Plan de Abastecimiento de Gas Natural

Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2013-2022 Ángela Cadena Beatriz Herrera, Guillermo González, Sandra Leyva XVI CONGRESO NATURGAS 2013 Cartagena, marzo 21 de 2013

Generalidades Contexto Internacional Infraestructura Oferta Plan de abastecimiento de Gas Natural Precios Demanda Balance

Contexto internacional Mayores reservas de gas natural en USA por la explotación de Shale Gas. Precio Henry Hub a la baja desde el año 2008 ocasionado por mayores inventarios de gas. Incertidumbre en precios - Henry Hub con niveles bajos de precios y ligera tendencia al alza - NBP y LNG Japón con tendencia al alza. Mayores consumos en USA asociados a sectores de generación de electricidad y petroquímico. Mercado de GNL más líquido, con características regionales y alta influencia de los costos de transporte. Tiempos de construcción de las plantas de GNL superiores a lo esperado.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Tera Pies Cúbicos Millones Pies Cúbicos Día (MPCD) Escenarios de oferta de gas natural Escenarios incorporación de reservas de gas natural Perfil producción de gas natural escenario base 25 2,400 2,200 20 15 No Convencionales YTF Convencionales Nuevos Desarrollos R. Probadas 10.0 2,000 1,800 1,600 1,400 1,200 1,000 10 5 2.0 5.0 3.0 1.0 0.9 1.2 1.2 5.5 5.5 5.5 800 600 400 200 0 0 Escasez Base Abundancia Existentes Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales Fuente: Estudio ADL

Escenarios de oferta de gas natural ESCENARIO BASE Hallazgos Hidrocarburos Convencionale s Potencial No Covenciona l Potencial Crudos Pesados Factor de Recobro Precio Internaciona l Energéticos Política Estatal Petrolera Factores Ambientales Factores Socioculturale s Marginal 2.5 TCF 2,900 MMB 5% Nulo 0 TCF 0 MMB 30% Marginal 500 MMB 15% Status Quo < 26% 30% < 50 US$/ Barril 10% Favorable Inversión (Status Quo ) 35% < Requisitos vs. Otros psíses 20% Desarrollo en equilibrio con comunidad 30% Modesto 3 TCF 3,600 MMB 50% Shale/CBM 2 TCF 1,000 MMB 40% Bajo 800 MMB 30% Medio 26% - 29% 40% 50-75 US$/ Barril 30% > Goberment Take 35% Equilibrio legislación y desarrollo sustent. 50% Oposición aislada de proyectos 40% Alto 5 TCF 11,000 MMB 40% Extraordinario 10 TCF > 15,000 MMB 5% Shale/CBM/T G 10 TCF 10,000 MMB 20% Todos > 20 TCF 20,000 MMB 10% Medio 1,200 MMB 40% Alto > 13,000 MMB 15% Alto 29% - 35% 20% Máximo > 35% 10% 75-125 US$/ Barril 50% > 125 US$/ Barril 10% Intervención leve 20% Intervención severa 10% Restricción (prioridad ambiental) 30% Limitada concertación 30% Hidrocarburos técnicamente recuperables Fuente: Estudio ADL

Escenarios de oferta de gas natural SUPUESTOS ESCENARIOS Escasez Base Abundancia 1. Reservas probadas en producción Perfiles de producción según empresas operadores (reservas probadas a 31 de diciembre de 2011), Petróleo 2,259 MBls y Gas 5.46 TPC. Igual para todos los escenarios. 2. Reservas a adicionar por recuperación mejorada (EOR) 3. Descubrimientos no Desarrollados 31 campos con proyectos específicos de recuperación mejorada con distinto grado de cumplimiento en el aumento de la recuperación mejorada, objetivo según los escenarios Oíl: 314 MBls, (considerando 30% de ejecución) Oíl: 524 MBls, (considerando 50% de ejecución) Oíl: 786 MBls, (considerando 75% de ejecución) Reservas y perfiles de producción en campos con reservas no desarrolladas e IHS (reservas probables según escenario) Oíl: 1,390 MBls Gas: 0.9 TPC Oíl: 2,845 MBls Gas: 1.2 TPC Oíl: 3,991 MBls Gas: 1.2 TPC 4. Recursos por descubrir (Yet to Find) Perfiles de producción para los descubrimientos, definidos según escenario Crudo Convencional: 2,869 MBls Crudo Pesado: 804 Bls Gas: 1 TPC Crudo Convencional: 3,551 MBls Crudo Pesado: 1,205 MBls Gas: 3 TPC Crudo Convencional: 10,991 MBls Crudo Pesado: 13,026 MBls Gas: 5 TPC Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de recursos no convencionales en cada escenario 5.No Convencionales Oil: 0 MBls Gas: 0 TPC Shale Oil - Tar Sands Shale Gas - Coal Bed Methane - Oil: 1,000 MBls Gas: 2 TPC Shale Oil: 1,000 MBls Tar Sands - Shale Gas: 1 TPC CBM: 1 TPC Oil:10,000 MBls Gas: 10 TPC Shale Oil: 4,000 MBls Tar Sands: 6,000 MBls Shale Gas: 6 TPC CBM: 4 TPC Fuente: Estudio ADL

