PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL NATURGAS 2016

Transcripción

1 F-DI-04

2 PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL NATURGAS 2016 UPME Marzo 17 de 2016 F-DI-04

3 1. Marco Legal Lineamientos Criterios técnicos Indicadores y metas 2. Sistema de abastecimiento 3. Oferta Nacional Costa - Interior Escenarios 4. Demanda Nacional Regional 5. Balance Nacional Regional 6. Transporte 7. Confiabilidad 8. Conclusiones

4 Unidad 1. de Planeación Marco Minero Energética Legal Oferta de gas natural a. b. Artículo Decreto 1073 de 2015 (Declaración de producción a MME) Artículo 1 Resolución MME de 2016 (Estudio técnico plan abastecimiento gas natural) Quienes deben realizar la declaración de producción de gas natural (potencial de producción): Productores. Productores Comercializadores Comercializadores de gas importado Demanda de gas natural Balance de gas natural Plan abastecimiento de gas natural Lineamientos del plan Articulo 3 Resolución CREG 122 de 2014 Esc. medio demanda Artículo 24 Resolución CREG 089 de 2013 Artículos: 4 del Decreto 2345 de 2015 y 16 del Decreto 1258 de 2013 Artículo 1 Resolución MME de 2016

5 1. Marco Legal 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

6 1. Marco Legal 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 La confiabilidad se estima agrupando elementos por región geológica y según comportamiento histórico se determina probabilidad de falla de cada uno Calculo de evaluación financiera incluye costos indicativos de infraestructura y como beneficio el costo de racionamiento Viabilidad de los proyectos se determina por relación beneficio/costo que presenta

7 2. Sistema de Abastecimiento Nacional El abastecimiento depende mayoritariamente de los campos ubicados en La Guajira y en los Llanos Orientales, lo cual exige un sistema de transporte para abastecer los distantes centros de consumo. Los demás campos de producción, de menor capacidad abastecen localmente la demanda. Algunos de estos se encuentran aislados del sistema nacional de transporte Fuente: MME, Productores

8 3. Oferta Nacional Máximo nivel de oferta en mayo 2016, con GBTUD Cusiana y Cupiagua aportan el 37% el primer año y alcanzan el 56% al final del periodo Los campos No Interconectados producen cerca del 10% del total Aporte de campos aislados es continuo durante horizonte de análisis y atienden demanda La información de 2015 corresponde a las entregas efectivas a gasoducto Concentración espacial de oferta en dos áreas (Costa y Casanare) Fuente: MME, Productores

9 3. Oferta Costa Atlántica Nueva oferta en Costa Atlántica incrementa disponibilidad en 10% Campos de Cuenca del Valle Inferior del Magdalena suplen la caída de Guajira en el mediano plazo Oferta regional alcanza máximo valor en mayo de 2016, con 650 GBTUD La disminución de aportes obedece a declinación de Guajira Fuente: MME, Productores, Cálculos Propios

10 3. Oferta Interior Oferta máximo se alcanza en 2016 con 690 GBTUD Aportes de principales campos mantienen constante en todo el horizonte Cusiana, Cupiagua y Pauto Sur contribuyen en promedio con el 74% de la región Campos No Interconectados y Aislados suministran el 14% del Interior La oferta se concentra en la cuenca de los Llanos Orientales Fuente: MME, Productores

11 2. Oferta Escenario bajo Escenario determinístico Planta de regasificación capacidad 400 GBTUD. OEF 276,5 GBTUD hasta noviembre de 2020 y 347,3 desde diciembre de 2021 Oferta nacional promedio 2016 de GBTUD. Declaración de producción Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

12 3. Oferta Escenario medio Escenario estocástico Importación Venezuela Planta de regasificación Oferta Nacional (DP) Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

13 3. Oferta Escenario alto Escenario estocástico Desarrollo de nuevos recursos Importación Venezuela Planta de regasificación Oferta Nacional (DP) Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

14 4. Demanda Escenario medio Sectores de Consumo RESIDENCIAL: tasa media de crecimiento hasta 2024 de 2,83% COMERCIAL: crecimiento promedio de 2,68% INDUSTRIAL: crece en promedio año de 2,22% PETROQUÍMICA: tasa de crecimiento del 1% ECOPETROL: crece al 6,23% TRANSPORTE: tasa de crecimiento de 2,59% TÉRMICO: la tasa de crecimiento es -15% Fuente: UPME Demanda Niño: promedio de limites máximos de confianza escenarios generación eléctrica

15 4. Demanda Sector eléctrico Consideraciones 2015 Escenarios considerados corresponden a escenarios representativos del Plan Indicativo de Expansión de Generación Estos se conformaron considerando manifestaciones de agentes en el desarrollo de proyectos, así como en función de otros estudios de la Unidad *Otros: incluye la expansión de plantas menores, cogeneración, solar, geotérmica y otra expansión.

