Abastecimiento de Gas Natural en Colombia. - Unidad de ...

Abastecimiento de gas natural en Colombia
Angela Cadena, Beatriz Herrera y Guillermo González
Cartagena, octubre de 2012

INQUIETUDES
• Estado de las reservas actuales en Colombia (con y sin niño). Factor R/P.
• Estado actual de las exploraciones de gas natural en la costa atlántica principalmente y en Colombia.
• Percepción de la UPME, en cuanto a la explotación de gases no convencionales (shale gas, entre
otros) principalmente en la Costa y en Colombia, ¿que estudios se han efectuado y cuantas reservas de
gas han arrojado dichos estudios?
• ¿Cómo ve la UPME la liberación del precio Guajira?
• Planes de masificación del gas natural del Gobierno.
• ¿Cuando vamos a comenzar a importar gas de Venezuela? Que compromisos estatales se habían
estructurado en este sentido, y que se ha avanzado para que se comience a dar la importación?.
• Cuál es la posición de la UPME respecto a la posible estructuración de un esquema de Subsidio al
GLP?.
• ¿Cuál es la posición de la UPME en cuanto a la construcción de las dos (2) plantas de LNG que se
tienes previstas construir en las costas colombianas, para darle mayor confiabilidad al sistema?

AGENDA
• Introducción
• Situación actual
– Consumos actuales y demanda esperada de energía
– Oferta y demanda de gas natural
– Precios del gas natural
• Plan de abastecimiento de gas natural
– Reservas, producción y demanda de hidrocarburos
– Reservas
– Oferta
– Demanda
– Metodología y escenarios

Antecedentes UPME
◙ Constitución política de 1991.
◙ Decreto 2119 de 1992 – Unidad Administrativa Especial (vinculada al
Ministerio).
◙ Ley 143 de 1994 – Unidad Administrativa Especial (adscrita al Ministerio) -
Funciones a la UPME (Artículo 16).
◙ Decreto Ley Decreto Ley 1687 de 1997 - Suprime Unidad de Información
Minero Energética.
◙ Decreto Ley 2740 de 1997 - Suprime funciones de INEA y se asignan a la
UPME.
◙ Decreto Ley 2741 de 1997 - Fusiona UPME – UIME.
◙ Decretos 255 y 256 de 2004 – Restructuración de la Unidad y definición de
la planta de personal.

Fundamentos
Unidad de Planeación Minero Energética - UPME -
PROPOSITO: Realizar la planificación integral del sector minero energético mediante
evaluaciones y diagnósticos de la oferta y demanda de los recursos minero energéticos,
elaborando planes y programas de largo plazo para el Ministerio de Minas y Energía, en forma
indicativa, permanente y coordinada con agentes públicos y privados, bajo esquemas de desarrollo
sostenible.
VISIÓN: La UPME en el 2014, se consolida como la autoridad técnica nacional, que articula el
planeamiento integral y la información de los sectores energético y minero, promoviendo el
desarrollo sostenible del país.
MISIÓN: Desarrollar de manera participativa el planeamiento integral y la gestión de la
información de los sectores energético y minero, para contribuir al desarrollo sostenible del país,
con un talento humano comprometido, idóneo y calificado, soportado en tecnología de punta

Funciones
Responsabilidades relevantes de la UPME:
1. Establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los agentes económicos del país,
considerando la integración regional y mundial, según criterios tecnológicos, económicos, sociales y
ambientales.
2. Elaborar y actualizar los planes Nacional Minero, Energético Nacional, de Expansión de Generación y
Transmisión de Energía Eléctrica, Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural y los demás planes
subsectoriales, (FNCE, combustibles líquidos) en concordancia con el PND.
3. Evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes y usos energéticos no
convencionales (CIURE-PROURE).
4. Establecer y operar los mecanismos y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de
minerales energéticos, hidrocarburos, energía y determinar las prioridades para satisfacer tales
requerimientos, de conformidad con la conveniencia nacional.
5. Asesorar en materia de planeación sectorial al Ministerio de Minas y Energía realizando estudios
económicos cuando se requiera y apoyar con información de mercados de interés sectorial a los
agentes.
6. Organizar, operar y mantener la base única de información estadística oficial del sector mineroenergético,
procurar la normalización de la información obtenida, elaborar y divulgar el balance mineroenergético,
la información estadística, los indicadores del sector, así como los informes y estudios de
interés para el mismo. (actualmente certificado por ISO y el DANE).

