Térmicas 2011-2020 Rev. 2011

PROYECCIONES DE PRECIOS DE GAS NATURAL Y
COMBUSTIBLES LIQUIDOS PARA GENERACIÓN
ELECTRICA
República de Colombia
Ministerio de Minas y Energía
Unidad de Planeación Minero
Energética, UPME.
www.upme.gov.co
Subdirección de Planeación Energética
Grupo de Hidrocarburos
Carrera 50 No. 26 – 20
PBX: (57) 1 2220601
FAX: (57) 1 2219537
Bogotá D.C. Colombia
Octubre 2011
CONTENIDO
1.
METODOLOGÍA DE PROYECCION DE PRECIOS................................................................... 3
1.1
ESCENARIOS DE PRECIOS WTI ............................................................................................. 4
1.2
ESCENARIO MACROECONÓMICO ......................................................................................... 5
2.
GAS NATURAL .......................................................................................................................... 5
2.1
PRECIOS DEL GAS EN BOCA DE POZO ................................................................................ 6
2.1.1
Guajira y Opón ........................................................................................................................... 6
2.1.2
Precio del Gas Cusiana ............................................................................................................. 8
2.2
TARIFAS DE TRANSPORTE................................................................................................... 10
2.3
RESULTADOS ......................................................................................................................... 10
3.
JET FUEL................................................................................................................................. 17
4.
FUEL OIL ................................................................................................................................. 21
5.
ACPM....................................................................................................................................... 25
2
1. METODOLOGÍA DE PROYECCION DE PRECIOS
La proyección de precios de cualquier energético surge de la correlación existente entre el comportamiento del
petróleo crudo marcador el cual representa los niveles generales de precios y cada uno de los energéticos que
se analizarán. El WTI (West Texas Intermidiate), es el petróleo crudo que se extrae en la zona occidental del
Estado de Texas – Estados Unidos, que cuenta con características de alta calidad, por ser catalogado como
dulce y liviano. Su precio, en dólares por barril, sirve de referencia para Colombia en las transacciones
efectuadas en el mercado norteamericano particularmente, constituyéndose en un indicador clave para la
economía del hemisferio occidental.
Gráfica No. 1. Precio WTI
150
140
130
120
110
100
US$/Bl
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Dic-98
Abr-99
Ago-99
Dic-99
Abr-00
Ago-00
Dic-00
Abr-01
Ago-01
Dic-01
Abr-02
Ago-02
Dic-02
Abr-03
Ago-03
Dic-03
Abr-04
Ago-04
Dic-04
Abr-05
Ago-05
Dic-05
Abr-06
Ago-06
Dic-06
Abr-07
Ago-07
Dic-07
Abr-08
Ago-08
Dic-08
Abr-09
Ago-09
Dic-09
Abr-10
Ago-10
Dic-10
Abr-11
Ago-11
0
PRECIO WTI
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos.
Como lo muestra la gráfica No 1, el precio del petróleo WTI presentó una tendencia creciente desde febrero de
2009, hasta abril de 2011 y luego una ligera contracción hasta el mes de septiembre, alcanzando una media de
US$95.41/Bl durante el presenta año.
Según el Departamento de Energía de los Estados Unidos, las perspectivas a corto plazo muestran una
reducción del consumo energético en los países desarrollados frente a la estimación realizada al comienzo del
año, lo cual es motivo de preocupación en el mercado del crudo. No obstante, se estima un incremento en el
consumo de petróleo por parte de los países en vías de desarrollo y economías emergentes como China,
necesidad que podrá ser compensada con los inventarios existentes y un leve aumento en el nivel de
producción.
3
Por otra parte, existen temores en torno a las expectativas de recuperación de la economía global, basados en
la crisis de la deuda de la Unión Europea, algunos temas fiscales que enfrentan importantes países y la
situación de Estados Unidos; lo que genera incertidumbre en el comportamiento económico y por ende en el
consumo de energía, que se podría traducir en una volatilidad de los precios del petróleo. Sin embargo,
cualquier incremento fuerte en el precio del petróleo desde sus actuales niveles duraría poco, pues la frágil
economía global apenas toleraría un valor superior a los US$120/Bl, estiman los expertos Norteamericanos.
1.1
ESCENARIOS DE PRECIOS WTI
El presente ejercicio de proyección de precios para la generación de electricidad, considera tres escenarios de
WTI que corresponden a los definidos en el “Annual Energy Outlook 2011” denominados de Referencia, Alto y
Bajo, en lo que respecta al largo plazo; para el corto plazo (16 meses), se consideró el Caso Base del “ShortTerm Outlook” publicado el 12 de octubre de 2011. A continuación se aprecia la proyección de precios WTI
bajo los tres escenarios planteados (Gráfica No 2):.
Gráfica No. 2. Escenarios de Precio de WTI - dólares constantes de diciembre de 2010.
225
200
US$constes dic- 2010
175
150
125
100
75
50
25
Referencia
Alto
Bajo
2.035
2.034
2.033
2.032
2.031
2.030
2.029
2.028
2.027
2.026
2.025
2.024
2.023
2.022
2.021
2.020
2.019
2.018
2.017
2.016
2.015
2.014
2.013
2.012
2.011
2.010
2.009
2.008
0
Real
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos.
En el caso de referencia los precios del petróleo suben de US$$ 78/Bl en 2010 por barril a cerca de 96 dólares
por barril en 2015 y 110 por barril en 2020. En el periodo 2020 a 2030, los precios aumentan progresivamente
hasta $125 por barril.
4
1.2
ESCENARIO MACROECONÓMICO
Para efectos de la proyección se tomó en cuenta el escenario macroeconómico empleado por U.S Energy
Information Administration tanto para corto como para el largo plazo, el cual señala un crecimiento medio anual
del PIB cercano al 2.7% en el horizonte 2009-2035. El crecimiento económico proyectado tiende a ser mayor en
los primeros años del período de análisis y luego se reduce en el largo plazo, debido a que las variables de
población, productividad y urbanización, entre otras, tienen una tendencia de crecimiento menor en el largo
plazo.
El IPC de Estados Unidos corresponde al supuesto utilizado en el escenario macroeconómico del Annual
Energy Outlook 2011, cuya tasa de crecimiento medio es de 2.08% en el periodo de 2011-2015 y de 2.56% en
el horizonte 2011-2030. Respecto a Colombia, la información de estimación de IPC provino del Ministerio de
Hacienda y Crédito Público, equivalente a 3% promedio año en el horizonte 2011 – 2022, y para efectos del
ejercicio la misma tasa se extendió al 2030. Al mismo tiempo, los datos históricos de las variables económicas
fueron tomados del DANE y Banco de la República.
Las variables macroeconómicas nacionales y las de Estados Unidos utilizadas en todo el ejercicio de proyección
de precios son las mismas de cada uno de los energéticos evaluados.
2. GAS NATURAL
Para proyectar los precios de gas natural con destino a la generación de electricidad, se utilizó una metodología
que evalúa los tres segmentos principales a saber: i) estimación del precio del gas en boca de pozo de las
principales fuentes de suministro, Guajira y Cusiana, ii) estimación de los cargos de transporte de los diferentes
tramos del sistema y, iii) estimación del costo total del gas natural en cada una de las plantas para el horizonte
de análisis, (suministro mas transporte).
La estimación del precio del gas natural en boca de pozo de los campos Guajira y Opón se realiza siguiendo el
procedimiento establecido en la Resolución CREG 119 de 2005 y 187 de 2010. Para el caso de gas de Cusiana,
esta metodología aplicó hasta que su capacidad de producción superó los 180 MPCD, desde entonces su
precio se determina libremente.
Para efectos del ejercicio aquí realizado, el precio del gas de Cusiana se determina mediante un ejercicio de
NETBACK con el cual se determina cuál es el precio para que dicho gas sea competitivo en un punto
determinado del Sistema Nacional de Transporte.