16 4. Demanda Escenario medio regional Costa Atlántica Interior Fuente: UPME

17 5. Balance Nacional Balance volumétrico nacional Excedentes de corto plazo: Incluyendo campos No Interconectados. Oferta baja demanda media: Balance positivo hasta febrero de Sin planta de regasificación: Desbalance desde enero de 2018 Sin campos interconectados: Equilibrio hasta junio de 2017 Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

18 5. Balance Nacional Balance volumétrico nacional Excedentes de corto plazo: Incluyendo campos No Interconectados. Oferta baja demanda media: Balance positivo hasta febrero de Sin planta de regasificación: Desbalance desde enero de 2018 Sin campos interconectados: Equilibrio hasta junio de 2017 Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

19 5. Balance Costa Atlántica Balance volumétrico Costa Atlántica Oferta excedentaria durante el horizonte de análisis, incluyendo planta de regasificación. Incluye campos No Interconectados Sin campos no interconectados se mantiene oferta excedentaria durante el periodo de análisis Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

20 5. Balance Interior Balance volumétrico Interior Déficit durante el horizonte de análisis, inclusive con campos no interconectados Fuente: MME, Productores, Cálculo Propios

21 5. Transporte Sistema nacional Para simular el sistema de transporte se asumieron 105 nodos entre los que se distribuye la oferta y demanda de gas natural, en un horizonte , proyectándose los flujos internodales. Se consideraron las características físicas de los gasoductos (diámetro, longitud, altitud, etc.), así como la capacidad de compresión, el precio del gas natural, su poder calorífico, costos de transporte y costos asociados a la construcción de nueva infraestructura. Fuente: TRANSPORTADORES, UPME

22 5. Transporte Necesidades de Expansión Fuente: UPME

23 5. Transporte Necesidades de Expansión Fuente: UPME Fuente: UPME

26 5. Transporte Nuevo sistema Cambio en la dirección de los flujos adaptándose a las nuevas condiciones de oferta, optimizando el uso de infraestructura. El modelo minimiza costos operativos No tiene gas atrapado Importación LNG: Buenaventura Fuente: UPME

27 6. Confiabilidad Probabilidad de falla En suministro la probabilidad de falla es tan pequeña que su efecto se nota en riesgo indisponibilidad del servicio 3,5% 3,0% 2,5% 2,0% 1,5% Transporte La indisponibilidad histórica en transporte de los elementos del sistema, es baja y pocos datos. Evento que se corrige en indisponibilidad proyectada Fuente: UPME 1,0% 0,5% 0,0% Sincelejo-Montería Cartagena-Sincelejo Barranquilla-Cartagena Santa Marta-Barranquilla Guajira-Santa Marta Villavicencio-Usme Restrepo-Villavicencio Barranca de Upía-Restrepo Aguazul-Barranca de Upía Aguazul-Miraflores Miraflores-Tunja Tunja-Sogamoso Tunja-Villa de Leyva Villa de Leyva-Puente Nacional Puente Nacional-Santana Puente Nacional-La Belleza Zipaquirá-Bogotá La Belleza-Zipaquirá Aipe-Neiva Purificación-Aipe Gualanday-Purificación Mariquita-Gualanday Cali-Popayán Tulua-Cali Cartago-Tulua Cartago-Armenia Pereira-Cartago Manizales-Pereira Mariquita-Manizales Vasconia-Mariquita La Belleza-Vasconia Sebastopol-Vasconia Sebastopol-Medellín Barrancabermeja-Sebastopol Barrancabermeja-Bucaramanga San Alberto-Barrancabermeja La Mata-San Alberto Curumani-La Mata Valledupar-Curumani Hatonuevo-Valledupar Intercor-Hato Nuevo Guajira-Intercor Indisponibilidad histórica Indisponibilidad proyectada

28 MPCD 6. Confiabilidad Planta Regasificación Pacífico Basados en el valor esperado de la indisponibilidad de los elementos, se proyecta el valor esperado de demanda no abastecida de gas natural. Esto reduce en una tercera parte el valor esperado de la demanda no atendida Escenario con indisponibilidad de los elementos Fuente: UPME

29 6. Confiabilidad Planta almacenamiento Bogotá En la actualidad y los próximos años la ciudad de Bogotá se abastecería principalmente de los campos de Cusiana y Cupiagua, a través del gasoducto El Porvenir - La Belleza Bogotá. Se propone la construcción de una planta de almacenamiento con capacidad de m3 con un costo estimado de US$ 120 millones. Ésta podría abastecer el área metropolitana de Bogotá por cerca de cinco días. Fuente: UPME