Estructura actual
Ley 1362 del 3 de Dic./2009 crea dentro de la estructura orgánica de la Unidad de Planeación Minero Energética
Consejo Directivo:
1. El Ministro de Minas y Energía o el Viceministro, quien lo preside.
2. El Director de la entidad encargada del despacho de energía.
3. El Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.
4. Dos personas de reconocida idoneidad conocedores del sector de hidrocarburos y conocimientos financieros nombrados
por el Ministro de Minas y Energía, de terna presentada por tres gremios del sector
Consejo Directivo
Dirección General
TOTAL CARGOS: 66
Secretaría General
Subdirección de
Planeación Energética
Subdirección de
Planeación Minera
Subdirección de
Información

Estructura propuesta
Asesores:
Planeación,
Aspectos socioambientales,
Jurídico
Consejo Directivo
Dirección
General
Asuntos
Secretaría General
Oficina de
Información
Temáticos
Tecnologías de
Información
TOTAL CARGOS: 115
Investigación de
Información
Subdirección de Energía
Subdirección de
Hidrocarburos
Subdirección de
Proyectos
Subdirección de
Demanda
Subdirección Minera
Generación
Transmisión y
distribución
Modelos
Petróleo y
combustibles
líquidos
Gas
Combustible
Modelos 2
Universalizació
n del Servicio
Proyectos
Transmisión
Generación
Desarrollo y
promoción de
infraestructura
Oferta
Sectores y usos
Modelos
Planeamiento y
Modelamiento
Investigación y
análisis sectorial
de Mercados
Industria
Extractiva y
Transformadora
Cobertura
URE & FNCE
Demanda

AGENDA
• Introducción
• Situación actual
– Consumos actuales y demanda esperada de energía
– Oferta y demanda de gas natural
– Precios del gas natural
• Plan de abastecimiento de gas natural
– Reservas, producción y demanda de hidrocarburos
– Reservas
– Oferta
– Demanda
– Metodología y escenarios

Consumo final de energía
Agropecuario
y Minero
7%
Consumo Final Sectorial 2010
Construcción
1%
No Identificado
2%
Residencial
22%
Comercial y
Público
6%
Diesel
21.70%
Fuel Oil
0.24%
Kero
4.24%
Consumo Final - Fuentes 2010
Biocmbustible
2.05%
Otros
4.40%
Gas Natural
17.28%
Petróleo
2.30%
Carbón
3.08%
Biomasa
12.15%
Transporte
38%
Industrial
24%
Gmotor
11.83%
GLP
2.92%
Electricidad
17.83%
Fuente: UPME
Consumo final: 230,325 Tcal
Energía primaria: 80,153 Tcal
Energía secundaria: 150,172 Tcal

Millones BEP
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
2020
2022
2024
2026
2028
2030
Proyección de demanda
Prospectiva Energética – Escenario base
Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%
350
300
Historia
Proyección
250
200
Diesel
2.69%
150
100
Electricidad
3.48%
50
0
Gas Natural
3.10%
Gas natural Gasolina Electricidad Diesel Carbón
Biomasas GLP Combust. Aviac. Otros derivados
Fuente: UPME

Objetivos de la política energética
La energía es factor de desarrollo económico y bienestar social
fundamental.
Maximizar el aporte de los recursos energéticos al desarrollo del
país.
Garantizar el abastecimiento energético eficiente, confiable y
oportuno aún bajo situaciones críticas.
Fortalecer mecanismos de mercado para dar las señales
oportunas y de requerimientos de expansión.

Miles BPD
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Sistema colombiano de hidrocarburos
Oferta de petróleo
Reservas de Petróleo
Evolución de Producción de Petróleo
Posibles
8%
1,000
915 932
20.0%
800
785
15.0%
Probables
18%
600
687
604
578
541 528 525 529 531
588
671
10.0%
5.0%
Probadas
74%
400
0.0%
-5.0%
Fuente: MME
200
0
-10.0%
-15.0%
Producción Petróleo
Tasa Crecimiento
Reservas probadas:
Reservas probables:
Reservas posibles:
2,260 MBls
554 Mbls
255 Mbls
Fuente: MME

