Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte de

Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte
de Gas Natural - Versión 2010
Consolidación de comentarios, propuestas
DOCUMENTO TEMPRANO
Ministerio de Minas y Energía
República de Colombia
República de Colombia
Ministerio de Minas y Energía
Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, www.upme.gov.co
Elaboró: Subdirección de Planeación Energética - Grupo de Hidrocarburos
Equipo de Trabajo:
Helena Giovahanna Guayara
helena.guayara@upme.gov.co
Veronica Ortiz Cerón
veronica.ortiz@upme.gov.co
Sandra Johanna Leyva
sandra.leyva@upme.gov.co
Juan Felipe Cárdenas
juan.cardenas@upme.gov.co
Con la asesoría del consultor
Jorge Pinto Nolla
jpintonolla@gmail.com
Carrera 50 No. 26 – 20
PBX: (57) 1 2220601
FAX
(57) 1 2219537
Bogotá D.C. Colombia
Octubre de 2010
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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TABLA DE CONTENIDO
I.
ANTECEDENTES ............................................................................................. 4
I.1. PARTICIPACIÓN DE LOS AGENTES .............................................................. 4
I.2. MATRIZ DE COMENTARIOS ........................................................................... 5
II. CONSIDERACIONES PARA EL DESARROLLO DEL PLAN DE
ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .............................................................. 11
INTRODUCCION .................................................................................................. 14
1. ACTUALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES DEL PLAN DE
ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL .............................................................. 17
1.1. RESERVAS .................................................................................................... 17
1.2. OFERTA ......................................................................................................... 18
1.3. DEMANDA ...................................................................................................... 19
2. COMPORTAMIENTO DE LA DISPONIBILIDAD DE GAS Vs. LA DEMANDA
ESPERADA ........................................................................................................... 22
3. ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO ...................................................... 33
3.1. RECLASIFICACIÓN DE RESERVAS PROBABLES A PROBADAS .............. 34
3.2. ADICIÓN DE RESERVAS A PARTIR DE NUEVOS DESCUBRIMIENTOS ... 44
3.3. INCORPORACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL ....................................... 50
3.4. IMPORTACIONES DESDE VENEZUELA ...................................................... 54
3.5. IMPORTACIONES DE GAS NATURAL LICUADO - GNL .............................. 54
4. SUMINISTRO DE GAS NATURAL LICUADO - GNL ...................................... 83
5. CONSIDERACIONES INSTITUCIONALES .................................................... 89
CONCLUSIONES.................................................................................................. 92
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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I.
ANTECEDENTES
En el mes de octubre de 2009, la Unidad de Planeación Minero Energética presentó la
versión preliminar del documento “Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte
de Gas Natural”; e informó que el plazo para recibir comentarios y sugerencias vencía el
1° de diciembre de 2009.
Dentro del proceso de socialización, el documento fue presentado a diferentes agentes y
entidades de los sectores de energía y gas natural. Así mismo, se realizó un taller con la
participación de agentes y terceros interesados donde se presentaron comentarios y
recomendaciones generales que enmarcaron los lineamientos de las comunicaciones que
posteriormente fueron recibidos por escrito.
El presente documento consolida los comentarios recibidos por tema y tipo de agente
dentro de la cadena de prestación del servicio, los cuales retroalimentaron a la Unidad en
los aspectos que deberían ser agregados, modificados o descartados, y que han servido
como punto de partida para el desarrollo de la nueva versión del Plan de Abastecimiento
de para el Suministro y Transporte de Gas Natural. Vale aclarar que este documento
presenta la síntesis de los comentarios, recomendaciones y propuestas sobre la versión
preliminar del Plan, pero no las aclaraciones, posiciones ni preguntas realizadas sobre el
mismo; no obstante, éstas han sido consideradas durante el desarrollo de la siguiente
versión.
Finalmente se presenta para consideración de los agentes y terceros interesados, la
definición de las principales variables que hacen parte de los escenarios de
abastecimiento, y que serán detallados en el documento final que será complementado
con los requerimientos del Decreto 2730 de 2010, en cuanto a planeación indicativa del
Sistema Nacional de Transporte.
I.1.
PARTICIPACIÓN DE LOS AGENTES
El interés por aportar al desarrollo y consolidación del sector gas natural se refleja en la
activa intervención de los agentes y terceros interesados que participaron en los
diferentes espacios de discusión, así como en aquellos que remitieron comentarios y
observaciones sobre la versión preliminar. A continuación se presenta la relación de las
comunicaciones remitidas a la Unidad:
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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Tabla 1. Comunicaciones recibidas con Comentarios
No.
AGENTE
1
2
3
MARIA CLAUDIA DÍAZ
CNOGAS
ISAGEN
ASOCIACIÓN COLOMBIANA
DEL PETRÓLEO
INVERCOLSA
ACOLGEN
ANDESCO
DNP
ECOPETROL
EMGESA
EPM
EPSA
GAS NATURAL
GAZEL
GECELCA
NATURGAS
PROMIGAS
TGI
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
TERMOEMCALI
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
FECHA
09/11/2009
18/11/2009
27/11/2009
30/11/2009
30/11/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
01/12/2009
18/12/2009
I.2. MATRIZ DE COMENTARIOS
La información que se presenta a continuación resume los comentarios recibidos por
categoría según tipo de agente.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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Tabla 2. Resumen comentarios Productores Comercializadores
PRODUCTOR COMERCIALIZADOR
GENERALES
METODOLOGÍA
OFERTA - DEMANDA
MARCO NORMATIVO Y
REGULATORIO
Centrar la planificación en las actividades que de acuerdo con la
Ley 142 de 1994, componen el servicio de gas combustible - La
planificación debería ser indicativa y no obligatoria, esto conlleva
el cambio de políticas sobre las cuales se ha creado el sector Consolidar conclusiones y resultados - Actualizar cifras base Revisar alcance de la propuesta de modificar contratos de E&P.
Mayor participación de los agentes para obtener una visión
conjunta.
Incluir el potencial de recursos y reservas de gas de nuevas
áreas - Tomar como referencia para la estimación de la oferta la
capacidad de producción y no la relación contractual (contratos
firme) - Aplicar una metodología probabilística para la
determinación de la demanda - En la demanda termoeléctrica
considerar la presencia de situaciones críticas de hidrología.
Acompañar las alternativas de las señales regulatorias que
permitan contar con la capacidad de transporte suficiente y
mantener la confiabilidad en la prestación del servicio en
situaciones críticas.
ALTERNATIVAS DE
ABASTECIMIENTO
Revisar preliminarmente el desarrollo de reservas no probadas Se debería llegar hasta el planteamiento de la necesidad de una
fuente externa de gas natural, la decisión del lugar, capacidad,
etc., deberá ser analizado por el inversionista - Emplear valores
de largo plazo en la estimación del costo de transporte marítimo.
REGLAMENTO DEL PLAN
DE ABASTECIMIENTO
A excepción del transporte y la distribución, la planificación sólo
debería ser indicativa y no obligatoria y centralizada.
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Tabla 3. Resumen comentarios Transportador
TRANSPORTADOR
GENERALES
Contextualizar la actual situación (antecedentes Diagnóstico) - El plan debe mantenerse como indicativo
y no implicar un cambio del modelo vigente - Actualizar
información base - Actualizar los costos inversión en
infraestructura de transporte pues los considerados
incorporan el hundimiento de costos.
METODOLOGÍA
Para el sector termoeléctrico considerar capacidades
contratadas en transporte - Generar una metodología de
carácter probabilístico a fin de estanlecer escenarios
con sus respectivos niveles de certeza.
CRITERIOS DE
CONFIABILIDAD
Se debe buscar asegurar la disponibilidad de gas para
todos los sectores de consumo antes que proponer la
sustitución por combustibles líquidos - Por confiabilidad,
seguridad y cobertura las plantas de almacenamiento
deberían conectarse a los sistemas troncales o
regionales de transporte y no directamente a los
sistemas de distribución.
MARCO NORMATIVO Y
REGULATORIO
Proveer al regulador las herramientas que permitan
incorporar dentro del marco normativo vigente, los
incentivos adecuados para lograr los comportamientos
requeridos por parte de los agentes.
ALTERNATIVAS DE
ABASTECIMIENTO
Evaluar escenarios adicionales como desarrollo de
reservas no probadas antes que proponer una solución
particular - considerar dentro del análisis, proyectos de
interés y alcance regional - Analizar el impacto en la
tarifa por el desarrollo de alternativas.
REGLAMENTO DEL PLAN
DE ABASTECIMIENTO
No es clara la coherencia entre la propuesta de
establecer un Comité Asesor de Planeamiento del
Sistema Nacional de Transporte, y el modelo vigente del
sector gas natural, en el que las señales para la
expansión se dan mediante la suscripción de contratos
a largo plazo entre Remitentes y Transportadores.
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Tabla 4. Resumen comentarios Distribuidor Comercializador
DISTRIBUIDOR COMERCIALIZADOR
GENERALES
No es necesariamente adecuado presuponer que
solamente se obtendrán ofertas firmes en el evento de
nuevos hallazgos - analizar el tema de precios en el
contexto de la competitividad del energético frente a
sustitutos.
METODOLOGÍA
Valorar las diferentes alternativas ponderando sus
probabilidades y riesgos, debe aplicar una metodología
probabilística para selección de alternativas.
OFERTA - DEMANDA
Profundizar en la disponibilidad de gas de Venezuela.
CRITERIOS DE
CONFIABILIDAD
Los criterios de confiabilidad deben incluir el 100% de los
usuarios finales de gas natural en el país - La ampliación
de la capacidad de transporte debe considerar alternativas
de expansión que ofrezcan confiablidad al sistema.
MARCO NORMATIVO Y
REGULATORIO
Analizar señales de política y regulación que conduzcan a
los volúmenes ofrecidos por los productores y otorgar
condiciones de firmeza en la oferta.
ALTERNATIVAS DE
ABASTECIMIENTO
valorar el desarrollo de la planta de regasificación frente a
la explotación de las reservas probadas no desarrolladas
con las que cuenta el país y adicionalmente la posibilidad
de importación de Venezuela.
REGLAMENTO DEL PLAN
DE ABASTECIMIENTO
El sector gas debería recoger la experiencia del sector
eléctrico en Colombia y de otros países, en los cuales se
han acogido esquemas que conjugan la inversión privada
con la coordinación y operación centralizada, esquemas
que minimizan los costos de transacción en el mercado
de gas.
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Tabla 5. Resumen comentarios Termoeléctricos
TERMOELÉCTRICO
GENERALES
METODOLOGÍA
Apoyarse en estudios preliminares (UPME/ANH-NATURGAS-CNO) - Análisis
integrados gas/electricidad para determinar confiabilidad en situaciones críticas Actualizar el documento anualmente - Realizar analisis bajo efectos y restricciones
causados por el Fenómeno de El Niño - Generar escenarios determinísticos críticos
para la demanda termoeléctrica ya que escenarios promedio no reflejan las
verdaderas necesidades - Evaluar costo de implementación de alternativas Vs. costo
de racionamiento - Generar soluciones para manener la contratación requerida en el
cargo por confiabilidad - Ante en incremento esperado en el costo de este
combustible, Incluir un análisis que tenga en cuenta los combustibles sustitutos, el
incremento de las tarifas y su impacto en el comportamiento y disponibilidad a pagar
por parte de la demanda - aclarar para qué planta y en qué casos se plantea la
sustitución de combustibles líquidos para generación térmica - Consolidar resultados
y conclusiones.
Selección de diferentes alternativas a partir de resultados obtenidos al analizar
diferentes variables - Incluir análisis de operación y mantenimiento para cada
alternativa.
OFERTA - DEMANDA
Analizar alternativas de abastecimiento para la refinación del petróleo - Incluir la
prospección de la ANH con el potencial a partir de la exploración de pozos y
probabilidades de escenarios de descubrimiento de gas - Considerar el consumo del
sistema de compresión por incremento de la demanda - Estudiar escenarios de
demanda de capacidad de transporte y no solo los promedios - considerar cambios
regulatorios en la en la formación de precios de oferta de las plantas térmicas Realizar sencibilidades en la demanda de gas térmoeléctrico - Reevaluar los
incrementos de exportaciones de gas por periodos adicionales a los contemplados
contractualmente.
CRITERIOS DE
CONFIABILIDAD
Incluir la demanda de los sectores Termoeléctrico y de Gas Natural Vehicular - GNV,
dentro de los criterios de confiabilidad - Establecer criterios de confiabilidad para la
capacidad de los campos productores y los gasoductos.
MARCO NORMATIVO Y
REGULATORIO
Analizar la implementación del Hub en vasconia desde el punto de vista regulatorio.
ALTERNATIVAS DE
ABASTECIMIENTO
Ajustar e incluir los costos de referencia empleados en la valoración de los índices de
inversión de la planta de regasificación - Analizar diversos indicadores financieros Incluir un análisis costo/beneficio de las alternativas - Complementar cada alternativa
con las modificaciones normativas y regulatorias requeridas para su implementación considerar como escenarios más probables, el desarrollo de reservas off shore o
ampliación de campos existentes - Evaluar la alternativa de traer el GNL desde la
cuenca del Atlántico, a través del canal de Panamá, hasta Buenaventura - Definir
cómo se remuneraría estos tipos de inversión.
REGLAMENTO DEL PLAN
DE ABASTECIMIENTO
La conformación del Comité es una excelente iniciativa para hacer partícipe a la
industria de la definición de los criterios y estrategias para establecer la expansión
que requiera la industria en el largo plazo - La conformación del Comité debe
garantizar la participación de representantes termoeléctricos y del operador del
mercado de electricidad - La iniciativa es apropiada, siempre y cuando su alcance se
enmarque como un ente asesor de la UPME para la obtención de un Plan indicativo
que realmente sirva de referencia para la expansión del sector.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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Tabla 6. Resumen comentarios Demanda y Terceros
DEMANDA Y TERCEROS
GENERALES
Apoyarse en estudios preliminares (UPME/ANH-NATURGAS-CNO) - Analizar la
tendencia a declarar la producción disponible como interrumpible - No considerar
producción interrumpible dentro del balance oferta demanda - Consolidar resultados y
conclusiones - Actualizar cifras base - Creación del Comité Asesor de Planeamiento de
Gas (art. 17, Ley 143) - Revisar alcance de la propuesta de modificar contratos de E&P Considerar el impacto del mensaje en los medios de comunicación - Actualizar los
costos de infraestructura de transporte - Presentar un mayor detalle de la proyección de
precios empleados en el estudio.
METODOLOGÍA
Mayor participación de los agentes para obtener una visión conjunta - Considerar el
desarrollo interno de reservas - Analizar escenarios probabilísticos para la proyección de
demanda y la ocurrencia de escenarios de abastecimiento - Considerando la longitud
entre países exportadores de GNL y Colombia, la distancia entre ciudades es marginal
por lo pierde importancia como criterio de selección.
OFERTA - DEMANDA
Incluir expansión de Cusiana - Actualizar capacidades de producción previstas para los
próximos 10 años - Incluir en el análisis las reservas probables y efectuar un análisis
probabilístico de su desarrollo - Considerar el consumo del sistema de compresión por el
incremento de la demanda - El cierre de ciclo de Flores debería reflejarse en un
incremento en el consumo de gas - Realizar un análisis específico para el sector GNV Considerar un depacho simultáneo y a plena capacidad de la totalidad del parque térmico
a gas del país - Considerar la elasticidad precio de la demanda - Plantear diferentes
escenarios de hidrolgía para tener sencibilidad en la generación térmica.
CRITERIOS DE
CONFIABILIDAD
Definir el costo de racionamiento de gas natural y determinar la real posibilidad de
sustitución de gas - Incluir criterios de confiabilidad ante indisponibilidades de capacidad
de producción y de transporte - Propoender por la cobertura universal sin excluir
usuarios.
MARCO NORMATIVO Y
REGULATORIO
Analizar los efectos que tiene la actual política energética y el marco regulatorio en las
condiciones de oferta disponible del gas en firme.
ALTERNATIVAS DE
ABASTECIMIENTO
Analizar la expansión de la oferta nacional antes de incorporar infraestructura de
importación - Ante la posible ubicación de la planta de regasificación en la costa
atlántica, analizar la alternativa de almacenamiento en un punto central del interor Analizar infraestructura adicional para atender la confiabilidad del sistema tales como
Peak Shaving - Analizar diversos indicadores financieros - Incluir análisis de escenarios
probabilisticos enla expansión de suministro y transporte - Defenir una ubicación general
por costa, sin especificar la ciudad - Analizar factortes derterminantes para la ubicación
de la planta - Especificar capacidad de almacenamiento - Identificar con mayor precisión
los costos unitarios de las plantas de regasificación.
REGLAMENTO DEL PLAN
DE ABASTECIMIENTO
Elaborar un diagnóstico que justifique la trascendencia de la modificación propuesta Recomiendar a la CREG ajustes en el marco regulatorio para que las decisiones de
inversión impulsadas, aprobadas o negadas por la UPME sean consistentes con el
marco regulatorio vigente y no afecten a terceros - No se considera adecuado migrar a un
nivel de planeación centralizada sin establecer las razones que justifiquen el cambio, el
impacto del mismo y sin entender las implicaciones sobre el modelo regulatorio vigente.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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II.
CONSIDERACIONES PARA EL DESARROLLO DEL PLAN DE
ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
En general, los resultados del proceso de socialización del Plan de Abastecimiento para el
suministro y transporte de gas natural permiten identificar la necesidad de ajustar el
mecanismo de planeación a partir de una estructura flexible que responda a los cambios
que se produzcan en la situación de oferta del energético en el mediano y largo plazo.
De esta manera, el planteamiento de selección de única alternativa para satisfacer las
necesidades de la demanda nacional es modificado por un análisis de la perspectiva de
abastecimiento ante diferentes escenarios de incorporación de oferta nacional y
extranjera. Con el tiempo, la dinámica del sector permitirá identificar los escenarios sobre
los cuales será conveniente profundizar en su estudio y proposición, esto implica una
actualización periódica del documento para evaluar la situación de abastecimiento del
sector.
La siguiente versión del Plan de Abastecimiento incorporará un diagnóstico sectorial con
los antecedentes, la identificación de la situación actual y la problemática a resolver. Se
empleará la información más reciente al momento de su elaboración, considerando la
consolidación del CNOGAS, las reservas de gas disponibles en la ANH, la última
declaración de producción divulgada por el Ministerio de Minas y Energía, los planes de
expansión de oferta y de capacidad de transporte de gas. En cuanto a la proyección de la
demanda de gas se empleará la determinada por la UPME utilizando sus modelos, e
incorporando la afectación del precio del gas a partir de cada escenario de abastecimiento
considerado.
El nuevo esquema implantado por el Decreto 2730 de 2010 en temas tales como la
contratación de suministro y transporte de gas natural, el almacenamiento estratégico
para el sector no termoeléctrico obligado a contratar suministro en firme, y para el sector
termoeléctrico que decida optar por esta alternativa para respaldar sus obligaciones de
energía firme, sugiere llevar la planeación de la expansión del sistema nacional de
transporte de gas hacia un análisis de cifras promedio acotadas por el nivel de intención
del sector termoeléctrico de mantener almacenamiento estratégico y la posible ubicación
de dicho almacenamiento.
La UPME generará espacios con el sector termoeléctrico para establecer conjuntamente
escenarios donde se identifiquen las posibles alternativas acogidas por este sector para
respaldar sus obligaciones de energía firme.
La extensión de las exportaciones de gas será establecida según el análisis del factor
R/P, así mismo las cantidades proyectadas serán las determinadas por la UPME a partir
del comportamiento histórico, en donde la cantidad exportada es muy cercana a los
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
11
excedentes de capacidad de producción de los campos de La Guajira, no comprometida
para el día de gas. En cuanto a los criterios de abastecimiento se tendrá en cuenta la
cobertura universal para la demanda nacional.
Tal como se mencionó anteriormente, esta versión del Plan no pretende establecer una
solución definitiva sino que busca ofrecer una serie de alternativas que puedan irse
filtrando en la medida que evolucione la situación de oferta del sector gas.
Por otra parte, si bien de Decreto 2730 de 2010 incorpora nuevas disposiciones en cuanto
al abastecimiento y confiabilidad del servicio de gas natural, y plantea la evaluación de la
conveniencia por parte del MME de construir una planta de regasificación, este Plan y sus
actualizaciones, pretende ser el documento base sobre el cual se realice dicha
evaluación.
Como resultado del proceso de consulta se identificó la necesidad de realizar análisis y
estudios adicionales que permitan establecer el comportamiento de los agentes del sector
ante ciertos escenarios. Considerando el tiempo necesario para su realización, estos
resultados serán incorporados en versiones posteriores del Plan de Abastecimiento.
Dentro de estos análisis se encuentran:






Análisis de sustitutos y efectos sobre la demanda
Costos de racionamiento para el sector gas natural
Elasticidad precio de la demanda de gas natural
Análisis probabilístico de la proyección de demanda de gas natural
Evaluación de exportaciones excedentes de gas regasificado
Gasoductos internacionales
Finalmente, tomando en cuenta el alcance del plan de abastecimiento, se considera
inadecuado tratar temas como la coordinación de mantenimientos de infraestructura de
gas puesto que esta es una tarea que corresponde al planeamiento operativo de corto
plazo actualmente desarrollado por el CNOGAS.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
12
DOCUMENTO TEMPRANO
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
13
INTRODUCCION
La evolución del sector del gas natural tiene dos periodos claramente definidos en su
historia. El punto de inflexión se produce en el momento de la expedición de la Ley de
Servicios Públicos, Ley 142 de 1994.
Periodo anterior a la Ley 142 de 1994
Este es un periodo marcado por la existencia de un mercado de compradores, tutelado
siempre por Ecopetrol, con una regulación bajo el control del MME, basada en el concepto
de pague lo demandado para los contratos. Esta situación duró unos treinta años desde
mediados de los 70´s hasta la expedición de la Ley 142 (1994).
Durante este periodo el gas se desarrolló principalmente en la Costa Atlántica. Se
construyó el gasoducto de Promigas entre los campos de la Guajira (Ballena, Chuchupa)
y las ciudades de Cartagena, Barranquilla y Santa Marta.
También hubo desarrollos aislados en el interior en Villavicencio y Bogotá;
Barrancabermeja y Bucaramanga; y Neiva. Esto a partir de campos dedicados
exclusivamente a estos mercados: Apiay para el primero, El Centro y Provincia para el
segundo; y Palermo, San Francisco y Rio Ceibas para el tercero.
Este desarrollo fue exitoso dentro de sus limitaciones, llegándose a un nivel superior al
millón de usuarios domésticos, y dando energía para la industria y para la generación
eléctrica, sobretodo en la Costa Atlántica, y para la refinería de Barrancabermeja.
A raíz del apagón del año 1992/1993, el gobierno nacional le dio un impulso adicional al
sistema de gas, mediante la toma de la decisión de construir los gasoductos Ballena Barrancabermeja, Mariquita - Cali, y Cusiana - Vasconia. Y en 1994, se expidió la Ley de
Servicios Públicos, Ley 142, que dio origen a la CREG.
Periodo posterior a la Ley 142 de 1994
Estas dos situaciones fueron la oportunidad para la creación de un mercado nacional del
gas natural, y finalmente el gas llega a casi todas las capitales de departamento de
Colombia, llegando por el sur-occidente hasta Popayán. El número de usuarios ha
sobrepasado los cuatro millones y medio, y el número de vehículos con gas natural llega a
más de trescientos mil, y la demanda total llega en épocas normales a casi un GPCD.
La situación del mercado ha evolucionando de un mercado de compradores a un mercado
de vendedores, es decir, para contratos en firme, existe más demanda que oferta.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
14
Existe abundante oferta para contratos en interrumpibles, pues muchos contratos firmes
de los generadores eléctricos son revendidos en el mercado secundario interrumpible, en
gran proporción de corto plazo.
Esta situación en épocas normales, funciona en buena forma, sin embargo cuando se
presenta el fenómeno de El Niño la situación no es manejable, pues muchos de aquellos
comercializadores y agentes que compran en el mercado secundario interrumpible, no
están en condiciones de cortar el gas cuando se les solicita, por motivos de diferente
índole.
Esta nueva situación del mercado no fue acompañada de una evolución regulatoria que
permitiese corregir estas disfunciones del mercado.
La CREG pensó que el mercado por si solo corregiría estas distorsiones, con el
argumento, válido bajo una situación de mercado, de que llegado un Niño, los contratos
interrumpibles serían interrumpidos y el mercado se equilibraría solo. Pero llegó El Niño
2009-2010, y no fue así, pues la mayoría de los agentes que estaban con gas
interrumpible solicitaron el apoyo del gobierno ante la amenaza de corte. El gobierno
intervino pues muchos de estos contratos interrumpibles eran para usuarios regulados y
para GNV.
El MME intervino el mercado, mediante normas de racionamiento de gas natural, 181654,
181686, 181739, 181846, 182003, 182108 de 2009, y 180330, 180394, 180194, 180197
de 2010.
A esto hay que agregar la situación de poco control, seguimiento y verificación en los
contratos en firme de suministro de gas, especialmente aquellos de las centrales térmicas.
Esta falta de seguimiento, se vio reflejada en el hecho de que muchos contratos en firme
tienen clausulas que permiten al vendedor pagar una indemnización en caso de falla en el
suministro, lo cual hace la firmeza algo relativo, y esto también se vio en el pasado Niño.
Contratos con este tipo de clausulas no pueden ser aceptados como firmes por cuanto,
aunque en principio las plantas térmicas pueden pasar a combustibles líquidos, tampoco
la disponibilidad de éstos fue suficiente, tal como se vio en el pasado Niño, a pesar de que
en este caso, la CREG había tenido el cuidado de hacer auditorias a las plantas térmicas,
pero no a los suministradores.
Así, en el caso de la generación eléctrica a gas, la CREG también confió en el mercado y
éste tuvo ciertas distorsiones, tanto contractuales como logísticas que impidieron que
operaran los mecanismos como se esperaba.
También se confió en que la expansión del transporte estaría disponible en el tiempo
correcto. Especialmente sensible es el caso del gasoducto Ballena - Barrancabermeja. Sin
embargo estas obras no estuvieron listas a tiempo, y esto en gran parte debido a la falta
de contratación por parte de los productores-comercializadores responsables de tener gas
disponible para entrega en Barrancabermeja.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
15
Esta es una realidad que debe ser enfrentada con medidas regulatorias y de
infraestructura. Por ello se expidió el Decreto 2730, para llenar el vacío en ambos
campos, con regulación y con infraestructura de transporte y de importación de gas
natural.
La situación del pasado Niño, tenderá a empeorarse hacia el futuro, en la medida que la
demanda continuará creciendo y de no producirse nuevos descubrimientos, la oferta
continuará encogiéndose paulatinamente.
La elaboración del presente Plan de Abastecimiento por parte de la UPME permite
evaluar esta situación y resolverla. La UPME, como responsable de la planeación, debe
hacer la evaluación lo más precisa posible del comportamiento de la demanda y de la
oferta en los próximos años, para apoyar al MME y a la CREG en la toma de las
decisiones correctas.
El Plan de Abastecimiento, es una tarea asignada a la UPME en el Decreto 2687 de 2008,
el cual ya fue publicado en su versión preliminar en 2009. Este documento busca
desarrollar las capacidades necesarias para enfrentar las necesidades del mercado del
gas natural en los próximos años.
El decrecimiento de la oferta en el próximo futuro, requerirá de importaciones para poder
atender adecuadamente el mercado, para esto será necesario desarrollar la regulación
correspondiente que permita que se instale la infraestructura necesaria para poder
importar gas natural y transportarlo hacia los centros de consumo, así como para
remunerar estas inversiones.
En este aspecto la regulación de la CREG requiere de una serie de ajustes que permitan
que esto se vuelva una realidad. Por ello el Plan de Abastecimiento requiere coordinarse
con un apoyo regulatorio fuerte que lo haga viable.
Por ello la propuesta de la UPME, es un Plan de Abastecimiento que sea actualizado
regularmente y que involucre coordinación permanente con la CREG y el MME.
Adicionalmente se plantea la constitución de una Comisión Asesora de Planeamiento,
constituida mayoritariamente por representantes de los Agentes de sector, con el fin de
contar con una retroalimentación permanente de estos en la elaboración del Plan.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
16
1. ACTUALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES DEL
PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
A continuación se presenta un resumen anticipado de los principales elementos que
integran el balance oferta – demanda del sector gas natural, la situación de
abastecimiento en el corto y mediano plazo considerando la situación actual de reservas y
capacidad de producción, la perspectiva de incorporación de reservas nacionales y las
propuestas de abastecimiento, aspectos que serán complementados en la versión
definitiva del plan de abastecimiento para el suministro y transporte de gas natural, que
incluirá la expansión indicativa del sistema de transporte de gas natural en los términos
establecidos en el Decreto 2730 de 2010 (actualmente en preparación).
1.1. RESERVAS
De acuerdo con la información suministrada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos –
ANH, a 31 de diciembre de 2009 el país contaba con un total de reservas de gas natural
de 8.45 Tera Pies Cúbicos - TPC, de las cuales 4.73 TPC corresponden a la categoría de
reservas probadas y 3.72 TPC a las de reservas probables y posibles.
Gráfica 1. Distribución de las reservas de Gas Natural
POSIBLES
PROBABLES
GUAJIRA
5%
Otros Costa
34%
56%
CASANARE
26%
21%
GIBRALTAR
PROBADAS
PAYOA-PROV
MAG MEDIO
10%
1% 2%
1%
SUR
Otros Int
Fuente: ANH
Las reservas probadas de gas natural aumentaron en 353.17 Giga Pies Cúbicos - GPC
respecto a las del 31 de diciembre de 2008, gracias a la reclasificación y aporte de
campos como Pauto y Gibraltar, que presentaron un incremento de 476 y 57 GPC
respectivamente.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
17
Cabe destacar que en el campo Chuchupa reporta un decrecimiento de reservas
probadas de 208 GPC, mientras que el campo Ballena muestra un incremento del mismo
tipo de reservas de 23 GPC para el año 2009. Por su parte, el campo la Creciente reporta
433 GPC como reservas probadas para el mismo año.
Las reservas probables reportadas por la ANH a 31 de diciembre de 2009 ascienden a
2.903 GPC, mostrando un incremento de 901 GPC respecto del 2008, de los cuales el
60% corresponde a los campos del Magdalena Medio y el 39% a las reservas probables
de los campos del Casanare.
1.2. OFERTA
La capacidad de producción de gas natural en Colombia muestra una tendencia creciente
que se mantendrá por dos años más de acuerdo con la información reportada al Ministerio
de Minas y Energía en virtud del Decreto 2687 de 2008. El aumento de dichos volúmenes
se debe principalmente a trabajos realizados en los campos maduros, lo que ha permitido
maximizar las reservas e incrementar la oferta de gas natural para satisfacer el sostenido
crecimiento de la demanda.
En el año 2009, la oferta de gas natural incrementó 15% respecto al 2008 al pasar de 874
MPCD a 1.003 MPCD, registrándose una tasa de crecimiento promedio anual en los
últimos 10 años del 5.8%.
Las principales fuentes de producción nacional de gas natural se concentran en los
campos Ballena y Chuchupa, en la Costa Atlántica y en Cusiana y Cupiagua, localizados
en el Interior del país. Durante el año 2009, los campos de La Guajira y Cusiana, fueron
responsables del 86% del suministro, de los cuales el 66% corresponde a Guajira y el
20% a Cusiana, que equivalen a 665 MPCD y 200 MPCD, respectivamente.
Gráfica 2. Evolución de la oferta de Gas Natural
1200
1000
800
MPCD
600
400
200
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
+ Otros Interior
80
75
63
62
63
66
75
84
76
88
+ Otros Costa
11
10
9
7
5
4
6
4
35
49
+ Cusiana, Cupiagua
14
16
19
46
74
114
170
197
194
200
+ Guajira
468
489
508
473
469
467
450
459
569
665
Fuente: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
18
De otra parte, el potencial de producción de gas natural de los diferentes campos
existentes utilizado para el ejercicio de planificación, corresponde al reportado por los
productores al Ministerio de Minas y Energía en virtud del Decreto 2687 de 2008, y
publicado mediante las Resoluciones MME 180663, 180765, 180881 y 181125 de 2010.
En la siguiente grafica se presenta el potencial de producción a nivel nacional, de acuerdo
con las resoluciones mencionadas.
Gráfica 3. Potencial de Producción de gas Natural (MPCD)
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2010
2011
2012
S_GUAJIRA
S_OTROS COSTA
S_MAGDALENA MEDIO
2013
2014
S_CASANARE
S_GIBRALTAR
S_SUR
2015
2016
2017
2018
2019
S_LA CRECIENTE
S_PROVINCIA-PAYOA
OTROS
Fuente: Resoluciones MME 180663, 180765, 180881 y 181125 de 2010
A junio de 2010, el país contaba con una capacidad de producción de 1093 MPCD, la cual
se ha incrementado en 2.7% respecto del promedio diario anual de 2009. Sin embargo, se
estima que dicha capacidad disminuirá hasta 725 MPCD en el año 2019, debido a la
declinación natural de los campos productores y considerando únicamente la oferta actual
y las reservas remanentes a diciembre de 2009. Lo anterior equivale a una disminución de
4,2% promedio anual en el periodo evaluado.
1.3. DEMANDA
Para el desarrollo de este ejercicio se recurrió a los insumos más actualizados disponibles
como las series históricas y la proyección de población publicada por el DANE,
proyecciones macroeconómicas de entidades como el MHCP, DNP y el Banco de la
República, el reporte de usuarios de gas natural que divulga el Ministerio de Minas y
Energía, y la información disponible en el Sistema Único de Información – SUI, de la
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
19
Lo corrido del presente año se ha caracterizado por el inició de la recuperación económica
del país y la finalización del Fenómeno de El Niño, lo cual implicaría un aumento del
consumo de gas natural y otros energéticos en el sector productivo, y que se mantengan
durante algunos meses altos consumos de gas natural en el sector eléctrico.
Considerando lo anterior, se espera para el presente año en el escenario base un
crecimiento de 4.3%.
Gráfica 4. Demanda Nacional de Gas Natural – Escenario Base (MPCD)
1.400
1.200
1.000
MPCD
800
600
400
200
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
RESIDENCIAL
COMERCIAL
INDUSTRIAL
GNCV
PETROQUIMICA
COMPRESORAS
Termoeléctrica
Exportaciones
REFINERIA
Fuente: UPME
Para el año 2011 se espera una recuperación del nivel de los embalses que alimentan el
Sistema Interconectado Nacional, de manera que el consumo de gas natural para
generación eléctrica se reduciría de manera drástica. Así, la demanda total de gas natural
se contraería un 12.5%, a pesar de que en los demás sectores se espera un incremento
de su consumo. Se consideran exportaciones promedio de 170 MPCD y 210 MPCD para
los años 2010 y 2011, respectivamente.
Entre los años 2011-2020 se prevé en el escenario base una tasa de crecimiento media
de 4.0%, alcanzándose una demanda nacional de 1070 MPCD, y entre los años 20202030 de 2.2%, de manera que la demanda nacional llegue a 1330 MPCD. Para el
escenario alto se espera que la demanda nacional alcance en el año 2020 magnitudes de
1200 MPCD y de 1730 MPCD en el año 2030, con exportaciones promedio de 210 MPCD
y 240 MPCD para los años 2010 y 2011, respectivamente.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
20
Gráfica 5. Demanda Nacional de Gas Natural – Escenario Alto (MPCD)
2.000
1.800
1.600
1.400
MPCD
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
RESIDENCIAL
COMERCIAL
INDUSTRIAL
GNCV
PETROQUIMICA
COMPRESORAS
Termoeléctrica
Exportaciones
REFINERIA
Fuente: UPME
El documento completo con el análisis del comportamiento de cada sector de consumo de
esta proyección de demanda, correspondiente a la revisión de julio de 2010, se encuentra
disponible en el sistema de información de petróleo y gas colombiano www.sipg.gov.co,
sección proyecciones de demanda.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
21
2. COMPORTAMIENTO DE LA DISPONIBILIDAD DE GAS Vs. LA
DEMANDA ESPERADA
De acuerdo con la información sobre disponibilidad de gas natural declarada por los
productores, se realizó un análisis regional, Costa Atlántica e Interior, luego la información
sobre disponibilidad de gas natural declarada se contrastó con los escenarios de
demanda base y alto generados por la UPME, con una resolución mensual que permite
identificar mejor los tiempos en los que se presentarían problemas de abastecimiento de
gas natural en el país. Considerando que el análisis parte de la declaración de producción
y de las reservas probadas, proyectos de incremento de oferta como los de Cupiagua1 se
consideran como alternativas de abastecimiento (cuyo análisis se presenta en una
sección posterior), por lo que sus volúmenes no se consideran en el escenario base que
se presenta a continuación.
Los resultados indican una situación de autoabastecimiento hasta el año 20152, y un
agotamiento de las 4.73 TPC de reservas probadas poco después del 20303.
Gráfica 6. Balance Nacional de Gas Natural
2.000
Oferta estimada
Oferta según declaración de producción
1.800
1.600
1.400
MPCD
1.200
1.000
800
600
400
4,73 TPC
200
Oferta Nacional
Escenario Medio
sep-29
may-30
ene-29
sep-27
may-28
ene-27
sep-25
may-26
ene-25
sep-23
may-24
ene-23
sep-21
may-22
ene-21
sep-19
may-20
ene-19
sep-17
may-18
ene-17
sep-15
may-16
ene-15
sep-13
may-14
ene-13
sep-11
may-12
ene-11
sep-09
may-10
ene-09
0
Escenario Alto
Cálculos: UPME
1
Las reservas totales de Cupiagua a 31 de diciembre de 2009 están declaradas como reservas probables.
La información de enero de 2009 a julio de 2010 corresponde a información histórica, tanto en el balance
nacional como en los balances regionales.
3
La capacidad de producción con posterioridad al 2019 es referencial y fue calculada con la tasa de
declinación promedio interanual 2012 – 2019
2
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
22
Se observa una capacidad de producción excedentaria de gas desde mediados del 2010
y hasta el 2015 que eventualmente podría tener como destino las exportaciones; de lo
contrario estos volúmenes no producidos se “guardan” y podrían producirse más
adelante, por ejemplo a partir del 2015.
Para este último caso se realizó un ejercicio de cálculo del perfil de producción de Guajira,
ajustándolo a la curva de demanda. Dicho perfil, inferior al del potencial durante el periodo
2010 - 2014, permite diferir la producción excedentaria de los primeros años y
eventualmente extender el horizonte de suministro del campo. Sin embargo, este
escenario requiere ser sometido a pruebas de comportamiento de yacimiento, por lo que
dependiendo del resultado, su análisis se dará a conocer en la versión definitiva del plan
de abastecimiento4. A continuación se presenta el análisis de los balances regionales.
Para comenzar, se aclara que la información presentada en las gráficas de balance
regional entre enero de 2009 y agosto de 2010, corresponde a información histórica; en
este sentido las exportaciones se presentan bajo la curva Producción Disponible. Las
proyecciones se presentan a partir de septiembre de 2010.
El balance de la Costa Atlántica considera la demanda alta y media de la costa,
adicionando los envíos de gas de la costa al interior por el gasoducto Ballena –
Barrancabermeja y las exportaciones a Venezuela; por el lado de la oferta se consideró la
de los campos de La Guajira, La Creciente, Guepajé y Ariana. Los envíos de gas de la
costa al interior fueron estimados a partir de la diferencia entre el total de producción de
los campos del interior5 y la demanda alta del interior.
La situación de abastecimiento de la costa muestra que se podría atender la demanda de
la costa y realizar envíos de gas al interior hasta el año 2019, sin embargo la declinación
de la producción de los campos de La Guajira hace que se disminuya progresivamente los
envíos de gas al interior a partir del 2014. La capacidad de producción excedentaria se
acerca a los 400 MPCD en el 2011, sin embargo parte de esta capacidad se destinará a
las exportaciones, las cuales podrían ser factibles operativamente hasta finalizar el 2014.
Hacia mediados del 2019 la capacidad de producción de los campos de la Costa habrá
caído por debajo de la propia demanda de la costa. Bajo este escenario las reservas
probadas de gas de los campos de la costa (2.6 TPC), se agotarían hacia el año 2029.
4
Se asume que la producción marginal para seguir el comportamiento de la demanda es
suministrada por los campos de La Guajira, por lo que este escenario requiere ser evaluado con los
operadores del campo.
5
Campos del Casanare, Payoa – Provincia, Gibraltar, Magdalena Medio, campos del Sur y otros
no interconectados.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
23
Gráfica 7. Balance Costa Atlántica
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
Cálculos: UPME
El balance del interior involucra en la oferta la producción de los campos del Casanare,
Payoa – Provincia, Gibraltar, Magdalena Medio, y otros no interconectados,
adicionalmente considera el gas proveniente de la costa a través del Gasoducto BallenaBarrancabermeja, de igual forma, en el escenario de demanda se consideran las
demandas alta y media del interior.
Bajo estas consideraciones, y no obstante se llega al máximo nivel de ocupación del
gasoducto Ballena-Barrancabermeja (260 MPCD), el balance muestra el inicio del déficit
para el escenario de demanda alto antes de finalizar el año 2013. Esta situación se
agudizará en la medida en que se disminuya el gas proveniente de la costa producto de la
declinación en la producción de los campos de La Guajira. Finalmente las reservas
probadas de gas de los campos del interior (2.1 TPC), se agotarían poco después del año
2030.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
24
Gráfica 8. Balance Interior
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
El factor R/P de referencia nacional, calculado de acuerdo con el procedimiento
establecido en la Resolución 18 2349 de 2009 y tomando como referencia el escenario
alto de demanda, indica que a finales del 2019 se llegaría a un nivel de 2.43 años con un
nivel de reservas de 1.33 TPC. Hacia el mediano plazo se observa que durante el 2014 el
factor R/P llega a un valor de 7 años, es decir que a partir de entonces los productorescomercializadores no podrían disponer libremente de las reservas probadas.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
25
Gráfica 9. Comportamiento de las reservas de gas natural y factor R/P
5,0
10
4,5
9
8,57
8,11
4,0
8
7,68
7,29
3,5
7
6,35
6
5,22
2,5
2,0
5
4,44
4,35
3,93
3,53
1,5
4
3,78
3,15
2,79
3,05
2,45
1,0
2,14
AÑOS
TPC
3,0
3
2,43
1,85
1,58
0,5
2
1,89
1,33
1,12
1,46
0,91
0,73
2021
2022
0,0
1,141
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Reservas de referencia
2017
2018
2019
2020
Factor R/P
Cálculos: UPME
Si bien los resultados de este análisis son un reflejo del estado de abastecimiento ante
situaciones habituales de comportamiento de la demanda, su configuración debe ser
sometida además a los requerimientos adicionales del sector termoeléctrico originados
durante eventos cálidos que producen un incremento en el aporte de la generación
termoeléctrica al Sistema Interconectado Nacional – SIN, aspecto que se analiza a
continuación.
2.1. SITUACIÓN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL ANTE LA
OCURRENCIA DEL FENÓMENO DE EL NIÑO
Colombia dispone de una oferta de electricidad conformada principalmente por centrales
hidráulicas y térmicas a gas y a carbón, con una participación mayoritaria de las centrales
hidráulicas. Al finalizar el 2009, la capacidad efectiva neta del Sistema Interconectado
Nacional –SIN, alcanzó un valor de 13,495 MW (ver tabla 7).
La generación de energía eléctrica es suministrada principalmente por el parque
hidroeléctrico con cerca del 75% de la generación total, las plantas termoeléctricas
aportan cerca del 20%, y el restante es aportado por las plantas menores y la
cogeneración.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
26
Tabla 7. Capacidad efectiva neta
Tipo de recurso
MW
%
Hidráulica
8.525,0
63,2%
Térmica
4.362,0
32,3%
Gas Natural
2.757,0
Carbón
984,0
Fuel Oil
434,0
Combustoleo
Menores
Hidráulica
Térmica
Eólica
Cogenerador
Total SIN
Fuente: XM
187,0
573,8
4,3%
472,0
83,4
18,4
35,0
0,3%
13.495,8
100,0%
El comportamiento del clima durante el año hace que el nivel de los embalses varíe
dependiendo de la estacionalidad de las lluvias, con un pico hacia octubre/noviembre que
supera el 80% del embalse agregado6, y mínimos cercanos al 50% hacia marzo/abril,
durante el verano.
Esta situación varía ante la presencia del fenómeno de El Niño ya que sus efectos en el
país se reflejan en una importante disminución de las lluvias, y por lo tanto del nivel de los
embalses. Ante esta circunstancia, se deben dar las señales para que se aumente la
generación termoeléctrica a sus niveles máximos de tal manera que permita llegar a los
meses de verano con suficientes reservas en los embalses para sortear la sequía. A su
vez, el incremento de la generación termoeléctrica impone un estrés al sistema nacional
de transporte de gas natural, cuya capacidad no fue diseñada bajo parámetros de
demandas pico. De esta manera es posible que se generen restricciones en la atención
de la demanda en ciertos tramos del sistema.
Si bien no existe un patrón que permita identificar la periodicidad e intensidad del
fenómeno de El Niño, estadísticamente es posible determinar que en promedio se
presenta cada 3 años, sin embargo, como se muestra en la siguiente gráfica del Índice
Oceánico El Niño – ONI7 (Oceanic Niño Index), cada evento tiene características
diferentes en cuanto a intensidad y duración.
6
El embalse agregado es una medida porcentual del nivel de los embalses que alimentan al parque de
generación hidroeléctrica del Sistema Interconectado Nacional.
7
El índice ONI se obtiene mediante el promedio móvil trimestral de la anomalía de la temperatura superficial
del mar - TSM.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
27
Gráfica 10. Comportamiento del índice ONI durante las últimas 6 décadas
3
2
97-98
82-83
2,5
72-73
57-58
65
86 - 87
91-92
09-10
02-03
Anomalía de la TSM - °C
1,5
1
0,5
0
-0,5
-1
-1,5
-2
1950
1951
1953
1954
1956
1957
1959
1961
1962
1964
1965
1967
1968
1970
1972
1973
1975
1976
1978
1979
1981
1983
1984
1986
1987
1989
1990
1992
1994
1995
1997
1998
2000
2001
2003
2005
2006
2008
2009
-2,5
Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA)
Se observa que el máximo periodo transcurrido entre dos eventos Niño ha sido de 6 años8
(1951 – 1957 – 1963), mientras que el periodo mínimo es de un año (1968 – 1969…). Sin
embargo, eventos cuya intensidad ha sido clasificada entre moderada y fuerte, y que
tienen incidencia sobre la situación energética del país, ocurre en promedio cada 6.5
años, con periodos de ocurrencia entre 4 y 10 años, y con periodos de duración entre 11 y
19 meses.
Si bien en cualquier momento de la presente década puede presentarse un fenómeno de
El Niño, se encuentra poco probable que éste ocurra antes del 2014 con una intensidad
catalogada entre moderada y fuerte, es decir que pueda generar alarmas sobre la
situación energética del país.
No obstante, para superar la incertidumbre asociada al momento de inicio del próximo
fenómeno de El Niño, se identificará su efecto si ocurriera en cada uno de los años entre
el 2011 y el 2020. Los consumos de gas para el sector termoeléctrico que se presentan a
continuación corresponden a los valores promedio año empleados en los balances
mostrados al principio de este capítulo, y al promedio de las 25 series más secas las 100
series de la simulación del MPODE, las cuales habitualmente reflejan los
comportamientos presentados en eventos cálidos históricos por lo que podrían asumirse
como consumos ante un fenómeno de El Niño.
8
Se considera la presencia de un evento El Niño, cuando el índice ONI es superior a 0.5°C
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
28
Tabla 8. Resultados promedio y 25% mayores de la corrida MPODE para estimar el consumo
de gas natural para generación termoeléctrica – Promedio Anual (MPCD)
Año
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Fuente: UPME
COSTA
Promedio
111,0
116,4
138,4
99,4
88,0
93,1
110,0
105,7
100,7
108,0
>75%
216,3
269,5
181,8
159,9
165,1
163,3
286,3
333,6
263,2
266,4
INTERIOR
Promedio
>75%
25,1
35,7
28,9
42,6
31,6
42,9
55,5
102,4
44,9
76,4
55,8
92,9
74,2
133,8
70,7
127,5
53,8
104,7
59,5
100,9
Al comparar estos resultados con los consumos promedio de gas presentados durante el
último evento cálido9, correspondientes a 328 MPCD en la costa y 116 MPCD en el
interior, se encuentra una similitud respecto a las 25 series más secas de los años 2017
para el interior y el 2018 para la costa. Estos consumos serán asumidos para cada uno de
los años 2013 a 2020, como consumos de gas ante el fenómeno de El Niño:
Tabla 9. Consumo estimado de gas natural para generación termoeléctrica
Promedio Anual (MPCD)
Año
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Fuente: UPME
COSTA
Sin Niño
Con Niño
111,0
333,6
116,4
333,6
138,4
333,6
99,4
333,6
88,0
333,6
93,1
333,6
110,0
333,6
105,7
333,6
100,7
333,6
108,0
333,6
INTERIOR
Sin Niño
Con Niño
25,1
133,8
28,9
133,8
31,6
133,8
55,5
133,8
44,9
133,8
55,8
133,8
74,2
133,8
70,7
133,8
53,8
133,8
59,5
133,8
A continuación se presentan los déficits pico y promedio estimados del balance costa e
interior, asumiendo los consumos de gas para generación termoeléctrica con Niño de la
tabla anterior, y su respectiva comparación con el escenario base - sin Niño.
Posteriormente se muestran las gráficas de balance regional con efecto Niño para cada
año.
9
septiembre de 2009 a mayo de 2010
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
29
Tabla 10. Déficit Promedio estimado de gas natural por año (MPCD)
Déficit Costa
Año
Sin Niño
Incremento de déficit
por efecto Niño
Déficit Interior
Con Niño
Sin Niño
2011
0,0
0,0
0,0
2012
0,0
0,0
2013
0,0
0,0
2014
0,0
2015
0,0
2016
0,0
2017
0,0
2018
5,2
2019
2020
Fuente: UPME
Con Niño
Costa
Interior
5,3
0,0
5,3
0,0
19,6
0,0
19,6
2,1
133,7
0,0
131,6
0,3
40,4
279,2
0,3
238,9
20,7
96,4
361,6
20,7
265,2
79,2
208,8
400,5
79,2
191,7
144,4
330,8
424,4
144,4
93,6
203,6
400,3
448,4
198,4
48,0
37,3
258,1
416,2
474,7
220,8
58,6
98,6
315,4
465,8
518,7
216,8
52,9
Tabla 11. Déficit Pico estimado de gas natural por año (MPCD)
Déficit Costa
Año
Sin Niño
Incremento de déficit
por efecto Niño
Déficit Interior
Con Niño
Sin Niño
Con Niño
Costa
Interior
2011
0,0
0,0
0,0
45,2
0,0
2012
0,0
0,0
0,0
83,7
0,0
45,2
83,7
2013
0,0
0,0
12,8
234,5
0,0
221,7
2014
0,0
4,0
82,3
378,0
4,0
295,7
2015
0,0
82,1
146,1
410,1
82,1
264,0
2016
0,0
153,7
277,9
435,6
153,7
157,7
2017
0,0
218,2
398,5
460,4
218,2
61,9
2018
28,1
276,5
445,3
485,3
248,4
40,0
2019
62,4
330,7
456,0
512,7
268,3
56,7
2020
Fuente: UPME
120,0
388,3
505,5
560,8
268,3
55,3
Ante cualquier evento Niño con las anteriores características, se limitan las exportaciones
de gas para atender la demanda termoeléctrica. Así mismo se evidencia una disminución
en los envíos de gas hacia el interior para mantener la generación termoeléctrica en la
costa10.
Las siguientes gráficas presentan los requerimientos de gas ante la ocurrencia de eventos
El Niño durante el periodo 2011 – 2020 (los balances regionales para cada año se
presentan en el Anexo 1). Se observa que ante fenómenos de El Niño, la demanda de la
10
Estos escenarios son referenciales. La distribución efectiva del gas entre la costa y el interior para el sector
termoeléctrico dependerá del resultado diario del despacho eléctrico.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
30
costa puede ser abastecida ante cualquier Niño entre el 2010 y el 2014, a costa de
menores envíos de gas al interior. Para cada Niño que se presente a partir del 2015, será
necesario incorporar nueva oferta de gas.
Gráfica 11. Requerimientos de gas estimado en la Costa Atlántica ante la ocurrencia de
fenómenos de El Niño entre los años 2011 a 2020
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.68 TPC
100
Suministro Costa
Al interior B-B
Capacida d Prod. Costa
Gas por encontrar Costa
D. Media + B-B + Exp
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Demanda Adicional Niño
D. Alta + B-B + Exp
Cálculos: UPME
La situación de abastecimiento de gas en el interior del país presenta un estado de poca
criticidad ante fenómenos de El Niño entre los años 2011 y 2012, con algunas
necesidades puntuales por un corto periodo; esto debido a la disminución de las
exportaciones de gas, y a la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja.
A partir del 2013, cae la disponibilidad de gas de la costa ya que se requerirá para
satisfacer sus propias necesidades. De esta manera, ante cualquier Niño que se presente
entre el 2013 y el 2020, crece la necesidad incorporar nueva oferta de gas en el interior.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
31
Gráfica 12. Requerimientos de gas estimado en el interior del país ante la ocurrencia de
fenómenos de El Niño entre los años 2011 a 2020
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño
Demanda Media
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
32
3. ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO
Luego de presentar el análisis de la disponibilidad de gas natural frente a la demanda
estimada y la determinación de posibles déficits, así como las fechas eventuales de su
ocurrencia, a continuación se presentan las alternativas consideradas para incrementar el
suministro de gas natural y fortalecer el sistema de oferta de gas colombiano, permitiendo
resolver las dificultades de abastecimiento descritas en la sección anterior.
No obstante los escenarios presentan un periodo de evaluación de 20 años (hasta el
2030), se busca identificar soluciones de abastecimiento para un periodo de diez años, tal
como lo establece el Decreto 2687 de 2008. De esta manera, la propia dinámica de la
situación de oferta interna permitirá ajustar las estrategias de abastecimiento, que en todo
caso serán objeto de permanente seguimiento mediante versiones posteriores del plan de
abastecimiento.
Se consideran diferentes escenarios de nueva oferta tanto nacional como extranjera
buscando abarcar diferentes posibilidades que permitan aumentar la disponibilidad de gas
natural, entre estas:







