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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
Plan de abastecimiento de Gas Natural
Contexto Internacional
Oferta
Demanda
Balance
Precios
Infraestructura
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.
Escenarios de oferta de gas natural
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
2,400
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
Mil
lon
es
Pie
s C
úb
ico
s D
ía (
MP
CD
)
Existentes Nuevos Desarrollos YTF No Convencionales
5.5 5.5 5.5
0.9 1.2 1.21.0
3.05.0
2.0
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0
5
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15
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25
Escasez Base Abundancia
Tera
Pie
s C
úb
ico
s
No Convencionales
YTF Convencionales
Nuevos Desarrollos
R. Probadas
Escenarios incorporación de reservas de
gas natural
Perfil producción de gas natural
escenario base
Fuente: Estudio ADL
Escenarios de oferta de gas natural
Fuente: Estudio ADL
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%
Shale/CBM/T
G
10 TCF
10,000 MMB
20%
Medio
1,200 MMB
40%
Alto
29% -
35%
20%
75 - 125
US$/ Barril
50%
Intervención
leve
20%
Restricción
(prioridad
ambiental)
30%
Limitada
concertación
30%
Extraordinario
10 TCF
> 15,000 MMB
5%
Todos
> 20 TCF
20,000 MMB
10%
Alto
> 13,000 MMB
15%
Máximo
> 35%
10%
> 125 US$/
Barril
10%
Intervención
severa
10%
ESCENARIO BASE
Hidrocarburos técnicamente
recuperables
Escenarios de oferta de gas natural
Fuente: Estudio ADL
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)
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)
3. Descubrimientos no Desarrollados
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
5.No Convencionales
Producción proporcional a los descubrimientos definidos para cada uno de los tipos de
recursos no convencionales en cada escenario
Oil: 0 MBls Gas: 0 TPC
Oil: 1,000 MBls Gas: 2 TPC
Oil:10,000 MBls Gas: 10 TPC
Shale Oil -
Tar Sands – Shale Gas - Coal Bed Methane -
Shale Oil: 1,000 MBls
Tar Sands - Shale Gas: 1 TPC CBM: 1 TPC
Shale Oil: 4,000 MBls
Tar Sands: 6,000 MBls Shale Gas: 6 TPC CBM: 4 TPC
Escenarios de oferta de gas natural
• 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.
• En cada escenario se revisa la posibilidad de regasificación y
de importaciones de Venezuela.
Probabilidad de
ocurrencia
90%
70%
< 48%
Escenarios de oferta de gas natural
700
800
900
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En
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1
MP
CD
OFERTA NAL. ESC. ALTO. P-48% OFERTA NAL. ESC. MEDIO. P-70%OFERTA NAL. ESC. BAJO. P-90%
P-70%
P<48%
P-90%
1
2
3 1. Aumento producción
Cupiagua de 70
MPCD - 2014.
2. Entrada de reservas
probables y posibles
Guajira – Cusiana –
VMM.
3. Producción gas no
convencional -
CBM.
4. Desarrollo temprano
gas no convencional
(shale gas) - VMM
4
Tres escenarios de demanda para sectores de consumo
Supuestos:
Escenarios de demanda de gas natural
• Sectores residencial y comercial: driver el crecimiento esperado de la economía
del país.
• 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.
• Sector industrial: estimación basada en la proyección del PIB - MHCP.
Escenarios de demanda de gas natural
Tasas de crecimiento:
E. bajo 2.15%
E. medio 2.56%.
E. alto 3.88%
Hitos demanda:
1. Consumos Ecopetrol
Llanos.
2. Consumos Niño
simulados y entrada
REFICAR.
3. Consumos Refinería
Barrancabermeja.
0
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4
May-1
4
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4
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5
May-1
5
Sep-1
5
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MP
CD
RESIDENCIAL COMERCIAL PETROQUIMICO
GNV INDUSTRIAL ECP
REFINERIA ELÉCTRICO EXPORTACIONES
TOTAL NACIONAL ESC. BAJO TOTAL NACIONAL ESC. ALTO
1
2
3
Balance Oferta - 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
700
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MP
CD
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
3
2
Balance 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.
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300
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600
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MP
CD
EXCEDENTES
DEMANDA COSTA BAJO DEMANDA COSTA MEDIO
DEMANDA COSTA ALTO DECLARACION PRODUCCION COSTA
Balance Interior
• 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.
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MP
CD
DEMANDA INTERIOR BAJO OFERTA INTERIOR BAJO
DEMANDA INTERIOR MEDIO 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.
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Precio Gas Natural - Guajira
Esc. Referencia Esc. Bajo Esc. Alto
Escenarios de precios de gas natural
1
2
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.
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Precio Gas Natural - Cusiana
Esc. Alto Esc. Referencia Esc. Bajo
Escenarios de precios de gas natural
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3
Metodología de Cálculo NETBACK
PCusiana=PGuajira+CTBallena-CTCusiana
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.
Estimación precios de largo plazo - escenario medio
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.
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Jet Fuel GMC ACPM Fuel Oil Gas Natural Guajira Carbón FOB
Estimación precios de largo plazo - escenario medio
1.Diferencia relativas se
mantienen
2.La diferencia con
carbón aumenta hasta
alcanzar los
US 5 /Mbtu.
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D/M
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011
Jet Fuel GMC ACPM Fuel Oil Gas Natural Guajira Carbón FOB
Histórico Proyección
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
Los análisis de oferta y demanda permiten identificar las siguientes necesidades de
infraestructura:
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.
S/E LA LOMA 500 kV
COSTO: Millones USD$ 35
BENEFICIO: Millones USD $ 305
Relación B/C: 8.66
Fecha Entrada: 30/Nov/2015
S/E TULUNI 230 kV - AMBEIMA
COSTO: Millones USD$ 62
BENEFICIO: Millones USD$ 65
Relación B/C: 1.05
Fecha Entrada: 30/Sept/2015
PROYECTO ITUANGO
COSTO: Millones USD$ 897
BENEFI: Millones USD$ 1.507
Relación B/C: 1.68
Fecha Entrada: 30/Jun/2018
REFUERZO COSTA CARIBE
COSTO: Millones USD$ 119
BENEFI: Millones USD$ 1.045
Relación B/C: 8.76
Fecha Entrada: 30/Sep/2018
REFUERZO SUROCCIDENTAL
COSTO: Millones USD$ 154
BENEFICIO: Millones USD$ 243
Relación B/C: 1.58
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
COMP. DINAMICA ORIENTAL
COSTO: Millones USD$ 761
BENEFIC: Millones USD$ 3.822
Relación B/C: 5.03
Fecha Entrada: 30/Sep/2015
1° REFUERZO ORIENTAL
COSTO: Millones USD$ 761
BENEFIC: Millones USD$ 3.822
Relación B/C : 5.03
Fecha Entrada: 30/Sep/2017
2° REFUERZO ORIENTAL
COSTO: Millones USD$ 761
BENEFIC: Millones USD$ 3.822
Relación B/C: 5.03
Fecha Entrada: 30/Sep/2020
Estas obras deberán
estar en servicio en
el período
comprendido entre
2015 y 2020
Plan de Expansión de Transmisión 2013-2026