceso de generación de electricidad se utilizan en algunas ocasiones centrales de ciclo combinado de gas. Estas se basan en la producción de 58

59 energía a través de ciclos diferentes, con una turbina de gas y otra de vapor. El calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro. Esta configuración permite un uso bastante eficiente del gas natural [13]. En el año 2003, el Ecuador tuvo una generación bruta total de GWh lo que produjo una venta de energía de GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista MEM, es decir el 94,62%. El total de energía bruta incluye la producción de las Empresas Generadoras ( GWh 82.03%), Distribuidoras con generación (745 GWh 5,89%), Autoproductoras (411 GWh 3,24%) y la Importación desde Colombia (1 120 GWh 8.84%). Así mismo, de este total, el 56,69% % fue de origen hidráulico, 34,14% térmico y 8,84% por importación [14]. En caso de importación de gas natural, Ecuador tendría la posibilidad de generar su propia electricidad mediante plantas térmicas. Las características de este energético permitirían que Ecuador redujera sus costos de generación logrando tarifas más competitivas en los diferentes sectores. A continuación se muestra una tabla comparativa de las tarifas de electricidad en Colombia y Ecuador para los sectores económicos; Tarifas de energía eléctrica 59

60 Residenciall US$/MWh Ecuador 87 Colombia 77 Comercial US$/MWh Ecuador 86 Colombia 68 Industrial US$/MWh Ecuador 81 Colombia 68 Fuente: ISA, Interconexiones Eléctricas e Integración de Mercados, Medellín, Octubre 2003 De acuerdo a lo anterior, se observa la importancia de reducir los costos de generación de electricidad para el sistema ecuatoriano. Por esto, se calculó mediante ayuda de la UPME 3 el costo de energía medio (US$/MWh) que tendría una planta de generación con ciclo combinado utilizando gas natural de Colombia. 3 Cálculos realizados por José Vicente Dulce (UPME) 60

61 Este valor se obtiene tomando el costo de transporte del gas natural importado desde Colombia como 50% fijo y el otro 50% como variable y teniendo en cuenta los siguientes valores; Costo de transporte Cali - Ecuador: 1.13US$/KPC Costo de transporte Ballenas- Ecuador: 3.29 US$/KPC Las características del proyecto son las siguientes; Capacidad en sitio: 138,08 MW Energía: 514,09 GWh Presupuesto de la inversión: 67,56 US$ Mill. Vida útil: 20 años Indisponibilidad del 20% Factor de utilización de 0.5 Capacidad de 150MW (afectada por temperatura y altura) Los costos son los mostrados en la tabla siguiente; COSTO INDICE INV US$/kW (3) COSTO INDICE INV US$/MWh (4) COSTO INDICE AO&M COSTO TRANSPORTE (6) fijo US$/kW-año var US$/MWh capac. US$/kW-año var. US$/MWh COSTO TOTAL (AO&M+TRANSP) fijo US$/MWh fijo US$/kW-año var. US$/MWh COSTO COMBUS. US$/MWh 450,37 12,28 27,11 3,89 59,01 15,85 86,12 23,76 19,74 14,45 Con estas características el costo de energía media resultante es de 70,23 US$/MWh. Este costo es el resultado de la suma del costo de combustible, el costo total de AO&M y transporte y del costo índice de inversión. 61

62 El resultado anterior muestra que para Ecuador es una posibilidad económicamente viable el generar electricidad con el gas natural importado desde Colombia. Esta electricidad tendría una tarifa menor que la resultante de la generación actual. Se debería considerar también el beneficio adicional para otros sectores económicos al importar gas natural de Colombia. II.5.5 Electricidad generada en Ecuador con gas natural de Colombia Electricidad importada desde Colombia Teniendo en cuenta que Ecuador podría tanto importar energía eléctrica de Colombia como importar gas natural para generar su propia electricidad con plantas de ciclo combinado, se realizó el análisis de competitividad de estas dos posibilidades. Utilizando los parámetros hasta ahora mostrados, Ecuador obtendría, a nivel de tarifas, los mismos beneficios económicos si importara electricidad de Colombia o si la generara con gas natural proveniente de Ballenas. Sin embargo, se debe tener en cuenta que al importar gas natural tendría mayores beneficios para otros sectores como el residencial y el comercial. Lo anterior tiene en cuenta los beneficios del intercambio energético desde el punto de vista de Ecuador, sería interesante realizar un análisis más profundo acerca de los beneficios que en ese caso recibiría Colombia. 62