El costo de transporte de cada tramo de gasoducto es proyectado aplicando las resoluciones vigentes. El valor
del transporte del gas a cada planta de generación corresponde a la suma de los costos de los tramos
necesarios para llevar el gas desde su fuente de suministro hasta la planta. El precio final corresponde a la
suma del precio del gas natural en boca de pozo y el costo del transporte del campo productor a la planta de
generación.
5
2.1
PRECIOS DEL GAS EN BOCA DE POZO
2.1.1
Guajira y Opón
Debido a la suspensión de la publicación de la serie New York Harbor Residual Fuel 1.0% Sulfur LP Spot Price
por parte del Departamento de Energía de los Estados Unidos, indexador para la actualización del precio
máximo regulado del gas natural definido en las Resoluciones 039 de 1975 y 061 de 1983, para el gas natural
producido en los campos de la Guajira y Opón respectivamente, la CREG mediante Resolución 187 de 2010,
modificó La la descripción de la variable en mención, definida en la Resolución CREG 119 de 2005 por el
“Indice Platts US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil”
De acuerdo con la Resolución CREG 119 de 2005, el Precio Máximo Regulado del gas natural debe ser
actualizado semestralmente, el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año para el gas producido en los campos
de la Guajira; y entre el 1 de enero y el 1 de julio de cada año para el gas natural producido en el caso de los
campos de Opón.
La nueva fórmula es la siguiente:
PMRt  PMRt 1 
INDICEt 1
INDICEt 2
Donde:
PMRt
= Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares
por millón de BTU (US$/MBTU).
PMRt 1
= Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1).
INDICEt 1
INDICEt 2
INDICE
= Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1
= Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2).
= US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil según la serie de la publicación
Platt’s de Estándar & Poor’s
Para el gas de los campos de la Guajira se tiene que el precio del primer semestre de 2011 fue 4.2485
US$/MBTU. Por lo tanto, el precio para el segundo semestre de 2011 es:
PMRt 1
= 4.2485 US$/MBTU
INDICEt 1
= 102.11
INDICEt 2
= 74.7727
PMRt = 4.2485 x 1.3657 = 5.8021 US$/MBTU
6
La diferencia frente al valor calculado por Ecopetrol radica en la forma de determinar los promedios de la
cotización US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil.
En el caso de de Opón los resultados se muestran a continuación:
PMRt 1
= 4.6646 US$/MBTU
INDICEt 1
= 97.5584
INDICEt 2
= 74.0467
PMRt = 4.6646 x 1.3175 = 6.1457 US$/MBTU
Para efectuar la proyección del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo, se comparó el
comportamiento del precio del combustible de referencia1, con el comportamiento de los precios del petróleo
WTI y del Fuel Oil No. 6, combustibles para los cuales se dispone de proyecciones de largo plazo.
Gráfica No. 3. Evolución de precios US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil.
160
140
US$ / Barril
120
100
80
60
40
20
WTI
US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil
7
Residual Fuel 1%S
Jul-11
Abr-11
Ene-11
Jul-10
Oct-10
Abr-10
Oct-09
Ene-10
Jul-09
Abr-09
Oct-08
Ene-09
Jul-08
Abr-08
Oct-07
No.6 1%S G.Coast Promedio
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
1
Ene-08
Jul-07
Abr-07
Ene-07
Jul-06
Oct-06
Abr-06
Ene-06
Jul-05
Oct-05
Abr-05
Ene-05
Jul-04
Oct-04
Abr-04
Ene-04
0
Se encontró mejor correlación entre el comportamiento del precio histórico del Fuel Oil No. 6, que con el precio
del WTI. por lo cual, la proyección de precios del gas natural en el horizonte 2011 - 2030 hace uso de las tasas
de crecimiento determinadas en cada uno de los escenarios bajo, referencia y alto de la proyección del Residual
Fuel No. 6, disponible en el Anual Energy Outlook 200112. La gráfica No 3 presenta los resultados del
comportamiento de los precios en los últimos 7 años y la relación existente en los mismos.
Con base en los criterios anteriormente mencionados se procedió a aplicar la fórmula establecida mediante las
resoluciones CREG 119 de 2005 y CREG 187 de 2010, con los resultados que se muestran en la gráfica No 4.
Dichos resultados arrojan una banda de precios que oscila entre 3.5 US$/MBTU y 12 US$/MBTU, con una tasa
de crecimiento promedio año de 2.96% en el horizonte de planeación para el escenario de referencia. Mientras
que los escenarios bajo y alto muestran tasas de crecimiento interanuales de -0.33% y 5.4% respectivamente.
Gráfica No. 4. Proyección de Precios en Boca de Pozo de Guajira.
13,75
US$constes dic- 2010 / MBTU
12,50
11,25
10,00
8,75
7,50
6,25
5,00
3,75
2,50
1,25
Jun-09
Ene-10
Ago-10
Mar-11
Oct-11
May-12
Dic-12
Jul-13
Feb-14
Sep-14
Abr-15
Nov-15
Jun-16
Ene-17
Ago-17
Mar-18
Oct-18
May-19
Dic-19
Jul-20
Feb-21
Sep-21
Abr-22
Nov-22
Jun-23
Ene-24
Ago-24
Mar-25
Oct-25
May-26
Dic-26
Jul-27
Feb-28
Sep-28
Abr-29
Nov-29
Jun-30
0,00
Escenario Bajo
Escenario Refrencia
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
2.1.2
2
Precio del Gas Cusiana
http://www.eia.doe.gov/
8
Escenario Alto
Valor Real
El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de producción superó los 180
MPCD, situación que se dio en junio de 2006; de conformidad con lo establecido en el artículo 1 de la
Resolución CREG 119 de 2005. En consecuencia, se realiza un análisis “Netback” que no es otra cosa que la
evaluación de la competitividad del precio del gas Cusiana con respecto al precio de los campos de la Guajira, a
fin de poder establecer la proyección y estimar la tendencia futura del precio boca de pozo para Cusiana y de
esta forma determinar los costos del gas natural para generación de electricidad.
En este sentido, se definieron puntos de arbitraje en el Sistema Nacional de Transporte, sobre los cuales ciertos
agentes pueden elegir libremente la fuente de suministro, dado el precio del gas en dicho punto. Los puntos del
Sistema Nacional de Transporte analizados corresponden a los nodos Barrancabermeja, Sebastopol y
Vasconia.
La estimación del precio del gas de Cusiana se obtuvo a partir del precio del gas de la Guajira puesto en cada
uno de los puntos de arbitraje seleccionados. Se asumió que el precio del gas de Cusiana en dicho punto no
puede ser superior al precio del gas de la Guajira. Desde este punto se descuentan los costos de transporte
hasta la planta de generación para obtener finalmente el precio máximo de gas de Cusiana. Los resultados del
ejercicio para el escenario de referencia o escenario medio se muestran a continuación:
Gráfica No. 5. Proyección Precio Boca Pozo Gas Cusiana.
8,5
US$constes dic- 2010/ MBTU
8,0
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
Vasconia
Sebastopol
Fuente: UPME
9
Barranca
Nov-30
Feb-30
Ago-28
May-29
Nov-27
Feb-27
May-26
Ago-25
Nov-24
Feb-24
May-23
Ago-22
Feb-21
Nov-21
May-20
Ago-19
Nov-18
Feb-18
Ago-16
May-17
Nov-15
Feb-15
May-14
Ago-13
Nov-12
Feb-12
5,0
En el ejercicio de estimación de los precios de gas para plantas térmicas, se asumió el precio del gas de
Cusiana con referencia al nodo Sebastopol, cuya tasa de crecimiento promedio año es de 3.1% y una banda de
precios que varía entre 5.8 y 7.9 US$/ MBTU.