Escenarios de oferta de gas natural Probabilidad de ocurrencia Escenario bajo - declaración de producción (reservas probadas). Escenario medio declaración de producción incluyendo 90% de reservas probables y posibles. Escenario alto - escenario medio mas YTF y no convencionales. 90% 70% < 48% En cada escenario se revisa la posibilidad de regasificación y de importaciones de Venezuela.

Ene-13 May-13 Sep-13 Ene-14 May-14 Sep-14 Ene-15 May-15 Sep-15 Ene-16 May-16 Sep-16 Ene-17 May-17 Sep-17 Ene-18 May-18 Sep-18 Ene-19 May-19 Sep-19 Ene-20 May-20 Sep-20 Ene-21 May-21 Sep-21 MPCD Escenarios de oferta de gas natural 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 1 2 4 P<48% 3 1. Aumento producción Cupiagua de 70 MPCD - 2014. P-90% P-70% 2. Entrada de reservas probables y posibles Guajira Cusiana VMM. 3. Producción gas no convencional - CBM. 700 4. Desarrollo temprano gas no convencional (shale gas) - VMM OFERTA NAL. ESC. ALTO. P-48% OFERTA NAL. ESC. BAJO. P-90% OFERTA NAL. ESC. MEDIO. P-70%

Escenarios de demanda de gas natural Tres escenarios de demanda para sectores de consumo Supuestos: Sectores residencial y comercial: driver el crecimiento esperado de la economía del país. Sector industrial: estimación basada en la proyección del PIB - MHCP. Sector petroquímico: tasas del PIB histórico para 2008 y 2009. Sector de refinería: según información de Ecopetrol. Sector eléctrico: MPODE, precios según fuente energética. Sector de GNV: escenarios de participación en la matriz de transporte.

Ene-11 May-11 Sep-11 Ene-12 May-12 Sep-12 Ene-13 May-13 Sep-13 Ene-14 May-14 Sep-14 Ene-15 May-15 Sep-15 Ene-16 May-16 Sep-16 Ene-17 May-17 Sep-17 Ene-18 May-18 Sep-18 Ene-19 May-19 Sep-19 Ene-20 May-20 Sep-20 Ene-21 May-21 Sep-21 MPCD Escenarios de demanda de gas natural 1,600 1,400 1,200 1,000 Tasas de crecimiento: E. bajo 2.15% E. medio 2.56%. E. alto 3.88% 800 600 400 200 0 2 1 RESIDENCIAL COMERCIAL PETROQUIMICO GNV INDUSTRIAL ECP REFINERIA ELÉCTRICO EXPORTACIONES TOTAL NACIONAL ESC. BAJO TOTAL NACIONAL ESC. ALTO 3 Hitos demanda: 1. Consumos Ecopetrol Llanos. 2. Consumos Niño simulados y entrada REFICAR. 3. Consumos Refinería Barrancabermeja.

Ene-13 May-13 Sep-13 Ene-14 May-14 Sep-14 Ene-15 May-15 Sep-15 Ene-16 May-16 Sep-16 Ene-17 May-17 Sep-17 Ene-18 May-18 Sep-18 Ene-19 May-19 Sep-19 Ene-20 May-20 Sep-20 Ene-21 May-21 Sep-21 MPCD Balance Oferta - Demanda 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 700 3 2 1 Esc. Alto Demanda Oferta Nal. Esc. Medio. P-70% Esc. Medio Demanda Oferta Nal. Esc. Alto. P-48% Oferta Nal. Esa. Bajo. P-90% Esc. Bajo Demanda 1. En escenario medio y bajo equilibrio de oferta y demanda en 2018. 2. En el escenario alto y medio equilibrio de oferta y demanda en 2015. La ocurrencia del niño que obliga generaciones térmica a gas natural define la fecha. 3. Oferta de no convencionales desde 2015. Aumento de oferta importante en 2016