Reclasificación de reservas probables a probadas
Adición de reservas a partir de nuevos descubrimientos
Incorporación de gas no convencional
Importaciones gas natural de Venezuela
Importación de Gas Natural Licuado por la costa atlántica
Importación de Gas Natural Licuado por la costa pacífica
Importación de Gas Natural Licuado por las costas atlántica y pacífica
El ejercicio consiste en analizar la situación de demanda y oferta incluyendo la potencial
ocurrencia de un fenómeno de El Niño durante el periodo analizado.
En cuanto a la situación de transporte, se parte de la necesidad de optimizar el uso de la
red existente antes de proponer nuevas expansiones11. El presente documento temprano
del Plan de abastecimiento de gas natural busca alternativas de abastecimiento sujeto a
la actual red de gasoductos, las ampliaciones propuestas por los transportadores y
minimizando nuevos trabajos de ampliación. Sin embargo este aspecto será validado con
el análisis específico de la red de transporte (actualmente en desarrollo), en los términos
del Decreto 2730 de 2010, y que será complemento del documento definitivo del Plan de
abastecimiento de suministro y transporte de gas natural.
11
No obstante todos los escenarios serán evaluados.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
33
3.1. RECLASIFICACIÓN DE RESERVAS PROBABLES A PROBADAS
Si bien el 44% de las reservas de gas natural del país están clasificadas como probables
y posibles, son las primeras las que deberían considerarse dentro de un ejercicio de
planificación para evaluar su efecto en la producción de gas natural y por lo tanto en el
balance.
A 31 de diciembre de 2009, las reservas probables de gas natural del país correspondían
a 2.9 TPC, distribuidas principalmente en los campos del Casanare, Magdalena Medio y
La Guajira12. De acuerdo con información consolidada por la ANH, el perfil de producción
de estas reservas podría ser el que se muestra a continuación:
Gráfica 13. Perfil de producción de gas natural a partir de reservas probadas y probables
2.000
1.800
1.600
1.400
MPCD
1.200
1.000
800
600
400
200
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Demanda
Reservas Probadas
Reservas Probables
Probadas + Probables
Fuente: ANH
El incremento de oferta de gas natural asumiendo la producción de las reservas
probables, corresponde principalmente a Cupiagua a partir de 2011; producción adicional
de campos del Magdalena Medio a partir de 2011; y producción adicional de los campos
de La Guajira a partir de 2015.
La menor incertidumbre asociada a la producción de las reservas probables corresponde
a las de Cupiagua, donde ECOPETROL ha anunciado el inicio de producción de sus
fases I y II, para julio de 2011 y enero 2017, respectivamente13.
12
El 97.7% de las reservas probables se encuentran distribuidas en estas tres zonas productoras
Comunicación ECOPETROL 2-2010-087-758, sobre la planta de gas de Cupiagua fases I y II: “las
cantidades y fechas indicadas podrían variar de acuerdo a los eventuales cambios que surjan en las
diferentes fases de maduración del proyecto por lo cual existe una incertidumbre inherente a sus resultados,
que no permite asegurar que los pronósticos sean exactos. (…)”
13
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
34
Una vez disponibles las respectivas facilidades de producción de Cupiagua, parte de
estas reservas deberían ser declaradas como probadas. Para el presente ejercicio se
toma como probadas las reservas necesarias para mantener la producción nominal hasta
finalizar el periodo de planeación (2020), correspondiente a cantidades entre el 40% y el
50% de las reservas probables.
Por otro lado, la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en el 2011 se considera
necesaria sólo ante la presencia de un fenómeno de El Niño entre el 2011 y el 2013 (ver
tablas 10 y 11), en caso contrario, la oferta disponible sería suficiente para abastecer la
demanda hasta mediados del 2013. De esta manera, a continuación se presenta el
balance regional considerando la entrada de Cupiagua en el 2011 o en el 2013, momento
en el que la demanda sin considerar un Niño, lo requerirá.