2.2
TARIFAS DE TRANSPORTE
Para determinar el precio máximo de transporte por gasoducto, se consideraron las resoluciones vigentes
expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior, al
momento de la realización del ejercicio, considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del último
año después del vencimiento de las resoluciones. Adicionalmente, se supuso una pareja de cargos regulados,
cargo fijo / cargo variable, 50% / 50%, durante todo el periodo de proyección.



PROMIGAS: Resolución CREG 070 de 2003
TGI: Resoluciones CREG 076 de 2002 (Cusiana – El Porvenir) y CREG 125 de 2003
TRANSORIENTE: Resolución CREG 016 de 2001
Cabe resaltar que mediante las Resoluciones CREG 110 de agosto 25 de 2011 y 117 de Agosto 25 de 2011, se
establecieron los nuevos cargos regulados de transporte para los sistemas de transporte de PROMIGAS S.A
E.S.P. y TGI S.A E.S.P. No obstante dado que los actos administrativos fueron recurridos, se mantienen
vigentes las Resoluciones70 de 2003 y 076de 2002 y 125 de 2003 respectivamente.
Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta térmica, se consideraron los puntos de entrada y
salida de gas estipulados en los contratos actuales de transporte. A partir de la terminación de los contratos, se
toma el menor costo de suministro (boca de pozo más transporte), desde las alternativas de abastecimiento que
tiene cada planta generadora.
2.3
RESULTADOS
Las tablas que se presentan a continuación muestran los resultados del ejercicio de estimación de precios
máximos de gas natural para las plantas de generación térmicas bajo el escenario de referencia. En las mismas,
se incluyen tanto la Cuota de fomento (3 % de la tarifa de transporte), como el impuesto de transporte (6% de la
tarifa de transporte). Los precios de gas natural para las plantas de generación térmicas se encuentran en
dólares constantes de diciembre de 2010.
10
Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario Medio (US$ Constantes Dic. 2010) / MBTU).
TERMICAS COSTA
AÑO
SEMESTRE
TermoGuajira
TARIFA
Termicas en Barranquilla
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
Termicas en Cartagena
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
2011
1
0,38
4,21
4,59
0,51
4,21
4,72
0,69
4,21
4,90
2011
2
0,38
5,61
5,99
0,51
5,61
6,12
0,69
5,61
6,30
2012
1
0,38
5,45
5,83
0,51
5,45
5,96
0,69
5,45
6,14
2012
2
0,38
5,42
5,80
0,51
5,42
5,93
0,69
5,42
6,11
2013
1
0,38
5,47
5,85
0,51
5,47
5,98
0,69
5,47
6,16
2013
2
0,38
5,53
5,91
0,51
5,53
6,04
0,69
5,53
6,22
2014
1
0,38
5,59
5,97
0,51
5,59
6,10
0,69
5,59
6,28
2014
2
0,38
5,74
6,12
0,51
5,74
6,25
0,69
5,74
6,43
2015
1
0,38
5,80
6,18
0,51
5,80
6,31
0,69
5,80
6,49
2015
2
0,38
5,89
6,27
0,51
5,89
6,40
0,69
5,89
6,58
2016
1
0,38
5,95
6,33
0,51
5,95
6,46
0,69
5,95
6,64
2016
2
0,38
6,06
6,45
0,51
6,06
6,57
0,69
6,06
6,75
2017
1
0,38
6,12
6,50
0,51
6,12
6,63
0,69
6,12
6,81
2017
2
0,38
6,22
6,60
0,51
6,22
6,73
0,69
6,22
6,91
2018
1
0,38
6,28
6,66
0,51
6,28
6,79
0,69
6,28
6,97
2018
2
0,38
6,38
6,76
0,51
6,38
6,89
0,69
6,38
7,07
2019
1
0,38
6,44
6,82
0,51
6,44
6,95
0,69
6,44
7,13
2019
2
0,38
6,52
6,90
0,51
6,52
7,03
0,69
6,52
7,21
2020
1
0,38
6,58
6,96
0,51
6,58
7,09
0,69
6,58
7,27
2020
2
0,38
6,63
7,01
0,51
6,63
7,14
0,69
6,63
7,32
2021
Fuente: UPME
1
0,38
6,69
7,07
0,51
6,69
7,20
0,69
6,69
7,38
11
Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario Medio (US$ Constantes Dic. 2010) / MBTU) – Continuación.
TERMICAS COSTA
TermoGuajira
Termicas en Barranquilla
Termicas en Cartagena
AÑO
SEMESTRE
2022
1
0,38
6,82
7,20
0,51
6,82
7,33
0,69
6,82
7,51
2022
2
0,38
6,89
7,27
0,51
6,89
7,40
0,69
6,89
7,58
2023
1
0,38
6,95
7,33
0,51
6,95
7,46
0,69
6,95
7,64
2023
2
0,38
7,05
7,43
0,51
7,05
7,56
0,69
7,05
7,74
2024
1
0,38
7,10
7,49
0,51
7,10
7,61
0,69
7,10
7,79
2024
2
0,38
7,15
7,53
0,51
7,15
7,66
0,69
7,15
7,84
2025
1
0,38
7,21
7,59
0,51
7,21
7,72
0,69
7,21
7,90
2025
2
0,38
7,24
7,62
0,51
7,24
7,75
0,69
7,24
7,93
2026
1
0,38
7,30
7,68
0,51
7,30
7,81
0,69
7,30
7,99
2026
2
0,38
7,33
7,71
0,51
7,33
7,84
0,69
7,33
8,02
2027
1
0,38
7,38
7,76
0,51
7,38
7,89
0,69
7,38
8,07
2027
2
0,38
7,40
7,78
0,51
7,40
7,91
0,69
7,40
8,09
2028
1
0,38
7,44
7,83
0,51
7,44
7,95
0,69
7,44
8,13
2028
2
0,38
7,44
7,83
0,51
7,44
7,95
0,69
7,44
8,13
2029
1
0,38
7,49
7,87
0,51
7,49
8,00
0,69
7,49
8,18
2029
2
0,38
7,47
7,86
0,51
7,47
7,98
0,69
7,47
8,16
2030
1
0,38
7,52
7,90
0,51
7,52
8,03
0,69
7,52
8,21
2
0,38
7,42
7,80
0,51
7,42
7,93
0,69
7,42
8,11
2030
Fuente: UPME
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
12
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario Medio (US$ Constantes Dic 2010) / MBTU).