63 III. Perú y Bolivia ; Posibles competidores en la exportación de gas natural a Ecuador. III.1 Gas natural en Perú La matriz energética de Perú está compuesta en su mayoría por reservas de hidrocarburos que equivalen a un 56,5% del total de reservas probadas de energía [3]. Parte de esta energía corresponde a las reservas existentes de gas natural de Camisea; las reservas actuales de Perú ascienden a 8 trillones de pies cúbicos. Por la cantidad de reservas, es de esperarse que haya lugar para el mercado externo. Perú podría conservar las reservas de gas por aproximadamente 20 años, lo que le permitiría exportar alrededor de 600 MMPCD durante 20 años [3]. Teniendo en cuenta el mercado ubicado al norte del Perú, Ecuador, pareciera ser que el consumo no es suficiente para justificar la exportación. Además es importante determinar a la tarifa que llegaría el gas natural a dicho país de acuerdo al costo de transporte de Camisea a Lima y posteriormente a Guayaquil y Quito. 63

64 Los costos estimados de transporte de gas natural desde Camisea hasta Lima son de US$/KPC, con un costo del gas natural en boca de pozo de 1.8US$/KPC [17]. Los costos desde Lima hasta Guayaquil no han sido determinados. Sin embargo, teniendo en cuenta que el gasoducto de Camisea hasta Lima tiene un trazo de 716 Km [18], se podría estimar el costo de transportar el gas por medio de gasoducto desde Lima hasta Guayaquil. La distancia entre Lima y Guayaquil es de 1200 Km. Por tanto calculando el costo de transporte por Km se tiene 4 : Valores Unidades Costo transporte Camisea - Lima 1,643 US$/KPC Trazo del gasoducto Camisea-Lima 716 Km Costo de transporte por km 0, US$/(KPC*Km) Distancia Lima-Guayaquil 1200 Km Costo transporte Lima - Guayaquil 2,754 US$/KPC Tomando los valores anteriores, con un precio del gas en boca de pozo de 1.8US$/KPC, se tendría que el gas natural importado desde Camisea hasta Guayaquil estaría llegando a una tarifa de 6.197US$/KPC. Este valor es mayor 4 Para calcular el costo de transporte de Lima a Guayaquil se dividió el costo de transporte de Camisea a Lima entre la longitud de este gasoducto y después ese valor se multiplicó por la distancia entre Lima y Guayaquil. 64

65 al valor al que llegaría el gas natural si se importara desde Colombia ( 4.8US$/KPC). La diferencia aproximada de 1.4US$/KPC beneficiaría la exportación de gas natural de Colombia. A pesar de lo anterior es importante tener en cuenta la existencia de dicho mercado en el Perú pues podría llegar a ser un competidor directo en el proyecto. Hasta el momento Perú ha realizado contratos con países como México al cual se le exportarán 2.7 millones de toneladas anuales de gas natural licuado a partir del año El gas natural de Camisea será llevado hasta Lima donde se construirá una planta de licuefacción tras una inversión de 1200 millones de dólares. Este gas licuado se llevará en barriles hasta México. Hasta el momento Perú no ha manifestado ningún interés en llevar el energético hasta Ecuador pues se ha concentrado en mercados más atractivos como lo son el de México y Estados Unidos. Por otra parte, en caso que se llevara gas natural licuado a Ecuador este país debería a su vez construir una planta para realizar el procedimiento inverso como lo está haciendo en la actualidad México tras haber firmado contrato con Perú. Esta posibilidad parecería remota debido a la inversión que este proceso representa. 65

66 III. 2 Gas natural en Bolivia Bolivia ha sido uno de los países más antiguos en la exportación de gas natural a nivel de Latinoamérica durante los últimos años. Ello se debe a la gran cantidad de este energético presente en el territorio nacional y a la baja demanda del mismo a nivel interno por el tamaño de las poblaciones consumidoras [3]. Fue a principios de los años 60 que se encontraron los primeros yacimientos de gas natural que permitieron llevar a cabo un proyecto de exportación hacia Argentina. En el siguiente gráfico se muestra la distribución de este energético hacia el año 2000 [3]. Actualmente Bolivia ha enfrentado inconvenientes al tener que decidir la política de explotación del gas natural. En un principio se había pensado en la exportación de gas natural licuado a México y Estados Unidos, sin embargo con la necesidad de un puerto en el pacífico para el desarrollo de dicho proyecto comenzaron los inconvenientes. 66

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