Cupiagua en 2011
De este escenario se destaca el bajo nivel de utilización del gasoducto Ballena
Barrancabermeja durante los años 2011 a 2013, producto de los menores requerimientos
de gas de la Costa al interior. Este gas de la costa no requerido por el interior, genera
altos excedentes de producción de hasta 400 MPCD que eventualmente podrían ser
exportados.
Por otro lado, el momento del inicio del déficit en la costa permanece intacto hacia el año
2019, fecha en la que también finalizan los envíos de gas de la costa al interior debido a la
producción declarada para ese año de los campos de La Guajira.
Gráfica 14. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2011
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
2.68 TPC
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
35
En el interior se asume la entrada en producción de Cupiagua en julio de 2011 con 140
MPCD. A partir de entonces y hasta finalizar el 2013 se consideran como envíos de gas
de la costa al interior, la cantidad de gas necesaria para satisfacer los requerimientos de
la Refinería de Barrancabermeja, menos el gas que le proveen los campos de Payoa –
Provincia y Magdalena Medio.
Por otro lado entre el 2011 y el 2013 se observa una capacidad de producción remanente
en el interior que no es requerida por la demanda, y que debido a restricciones de
transporte entre Vasconia y Sebastopol, tampoco podrá enviarse hacia el Magdalena
Medio para disminuir los envíos de la costa.
Gráfica 15. Balance Interior ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2011
1200
1000
MPCD
800
600
0.8 TPC
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase II
Gas por encontrar Interior
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Demanda Media
Cálculos: UPME
La incorporación de los 0.8 TPC de reservas probadas de gas de Cupiagua en el 2011
produce una modificación en el comportamiento del factor R/P, haciendo que este llegue a
7 durante el 2017.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
36
Gráfica 16. Comportamiento de las reservas de gas natural y factor R/P ante la incorporación
de Cupiagua en el 2011
6,0
14
5,0
11,68
12
11,33
11,04
10,75
10
9,63
4,0
8
7,24
5,36
2,0
6,45
4,93
4,35
4,52
6
5,49
4,11
3,72
AÑOS
TPC
8,20
3,0
4,64
3,36
3,02
4
3,90
2,70
1,0
2,40
3,32
2,88
2,13
1,88
1,66
2020
2021
2022
0,0
2
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Reservas de referencia
2017
2018
2019
Factor R/P
Cálculos: UPME
De acuerdo con ECOPETROL, la producción de gas de la segunda fase de Cupiagua
prevista para enero de 2017 con 70 MPCD se destinará para reinyección, sin embargo
“estarán disponibles si el mercado los requiere”14. De esta manera, asumiendo que se
dispone para el mercado a partir del 2017, en primer lugar se requeriría una tercera fase
de ampliación del gasoducto Cusiana – Vasconia que permita transportar los 70 MPCD
adicionales de la segunda fase de Cupiagua. El nuevo balance del interior presentaría la
siguiente situación.
14
Presentación ECOPETROL - XII Asamblea y Congreso Anual de Naturgas, Abril de 2009.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
37
Gráfica 17. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en
2011 y Fase II en 2017
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase II
Gas por encontrar Interior
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Demanda Media
Cálculos: UPME