Ene-13 Abr-13 Jul-13 Oct-13 Ene-14 Abr-14 Jul-14 Oct-14 Ene-15 Abr-15 Jul-15 Oct-15 Ene-16 Abr-16 Jul-16 Oct-16 Ene-17 Abr-17 Jul-17 Oct-17 Ene-18 Abr-18 Jul-18 Oct-18 Ene-19 Abr-19 Jul-19 Oct-19 Ene-20 Abr-20 Jul-20 Oct-20 Ene-21 Abr-21 Jul-21 Oct-21 MPCD Balance Costa 1,000 900 800 700 600 500 400 300 200 EXCEDENTES DEMANDA COSTA BAJO DEMANDA COSTA MEDIO DEMANDA COSTA ALTO DECLARACION PRODUCCION COSTA La declaración de producción tiene una probabilidad de ocurrencia de 90%. El escenario de oferta medio tiene un probabilidad de ocurrencia del 70%. Incluye el traslado de excedentes de un periodo a otro en campos libres. Se presenta un faltante respecto a la demanda media en septiembre de 2018. La ocurrencia de un Nino determina faltantes con anterioridad. Posibilidad de exportaciones. Contratos con probabilidad de ser interrumpidos.

Ene-13 May-13 Sep-13 Ene-14 May-14 Sep-14 Ene-15 May-15 Sep-15 Ene-16 May-16 Sep-16 Ene-17 May-17 Sep-17 Ene-18 May-18 Sep-18 Ene-19 May-19 Sep-19 Ene-20 May-20 Sep-20 Ene-21 May-21 Sep-21 MPCD Balance Interior 800 700 600 500 400 Excedentes en escenarios bajo y medio de oferta. Incremento de producción de GLP en el Interior Se presenta un faltante respecto a la demanda media en septiembre de 2017, por ampliación de refinería de Barrancabermeja. DEMANDA INTERIOR BAJO DEMANDA INTERIOR MEDIO OFERTA INTERIOR BAJO DEMANDA INTERIOR ALTO

Escenarios de precios de gas natural Supuestos: Liberalización de precios de entrada al sistema de transporte enero de 2014. Asignación de gas basado en esquemas de subastas y contratos bilaterales para los diferentes usuarios. Precio de paridad de importación (señal para cubrir la demanda en caso de existir faltantes). Drivers usados Henry Hub, National Balancing Point (NBP) y Fuel Oíl No. 6 Análisis netback que permite simular la competencia gas gas de las fuentes del país. Señal de precios que incentive la incorporación de reservas en el país.

Ene-13 Abr-13 Jul-13 Oct-13 Ene-14 Abr-14 Jul-14 Oct-14 Ene-15 Abr-15 Jul-15 Oct-15 Ene-16 Abr-16 Jul-16 Oct-16 Ene-17 Abr-17 Jul-17 Oct-17 Ene-18 Abr-18 Jul-18 Oct-18 Ene-19 Abr-19 Jul-19 Oct-19 Ene-20 Abr-20 Jul-20 Oct-20 Ene-21 Abr-21 Jul-21 Oct-21 US$/MBTU 2011 Escenarios de precios de gas natural 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Precio Gas Natural - Guajira 3 1 2 Esc. Referencia Esc. Bajo Esc. Alto Hitos Precio de Guajira: 1. Precio metodología regulada (corto plazo). 2. Precio con tendencia del referente actual hasta el 2018. En adelante precio de paridad de importación con tendencia NBP. 3. Precio de paridad de importación con tendencia NBP.

Ene-13 Abr-13 Jul-13 Oct-13 Ene-14 Abr-14 Jul-14 Oct-14 Ene-15 Abr-15 Jul-15 Oct-15 Ene-16 Abr-16 Jul-16 Oct-16 Ene-17 Abr-17 Jul-17 Oct-17 Ene-18 Abr-18 Jul-18 Oct-18 Ene-19 Abr-19 Jul-19 Oct-19 Ene-20 Abr-20 Jul-20 Oct-20 Ene-21 Abr-21 Jul-21 Oct-21 US$/MBTU 2011 Escenarios de precios de gas natural 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Precio Gas Natural - Cusiana 4 3 1 2 Esc. Alto Esc. Referencia Esc. Bajo Metodología de Cálculo NETBACK P Cusiana =P Guajira +CT Ballena -CT Cusiana Punto de referencia Vasconia Hitos Precio de Cusiana: 1.Resultados proceso de comercialización de corto plazo. 2.Precio de Cusiana indexado con Henry Hub. 3.Netback escenario bajo y precio de paridad importación Costa Atlántica. 4.Precio de paridad de importación con tendencia NBP.