Reservas de gas natural
Reservas de gas natural – diciembre 2011
R.Posibles
0.51 Otros
0.97
R. Probables
0.65
R. Probadas
5.4
Gibraltar
0.12
Creciente
0.47
Guajira, 2.05
Cusiana, 1.85
Reservas totales
6.6 TPC
• R. Probadas 5.4 TPC
• R. Probables 0.65 TPC
• R. Posibles 0.51 TPC
Fuente: MME

Reservas de gas natural
•Disminución de las reservas
totales: 6.41%
•Aumento de las reservas
probadas: 45.84%
Fuente: ANH

Reservas de gas natural
•Participación de las reservas
probadas: 82%
•Aumento de las reservas
posibles para los años 2026 -
2030
Fuente: ANH

Producción de gas natural
•La producción con destino
el interior representa el 44%
del país
•La producción con destino
la Costa representa el 33%
del país
•Las exportaciones
representan el 20%
Fuente: Cnogas

Fuente: Cnogas
Producción de gas natural

Fuente: Cnogas
Demanda de gas natural

Fuente: Cnogas
Participación de la demanda de gas natural

Fuente: ICIS, Platts, EIA, Cnogas Cálculos:UPME
Comparativo de precios

AGENDA
• Introducción
• Situación actual
– Consumos actuales y demanda esperada de energía
– Oferta y demanda de gas natural
– Precios del gas natural
• Plan de abastecimiento de gas natural
– Reservas, producción y demanda de hidrocarburos
– Reservas
– Oferta
– Demanda
– Metodología y escenarios

Factores de éxito y variables críticas
FACTORES DE ÉXITO DEL SECTOR DE
HIDROCARBUROS
1. Aumento de la inversión en el sector promovida por un marco
regulatorio favorable y promoción internacional
2. Apertura de oportunidades de inversión bajo distintos
esquemas de negocio
3. Éxito exploratorio e incremento del conocimiento geológico
4. Modernización de ECOPETROL e incorporación de recurso
humano calificado
5. Disponibilidad de infraestructura heredada de la década
pasada, previo a la declinación de producción
6. Mayor productividad por la inclusión de nuevos esquemas de
perforación
7. Aumento de factor de recobro en cuencas maduras por el uso
de nuevas tecnologías
8. Mercado internacional favorable y altos precios de crudo
9. Mejora en seguridad del país.
VARIABLES CRÍTICAS ACTUALES Y FUTURAS
1. Hallazgos de hidrocarburos convencionales (crudo y gas)
2. Potencial de crudos pesados (especialmente en la cuencas de
Los Llanos)
3. Potencial de no convencionales (gas asociado al carbón, shale
gas, shale oil, arenas bituminosas)
4. Factor de recobro de hidrocarburos
5. Precio internacional de energéticos (precio de referencia del
barril de crudo)
6. Política estatal petrolera (government take)
7. Factores medio ambientales (restricción de la actividad de E&P
por razones ambientales)
8. Factores socio culturales, nivel de conflicto (restricción de la
actividad de E&P por razones sociales

Escenarios de incorporación de reservas
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

Escenario de referencia
Hallazgos
Hidrocarburos
Convencional
Potencial No
Convencionales*
Potencial
Crudos
Pesados*
Factor
de Recobro
Precio
Internacional
Energéticos
Política
Estatal
Petrolera
Factores
Ambientales
Factores
Socio
Culturales
Marginal
2.5 TPC
2,900 MBls
5%
Nulo
0 TPC
0 MBls
30%
Marginal
500 MBls
15%
Status Quo
< 26%
30%
< 50
USD/barril
10%
Favorable a
Inversión
(Status Quo)
35%
< Requisitos vs.
Otros Países
Petroleros
20%
Desarrollo en
eq. con la
Comunidad
30%
Modesto
3 TPC
3,600 MBls
40%
Shales /CBM
2 TPC
1,000 MBls
40%
Bajo
800 MBls
30%
Medio
26% - 29%
40%
50-75
USD/barril
30%
> Government.
Take
35%
Equilibrio
Legislación y
Des.
Sustentable
50%
Oposición
Aisladas a
Proyectos
40%
Alto
5 TPC
11,000 MBls
40%
Extraordinario
10 TPC
>15,000 MBls
5%
Shales/CBM/
Arenas
10 TPC
10,000 MBls
20%
Todos
> 20 TPC
> 20,000 MBls
10%
Medio
1,200 MBls
40%
Alto
> 13,000 MBls
15%
Alto
29% - 35%
20%
Máximo
> 35%
10%
75-125
USD/barril
50%
>125
USD/barril
10%
Intervención
Leve
20%
Intervención
Severa
10%
Restricción
Radical (prioridad
ambiental)
30%
Limitada
Concertación
30%