Cupiagua en 2013
Para la Costa Atlántica se mantiene la máxima capacidad de producción, la cual se
reparte entre la demanda de la costa, los envíos de gas al interior y exportaciones. A partir
del segundo semestre del 2013 se hace necesaria la incorporación de la producción
asociada a la primera fase de Cupiagua. A partir del 2015 la baja producción de los
campos de La Guajira permite atender la demanda de la costa y los requerimientos del
interior.
La producción de los campos de La Guajira podrá seguir la demanda hasta finales del
2018, Finalmente, el déficit en la Costa se iniciaría hacia el año 2019. Si se considera el
escenario medio de demanda, el déficit de la costa se iniciaría hacia mediados del mismo
año.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
38
Gráfica 18. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2013
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.68 TPC
100
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
Cálculos: UPME
La situación al interior del país se hace crítica más rápidamente, considerando que los
envíos de gas de la costa tendrían que disminuirse a partir del 2015. La producción de
gas de Cupiagua fase I se requerirá hacia finales del 2013 una vez la refinería de
Barrancabermeja se encuentre en su fase de máxima producción. Para la misma fecha se
requiere tener finalizadas las obras de la segunda fase del proyecto de ampliación del
gasoducto desde Cusiana. De esta manera el déficit en el interior se presentaría a partir
del 2016.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
39
Gráfica 19. Balance Interior ante la incorporación de la oferta de Cupiagua en 2013
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
0.75 TPC
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
Suministro Cupiagua Fase I
Gas por encontrar Interior
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Demanda Media
Cálculos: UPME
En este caso el gasoducto Ballena – Barrancabermeja presenta un bajo nivel de
ocupación durante los años 2011 y 2012, incrementándose durante el 2014 y 2015. Hacia
el 2019 se desocupa por no recibir más gas de la costa debido a la declinación de esos
campos. Por otro lado, la incorporación de los 0.75 TPC de reservas de Cupiagua
modifican el comportamiento del factor R/P, haciendo que éste llegue a 7 durante el año
2015.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
40
Gráfica 20. Comportamiento de las reservas de gas natural y factor R/P ante la incorporación
de Cupiagua en el 2013
5,0
10
9,03
4,5
9
8,60
8,58
8,11
4,0
8
7,50
3,5
7
6,19
3,0
6
TPC
2,5
5
4,48
4,34
2,0
3,94
4
3,70
3,53
3,60
3,29
1,5
AÑOS
5,26
2,90
3
2,84
2,54
2,20
1,0
1,88
2,19
1,57
0,5
2
1,66
1,31
1,27
1,05
0,83
0,0
1
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Reservas de referencia
2018
2019
2020
2021
2022
Factor R/P
Cálculos: UPME
La incorporación de la segunda fase de Cupiagua a partir del 2017 reduce pero no
soluciona la situación de déficit en el interior.
Gráfica 21. Balance Costa Atlántica ante la incorporación de la oferta de Cupiagua fase I en
2013 y Fase II en 2017
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
Suministro Cupiagua Fase I
Gas por encontrar Interior
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Demanda Media
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
41

Cupiagua y el fenómeno de El Niño
Los resultados del balance regional considerando la oferta de Cupiagua Fase I y la
ocurrencia del fenómeno de El Niño, no presentan modificaciones a la situación de
abastecimiento en la Costa, donde se requerirá de oferta adicional con cualquier
fenómeno de El Niño que se presente a partir del año 2015.
Gráfica 22. Balance Costa Atlántica ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño y
Cupiagua Fase I
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
2.68 TPC
Suministro Costa
Al interior B-B
Capacida d Prod. Costa
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
Gas por encontrar Costa
D. Media + B-B + Exp
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Demanda Adicional Niño
D. Alta + B-B + Exp
Cálculos: UPME
Para el interior se observa la conveniencia de disponer del gas de Cupiagua desde el
2011 para superar posibles Niños durante los años 2011, 2012 ó 2013. De lo contrario su
incorporación no sería necesaria hasta finalizar el 2013. (Ver gráfica 19). Cualquier
fenómeno de El Niño que ocurra a partir del 2014 implicará la incorporación de oferta
adicional a la estimada ante el escenario Sin Niño.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
42
Gráfica 23. Balance Interior ante fenómenos del Niño y Cupiagua fase I
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño
Demanda Media
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
De estos escenarios se concluye que la incorporación de la oferta de Cupiagua se
considera necesaria solo hasta el 2013, siempre y cuando no se presente un fenómeno
de El Niño entre el 2011 y ese año; de lo contrario se genera una mayor disponibilidad de
gas para exportar.
En condiciones normales, la incorporación de Cupiagua fase I desplaza el déficit en el
interior para el 2016; sin embargo, éste aparece ante la ocurrencia de un fenómeno de El
Niño en el 2014 ó 2015. Finalmente la incorporación de la segunda fase de Cupiagua
aporta pero no soluciona la situación de déficit en el interior, así mismo se requeriría de la
ampliación del tramo Cusiana – Vasconia en 70 MPCD adicionales.
A continuación se presenta el resumen del déficit estimado considerando a Cupiagua
Fase I en 2011 o en 2013, así como Cupiagua en 2017, con y sin eventos cálidos:
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
43
Tabla 12. Déficit pico estimado por año considerando la incorporación de gas de
Cupiagua Fases I y II (MPCD)
Año
Cupiuagua Fase I en
2011
Cupiuagua Fase I en
2013
Cupiuagua Fase II en
2017
Sin Niño
Sin Niño
Sin Niño*
Con Niño
Con Niño
Con Niño*
2011
0,0
0,0
0,0
45,2
2012
0,0
0,0
0,0
83,7
2013
0,0
94,5
0,0
234,5
2014
0,0
238,0
0,0
238,0
2015
0,0
270,1
0,0
270,1
2016
137,9
295,6
137,9
295,6
2017
258,5
320,4
258,5
320,4
188,5
250,4
2018
305,3
345,3
305,3
345,3
235,3
275,3
2019
316,0
372,7
316,0
372,7
246,0
302,7
2020
365,5
420,8
365,5
420,8
295,5
350,8
*Valores del 2011 al 2016 corresponden a cualquiera de los escenarios con Cupiagua en 2011 ó
2013.
Fuente: UPME
3.2. ADICIÓN DE RESERVAS A PARTIR DE NUEVOS DESCUBRIMIENTOS
El potencial hidrocarburífero del país presenta una gran diversidad de cifras y escenarios
resultado de las diferentes metodologías empleadas en los estudios realizados desde la
década de los 80’s hasta el 2009, así como de las áreas objeto de análisis. Así lo
presenta la ANH en la promoción del Open Round 2010, en la que concluye que bajo un
escenario conservador, los recursos por descubrir podrían estar entre los 34.000 y los
82.000 Millones de Barriles Equivalentes de Petróleo (MBOE).
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
44
Gráfica 24. Resultado de los estudios realizados sobre el potencial hidrocarburífero
de Colombia
Fuente: ANH
Esta prospectiva se encontraría distribuida en las 22 cuencas sedimentarias de Colombia,
sobre las cuales la ANH realiza un significativo trabajo de asignación de áreas para la
exploración y explotación de hidrocarburos mediante la celebración de contratos de
exploración y producción (E&P) y contratos de evaluación técnica (TEA).
Con el Open Round 2010 desarrollado en junio de 2010, la ANH buscaba asignar 229
bloques de las áreas Tipo 1, 2 y 315, y suscribir los contratos E&P y/o contratos TEA
especial, en alrededor de 47 millones de hectáreas distribuidas en las diferentes cuencas.
Como resultado del proceso de validación de las ofertas presentadas y la verificación del
cumplimiento de los requisitos de evaluación de la Ronda Colombia 2010, finalmente
fueron asignados 76 bloques, así:
15
Tipo 1: E&P Minironda
Tipo 2: E&P cuencas con nueva prospectividad
Tipo 3: TEA especial
www.anh.gov.co
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
45
Tabla 13. Resultados Open Round 2010
ÁREA (Ha) Aprox
6.055.158
TIPO CONTRATO
E&P - Minironda
E&P - Cuencas con
nueva prospectividad
TEA Especial
Total
TOTAL
BLOQUES
139
80
59
ÁREA ASIGNADA
(Ha)*
2.570.000
DESIERTOS ASIGNADOS
8.459.046
34
27
7
1.742.000
33.253.683
47.767.887
56
229
46
153
10
76
5.938.000
10.250.000
Fuente: ANH
* Estimación UPME
De esta manera, la actividad exploratoria en el país por efecto de la Ronda Colombia
2010 se incrementa en alrededor del 27%:
Tabla 14. Actividad Exploratoria de Hidrocarburos en Colombia
Actividad
+ Open Round
2010_ÁREA (Ha) Aprox
21.436.064
26.451.064
2.073.781
2.073.781
17.207.085
23.145.085
Área (Ha)
Exploración (E&P)
Producción
Evaluación Técnica (TEA)
Fuente: ANH – Cálculos UPME
Sobre las diferentes cuencas se realizó un ejercicio de identificación de la actividad
exploratoria con el objeto de evaluar la posible adición de reservas a partir de las
estimaciones del potencial de recursos de gas identificado en estudios realizados para la
ANH, como el IHS (2008), para los escenarios bajo y medio, y la consolidación de varios
estudios16 para el escenario alto.
Según los resultados de estos estudios, la estimación del potencial de recursos de gas
natural estaría por el orden de 7.194 GPC, 10.466 GPC y 546.364 GPC, para los
escenarios bajo, medio y alto, respectivamente. La distribución de las reservas estimadas
por cuenca se detalla a continuación.
16
Ziff (2007), UIS (2007), EAFIT (2007), Halliburton (2007), IHS (2008), Halliburton (2008).
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
46
Gráfica 25. Distribución de la Estimación del Potencial de Gas por Cuenca
100%
COLOMBIA
TUMACO OFFSHORE
90%
LOS CAYOS
CHOCO OFFSHORE
80%
CHOCO
TUMACO
70%
URABA
60%
CORDILLERA ORIENTAL
GUAJIRA - GUAJIRA OFF SHORE
50%
CESAR - RANCERÍA
CAUCA - PATÍA
40%
SINU - SAN JACINTO
30%
VAUPÉZ AMAZONAS
CAGUAN PUTUMAYO
20%
VSM
VMM
10%
VIM
CATATUMBO
0%
Bajo
Medio
LLANOS
Alto
Fuente: Estudios realizados para la ANH
Una vez consolidada la información de áreas asignadas por cuenca en contratos E&P y
TEA, incluyendo los resultados de la Ronda Colombia 2010, es posible estimar el
porcentaje de área por cuenca sobre la cual se ejecuta o ejecutará alguna actividad
exploratoria, así como las áreas en las que no se desarrolla ningún tipo de actividad, tal
como se muestra a continuación
Gráfica 26. Esquema de partición de cada cuenca para identificar la intensidad de la
actividad exploratoria
% TEA
% E&P
% SIN
ACTIVIDAD
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
Cuenca i
47
Los resultados muestran que en todas las cuencas se desarrolla o desarrollará algún tipo
de actividad exploratoria, pero en algunas cuencas con mayor intensidad que en otras.
Tabla 15. Actividad Exploratoria por Tipo de Contrato y % de Área de la Cuenca
Actividad
TEA
E&P
Sin Actividad
% del área de la Cuenca
20% - 50% 51% - 80%
6
0
3
5
5
4
< 20%
16
13
6
> 80%
0
1
7
Fuente: ANH
Esta tabla muestra el número de cuencas sobre las cuales se desarrolla algún tipo de
actividad exploratoria, clasificando además el por porcentaje del área de la cuenca sobre
la cual se desarrolla dicha actividad.
Gráfica 27. Actividad Exploratoria por Tipo de Contrato y % de Área de la Cuenca
18
16
16
14
13
12
10
8
6
7
6
5
6
5
3
4
2
4
0
0
1
0
< 20%
20% - 50%
TEA
E&P
51% - 80%
> 80%
Sin Actividad
Cálculos: UPME
La tabla 15, o la representación de la gráfica 27, podría leerse así:










En 16 cuencas se ejecutan contratos TEA, en menos del 20% de su área.
En 6 cuencas se ejecutan contratos TEA, entre el 20% y el 50% de su área.
En 13 cuencas se ejecutan contratos E&P, en menos del 20% de su área.
En 3 cuencas se ejecutan contratos E&P, entre el 20% y el 50% de su área.
En 5 cuencas se ejecutan contratos E&P, entre el 51% y el 80% de su área.
En 1 cuenca se ejecutan contratos E&P, en más del 80% de su área.
6 cuencas se encuentran sin actividad en menos del 20% de su área.
5 cuencas se encuentran sin actividad entre el 20% y el 50% de su área.
4 cuencas se encuentran sin actividad entre el 51% y el 80% de su área.
7 cuencas se encuentran sin actividad en más del 80% de su área.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
48
El volumen de reservas estimadas que se podrían adicionar corresponde al de aquellas
cuencas sobre las cuales existiría una mayor probabilidad de encontrarlas más
rápidamente, debido a su mayor actividad exploratoria. Para este ejercicio se consideran
las reservas estimadas de las cuencas sobre las cuales se ejecutan contratos E&P en
más del 50% de su área, que corresponden a las siguientes 6 cuencas:






Catatumbo
Valle Inferior del Magdalena
Valle Medio del Magdalena
Valle Superior del Magdalena
Guajira – Guajira Off Shore
Sinu Off Shore
El potencial de gas estimado para estas 6 cuencas se presenta a continuación:
Tabla 16. Potencial de Gas Estimado por Cuenca
CUENCA
Bajo - GPC1
Medio - GPC1
Alto - GPC2
CATATUMBO
VIM
VMM
VSM
GUAJIRA
GUAJIRA OFF SHORE SINU OFF SHORE
TOTAL
262
1.636
650
502
171
262
2.360
650
502
570
2.229
8.390
8.664
1.277
15960
1.288
2.280
369.998
4.509
6.624
406.518
Fuente: ANH
1: IHS (2008)
2: Ziff (2007), UIS (2007), EAFIT (2007), Halliburton (2007), IHS (2008), Halliburton (2008)
Estos resultados sugieren que en el escenario bajo se podrían incorporarían reservas
similares a las probadas al 31 de diciembre del 2009, siempre y cuando se realizaran
hallazgos de gas en estas 6 cuencas al mismo tiempo.
Ahora bien, considerando la baja probabilidad de que esto suceda al mismo tiempo, ante
un escenario en el que se descubra gas hacia el 2012 en por lo menos una de las
cuencas, sus reservas podrían considerarse para efectos de oferta solo hacia el año
2018, lo anterior partiendo del criterio según el cual el periodo para la comercialización del
gas proveniente de nuevos hallazgos será mínimo de seis años a partir de la fecha de su
descubrimiento.
En conclusión, si bien la estimación del potencial de gas en Colombia presenta cifras
alentadoras, sus resultados no serán visibles en el corto y mediano plazo, periodo en el
que se deberán tomar las medidas adecuadas para asegurar el abastecimiento interno de
gas natural.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
49
No se descarta que durante la presente década se descubra y se ponga en producción
algún nuevo yacimiento de gas natural en Colombia, sin embargo es poco probable que
algún nuevo descubrimiento de proporciones importantes, entre en producción antes del
2020.
Por otro lado, para un escenario de garantía de abastecimiento, no sería correcto incluir
hallazgos hipotéticos con poca o ninguna base que apoye su inclusión. Este tipo de
supuestos caben para análisis de mercado, pero no así para seguridad de abastecimiento
donde no hay lugar para errores.
3.3. INCORPORACIÓN DE GAS NO CONVENCIONAL
A nivel de yacimientos no convencionales, Arthur D’ Little (2008) ha estimado importantes
volúmenes de gas que podrían aportar al abastecimiento nacional, lo que requerirá tanto
de las normas como de la tecnología adecuada para su desarrollo. La ubicación de estos
recursos y sus volúmenes asociados, se han identificado preliminarmente así:
Gráfica 28. Perspectivas de gas no convencional en Colombia – Ubicación
Metano asociado al carbón
Shale Gas
Tight Gas
Hidratos de Metano
Fuente: Arthur D. Little Inc. (2008)
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
50
Tabla 17. Potenciales de Gas no convencional
PRODUCTO
Gas asociado al Carbón (CBM)
Shale Gas
Tight Gas
Hidratos de Gas
VOLÚMEN
(TPC)
7,5
32
1,2
400
Fuente: Arthur D. Little Inc. (2008)
A continuación se presenta la definición de los diferentes recursos no convencionales que
podrían ser encontrados en el país17:

Gas Metano asociado al Carbón: Es conocido como GMC (Gas Metano de Carbón),
entendiéndose que es el gas proveniente de los microporos de las vetas de carbón y
no es producto de gasificación.
El GMC es metano (CH4) generado en forma natural, junto a pequeñas cantidades de
otros hidrocarburos y otros gases distintos a los hidrocarburos, contenidos en los
mantos de carbón como resultado de un proceso físico y químico. Es producido
desde los mantos de poca profundidad y junto con grandes volúmenes de agua.
El GMC se produce mediante pozos que permiten que el gas y el agua fluyan a la
superficie. El carbón tiene porosidad, pero una permeabilidad muy baja, para poder
producir los fluidos de las vetas de carbón hacia el interior de los pozos el carbón
debe poseer un sistema de permeabilidad secundaria como las fracturas que le
permiten al agua, al gas natural, y a otros fluidos, migrar desde la matriz porosa hacia
los pozos productores.
La rata de producción de GMC es producto de varios factores que varían de una
cuenca a otra, desarrollo de permeabilidad por fracturas, migración del gas,
maduración del carbón, distribución del carbón, estructura geológica, tipo de
terminación de los pozos, manejo de la producción de agua.

Shale Gas (Arcillas con gas): es un tipo de gas que se encuentra alojado en la roca
madre que generó los hidrocarburos que entrampa al reservorio con volúmenes
interesantes para su explotación. El Shale Gas es el gas natural producido a partir de
la pizarra, la cual tiene baja permeabilidad, por lo que la producción de gas en
cantidades comerciales requiere aumentar la permeabilidad de la roca con
procedimientos de fracturamiento, el auge del Shale Gas en los últimos años se debe
al desarrollo de la tecnología en fracturamiento hidráulico.

Tight Gas (arenas compactas): Tight gas es el término comúnmente usado para
referirse a yacimientos de baja permeabilidad que producen en mayor porcentaje gas
natural seco. La mejor definición de yacimientos Tight gas es la de un yacimiento que
17
Información tomada del U.S. Energy Information Administration www.eia.doe.gov
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
51
no es capaz de producir a tasas económicamente rentables y en el que solo se
pueden recuperar cantidades favorables de gas, si el pozo es estimulado con
técnicas de fracturamiento o es producido por pozos horizontales o multilaterales. De
allí podemos afirmar que no hay yacimientos típicos de Tight gas, estos pueden ser
tanto profundos como someros, con alta o baja presión y temperatura, homogéneos o
naturalmente fracturados.
Gráfica 29. Esquema geológico de Reservorios de Gas Natural
Fuente: EIA

Hidratos de Metano: Los hidratos de gas son un tipo de sustancias químicas
cristalinas que se originan de forma natural a partir del agua y de gases de poco peso
molecular. Tienen una estructura de jaula, que es agua en forma de hielo y metano u
otros gases como inclusión en la estructura. Son sustancias sólidas similares al hielo,
sin embargo, se pueden formar a temperaturas sobre el punto de congelación del
agua. Generalmente todos los gases (exceptuando el hidrógeno, helio y neón) forman
hidratos, sin embargo, los más conocidos y abundantes en la naturaleza son los
hidratos de metano.
Los hidratos de metano se pueden formar en los sedimentos de los fondos marinos y
en tierra en las zonas de “permafrost” de las regiones Árticas del hemisferio norte. La
formación de hidratos de metano en los sedimentos de los fondos marinos está
controlada por la temperatura, presión, composición de la mezcla de metano y de
otros gases y la impureza iónica de los contenidos en los poros de las rocas
sedimentarias del fondo marino. Aparentemente, la mayoría de los hidratos marinos
están restringidos a los bordes de los continentes, donde el fondo es lo
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
52
suficientemente profundo y donde las aguas ricas en nutrientes descargan materiales
orgánicos parcialmente en descomposición, de tal forma que las bacterias lo
convierten en metano.
Los depósitos conocidos están en entornos bastante hostiles desde el punto de vista
de la posible extracción. Pero, además del problema general de accesibilidad a los
yacimientos, existen otras cuestiones que hasta ahora han impedido el uso de este
recurso. Al contrario de lo que sería deseable, los hidratos de gas se encuentran
generalmente dispersos en grandes volúmenes de material sólido. Además dado que
el gas natural está atrapado en el material helado, se necesita energía para liberarlo y
traerlo a la superficie, por lo que de momento, su extracción resulta inviable
económicamente.
Gráfica 30. Localización de Reservorios de hidratos de metano
Fuente: http://gsc.nrcan.gc.ca/gashydrates/canada/index_e.php
Respecto de este tipo de recursos y debido a la poca información disponible en relación a
su desarrollo, la UPME inició procesos de consulta para identificar la potencialidad de su
incorporación a la oferta nacional. Por lo anterior y considerando que aún no se cuenta
con respuesta a las solicitudes de información, en el presente documento no se hace
referencia a dicha alternativa.
No obstante, cabe mencionar que el Gobierno Nacional ha establecido el marco normativo
(Decreto 2730 de 2010), para que dicho gas pueda ser incorporado a la oferta nacional.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
53
3.4. IMPORTACIONES DESDE VENEZUELA
A pesar de haber un contrato firmado entre ECOPETROL y PDVSA donde esta última se
comprometió a enviar gas desde Venezuela a partir del año 2012, y no obstante en el año
2009 Repsol hizo un descubrimiento en el golfo de Venezuela de alrededor de 6 TCF, se
asume que desde Venezuela no habrá importaciones garantizadas. Para efectos de
seguridad de abastecimiento, por su alta incertidumbre, no son consideradas las
importaciones desde Venezuela, aunque no se descarta que eventualmente se
produzcan, en algún momento, durante la década.
3.5. IMPORTACIONES DE GAS NATURAL LICUADO - GNL
Ante la incertidumbre asociada a la incorporación de reservas internas de gas natural en
el corto y mediano plazo, es necesario considerar la incorporación de oferta extranjera así
como los mecanismos óptimos vistos desde lo económico y lo operativo que permita
maximizar el uso de la infraestructura actual.
En este sentido se plantea la importación de GNL por las costas Atlántica y/o Pacífica.
Esta opción permite enfrentar en forma efectiva situaciones de desabastecimiento ya que
es perfectamente controlable, pues se puede planificar su puesta en funcionamiento, así
como escoger su ubicación.
El análisis que se presenta a continuación describe la situación de abastecimiento de gas
natural ante diferentes combinaciones de ubicación de la infraestructura de regasificación,
la ocurrencia del fenómeno de El Niño, y la eventual incorporación de gas de Cupiagua.
Gráfica 31. Escenarios de abastecimiento considerados a partir de GNL
COSTA ATLÁNTICA
SIN CUPIAGUA
SIN NIÑO
CON CUPIAGUA
CON NIÑO
COSTA PACÍFICA
COSTAS ATLÁNTICA Y
PACÍFICA
3.5.1. ALTERNATIVA 1. POR LA COSTA ATLÁNTICA
Tal como se ha mencionado, se visualiza que el desabastecimiento se iniciará
progresivamente primero en el interior hacia el año 2013 y luego en la Costa Atlántica a
mediados del 2019. La Alternativa 1, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes a
partir de importaciones de GNL por la Costa Atlántica.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
54

Sin Cupiagua Fase I:
Sin la incorporación de Cupiagua, el déficit en el interior comenzará hacia finales del
2013. La capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja estará copada para ese
momento, por lo que la capacidad excedentaria de producción podría ser exportada. Sin
embargo, considerando la situación de mediano y largo plazo, se plantea la posibilidad de
ampliar gradualmente la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja Iniciando en
el 2013 con 70 MPCD adicionales, hasta llegar a una capacidad total de 470 MPCD a
partir del año 2018.
Con el gasoducto Ballena – Barrancabermeja ampliado a 330 MPCD para el segundo
semestre del 2013, la capacidad de producción excedentaria en la costa podría enviarse
al interior y así superar el déficit del año 2013 en el interior.
Para el 2014 se plantea la importación de GNL con una capacidad de regasificación que
para el caso en cuestión y considerando el periodo sobre el cual se proponen las
alternativas (10 años), corresponderá al déficit identificado en el 2020 (625 MPCD).
El inicio de operación de la infraestructura que permita importar GNL a partir del 2014,
limita las opciones hacia sistemas tipo Floating Storage and Regasification Unit – FSRU, o
sistemas de regasificación Offshore, cuya adecuación se toma entre 18 y 24 meses. Sin
embargo se tendría un muy ajustado cronograma para disponer de dicha infraestructura.
Gráfica 32. Balance Costa Atlántica – Alternativa 1
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.68 TPC
100
Suministro Costa
Al interior B-B
Producción Disponible
ago/30
jun/29
ene/30
abr/28
nov/28
sep/27
jul/26
feb/27
dic/25
oct/24
may/25
ago/23
mar/24
jun/22
ene/23
abr/21
Importaciones Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
nov/21
sep/20
jul/19
feb/20
dic/18
oct/17
may/18
ago/16
mar/17
jun/15
ene/16
abr/14
nov/14
sep/13
jul/12
feb/13
dic/11
oct/10
may/11
ago/09
mar/10
ene/09
0
Nuevo déficit Costa
D. Alta + B-B + Exp
Abastecimiento interior (Imp.)
Cálculos: UPME
De esta manera, la oferta proveniente de las importaciones de GNL durante el periodo
2014 – 2020, tendrán como destino el interior del país en volúmenes que coparán la
capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja (hasta 470 MPCD). A partir de
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
55
entonces y considerando el inicio del déficit en la Costa, las importaciones ayudarán a
cubrir la demanda tanto de la Costa como del interior.
Gráfica 33. Balance Interior – Alternativa 1
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Abastecimiento interior (Imp.)
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
ago/30
jun/29
ene/30
abr/28
Suministro campos Interior
nov/28
sep/27
jul/26
feb/27
dic/25
oct/24
may/25
ago/23
mar/24
jun/22
ene/23
abr/21
nov/21
sep/20
jul/19
feb/20
dic/18
oct/17
may/18
ago/16
mar/17
jun/15
ene/16
abr/14
nov/14
sep/13
jul/12
feb/13
dic/11
oct/10
may/11
ago/09
mar/10
ene/09
0
Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I
Con la oferta de gas de Cupiagua, el déficit de suministro en el interior iniciará en el 2016,
se plantea la importación de GNL a partir de esa fecha con una capacidad máxima de
regasificación correspondiente al déficit identificado en el 2020 (485 MPCD).
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
56
Gráfica 34. Balance Costa Atlántica – Alternativa 1 + Cupiagua Fase I
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.68 TPC
100
Suministro Costa
Al interior B-B
Producción Disponible
ago/30
jun/29
ene/30
abr/28
nov/28
sep/27
jul/26
feb/27
dic/25
oct/24
may/25
ago/23
mar/24
jun/22
ene/23
abr/21
Importaciones Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
nov/21
sep/20
jul/19
feb/20
dic/18
oct/17
may/18
ago/16
mar/17
jun/15
ene/16
abr/14
nov/14
sep/13
jul/12
feb/13
dic/11
oct/10
may/11
ago/09
mar/10
ene/09
0
Nuevo déficit Costa
D. Alta + B-B + Exp
Abastecimiento interior (Imp.)
Cálculos: UPME
De esta manera, la oferta proveniente de las importaciones de GNL durante el periodo
2016 – 2020, tendrá como destino el interior del país en volúmenes que superan la
capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, de tal forma que será necesario
ampliar su capacidad a 330 MPCD en el 2016. A partir de entonces y considerando el
inicio del déficit en la Costa, las importaciones ayudarán a cubrir la demanda tanto de la
Costa como del interior.
En el interior se considera la oferta de gas de la primera fase de Cupiagua (140 MPCD)
en el 2013, fecha a partir de la cual la demanda lo requerirá. Dicho gas más el
proveniente de la costa en cantidades de hasta 330 MPCD permitirán mantener el
abastecimiento hasta el año 2020.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
57
Gráfica 35. Balance Interior – Alternativa 1 + Cupiagua Fase I
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Abastecimiento interior (Imp.)
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
ago/30
jun/29
ene/30
abr/28
Suministro campos Interior
nov/28
sep/27
jul/26
feb/27
dic/25
oct/24
may/25
ago/23
mar/24
jun/22
ene/23
abr/21
nov/21
sep/20
jul/19
feb/20
dic/18
oct/17
may/18
ago/16
mar/17
jun/15
ene/16
abr/14
nov/14
sep/13
jul/12
feb/13
dic/11
oct/10
may/11
ago/09
mar/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
El resumen de las capacidades de regasificación y los requerimientos sobre el gasoducto
Ballena – Barrancabermeja ante los escenarios analizados, se presenta a continuación:
Tabla 18. Requerimientos de regasificación y transporte – Alternativa 1
2013
Capacidad de regasificación
GNL - Costa Atlántica (MPCD)
Gasoducto Ballena Barrancabermeja (MPCD)
330
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
250
250
300/160
400/260
470/330
530/390
625/485
330
400
440/300
440/300
470/330
470/330
470/330
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME
De no disponerse del gas de Cupiagua ni de la ampliación en el gasoducto Ballena –
Barrancabermeja en el año 2013, se genera una alerta en la atención de la demanda del
interior del país.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
58