Ene-05 Abr-05 Jul-05 Oct-05 Ene-06 Abr-06 Jul-06 Oct-06 Ene-07 Abr-07 Jul-07 Oct-07 Ene-08 Abr-08 Jul-08 Oct-08 Ene-09 Abr-09 Jul-09 Oct-09 Ene-10 Abr-10 Jul-10 Oct-10 Ene-11 Abr-11 Jul-11 Oct-11 Ene-12 Abr-12 Jul-12 Oct-12 USD/MBTU Dic 2011 Estimación precios de largo plazo - escenario medio 35 30 25 20 15 10 5 1.Escenario real hasta diciembre de 2012 2.Los precios de JET Fuel, ACPM, gasolina son 2.7 veces el de gas natural 3.El precio de Fuel Oil es 1.5 veces el precio del gas. 0 Jet Fuel GMC ACPM Fuel Oil Gas Natural Guajira Carbón FOB

Ene-05 Jul-05 Ene-06 Jul-06 Ene-07 Jul-07 Ene-08 Jul-08 Ene-09 Jul-09 Ene-10 Jul-10 Ene-11 Jul-11 Ene-12 Jul-12 Ene-13 Jul-13 Ene-14 Jul-14 Ene-15 Jul-15 Ene-16 Jul-16 Ene-17 Jul-17 Ene-18 Jul-18 Ene-19 Jul-19 Ene-20 Jul-20 Ene-21 Jul-21 USD/MBTU Dic 2011 Estimación precios de largo plazo - escenario medio 35 30 Histórico Proyección 1.Diferencia relativas se mantienen 25 20 2.La diferencia con carbón aumenta hasta alcanzar los US 5 /Mbtu. 15 10 5 0 Jet Fuel GMC ACPM Fuel Oil Gas Natural Guajira Carbón FOB

Infraestructura Los análisis de oferta y demanda permiten identificar las siguientes necesidades de infraestructura: Existencia de cuellos de botella y requerimientos de transporte Ampliaciones de capacidad y necesidades de contraflujo en algunos tramos. Opciones de importación - Planta de regasificación Opciones de exportación - Ampliaciones en facilidades de producción

Reflexiones y recomendaciones A nivel nacional, en condiciones normales, no se ven problemas de desabastecimiento. Por el contrario se ven opciones de exportaciones (con contratos con probabilidad de interrupción) En la Costa Atlántica, excedentes en el periodo 2013-2017, siempre y cuando no se presente Fenómeno del Niño. En el Interior, excedentes 2014-2017 con oferta media y alta. Importante continuar con la estrategia de incorporación de reservas (exploración, reglamentación shale gas y CBM). En un escenario medio de oferta y demanda, se espera la entrada de planta de regasificación a partir de agosto de 2019. Finales de 2013 inicio de 2014, periodo máximo para la toma de decisiones en cuanto a la construcción de esta planta de regasificación. Capacidad recomendada planta de regasificación 300 MPCD. Impulsar la demanda de gas natural para la optimización de la canasta energética del sector transporte, mejorar la competitividad del sector industrial y como materia prima de la industria petroquímica.

Tareas en desarrollo Análisis de infraestructura. Determinación de impactos planta de regasificación Refinar las demandas. Seguimiento a precios. Evaluación de competitividad por sustitutos. Boletines periódicos.

Plan de Expansión de Transmisión 2013-2026 Estas obras deberán estar en servicio en el período comprendido entre 2015 y 2020 REFUERZO COSTA CARIBE COSTO: Millones USD$ 119 BENEFI: Millones USD$ 1.045 Relación B/C: 8.76 Fecha Entrada: 30/Sep/2018 REFUERZO PORCE III 500 kv COSTO: Millones USD$ 8.2 BENEFICIO: Millones USD$ 8.3 Relación B/C: 1.003 Fecha Entrada: 30/Jun/2018 S/E LA LOMA 500 kv COSTO: Millones USD$ 35 BENEFICIO: Millones USD $ 305 Relación B/C: 8.66 Fecha Entrada: 30/Nov/2015 PROYECTO ITUANGO COSTO: Millones USD$ 897 BENEFI: Millones USD$ 1.507 Relación B/C: 1.68 Fecha Entrada: 30/Jun/2018 1 REFUERZO ORIENTAL COSTO: Millones USD$ 761 BENEFIC: Millones USD$ 3.822 Relación B/C : 5.03 Fecha Entrada: 30/Sep/2017 REFUERZO SUROCCIDENTAL COSTO: Millones USD$ 154 BENEFICIO: Millones USD$ 243 Relación B/C: 1.58 Fecha Entrada: 30/Sep/2018 S/E TULUNI 230 kv - AMBEIMA COSTO: Millones USD$ 62 BENEFICIO: Millones USD$ 65 Relación B/C: 1.05 Fecha Entrada: 30/Sept/2015 COMP. DINAMICA ORIENTAL COSTO: Millones USD$ 761 BENEFIC: Millones USD$ 3.822 Relación B/C: 5.03 Fecha Entrada: 30/Sep/2015 2 REFUERZO ORIENTAL COSTO: Millones USD$ 761 BENEFIC: Millones USD$ 3.822 Relación B/C: 5.03 Fecha Entrada: 30/Sep/2020

Gracias! beatriz.herrera@upme.gov.co sandra.leyva@upme.gov.co guillermo.gonzalez@upme.gov.co