TERMICAS DEL INTERIOR
AÑO
SEMESTRE
T. Merilectrica
TARIFA
Termopalenque
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
T. Centro (ISAGEN)
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
T. Sierra (EEPPM)
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
2011
1
1,51
4,21
5,72
2,41
4,21
6,62
1,68
4,21
5,88
1,79
4,21
6,00
2011
2
1,51
5,61
7,12
2,41
5,61
8,02
1,68
5,61
7,29
1,79
5,61
7,40
2012
1
1,51
5,45
6,96
2,41
5,45
7,86
1,68
5,45
7,12
1,79
5,45
7,24
2012
2
1,51
5,42
6,93
2,41
5,42
7,83
1,68
5,42
7,09
1,79
5,42
7,21
2013
1
1,51
5,47
6,98
2,41
5,47
7,88
1,68
5,47
7,15
1,79
5,47
7,26
2013
2
1,51
5,53
7,04
2,41
5,53
7,94
1,68
5,53
7,21
1,79
5,53
7,32
2014
1
1,51
5,59
7,10
2,41
5,59
8,00
1,68
5,59
7,27
1,79
5,59
7,38
2014
2
1,51
5,74
7,25
2,41
5,74
8,15
1,68
5,74
7,42
1,79
5,74
7,53
2015
1
1,51
5,80
7,31
2,41
5,80
8,21
1,68
5,80
7,48
1,79
5,80
7,59
2015
2
1,51
5,89
7,40
2,41
5,89
8,30
1,68
5,89
7,57
1,79
5,89
7,68
2016
1
1,51
5,95
7,46
2,41
5,95
8,36
1,68
5,95
7,63
1,79
5,95
7,74
2016
2
1,51
6,06
7,58
2,41
6,06
8,47
1,68
6,06
7,74
1,79
6,06
7,85
2017
1
1,51
6,12
7,64
2,41
6,12
8,53
1,68
6,12
7,80
1,79
6,12
7,91
2017
2
1,51
6,22
7,73
2,41
6,22
8,63
1,68
6,22
7,89
1,79
6,22
8,01
2018
1
1,51
6,28
7,79
2,41
6,28
8,69
1,68
6,28
7,95
1,79
6,28
8,07
2018
2
1,51
6,38
7,89
2,41
6,38
8,79
1,68
6,38
8,06
1,79
6,38
8,17
2019
1
1,51
6,44
7,95
2,41
6,44
8,85
1,68
6,44
8,12
1,79
6,44
8,23
2019
2
1,51
6,52
8,03
2,41
6,52
8,93
1,68
6,52
8,19
1,79
6,52
8,31
2020
1
1,51
6,58
8,09
2,41
6,58
8,98
1,68
6,58
8,25
1,79
6,58
8,37
2020
2
1,51
6,63
8,14
2,41
6,63
9,04
1,68
6,63
8,31
1,79
6,63
8,42
2021
1
1,51
6,69
8,20
2,41
6,69
9,10
1,68
6,69
8,36
1,79
6,69
8,48
Fuente: UPME
13
Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario Medio (US$ Constantes Dic 2010) / MBTU) – Continuación.
TERMICAS DEL INTERIOR
T. Merilectrica
Termopalenque
T. Centro (ISAGEN)
T. Sierra (EEPPM)
AÑO
SEMESTRE
2021
2
1,51
6,76
8,27
2,41
6,76
9,17
1,68
6,76
8,44
1,79
6,76
8,55
2022
1
1,51
6,82
8,33
2,41
6,82
9,23
1,68
6,82
8,49
1,79
6,82
8,61
2022
2
1,51
6,89
8,40
2,41
6,89
9,30
1,68
6,89
8,57
1,79
6,89
8,68
2023
1
1,51
6,95
8,46
2,41
6,95
9,36
1,68
6,95
8,62
1,79
6,95
8,74
2023
2
1,51
7,05
8,56
2,41
7,05
9,46
1,68
7,05
8,73
1,79
7,05
8,84
2024
1
1,51
7,10
8,62
2,41
7,10
9,51
1,68
7,10
8,78
1,79
7,10
8,89
2024
2
1,51
7,15
8,66
2,41
7,15
9,56
1,68
7,15
8,83
1,79
7,15
8,94
2025
1
1,51
7,21
8,72
2,41
7,21
9,62
1,68
7,21
8,88
1,79
7,21
9,00
2025
2
1,51
7,24
8,76
2,41
7,24
9,65
1,68
7,24
8,92
1,79
7,24
9,03
2026
1
1,51
7,30
8,81
2,41
7,30
9,70
1,68
7,30
8,97
1,79
7,30
9,09
2026
2
1,51
7,33
8,84
2,41
7,33
9,74
1,68
7,33
9,00
1,79
7,33
9,12
2027
1
1,51
7,38
8,89
2,41
7,38
9,79
1,68
7,38
9,05
1,79
7,38
9,17
2027
2
1,51
7,40
8,91
2,41
7,40
9,80
1,68
7,40
9,07
1,79
7,40
9,19
2028
1
1,51
7,44
8,96
2,41
7,44
9,85
1,68
7,44
9,12
1,79
7,44
9,23
2028
2
1,51
7,44
8,96
2,41
7,44
9,85
1,68
7,44
9,12
1,79
7,44
9,24
2029
1
1,51
7,49
9,00
2,41
7,49
9,90
1,68
7,49
9,17
1,79
7,49
9,28
2029
2
1,51
7,47
8,99
2,41
7,47
9,88
1,68
7,47
9,15
1,79
7,47
9,27
2030
1
1,51
7,52
9,03
2,41
7,52
9,93
1,68
7,52
9,20
1,79
7,52
9,31
2030
2
1,51
7,42
8,93
2,41
7,42
9,82
1,68
7,42
9,09
1,79
7,42
9,21
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
Fuente: UPME
14
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario Medio (US$ Constantes Dic 2010) / MBTU) – Continuación.
TERMICAS DEL INTERIOR
AÑO
SEMESTRE
T. Dorada (CHEC)
TARIFA
T. Piedras
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
T. Valle (EPSA)
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
T. Emcali
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
T. Yopal 1,2
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TARIFA
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
2011
1
2,17
4,21
6,38
0,00
0,52
0,52
3,55
4,21
7,75
3,05
4,84
7,89
0,00
0,79
0,79
2011
2
2,17
5,61
7,78
0,00
0,50
0,50
3,55
5,61
9,16
3,05
6,25
9,30
0,00
0,79
0,79
2012
1
2,17
5,45
7,62
0,00
0,52
0,52
3,55
5,45
8,99
3,05
6,08
9,13
0,00
0,89
0,89
2012
2
2,17
5,42
7,59
0,00
0,52
0,52
3,55
5,42
8,96
3,05
6,05
9,10
0,00
0,90
0,90
2013
1
2,17
5,47
7,64
0,00
0,52
0,52
3,55
5,47
9,01
3,05
6,11
9,15
0,00
0,99
0,99
2013
2
2,17
5,53
7,70
0,00
0,51
0,51
3,55
5,53
9,08
3,05
6,17
9,22
0,00
1,00
1,00
2014
1
2,17
5,59
7,76
0,00
0,52
0,52
3,55
5,59
9,14
3,05
6,23
9,28
0,00
1,09
1,09
2014
2
2,17
5,74
7,91
0,00
0,51
0,51
3,55
5,74
9,29
3,05
6,38
9,43
0,00
1,11
1,11
2015
1
2,17
5,80
7,97
0,00
0,52
0,52
3,55
5,80
9,35
3,05
6,44
9,49
0,00
1,19
1,19
2015
2
2,17
5,89
8,06
0,00
0,51
0,51
3,55
5,89
9,44
3,05
6,53
9,58
0,00
1,21
1,21
2016
1
2,17
5,95
8,12
0,00
0,52
0,52
3,55
5,95
9,50
3,05
6,59
9,63
0,00
1,29
1,29
2016
2
2,17
6,06
8,24
0,00
0,51
0,51
3,55
6,06
9,61
3,05
6,70
9,75
0,00
1,31
1,31
2017
1
2,17
6,12
8,30
0,00
0,52
0,52
3,55
6,12
9,67
3,05
6,76
9,81
0,00
1,39
1,39
2017
2
2,17
6,22
8,39
0,00
0,51
0,51
3,55
6,22
9,76
3,05
6,86
9,90
0,00
1,40
1,40
2018
1
2,17
6,28
8,45
0,00
0,52
0,52
3,55
6,28
9,82
3,05
6,91
9,96
0,00
1,48
1,48
2018
2
2,17
6,38
8,55
0,00
0,51
0,51
3,55
6,38
9,93
3,05
7,02
10,07
0,00
1,50
1,50
2019
1
2,17
6,44
8,61
0,00
0,52
0,52
3,55
6,44
9,99
3,05
7,08
10,13
0,00
1,57
1,57
2019
2
2,17
6,52
8,69
0,00
0,51
0,51
3,55
6,52
10,06
3,05
7,15
10,20
0,00
1,59
1,59
2020
1
2,17
6,58
8,75
0,00
0,52
0,52
3,55
6,58
10,12
3,05
7,21
10,26
0,00
1,65
1,65
2020
2
2,17
6,63
8,80
0,00
0,51
0,51
3,55
6,63
10,17
3,05
7,27
10,31
0,00
1,68
1,68
2021
1
2,17
6,69
8,86
0,00
0,52
0,52
3,55
6,69
10,23
3,05
7,32
10,37
0,00
1,74
1,74
Fuente: UPME
15
Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario Medio (US$ Constantes Dic 2010) / MBTU) – Continuación.