Millones Bls
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Producción esperada de petróleo
Producción de petróleo - Escenario de referencia
1,400
1,200
1,000
800
Reservas probadas: 29.6%
Recuperación mejorada: 4.1%
600
400
200
0
Probables+Posibles: 18.2%
YTF: 48.1%
Máxima producción 2015:
1.27 MBPD
Incorporación Total: 9,100
Mbls en 18 años
R. Probadas Recup. Mejorada R. Probables + R. Posibles YTF
Fuente: UPME- Estudio ADL

2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Importación / Exportación KBPD
Importación / Exportación KBPD
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Proyección de oferta y demanda de hidrocarburos
Producción/ Consumo KBPD
Escenario referencia de producción de petróleo
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Fuente: UPME- Estudio ADL
Excedentes de Petróleo
Producción Demanda Exp/Imp
Excedentes exportables de petróleo ~ 700 KBPD
Gasolina autosuficiencia hasta 2024
ACPM deficitarios casi todo el periodo de análisis
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Importación / Exportación KBPD
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
-5,000
-10,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
-10,000
-20,000
-30,000
-40,000
-50,000
-60,000
Balance Gasolina
Exp/Imp Producción Demanda
Balance ACPM
Exp/Imp Producción Demanda
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
Producción / Consumo
Producción / Consumo KBPD

Tera Pies Cúbicos
Reservas esperadas de gas natural
25
20
No Convencionales
YTF Convencionales
• Reservas en el escenario (base
o) de referencia: 11.7 TPC
15
10
Nuevos Desarrollos
R. Probadas
2.0
3.0
10.0
5.0
• Los 2 TPC de gas no
convencional:
•1TPC de Shale Gas
•1 TPC de CBM (gas
asociado a carbón)
5
1.0
0.9 1.2 1.2
5.5 5.5 5.5
0
Escasez Base Abundancia
Fuente: Estudio ADL

Fuente: Estudio ADL
Producción esperada de gas natural
Costa Atlántica - Escenario de referencia

Oferta de gas natural – Escenario base
•Declaración de producción
mayo de 2012
•Se toma el potencial de
producción
Fuente: MME y UPME

Fuente: UPME
Demanda de gas natural – Escenario base

Fuente: MME y UPME
Demanda Costa Atlántica

Balance nacional – Escenario base
•Se evidencia un déficit a
partir del año 2018, sin la
incorporación de nueva
oferta.
Fuente: MME y UPME

Plan de abastecimiento -
Metodología
• El plan se elabora tomando en
cuenta escenarios que
evalúan el comportamientos
de las principales variables
que tienen incidencia en el
planeamiento, con el fin de
visualizar alternativas futuras y
minimizar incertidumbres.
• Horizonte de 10 años
Oferta
n-Escenarios
Demanda
Escenario -1
Abastecimiento
Escenario – 2
Equilibrio oferta
demanda
Escenario – 3
Déficit corto
plazo
Escenario – n
Exportación en
largo plazo

Plan de abastecimiento -
Escenarios de oferta
1 2
Plantas de
Regasificación
3
Escenario
Oferta Base
Escenario nuevas
incorporaciones
Importaciones de
Venezuela
4
Incorporación Gas No
convencional
5

Plan de abastecimiento -
Escenarios de demanda
1 2
Ampliación de la
cobertura y
crecimientos
vegetativos
3
Escenario
Demanda Base
Escenario
Termoeléctrico Niño
Aumento de las
conversiones de GNV
(e industria)
4
Exportación de
energía a Panamá
5

Resultados del plan de abastecimiento GN
OFERTA
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).

Gestor de Mercado
De acuerdo con lo definido por el Decreto 2100 de 2011 y los documentos de consulta publicados por la
CREG y las necesidades del sector:
1. Manejo de información operativa y comercial. (Cantidades y precios )
2. Labores comerciales liquidación de contratos
3. Subastas de corto y largo plazo
4. Análisis de información e indicadores
5. Manejo del mercado primario y secundario
6. Manejo mantenimientos
7. Respuesta a las Entidades Gubernamentales