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño
Ante fenómenos de El Niño, la alternativa de importaciones de gas por la Costa Atlántica
requeriría de la incorporación de infraestructura de regasificación a partir del 201318, o
incrementos en la misma que llegaría hasta los 950 MPCD19 para Niños entre el 2014 y el
2020.
Desde el punto de vista del transporte se requeriría disponer de una capacidad de 330
MPCD a partir del 2013 y hasta de 560 MPCD en el 2020. En todo caso estas
capacidades máximas disminuirán dependiendo del año en el que efectivamente se
presente El Niño. La siguiente gráfica representa el abastecimiento de gas natural en la
Costa Atlántica ante fenómenos del El Niño entre los años 2011 y 202020.
Gráfica 36. Balance Costa Atlántica – Alternativa 1 ante fenómenos de El Niño
900
Proyección UPME
800
700
600
560 MPCD
MPCD
500
400
300
200
100
Suministro Costa
D adicional N. con Importaciones
D. Alta + B-B + Exp
Abastecimiento Costa - Importaciones
Al interior B-B
Gas Costa - Int.
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Gas por encontrar Costa
D. Media + B-B + Exp
Cálculos: UPME
El análisis muestra la capacidad del sistema para solventar la ocurrencia del fenómeno de
El Niño entre los años 2011 y 2012, pero sugiere la necesidad de incorporar
infraestructura de regasificación ante la ocurrencia de un Niño en el año 2013 con la
respectiva ampliación de la capacidad de transporte del gasoducto Ballena –
Barrancabermeja hasta los 400 MPCD.
18
Si es que un Niño cuya magnitud sea catalogada entre mediano y fuerte ocurre durante este año
Capacidad de regasificación necesaria ante un fenómeno de El Niño en el 2020
20
Se debe tener presente que de acuerdo con el análisis estadístico de la ocurrencia del fenómeno de El
Niño, durante la década 2011-2020 tan solo se presentaría uno de los diez eventos que se presentan en las
gráficas 36 y 37.
19
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
59
Considerando el tiempo de desarrollo de este tipo de proyectos de infraestructura, es
poco probable que ésta esté lista para atender los requerimientos de la demanda ante la
ocurrencia de un fenómeno de El Niño en el 2013.
Gráfica 37. Balance Interior – Alternativa 1 ante fenómenos de El Niño
1200
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura ante
un Niño en el 2013
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Abastecimiento Interior - Importaciones
Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño
Demanda Media
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Ahora bien, de disponerse de la primera fase de Cupiagua, se desplazan los
requerimientos de infraestructura y se disminuyen las necesidades de regasificación a un
máximo de 810 MPCD, y de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja a un
máximo de 420 MPCD (para la atención de un Niño durante el 2020), alejando la
posibilidad de desatención de la demanda en el corto plazo.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
60
Gráfica 38. Balance Interior – Alternativa 1 + Cupiagua Fase I ante fenómenos de El Niño
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Abastecimiento Interior - Importaciones
Gas por encontrar Interior
Demanda Adicional Niño
Demanda Media
Demanda Alta
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Los requerimientos de regasificación y capacidad de transporte, así como un análisis
DOFA de la Alternativa 1 se presentan a continuación:
Tabla 19. Requerimientos de regasificación y transporte ante fenómenos de El Niño –
Alternativa 1
2013
Capacidad de regasificación
GNL - Costa Atlántica (MPCD)
250
Gasoducto Ballena Barrancabermeja (MPCD)
400
2014
2015
2016
400/260 500/360 590/450
400
440/300 470/331
2017
2018
2019
2020
680/540
765/625
845/705
950/810
470/331
490/350
510/370
560/420
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
61
Tabla 20. Análisis DOFA – Alternativa 1
Fortalezas
Amenazas
Al concentrarse por el Caribe, fortalece ese
mercado, y le da alta confiabilidad.
Al concentrarse en el Caribe, tiene el riesgo de
que haya un descubrimiento que haga la
inversión innecesaria.
Permite a los transportadores continuar
operando en condiciones similares a las
actuales.
Que haya problemas en los puertos para
instalar las facilidades de importación.
En caso de que se presente un Niño, hay más
riesgo de desabastecimiento en el interior.
Debilidades
Oportunidades
Al entrar por el Caribe, el gas importado ha de
competir con el gas de Guajira por el uso del
gasoducto Ballena -Barrancabermeja.
Eventualmente puede permitir en un futuro que
la osta Caribe colombiana, se convierta en un
HUB de exportaciones e importaciones.
Puede llegar muy caro el gas importado a Cali,
pues se le ha de sumar al precio de importación
el costo del transporte.
Requiere inversiones adicionales en el sistema
de transporte.
3.5.2. ALTERNATIVA 2. POR LA COSTA PACÍFICA

Sin Cupiagua Fase I:
Partiendo del mismo escenario de abastecimiento, el déficit se iniciará progresivamente
primero en el interior en el segundo semestre del año 2013 y luego en la Costa Atlántica
en el 2019. La Alternativa 2, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes con
importaciones de GNL hacia el interior (Cali) a partir de la Costa Pacífica. En primer
término se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad de Cali con la Costa
Pacífica (Gasoducto del Pacífico), el cual debería estar listo en el 2013, por lo que su
construcción debería haber iniciado en el 2010.
Los tiempos necesarios para adecuar el sistema a esta alternativa hace inviable su
ejecución, de esta manera se presentaría un déficit en el interior desde finales del 2013 y
hasta que se dispusiera de la infraestructura de importación y transporte por el Pacífico.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
62
Gráfica 39. Balance Costa Atlántica – Alternativa 2
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.68 TPC
100
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
Abastecimiento Int-Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
Suministro Costa
Al interior B-B
Producción Disponible
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Nuevo déficit Costa
D. Alta + B-B + Exp
Cálculos: UPME
Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte desde el puerto
en el Pacífico hasta el punto de conexión con el SNT, los volúmenes regasificado se
incrementarán gradualmente hasta llegar a los 625 MPCD (año 2020), por lo que será
necesario ampliar la capacidad y adecuar los tramos Cali – Mariquita – Vasconia21.
Así mismo, a partir del año 2019 la Costa Atlántica recibiría gas del interior en cantidades
de hasta 150 MPCD, lo que requiere de la inversión del flujo del gasoducto Ballena –
Barrancabermeja, y así mantener el abastecimiento hasta el año 2020.
21
Cantidades y costos de referencia serán detallados en el documento definitivo.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
63
Gráfica 40. Balance Interior – Alternativa 2
1200
Proyección UPME
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura en
el 2013
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
sep/29
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Abastecimiento interior
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
Abastecimiento Int-Costa
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I:
Al considerar la entrada de la primera fase de Cupiagua en el 2013, el desabastecimiento
iniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2016 y luego en la Costa
Atlántica en el 2019.
De esta manera se propone la adecuación de infraestructura de regasificación en la costa
Pacífica. En primer lugar se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad de
Cali con la Costa Pacífica, para tenerlo listo en el 2016 se requerirá iniciar su construcción
en el 2013. Su capacidad corresponderá con la de la infraestructura de regasificación, que
calculada sobre el déficit estimado para el año 2020, será de 485 MPCD.
Se plantea la adecuación de infraestructura de importación de GNL para que entre en
operación en el 2016, eso quiere decir que desde 2014 se han de iniciar los trabajos para
contar con esta disponibilidad.
El gas disponible en la Costa Atlántica podrá atender los requerimientos de esta región y
a su vez realizar envíos de gas al interior hasta el 2019. A partir de entonces se invierte el
flujo del gas por el gasoducto Ballena – Barrancabermeja para poder abastecer a la Costa
con gas proveniente del interior (150 MPCD aprox.).
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
64
Gráfica 41. Balance Costa Atlántica – Alternativa 2 + Cupiagua fase I
900
Proyección UPME
800
700
600
MPCD
500
400
300
200
2.68 TPC
100
Suministro Costa
Al interior B-B
Producción Disponible
Abastecimiento Int-Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Nuevo déficit Costa
D. Alta + B-B + Exp
Cálculos: UPME
En el interior se considera la oferta de gas de la primera fase de Cupiagua (140 MPCD) a
partir del 2013. De esta manera, el déficit en el interior se aplazará hasta el año 2016,
momento en el cual se inicia la operación de la infraestructura de regasificación en la
Costa Pacífica.
Gráfica 42. Balance Interior – Alternativa 2 + Cupiagua fase I
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
Abastecimiento interior
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
Abastecimiento Int-Costa
may/30
sep/29
ene/29
may/28
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
65
El transporte del gas natural desde Cali hacia el interior del país requerirá de
adecuaciones y ampliaciones en los tramos de los gasoductos Cali – Mariquita –
Vasconia – Sebastopol – Barrancabermeja22. El gas del interior más el proveniente de las
importaciones de GNL permitirán mantener el abastecimiento hasta el año 2020.
Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:
Tabla 21. Requerimientos de regasificación y transporte – Alternativa 1
Importaciones de GNL Costa
Pacífica (MPCD)
Gasoducto del Pacífico (MPCD)
Gasoducto Cali - Mariquita Vasconia (MPCD)
Gasoducto Vasconia Sebastopol (MPCD)
Gasoducto Sebastopol Barrancabermeja (MPCD)
2013
2014
2015
2016
200
200
200
280/140 400/260 470/330 530/390 625/485
200
200
200
280/140 400/260 470/330 530/390 625/485
220
2017
2018
2019
2020
340/200 400/260 460/320 540/400
340/340 400/400 460/460 460/460
260/260 320/320 320/320
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño
La ocurrencia de un fenómeno de El Niño implicaría disponer de infraestructura de
regasificación en el interior a partir del 2013 (si es que el fenómeno del Niño se presenta
durante este año), mayores y más tempranos envíos de gas del interior a la Costa23 y por
lo tanto de la ampliación del gasoducto Barrancabermeja – Ballena hasta de 500 MPCD.
Así mismo la capacidad de regasificación en la Costa Pacífica se incrementaría hasta los
950 MPCD24.
La configuración actual del sistema podría satisfacer los requerimientos de gas ante la
ocurrencia de fenómenos del Niño durante los años 2011 ó 2012, sin embargo ante un
Niño en el 2013 se requerirá disponer de infraestructura de regasificación en la Costa
Pacífica y la correspondiente conexión con el SNT.
22
Cantidades y costos de referencia serán detallados en el documento definitivo.
Dependiendo del momento de ocurrencia del fenómeno de El Niño, la inversión del flujo de gas por el
gasoducto Ballena – Barrancabermeja podía iniciarse en el 2015.
24
Valores máximos correspondientes a la atención de la demanda ante un Niño en el 2020.
23
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
66
Gráfica 43. Balance Costa Atlántica – Alternativa 2 ante fenómenos de El Niño
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
Suministro Costa
Abastecimiento Costa - Importaciones
Gas por encontrar Costa
Demanda Adicional Niño
D adicional N. con Importaciones
Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp
D. Alta + B-B + Exp
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Ya se mencionó la imposibilidad de disponer de infraestructura de regasificación y
transporte para el 2013, por lo que ante un Niño durante este año, seguramente se
presentaría un déficit. Adicionalmente se requeriría disponer de ampliaciones en el
sistema de transporte del interior (hasta 510 MPCD en el gasoducto Barrancabermeja –
Ballena).
Gráfica 44. Balance Interior – Alternativa 2 ante fenómenos de El Niño
1200
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura ante
Niño en el 2013
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Demanda Adicional Niño
Interior Costa
Suministro Cupiagua Fase I
Abastecimiento Interior - Importaciones
Demanda Media
may/30
sep/29
ene/29
may/28
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Gas por encontrar Interior
Demanda Alta
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
67
La incorporación de Cupiagua permite solventar los mayores requerimientos hasta el año
2013. De esta manera, la incorporación de infraestructura de regasificación se requerirá a
partir del 2014:
Gráfica 45. Balance Interior – Alternativa 2 + Cupiagua Fase I ante fenómenos de El Niño
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro Cupiagua Fase I
Abastecimiento Interior - Importaciones
Demanda Media
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Demanda Adicional Niño
Interior Costa
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Gas por encontrar Interior
Demanda Alta
Cálculos: UPME
Las necesidades de regasificación y adecuación del sistema de transporte y el análisis
DOFA para la alternativa 2, se presentan a continuación:
Tabla 22. Requerimientos de regasificación y transporte ante fenómenos de El Niño –
Alternativa 2
2013
Importaciones de GNL Costa
Pacífica (MPCD)
Gasoducto del Pacífico (MPCD)
Gasoducto Cali - Mariquita Vasconia (MPCD)
Gasoducto Vasconia Sebastopol (MPCD)
Gasoducto Sebastopol Barrancabermeja (MPCD)
Gasoducto Barrancabermeja Ballena (MPCD)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
250
400/260 500/360 590/450
680/540
765/625
845/705
950/810
250
400/260 500/360 590/450
680/540
765/625
845/705
950/810
210
350/210 450/310 530/390
620/480
695/555
765/625
870/730
280/280 350/350 450/450
500/500
600/600
705/705
800/800
250/250 310/310
400/400
460/460
560/560
670/670
300/300
400/400
510/510
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
68
Fortalezas
Tabla 23. Análisis DOFA – Alternativa 2
Amenazas
Da confiabilidad al SNT, pues al tener
suministro por el Pacífico, permite que el
sistema tenga un nuevo punto de acceso de
gas natural, y no compite con nuevos
descubrimientos en la Costa Atlántica, ni con
eventuales importaciones de Venezuela.
Al ser la importación por el Pacífico, se deja
más desprotegido el mercado de la Costa
Atlántica.
Al entrar el gas por el Pacífico, garantiza
abastecimiento de gas a las plantas del interior
en caso de Niño.
Que haya un gran descubrimiento en el interior
del país.
Debilidades
Oportunidades
Al ser la importación de gas por el Pacífico,
requiere la construcción, en primer lugar, de un
gasoducto entre la Costa Pacífica y Cali.
Permite desarrollar con más fuerza el mercado
del gas en el Pacífico y en el sur occidente.
Requiere de muchas inversiones adicionales en
el sistema de transporte.
Que haya problemas en los puertos para
instalar las facilidades de importación.
Al entrar por el Pacífico, permite llegar el gas
más barato al sur occidente del país.
Puede llegar muy caro el gas importado a la
Costa Atlántica, pues se ha de sumar el precio
de importación y el costo del transporte.
3.5.3. ALTERNATIVA 3. COSTAS ATLÁNTICA Y PACÍFICA