TERMICAS DEL INTERIOR
T. Dorada (CHEC)
T. Piedras
T. Valle (EPSA)
T. Emcali
T. Yopal 1,2
AÑO
SEMESTRE
2021
2
2,17
6,76
8,93
0,00
0,51
0,51
3,55
6,76
10,31
3,05
7,40
10,45
0,00
1,76
1,76
2022
1
2,17
6,82
8,99
0,00
0,52
0,52
3,55
6,82
10,36
3,05
7,45
10,50
0,00
1,82
1,82
2022
2
2,17
6,89
9,06
0,00
0,51
0,51
3,55
6,89
10,44
3,05
7,53
10,58
0,00
1,85
1,85
2023
1
2,17
6,95
9,12
0,00
0,52
0,52
3,55
6,95
10,49
3,05
7,58
10,63
0,00
1,90
1,90
2023
2
2,17
7,05
9,22
0,00
0,51
0,51
3,55
7,05
10,60
3,05
7,69
10,73
0,00
1,93
1,93
2024
1
2,17
7,10
9,28
0,00
0,52
0,52
3,55
7,10
10,65
3,05
7,74
10,79
0,00
1,98
1,98
2024
2
2,17
7,15
9,32
0,00
0,51
0,51
3,55
7,15
10,70
3,05
7,79
10,84
0,00
2,01
2,01
2025
1
2,17
7,21
9,38
0,00
0,52
0,52
3,55
7,21
10,75
3,05
7,84
10,89
0,00
2,06
2,06
2025
2
2,17
7,24
9,41
0,00
0,51
0,51
3,55
7,24
10,79
3,05
7,88
10,93
0,00
2,09
2,09
2026
1
2,17
7,30
9,47
0,00
0,52
0,52
3,55
7,30
10,84
3,05
7,93
10,98
0,00
2,13
2,13
2026
2
2,17
7,33
9,50
0,00
0,51
0,51
3,55
7,33
10,87
3,05
7,96
11,01
0,00
2,16
2,16
2027
1
2,17
7,38
9,55
0,00
0,52
0,52
3,55
7,38
10,92
3,05
8,01
11,06
0,00
2,20
2,20
2027
2
2,17
7,40
9,57
0,00
0,51
0,51
3,55
7,40
10,94
3,05
8,03
11,08
0,00
2,23
2,23
2028
1
2,17
7,44
9,62
0,00
0,52
0,52
3,55
7,44
10,99
3,05
8,08
11,13
0,00
2,27
2,27
2028
2
2,17
7,44
9,62
0,00
0,51
0,51
3,55
7,44
10,99
3,05
8,08
11,13
0,00
2,31
2,31
2029
1
2,17
7,49
9,66
0,00
0,52
0,52
3,55
7,49
11,04
3,05
8,13
11,18
0,00
2,34
2,34
2029
2
2,17
7,47
9,65
0,00
0,51
0,51
3,55
7,47
11,02
3,05
8,11
11,16
0,00
2,37
2,37
2030
1
2,17
7,52
9,69
0,00
0,52
0,52
3,55
7,52
11,07
3,05
8,16
11,20
0,00
2,40
2,40
2030
2
2,17
7,42
9,59
0,00
0,51
0,51
3,55
7,42
10,96
3,05
8,05
11,10
0,00
2,44
2,44
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
Fuente: UPME
16
TARIFA
TRANSPORTE
PRECIO BOCA PRECIO GAS
POZO
NATURAL
TARIFA
PRECIO BOCA PRECIO GAS
TRANSPORTE
POZO
NATURAL
3. JET FUEL
Para la proyección del precio del JET A1 como combustible para generación de electricidad, se empleó la
regulación vigente definida en el artículo 116 de la Ley 1450 de 2011, la Ley 681 de 2001 y las Resoluciones del
Ministerio de Minas 80299 de 2001 y 180088 de 2003. La metodología incluyó la estimación de: i) Precio
Máximo de Venta; ii) El cálculo del ingreso iii) Estimación del costo del transporte, y iv) Proyección del costo
total del combustible en puerta de planta durante el horizonte de análisis.
PMV = IP+IVA+ TI
Donde
PMV
IP
IVA
TI
= Precio de venta de la gasolina de aviación Jet A-1 al Distribuidor Mayorista
= Ingreso al productor
= Impuesto al Valor Agregado
= Valor del transporte a través del sistema de poliductos
Para la estimación del ingreso al productor, se comparó la información del precio publicada por ECOPETROL
de manera semanal y la del DOE-EIA tanto para el valor WTI como para Jet Fuel Costa del Golfo,
estableciéndose la respectiva correlación, cuyos resultados son representados en la gráfica No 6.
Gráfica No. 6. Evolución de Precios de Jet Fuel Fuel Oil Nacional y otros combustibles.
180,0
160,0
140,0
US$ / Barril
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
JET-A Ecopetrol
WTI
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL.
17
Sep-11
May-11
Ene-11
Sep-10
Ene-10
JET FUEL- G.Coast
May-10
Sep-09
May-09
Ene-09
Sep-08
May-08
Ene-08
Sep-07
Ene-07
May-07
Sep-06
May-06
Ene-06
Sep-05
May-05
Ene-05
Sep-04
Ene-04
May-04
Sep-03
May-03
Ene-03
0,0
La comparación del comportamiento de los precios del JET- A1 colombiano y el precio spot del JET FUEL en la
Costa del Golfo muestran una mayor correlación con rezago de un mes, frente a la existente entre el
combustible nacional y la evolución del precio del WTI. Por tanto, para la proyección del JET – A en el periodo
2011- 2030 se utilizaron las tasas de crecimiento del JET FUEL disponibles en el Anual Energy Outlook 2011.
En la gráfica No 7 se presentan los resultados de la estimación de proyección del ingreso al productor de JET-A
en la refinería de Barrancabermeja.
Gráfica No. 7. Proyección Ingreso al Productor JET- A1.
6,0
5,5
US$ constantes Dic 2010 / Galón
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
JET-A Alto
JET-A Bajo
Feb-30
Mar-29
Abr-28
May-27
Jun-26
Jul-25
Ago-24
Sep-23
Oct-22
Nov-21
Dic-20
Ene-20
Feb-19
Abr-17
Mar-18
May-16
Jun-15
Jul-14
Ago-13
Sep-12
Oct-11
Nov-10
Dic-09
Ene-09
0,0
JET-A Referencia
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, ECOPETROL y cálculos propios.
Para determinar el Precio máximo de venta del JET - A1 se aplicó la normatividad colombiana vigente,
adicionándose un 16% al valor del IP correspondiente al IVA, luego se estimó el costo del transporte desde la
refinería de Barrancabermeja hasta la planta de abasto de Puerto Salgar y se sumó el valor del transporte
desde la planta de abasto hasta Termocentro (planta térmica que utiliza el JET - A1 como combustible). La
proyección de los costos de transporte se efectuó con la proyección del IPC colombiano, según lo establecido
por la Resolución Minminas No 180088 de 2003 y 181701 de 2003 y 181300 de 2007.
La gráfica No. 8 esquematiza la proyección del precio del JET- A1 en la planta de Termocentro para los
escenarios analizados. Los resultados señalan una banda de precios que varía entre los 2 y 6 dólares
constantes de diciembre de 2010 por galón, con una media de 3.9 US$, en el horizonte 2011-2030, mientras
que el ingreso al productor en Barrancabermeja indica una media de 3.31US$ por galón de diciembre de 2010,
en el ejercicio de proyección.