30 USD/MBTU Precios SUPUESTOS Mercado $18 $17,0 Planta de regasificación de Cartagena con entrada en enero de 2017 $16 Entrada de mercado internacional y precios con índices internacionales Mercado internacional compite con oferta nacional en precios (paridad importación) $14 $12 $10 $10,8 $11,3 $10,3 $12,3 $11,3 Económicos Semilla para proyección: precios de comercialización de gas en octubre 2015 Precio nacional indexado con Henry Hub mercado americano. Precio iinternacional a 3 escenarios: Alto = JKM (Japan Korea Market) Medio = NBP (National Balancing Point) Henry Hub CIF + Componente de Exportación $8 $6 $4 $2 $0 $6,9 $6,7 $6,3 $5,9 $5,4 $5,3 $5,0 $4,6 $3,7 $5,3 $4,7 $4,4 $3,0 $2,7 NBP Japan Henry Hub Henry Hub + Cadena del GNL Fuente: WoodMackenzie, Cálculo Propios

31 ene.-15 ene.-16 ene.-17 ene.-18 ene.-19 ene.-20 ene.-21 ene.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 ene.-26 ene.-27 ene.-28 ene.-29 ene.-30 ene.-31 ene.-32 ene.-33 ene.-34 ene.-35 Negociaciones Bilaterales 7. Precios PRECIOS COSTA $14 $12 $10 Estabilidad Corto Plazo ( ) Proyecciones ( ) Crecimiento Promedio del 5% anual al Largo Plazo ( ) Escenario Alto = JKM Promedio Corto Plazo = US$ 6,2/MBTU Promedio Largo Plazo = US$ 9,8/MBTU USD/MBTU 2015 $8 $6 $4 Escenario Alto = NBP Promedio Corto Plazo = US$ 5,7/MBTU Promedio Largo Plazo = US$ 8,8/MBTU $2 $0 Escenario Alto = HH + Exp Promedio Corto Plazo = US$ 4,6/MBTU Promedio Largo Plazo = US$ 5,6/MBTU Escenario Alto Costa Escenario Medio Costa Escenario Bajo Costa Fuente: Wood Mackenzie, Gestor del Gas y Cálculo Propios

32 ene.-15 ene.-16 ene.-17 ene.-18 ene.-19 ene.-20 ene.-21 ene.-22 ene.-23 ene.-24 ene.-25 ene.-26 ene.-27 ene.-28 ene.-29 ene.-30 ene.-31 ene.-32 ene.-33 ene.-34 ene.-35 Negociaciones Bilaterales 7. Precios PRECIOS INTERIOR $14 $12 $10 Estabilidad Corto Plazo ( ) Proyecciones ( ) Crecimiento Promedio del 8% anual al Largo Plazo ( ) Escenario Alto = JKM Promedio Corto Plazo = US$ 3,45/MBTU Promedio Largo Plazo = US$ 7,7/MBTU USD/MBTU 2015 $8 $6 $4 Escenario Alto = NBP Promedio Corto Plazo = US$ 3,42/MBTU Promedio Largo Plazo = US$ 7,1/MBTU $2 $- Mayor peso de las importaciones Escenario Alto = HH + Exp Promedio Corto Plazo = US$ 3,4/MBTU Promedio Largo Plazo = US$ 5,4/MBTU Escenario alto Interior Escenario bajo Interior NBP Escenario medio Interior Henry Hub + Cadena del GNL JKM Fuente: Wood Mackenzie, Gestor del Gas y Cálculo Propios

33 8. Conclusiones y Recomendaciones En caso de no incorporarse nuevos campos de producción nacional de gas natural, el país recurriría en las siguientes décadas a fuentes externas para abastecer la demanda nacional, lo cual tendría implicaciones sobre la infraestructura de transporte. Se ha identificado la necesidad de ampliar la capacidad de transporte de gas natural en algunos tramos del sistema (Cusiana-Apiay, Cusiana-Vasconia y Mariquita-Gualanday), posibilitar el flujo inverso entre los nodos de Cartagena y La Guajira y la entrada de gas natural importado al interior del país. La información disponible de los agentes transportadores señala que se adelantan las obras necesarias. Frente a la posibilidad de aumentar la capacidad de importación de gas natural en la próxima década, por razones financieras y de confiabilidad es preferible la alternativa de importación desde el Pacífico Colombiano frente a la ampliación del terminal de Cartagena. Esto también implicaría la construcción de infraestructura para conectar las ciudades de Buenaventura y Cali, y la posibilidad de transportar gas natural hasta Vasconia. Para el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural a presentarse en abril próximo, además de los análisis aquí planteados, se desarrollarán los correspondientes a confiabilidad y viabilidad financiera de las obras.

34 GRACIAS Upme (Oficial)