Plan Indicativo de Abastecimiento de gas natural en Colombia

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Beatriz Herrera, Asesora Hidrocarburos UPME

Congreso Andesco de Servicios Públicos y TIC 14º Nacional y 5º Internacional, Cartagena Colombia, Junio 27, 28 y 29 de 2012

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Plan Indicativo de Abastecimiento de gas natural en Colombia

  1. 1. PLAN INDICATIVO DEABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL Junio de 2012
  2. 2. AGENDA Presentación1. Marco normativo2. Lineamientos3. Metodología4. Proceso de Elaboración5. Información utilizada
  3. 3. MARCO NORMATIVO Estado mantendrá la regulación, control y vigilancia de los servicios públicos, en procura de garantizar el mejoramiento continuo en la prestación de dichos servicios yConstitución la satisfacción del interés social. Política Los servicios públicos son inherentes a la función social del Estado, siendo su deber asegurar su prestación eficiente a todos los habitantes del territorio nacional. La distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos domiciliarios esenciales y el Estado intervendrá en la prestación de los mismos para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así Ley 142 de como su prestación continua e ininterrumpida. 1994 Es competencia privativa de la Nación planificar, asignar y gestionar el uso del gas combustible en cuanto sea económica y técnicamente posible. Para orientar las decisiones de los agentes y las acciones del gobierno encaminadas a asegurar el abastecimiento pleno y eficiente de gas natural en el largo plazo, MMEDecreto 2100 adoptará un PIAGN. de 2011 PIAGN será elaborado por UPME. Definición de criterios y mecanismos para el desarrollo de una planta de regasificación Plan que permita garantizar el abastecimiento de gas natural Energético Institucionalización de un esquema de coordinación operativa gas – electricidad Nacional 2006 Minimización de los impactos del uso de los energéticos sobre el medio ambiente y la salud pública
  4. 4. LINEAMIENTOS GENERALES Ser integral y flexible, susceptible de ser ajustado según los cambios económicos, políticos y ambientales tanto del entorno nacional como internacional Formular las acciones y soluciones que permitan el pleno abastecimiento de gas natural, dando las señales apropiadas para facilitar la toma de decisiones de inversión El Plan Indicativo de La demanda de gas natural debe ser satisfechaAbastecimiento considerando criterios de uso eficiente de las fuentes energéticasde Gas Natural debe Basarse en escenarios que consideren las variables más influyentes sobre el consumo de gas natural y sus sustitutos en un horizonte de largo plazo Propender por la minimización de los costos, para lograr la sostenibilidad económica y ambiental del sistema en el largo plazo, con precios competitivos para los usuarios y maximización de la cobertura
  5. 5. LINEAMIENTOS TÉCNICOS La oferta corresponde a última declaración de producción e importación por parte de agentes La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados El periodo considerado para comercialización de gas de nuevos hallazgos será mínimo de tres años desde la fecha de su descubrimiento La entrada en operación de proyectos de regasificación será mínimo de cuatro años, desde etapa de planificación La entrada en operación de nuevos gasoductos será comoFundamentos mínimo tres años, desde su etapa de proyección La entrada en operación de nuevas estaciones de compresión será de dos años, desde etapa de planificación La capacidad de los gasoductos troncales corresponderá a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas La capacidad de transporte de cada uno de los tramos será afectada por la indisponibilidad más alta de los mismos
  6. 6. METODOLOGÍA Demanda Escenario base o deProyección de referencia (UPME) Oferta Transporte Demanda Oferta Reservas probadas y probables Potencial de producción Balance Transporte Sistema actual Requerimientos Oferta Transporte
  7. 7. METODOLOGÍA n-Escenarios Oferta DemandaEl plan se elaboratomando en cuentaescenarios que evalúanel comportamientos delas principales variablesque tienen incidencia enel planeamiento, con elfin de visualizaralternativas futuras yminimizarincertidumbres.Horizonte de 10 años Escenario -1 Escenario – n Exportación en Abastecimiento largo plazo Escenario – 2 Escenario – 3 Equilibrio oferta Déficit corto demanda plazo
  8. 8. RESERVAS ACTUALESEstado de Reservas Totales de Gas Natural 2011 Reservas Totales 6.6 TCF R. Probadas 5.4 TCF R. Probables 0.65 TCF R. Posibles 0.51 TCFFuente: MME
  9. 9. OFERTA Declaración de Producción Gas Natural 2012 2022 Consideración sobre Oferta Máxima disponibilidad en diciembre de 2012 Cupiagua opera a partir de febrero de 2014 con 210 MPCD Gibraltar inició operación en agosto de 2011 con 35 MPCD . Declinación de Guajira a partir de diciembre de 2012Fuente: MME, Cálculos propios
  10. 10. DEMANDA Escenario Medio de Demanda Gas Natural 2012 2020 Demanda Media Crecimiento medio anual de 1.7% en horizonte de 10 años. Sectores de Refinería e industrial los de mayor crecimiento con 8.5% y 2.4% respectivamente. Sector eléctrico mantiene importante participaciónFuente: UPME
  11. 11. RED DE TRANSPORTE Sistema Costa Demanda año 2022 Capacidad 2012Fuente: PROMIGAS 2011
  12. 12. RED DE TRANSPORTE Demanda año 2022 Capacidad 2012 Gasoducto ------------- Sistema InteriorFuente: Información agentes 2011
  13. 13. BALANCE NACIONAL Balance Total País Demanda Media Faltantes desde 2017 Exportación a Venezuela finaliza en julio de 2014 No incluye subasta de nuevos proyectos térmicosFuente: UPME
  14. 14. BALANCE REGIONAL Balance Costa Atlántica – Escenario Medio Primer Semestre 2019 Consideraciones Suministro al Interior hasta mediados de 2018 Máximos requerimientos del Interior en 2016 Insuficiencia creciente en Costa desde segundo semestre de 2018Fuente: UPME
  15. 15. BALANCE REGIONAL Balance Interior – Escenario Medio Consideraciones Segundo semestre 2016 Abastecimiento hasta primer semestre de 2016 Incremento de 70 MPCD en 2017 por entrada proyecto Cupiagua Reducción de oferta Costa desde 2017 Faltantes crecientes desde segundo semestre de 2016Fuente: UPME
  16. 16. CONCLUSIONESOFERTA Importaciones de GNL-Corto Plazo. Incorporación Reservas Recursos no Convencionales-Mediano Plazo. Inversión importantes para el desarrollo del potencial gasífero Colombiano-Largo Plazo. Eliminación de barreras mediante la coordinación Interinstitucional (Energía-Ambiente). Adecuada coordinación entre autoridades sector Minero-Energético.INFRAESTRUCTURA Definición punto de partida proyecto de regasificación. Ampliaciones algunos tramos interior . Gas atrapado en la Costa (La Creciente 20 MPCD).

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