18
Gráfica No. 8. Proyección Precio de JET- A1 en Termocentro.
6,5
6,0
US$ constantes Dic 2010 / Galón
5,5
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
JET-A Referencia
JET-A Alto
Jul-2030
Oct-2029
Abr-2028
Ene-2029
Jul-2027
Oct-2026
Abr-2025
Ene-2026
Jul-2024
Oct-2023
Ene-2023
Jul-2021
Abr-2022
Oct-2020
Ene-2020
Jul-2018
Abr-2019
Oct-2017
Ene-2017
Jul-2015
Abr-2016
Oct-2014
Abr-2013
Ene-2014
Jul-2012
Oct-2011
0,0
JET-A Bajo
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
A continuación se presentan los resultados del ejercicio de estimación de precios máximos de venta del JET-A
para las plantas de generación térmica en los escenarios referencia, bajo y alto, valores que se encuentran en
dólares constantes de diciembre de 2010 y discriminados por IP, Impuestos y transporte:
Tabla 3. Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2010 / Galón.
Ingreso Productor Barrancabermeja
Refrencia
Ingreso Productor
Barrancabermeja
US$ / Galón
2011
3,27
2012
3,24
2013
3,24
2014
3,30
2015
3,35
2016
3,45
2017
3,58
2018
3,70
2019
3,80
2020
3,88
2021
3,94
Fuente: UPME
Alto
Transporte
Precio
Termocentro
Ingreso Productor
Barrancabermeja
US$ / Galón
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
3,33
3,30
3,31
3,36
3,41
3,51
3,64
3,76
3,86
3,94
4,00
4,18
4,31
4,47
4,63
4,72
4,72
4,84
4,92
5,01
5,24
5,38
19
Transporte
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
Bajo
Precio
Termocentro
Ingreso Productor
Barrancabermeja
US$ / Galón
Transporte
Precio
Termocentro
4,25
4,37
4,54
4,69
4,78
4,79
4,91
4,99
5,08
5,30
5,45
2,42
2,07
1,99
1,97
1,94
1,90
1,89
1,88
1,89
1,90
1,90
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
2,48
2,13
2,06
2,03
2,00
1,96
1,96
1,95
1,96
1,96
1,97
Tabla 3. Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2010 / Galón - Continuación.
Ingreso Productor Barrancabermeja
Refrencia
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Alto
Ingreso Productor
Barrancabermeja
US$ / Galón
Transporte
Precio
Termocentro
3,99
4,03
4,10
4,16
4,21
4,25
4,29
4,32
4,36
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
4,05
4,10
4,16
4,22
4,27
4,31
4,35
4,39
4,42
Bajo
Ingreso Productor
Barrancabermeja Transporte
US$ / Galón
5,53
5,62
5,64
5,75
5,81
5,85
5,93
6,03
6,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
Precio
Termocentro
Ingreso Productor
Barrancabermeja
US$ / Galón
Transporte
Precio
Termocentro
5,60
5,68
5,71
5,81
5,87
5,91
6,00
6,09
6,12
1,88
1,87
1,86
1,86
1,86
1,88
1,89
1,89
1,87
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
1,95
1,93
1,92
1,92
1,92
1,94
1,96
1,95
1,93
Fuente: UPME
Tabla 3. Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2010 / Galón – Continuación.
Ingreso Productor Barrancabermeja
Refrencia
Alto
Bajo
Ingreso Productor
Ingreso Productor
Precio
Ingreso Productor
Precio Termocentro
Barrancabermeja Transporte
Barrancabermeja Transporte Termocentro Barrancabermeja Transporte
US$ / MBTU
US$ / MBTU
US$ / MBTU
US$ / MBTU
US$ /MBTU
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
26,11
25,88
25,90
26,35
26,75
27,56
28,60
29,51
30,33
30,97
31,44
31,84
32,21
32,71
33,20
33,59
33,95
34,25
34,52
34,83
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
26,62
26,39
26,41
26,86
27,26
28,07
29,11
30,02
30,84
31,48
31,95
32,35
32,72
33,22
33,71
34,10
34,46
34,76
35,03
35,34
33,42
34,39
35,73
36,98
37,69
37,71
38,69
39,32
40,04
41,82
42,98
44,19
44,89
45,08
45,90
46,37
46,73
47,38
48,13
48,41
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
Fuente: UPME
20
33,93
34,89
36,23
37,49
38,20
38,22
39,20
39,83
40,55
42,33
43,49
44,70
45,40
45,59
46,41
46,88
47,24
47,89
48,64
48,91
19,33
16,53
15,92
15,73
15,48
15,14
15,12
15,03
15,11
15,16
15,21
15,05
14,93
14,82
14,86
14,84
15,02
15,11
15,10
14,91
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
0,51
Precio
Termocentro
US$ /MBTU
19,84
17,04
16,43
16,24
15,99
15,64
15,63
15,54
15,61
15,67
15,72
15,55
15,44
15,32
15,36
15,35
15,52
15,61
15,61
15,41
4. FUEL OIL
La estimación del precio de mediano y largo plazo para el Fuel Oil colombiano, incluyó un análisis similar al
realizado para la determinación del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo Guajira. Se
evaluó la correlación del los precios de Fuel Oil Cartagena y Barrancabermeja con el precio del WTI
estableciéndose una correlación del 87%, mientras que la correspondiente entre el combustible nacional y el
Residual Fuel en la Costa del Golfo es de 96%, ver gráfica No. 9. Por tanto, el análisis incluyó como variable
determinante para la proyección del precio del Fuel Oíl colombiano las tasas de crecimiento estimada por el
Departamento de Energía de los Estados Unidos en su publicación Annual Energy Outlook 2011 para el
Residual Fuel bajo los tres escenarios considerados.
Gráfica No. 9. Evolución de Precios de Fuel Oíl Nacional y otros combustibles.
140
130
120
110
US$ / Barril
100
90
80
70
60
50
40
Barranca
Cartagena
No. 6 Residual Fuel
Jul-11
Abr-11
Oct-10
Ene-11
Jul-10
Abr-10
Ene-10
Jul-09
Oct-09
Abr-09
Ene-09
Jul-08
Oct-08
Abr-08
Ene-08
Oct-07
Jul-07
Abr-07
Ene-07
Oct-06
Jul-06
Abr-06
Ene-06
30
WTI
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL.
De acuerdo con la normatividad vigente del Ministerio de Minas y Energía, el precio final del Fuel Oil incluye el
ingreso al productor, el cual está bajo el régimen de libertad, adicionado al IVA (16%), más el costo de
transporte para entrega en Barrancabermeja y Cartagena, determinado en este caso por ECOPETROL único
productor nacional.
PMV = IP+IVA+ TI
Donde
PMV
= Precio de venta del Fuel Oíl al Distribuidor Mayorista
21
IP
IVA
TI
= Ingreso al productor
= Impuesto al Valor Agregado
= Tarifa de transporte dependiendo del sitio de entrega
La gráfica No.10 representa la proyección del ingreso al productor colombiano en US$ constantes de 2010 por
millón de BTU. La estimación señala una banda de precios entre 6.5 y 35 US$/MBTU, con un valor medió
aproximado de 22 US$/MBTU. En el escenario de referencia se observa una tasa de crecimiento cercana al
1.2% promedio año, mientras que el escenario alto indica 3.7% y -4.2% en el escenario bajo.
Gráfica No. 10. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de Fuel Oíl.
35
33
30
28
US$ / MBTU
25
23
20
18
15
13
10
5
Mar-2011
Nov-2011
Jul-2012
Mar-2013
Nov-2013
Jul-2014
Mar-2015
Nov-2015
Jul-2016
Mar-2017
Nov-2017
Jul-2018
Mar-2019
Nov-2019
Jul-2020
Mar-2021
Nov-2021
Jul-2022
Mar-2023
Nov-2023
Jul-2024
Mar-2025
Nov-2025
Jul-2026
Mar-2027
Nov-2027
Jul-2028
Mar-2029
Nov-2029
Jul-2030
8
IP-Bajo
IP-Alto
IP-Base
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
Teniendo en cuenta que las entregas del producto se efectúan en las refinerías de Barranca y Cartagena, el
precio del combustible en cada uno de los sitios de entrega incluye el valor del IVA, calculado con respecto al
ingreso al productor, más una tarifa correspondiente a transporte y manejo del producto. Posteriormente, se
considera la porción de transporte del combustible para entrega en sitio de la planta de generación.
El transporte asociado al precio final, se estima con base en las expectativas de inflación nacional determinadas
por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Las plantas de generación de electricidad que utilizan Fuel Oíl
se localizan en Cartagena, Barranquilla y Yumbo, estimación que se aprecia en la gráfica No 11. Los resultados
de la estimación señalan precios con crecimiento promedio año en el escenario de referencia de 1.7% en
Barranquilla, 1.8% Cartagena y 1.65% en Yumbo, equivalentes en 2030 a 25.4 US$/MBTU, 25.11 y 26.4
US$/MBTU en dólares constates de diciembre de 2010, correspondientemente.
22
Gráfica No. 11. Proyección Precio de FUEL OIL.
27
US$ Constantes Dic. 2010 / MBTU
26
25
24
23
22
21
20
19
18
Precio Planta Barranquilla
US$/MBTU
Precio Planta Cartagena
US$/MBTU
Precio Planta Yumbo
US$/MBTU
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
En la siguiente tabla se observan los resultados de la proyección de precios máximos de venta de Fuel Oil, para
las plantas de generación térmica durante el horizonte de planeación. en los escenarios referencia, bajo y alto,
valores que se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2010
Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU.
Escenario de Referencia
Año
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Fuente: UPME
Ingreso
Productor
US$ / MBTU
15,625
15,273
15,586
16,093
16,625
17,161
17,656
18,143
18,508
18,837
Otros Costos
Precio Final
Barranquilla
Cartagena
Yumbo
Precio Planta Precio Planta
Barranquilla
Cartagena
US$/MBTU
US$/MBTU
3,174
3,021
3,030
3,110
3,187
3,282
3,357
3,443
3,515
3,560
2,736
2,680
2,730
2,811
2,896
2,982
3,061
3,139
3,198
3,250
4,071
4,015
4,065
4,146
4,231
4,317
4,396
4,474
4,533
4,585
23
18,799
18,293
18,616
19,202
19,812
20,443
21,013
21,586
22,023
22,397
18,361
17,953
18,316
18,904
19,522
20,143
20,718
21,282
21,706
22,087
Precio Planta
Yumbo
US$/MBTU
19,696
19,288
19,651
20,239
20,857
21,478
22,053
22,617
23,041
23,422
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
17
Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.
Escenario de Referencia
Año
Ingreso
Productor
US$ / MBTU
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Fuente: UPME
19,248
19,685
20,066
20,387
20,696
20,980
21,217
21,384
Otros Costos
Precio Final
Barranquilla
Cartagena
Yumbo
3,620
3,690
3,761
3,813
3,865
3,913
3,958
3,990
3,316
3,386
3,447
3,498
3,548
3,593
3,631
3,658
4,651
4,721
4,782
4,833
4,883
4,928
4,966
4,993
Precio Planta Precio Planta
Barranquilla
Cartagena
US$/MBTU
US$/MBTU
22,867
22,563
23,375
23,070
23,827
23,513
24,200
23,885
24,561
24,244
24,892
24,573
25,175
24,848
25,374
25,041
Precio Planta
Yumbo
US$/MBTU
23,898
24,405
24,848
25,220
25,579
25,908
26,183
26,376
Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.
Escenario de Bajo
Año
Ingreso
Productor
US$ / MBTU
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fuente: UPME
Otros Costos
Precio Final
Precio Planta Precio Planta
Barranquilla
Cartagena
US$/MBTU
US$/MBTU
Precio Planta
Yumbo
US$/MBTU
Barranquilla
Cartagena
Yumbo
9,996
8,607
8,087
7,868
7,687
7,623
7,508
7,461
7,421
7,362
7,254
7,100
7,013
6,951
6,916
6,923
6,930
6,799
2,182
1,960
1,876
1,841
1,812
1,802
1,784
1,776
1,770
1,760
1,743
1,718
1,705
1,695
1,689
1,690
1,691
1,670
1,836
1,613
1,530
1,495
1,466
1,456
1,438
1,430
1,424
1,414
1,397
1,372
1,358
1,348
1,343
1,344
1,345
1,324
3,171
2,948
2,865
2,830
2,801
2,791
2,773
2,765
2,759
2,749
2,732
2,707
2,693
2,683
2,678
2,679
2,680
2,659
12,178
10,566
9,963
9,709
9,499
9,425
9,291
9,237
9,190
9,123
8,997
8,819
8,717
8,645
8,605
8,613
8,621
8,470
11,831
10,220
9,617
9,363
9,153
9,079
8,945
8,891
8,844
8,777
8,651
8,472
8,371
8,299
8,259
8,267
8,275
8,124
13,166
11,555
10,952
10,698
10,488
10,414
10,280
10,226
10,179
10,112
9,986
9,807
9,706
9,634
9,594
9,602
9,610
9,459
6,539
1,629
1,283
2,618
8,168
7,822
9,157
24
Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.
Escenario de Alto
Año
Ingreso
Productor
US$ / MBTU
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
22,538
24,201
25,435
26,621
27,375
28,210
29,003
29,898
30,637
31,282
31,446
31,988
32,362
32,816
33,333
34,023
34,516
34,906
35,079
Otros Costos
Precio Final
Barranquilla
Cartagena
Yumbo
Precio Planta
Barranquilla
US$/MBTU
Precio Planta
Cartagena
US$/MBTU
Precio Planta
Yumbo
US$/MBTU
4,188
4,455
4,652
4,842
4,962
5,096
5,223
5,366
5,484
5,588
5,614
5,701
5,760
5,833
5,916
6,026
6,105
6,167
6,195
3,842
4,108
4,306
4,496
4,616
4,750
4,877
5,020
5,138
5,241
5,268
5,354
5,414
5,487
5,570
5,680
5,759
5,821
5,849
5,177
5,443
5,641
5,831
5,951
6,085
6,212
6,355
6,473
6,576
6,603
6,689
6,749
6,822
6,905
7,015
7,094
7,156
7,184
26,726
28,656
30,087
31,462
32,337
33,306
34,226
35,264
36,121
36,870
37,059
37,688
38,122
38,649
39,249
40,050
40,622
41,074
41,274
26,380
28,310
29,741
31,116
31,991
32,959
33,880
34,918
35,775
36,524
36,713
37,342
37,776
38,302
38,903
39,703
40,275
40,728
40,927
27,715
29,645
31,076
32,451
33,326
34,294
35,215
36,253
37,110
37,859
38,048
38,677
39,111
39,637
40,238
41,038
41,610
42,063
42,262
Fuente: UPME
5. ACPM
La estimación del precio del ACPM o Diesel No 2 se realizó aplicando la normatividad establecida por el
Ministerio de Minas y Energía definida en la Resolución 82439 de 1998 y sus modificaciones. En tal sentido, la
estructura del ACPM contempla los siguientes ítems:
PMV PA = IP + IVA + I. Global + Tm + Tt + Mpc + Sobretasa + Mdm
Donde
PMVPA
IP
IVA
I. Global
Tm
Tt
Mpc
= Precio venta del ACPM en planta de Abasto
Sobretasa
= Ingreso al productor
Mdm
= Impuesto al Valor Agregado
= Impuesto Global
= Tarifa de Marcación
= Tarifa de transporte
= Margen Plan de Continuidad Remuneración a Ecopetrol
25
= Impuesto Sobretasa
= Margen Distribuidor Mayorista
A continuación se presenta la evolución del comportamiento de los precios: WTI, promedio de cotizaciones
diarias del destilado No. 2 en la Costa del Golfo, ingreso al productor de ACPM colombiano y el Diesel Fuel del
DOE-EIA. Para la estimación de la proyección del Ingreso al productor, se aplicaron las tasas directamente
sobre el valor definido por el Ministerio de Minas y Energía que responde a la metodología paridad de
importación del Diesel y se utilizó como indexador el Destillate Fuel Oíl en la Costa del Golfo, dada su
correspondencia en el uso final y la disponibilidad de proyección de mediano y largo plazo en el Anual Energy
Outlook 2011.
Gráfica No. 12. Evolución de Precios de ACPM Nacional y otros combustibles.
160
140
US$ /Barril
120
100
80
60
40
Ingreso Productor ACPM
WTI
Residual Fuel
Sep-11
May-11
Ene-11
Sep-10
May-10
Ene-10
Sep-09
May-09
Ene-09
Sep-08
May-08
Ene-08
Sep-07
May-07
Ene-07
Sep-06
May-06
Ene-06
Sep-05
May-05
Ene-05
Sep-04
May-04
Ene-04
20
Cotización Diaria No.2 USGC
Diesel Fuel USGC
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, Ministerio de Minas y Energía y UPME
Valoradas las correlaciones del Ingreso al Productor del ACPM para Colombia en relación con los diferentes
combustibles, se observa mejor correlación con el comportamiento del Residual Fuel No. 6 que con el Diesel
Fuel, resultado que obedece a la intervención del Gobierno en la fijación del IP mensual. No obstante, tomando
en cuenta la normatividad vigente para la determinación de precios de combustibles líquidos, la proyección de
precios de ACPM está vinculada con los escenarios del Diesel Fuel, dado que así lo estableció la resolución
Minminas 82439 de 1998.
La gráfica No 13, presenta la estimación de la proyección del ingreso al productor colombiano de ACPM,
utilizando como indexador la tasas de crecimiento del Diesel Fuel en la Costa del Golfo par los tres escenarios
de estimación realizada. Los cálculos indican una franja de precios que varía entre 1.8 US$/ galón constantes
26
de diciembre de 2010 en el escenario bajo y 4.7 US$/ galón en el escenario alto y tasas de crecimiento medio
año de -1.1% y 3.3%en le horizonte de análisis.
Gráfica No. 13. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de ACPM.
5,0
US$ Diciembre 2010 / Galón
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
IP Alto
IP Bajo
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
1,0
IP Referencia
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
La estimación de los distintos parámetros que incluye la estructura del precio del ACPM, se realizó a partir de la
de la proyección del IPC colombiano formalizada por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, variable
definida por las normas legales en los ítems de impuesto global y tarifa de transporte. El cálculo de la
remuneración al distribuidor mayorista tomó en cuenta la tasa de cambio como lo definen las normas legales y
para la determinación de las variables tarifa de marcación y plan de continuidad se utilizo el valor existente al
momento de la proyección dado que no existe una normativa que establezca criterios de actualización.
Estimada la proyección de todos los elementos que componen la estructura de precio en planta de abasto, se
determinaron los precios en las regiones donde se localizan plantas de generación eléctrica que utilizan como
combustible ACPM (Cartagena, Sebastopol, Cali, Barranquilla y Santa Marta, caso este último donde se
adicionó el costo del transporte entre la planta de abasto más cercana y la planta de generación). Los
resultados son expuestos en la gráfica No 14 y dan cuenta de un valor que depende de la distancia desde el
centro de refinación hasta a la planta de abastecimiento.
La tabla 5 incluye una desagregación de la estimación de los precios en las planta de abasto bajo los tres
escenario de ingreso a productor utilizados.
27
Gráfica No. 14. Proyección Precio de ACPM en Planta de Abasto Mayorista.
4,5
US$ Diciembre 2010 / Galón
4,3
4,1
3,9
3,8
3,6
Cartagena
Sebastopol
Cali
Santa Marta
Barranquilla
Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.
Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU.
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fuente: UPME
Precio de venta en planta de abasto mayorista US$/MBTU
BASE
Barranquilla
Sebastopol
Cali
Santa Marta
Cartagena
26,31
26,23
26,55
27,04
27,56
28,15
28,72
29,20
29,62
29,70
29,91
30,21
30,54
30,85
30,98
31,23
31,44
31,67
31,67
26,52
26,44
26,75
27,25
27,76
28,34
28,91
29,39
29,80
29,88
30,07
30,37
30,71
31,01
31,15
31,40
31,61
31,83
31,84
27,35
27,28
27,57
28,09
28,58
29,14
29,69
30,13
30,54
30,58
30,74
31,04
31,38
31,69
31,82
32,07
32,28
32,50
32,50
26,77
26,69
27,00
27,50
28,01
28,58
29,15
29,61
30,02
30,09
30,27
30,57
30,91
31,22
31,35
31,60
31,81
32,03
32,04
26,19
26,11
26,43
26,92
27,44
28,04
28,61
29,10
29,52
29,60
29,81
30,11
30,44
30,75
30,88
31,14
31,34
31,57
31,58
28
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
3,4
Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de
2010 / MBTU – Continuación.
Precio de venta en planta de abasto mayorista US$/MBTU
BAJO
AÑO
Barranquilla
Sebastopol
Cali
Santa Marta
Cartagena
21,34
21,04
20,84
20,91
20,64
20,38
20,44
19,98
20,53
19,80
19,68
19,85
20,10
19,97
20,11
20,39
20,71
20,58
21,02
21,54
21,24
21,04
21,12
20,84
20,58
20,63
20,16
20,71
19,97
19,84
20,02
20,27
20,14
20,27
20,55
20,88
20,75
21,18
22,37
22,09
21,86
21,96
21,66
21,37
21,41
20,91
21,45
20,68
20,51
20,69
20,94
20,81
20,94
21,22
21,55
21,42
21,85
21,79
21,50
21,29
21,37
21,09
20,82
20,87
20,39
20,93
20,18
20,05
20,22
20,47
20,34
20,47
20,75
21,08
20,95
21,38
21,22
20,92
20,72
20,79
20,52
20,27
20,33
19,87
20,43
19,70
19,58
19,76
20,01
19,87
20,01
20,29
20,62
20,49
20,92
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Fuente: UPME
Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de
2010 / MBTU – Continuación.
AÑO
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Precio de venta en planta de abasto mayorista US$/MBTU
ALTO
Barranquilla
Sebastopol
Cali
Santa Marta
Cartagena
33,43
34,26
35,13
36,25
36,60
37,45
38,18
38,77
40,08
40,70
40,84
41,70
41,64
42,53
42,47
42,53
43,12
43,39
44,14
33,64
34,47
35,33
36,45
36,80
37,64
38,37
38,95
40,26
40,87
41,00
41,86
41,81
42,69
42,63
42,70
43,29
43,56
44,30
34,47
35,31
36,15
37,29
37,62
38,44
39,14
39,70
40,99
41,57
41,67
42,54
42,48
43,36
43,31
43,37
43,96
44,22
44,97
33,89
34,72
35,58
36,71
37,05
37,88
38,60
39,18
40,48
41,08
41,20
42,07
42,01
42,89
42,84
42,90
43,49
43,76
44,50
33,31
34,14
35,01
36,13
36,48
37,33
38,06
38,66
39,97
40,60
40,74
41,60
41,55
42,43
42,37
42,44
43,02
43,29
44,04
Fuente: UPME
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