Sin Cupiagua Fase I:
El déficit en el interior comenzará hacia finales del 2013. La capacidad del gasoducto
Ballena – Barrancabermeja estará copada para ese momento, por lo que la capacidad
excedentaria de producción en la costa podría exportarse. Se plantea la ampliación de la
capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja en el 2013 hasta los 330 MPCD, de
esta manera la producción excedentaria de la Costa se consumirá en el interior.
Para el 2014 se requiere disponer de la infraestructura de regasificación en la Costa
Atlántica con una capacidad de hasta 435 MPCD, lo que implica iniciar dichas obras en el
2012. De esta manera se podrá superar el déficit de gas del interior hasta el 2015.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
69
Gráfica 46. Balance Costa Atlántica – Alternativa 3
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
GNL Costa Atlántica
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Suministro Costa
Al interior B-B
EXPORTACIONES
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Nuevo déficit Costa
D. Alta + B-B + Exp
GNL Costa-Int
Cálculos: UPME
A partir del 2016, el Déficit del interior supera los 330 MPCD, por lo que se plantea la
adecuación de facilidades de importación de GNL por la Costa Pacífica con una
capacidad de regasificación de 190 MPCD, de esta manera se reducen las adecuaciones
en el gasoducto Cali – Mariquita – Vasconia. A partir del 2017, el Gasoducto Ballena –
Barrancabermeja presentará niveles promedio de ocupación cercanos a los 300 MPCD.
Gráfica 47. Balance Interior – Alternativa 3
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
GNL Costa-Int
GNL Costa Pacífica
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
sep/29
ene/29
may/28
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
may/10
sep/09
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
70

Con Cupiagua Fase I:
Considerando la entrada de Cupiagua Fase I en el 2013, el inicio del déficit se traslada
para el 2016. Se plantea la adecuación de infraestructura de regasificación en la costa
atlántica a partir de este año, con una capacidad de hasta 295 MPCD. De esta manera, se
realizarán envíos de gas al interior hasta finalizar el 2017, momento en el que se copará la
capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja (260 MPCD). A partir
del 2018 se requerirá la incorporación de gas importado por la costa Pacífica.
Gráfica 48. Balance Costa Atlántica – Alternativa 3 + Cupiagua fase I
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
GNL Costa Atlántica
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
Suministro Costa
Al interior B-B
EXPORTACIONES
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Nuevo déficit Costa
D. Alta + B-B + Exp
GNL Costa-Int
Cálculos: UPME
Una vez copada la capacidad de transporte del gasoducto Ballena – Barrancabermeja
será necesario adecuar una segunda entrada de importaciones de GNL, por el Pacífico,
con una capacidad de regasificación de 190 MPCD, la cual requiere de la construcción del
gasoducto que lo conecte al SNT, así como las adecuaciones necesarias para invertir el
flujo del gas en el gasoducto Cali – Mariquita – Vasconia.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
71
Gráfica 49. Balance Interior – Alternativa 3 + Cupiagua fase I
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
sep/29
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
GNL Costa-Int
GNL Costa Pacífica
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Los requerimientos de regasificación y transporte se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 24. Requerimientos de regasificación y transporte – Alternativa 3
2013
Capacidad de regasificación
GNL - Costa Atlántica (MPCD)
Gasoducto Ballena Barrancabermeja (MPCD)
Importaciones de GNL Costa
Pacífica (MPCD)
Gasoducto del Pacífico (MPCD)
330
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
200
200
200/150
250/300
300/200
350/250
435/295
330
330
330
330
330
330
330
190
190
190
190
190/190 190/190 190/190
190/190 190/190 190/190
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño
Bajo esta alternativa, cualquier requerimiento adicional para atender la demanda ante un
Niño será planteado en la Costa Atlántica. De esta manera será necesario disponer de
una capacidad máxima de regasificación de hasta 760 MPCD, y de transporte por el
gasoducto Ballena – Barrancabermeja de hasta 370 MPCD.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
72
Gráfica 50. Balance Costa Atlántica – Alternativa 3 ante fenómenos de El Niño
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
Suministro Costa
Abastecimiento Costa - Importaciones
Gas por encontrar Costa
Demanda Adicional Niño
D adicional N. con Importaciones
Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp
D. Alta + B-B + Exp
Gas Costa - Int.
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
La configuración actual del sistema permitiría atender la demanda causada por la
ocurrencia de un fenómeno de El Niño entre el 2011 y el 2012. Sin embargo,
considerando los tiempos necesarios para adecuar instalaciones de regasificación, se
estima que éstas no estarán listas para afrontar un Niño si éste ocurriera durante el 2013.
Gráfica 51. Balance Interior – Alternativa 3 ante fenómenos de El Niño
1200
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura ante
Niño en el 2013
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase II
Abastecimiento Interior - Importaciones
Gas por encontrar Interior
may/30
sep/29
ene/29
may/28
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
may/10
sep/09
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Importaciones Pacífico
Demanda Media
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
73
A partir del 2014 se dispondría de la regasificación en la Costa Atlántica por lo que se
enviaría gas al interior en volúmenes de hasta 370 MPCD. Para no realizar ampliaciones
adicionales sobre este gasoducto, cualquier ocurrencia del fenómeno de El niño entre los
años el 2015 y 2020, requerirá del gas regasificado que se inyectaría por el Pacífico
(gráfica 51), lo que requeriría de adecuaciones (mas no ampliaciones), para invertir el flujo
del gas en los tramos Cali – Mariquita – Vasconia.
En caso de disponerse del gas de Cupiagua y ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño,
el sistema podría solventar la demanda incremental durante Niños en los años 2011, 2012
ó 2013. Las importaciones de gas en la Costa Atlántica serían necesarias para atender la
demanda ante fenómenos de El Niño a partir del 2014 y llegarían a un máximo de 620
MPCD.
Así mismo, para evitar las intervenciones sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja
se requeriría de las importaciones de gas por la Costa Pacífica ante Niños a partir del
2015, con una capacidad de regasificación de 190 MPCD.
Gráfica 52. Balance Interior – Alternativa 3 ante fenómenos de El Niño + Cupiagua fase I
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Abastecimiento Interior - Importaciones
Demanda Media
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Importaciones Pacífico
Demanda Alta
Cálculos: UPME
A continuación se presenta el resumen de las necesidades de regasificación y transporte
ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño:
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
74
Tabla 25. Requerimientos de regasificación y transporte ante fenómenos de El Niño –
Alternativa 3
2013
Capacidad de regasificación
GNL - Costa Atlántica (MPCD)
Gasoducto Ballena Barrancabermeja (MPCD)
Importaciones de GNL Costa
Pacífica (MPCD)
Gasoducto del Pacífico (MPCD)
260
330
2014
2015
2016
380/240 310/170 400/260
370
330
330
2017
2018
2019
2020
490/350
570/430
665/525
760/620
330
330
330
370
190/190 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190
190/190 190/190 190/190 190/190 190/190 190/190
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME
Tabla 26. Análisis DOFA – Alternativa 3
Fortalezas
Amenazas
Alternativa con alta confiabilidad pues tiene
suministro por el Caribe y por el Pacífico.
Al tener la primera infraestructura de
regasificación por el Caribe, tiene el riesgo de
que haya un descubrimiento que haga la
inversión innecesaria.
Al comenzar por el Caribe, fortalece ese
mercado, y le da alta confiabilidad.
Requiere de pocas inversiones adicionales en
el sistema de transporte.
Que haya problemas en los puertos para
instalar las facilidades de importación.
En caso de que se presente un Niño antes del
año
2019,
hay
más
riesgo
de
desabastecimiento en el interior.
Debilidades
Oportunidades
Al comenzar por el Caribe, el gas importado ha
de competir con el gas de Guajira por el uso del
gasoducto Ballena - Barrancabermeja.
Permite crear una red de suministro de gas
natural con dos puntos de entrada, uno en cada
uno de los extremos del sistema.
Puede llegar muy caro el gas importado a Cali
en la 1ª etapa, pues se le ha de sumar al precio
de importación el costo del transporte.
Permite desarrollar con más fuerza el mercado
del gas en el Pacífico y en el sur occidente.
En la 2ª etapa, al entrar por el Pacífico, permite
llegar el gas más barato al sur occidente del
país.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
75
3.5.4. ALTERNATIVA 4. COSTAS PACÍFICA Y ATLÁNTICA
Sin Cupiagua Fase I:
El escenario de desabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior en el
segundo semestre del año 2013 y luego en la Costa Atlántica en el 2019.
La Alternativa 4, hace énfasis en enfrentar los progresivos faltantes con importaciones de
GNL hacia el interior a partir de la Costa Pacífica y luego en la Costa Atlántica. En primer
término se requiere construir un gasoducto de 300 MPCD para conectar a la ciudad de
Cali con la Costa Pacífica, el cual debería estar listo en el 2013, por lo que su
construcción debería haber iniciado en el 2010.
Los tiempos necesarios para adecuar el sistema a esta alternativa hace inviable su
ejecución, de esta manera se presentaría un déficit desde finales del 2013 y hasta que se
dispusiera de la infraestructura de importación y transporte en el Pacífico.
Gráfica 53. Balance Costa Atlántica – Alternativa 4
900
Proyección UPME
800
700
600
MPCD
500
400
300
200
100
Suministro Costa
GNL Int-Costa
GNL Costa Atlántica
Nuevo déficit Costa
Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp
D. Alta + B-B + Exp
Producción Disponible
GNL Costa-Int
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte desde el puerto
en el Pacífico hasta el punto de conexión con el SNT, los volúmenes de gas regasificado
se incrementarán gradualmente hasta llegar a los 240 MPCD, lo que requiere de la
ampliación de los tramos Cali – Mariquita – Vasconia.
A partir del 2016 se copará la capacidad de regasificación en el Pacífico por lo que será
necesario incorporar infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica, con una
capacidad de hasta 385 MPCD. De esta manera no será necesario realizar intervenciones
sobre el gasoducto Ballena – Barrancabermeja y se podrá abastecer la demanda hasta el
2020.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
76
Gráfica 54. Balance Interior – Alternativa 4
1200
Proyección UPME
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura en
el 2013
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
GNL Costa Pacífica
GNL Costa-Int
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
GNL Int-Costa
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME

Con Cupiagua Fase I:
Al considerar la entrada de la primera fase de Cupiagua en el 2013, el escenario de
desabastecimiento iniciará progresivamente primero en el interior hacia el año 2016 y
luego en la Costa Atlántica en el 2019.
De esta manera se propone la adecuación de infraestructura de regasificación en la costa
Pacífica. En primer lugar se requiere construir un gasoducto para conectar a la ciudad de
Cali con la Costa Pacífica, para tenerlo listo en el 2016 se requerirá iniciar su construcción
en el 2013. Para minimizar las adecuaciones en el sistema de transporte desde Cali hasta
Vasconia, se propone una capacidad de regasificación de 190 MPCD.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
77
Gráfica 55. Balance Costa Atlántica – Alternativa 4 + Cupiagua fase I
900
Proyección UPME
800
700
600
MPCD
500
400
300
200
100
Suministro Costa
GNL Int-Costa
GNL Costa Atlántica
Nuevo déficit Costa
Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp
D. Alta + B-B + Exp
Producción Disponible
GNL Costa-Int
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Hacia el 2017 se incorporaría la infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica con
una capacidad de 295 MPCD, de la cual se realizarían envíos hacia el interior para
complementar la satisfacción de su demanda hasta el año 2020.
Gráfica 56. Balance Interior – Alternativa 4 + Cupiagua fase I
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Suministro Cupiagua Fase II
Al interior B-B
GNL Costa Pacífica
GNL Costa-Int
Nuevo déficit Interior
Demanda Media
Demanda Alta
GNL Int-Costa
may/30
sep/29
ene/29
may/28
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
78
Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:
Tabla 27. Requerimientos de regasificación y transporte – Alternativa 4
Importaciones de GNL Costa
Pacífica (MPCD)
Gasoducto del Pacífico (MPCD)
Capacidad de regasificación
GNL - Costa Atlántica (MPCD)
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
100
150
200
240/100
240/190
240/190
240/190
240/190
100
150
200
240/100
240/190
240/190
240/190
240/190
200/60
270/110
300/160
385/295
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME

Situación de abastecimiento ante la ocurrencia del fenómeno de El Niño
La ocurrencia de un fenómeno de El Niño implicaría disponer de infraestructura de
regasificación en la Costa Pacífica a partir del 2013 (si es que el fenómeno del Niño se
presenta durante este año), y con una capacidad de hasta 300 MPCD. Adicionalmente se
requeriría de infraestructura de regasificación en la Costa Atlántica a partir del 2014 con
una capacidad de hasta los 760 MPCD.
La configuración actual del sistema podría satisfacer los requerimientos de gas ante la
ocurrencia de fenómenos del Niño durante los años 2011 ó 2012, sin embargo ante un
Niño en el 2013 se requerirá disponer de infraestructura de regasificación en la Costa
Pacífica y transporte hasta el SNT.
Gráfica 57. Balance Costa Atlántica – Alternativa 4 ante fenómenos de El Niño
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
100
Suministro Costa
Abastecimiento Costa - Importaciones
Gas por encontrar Costa
Demanda Adicional Niño
D adicional N. con Importaciones
Al interior B-B
D. Media + B-B + Exp
D. Alta + B-B + Exp
Gas Costa - Int.
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
79
Como ya se ha mencionado, se cuenta con muy poco tiempo para que en el 2013 se
cuente con infraestructura necesaria, por lo que ante un Niño durante este año
seguramente presentaría un déficit.
Una vez se disponga de la infraestructura de regasificación y transporte en el interior, ésta
se copará ante la ocurrencia de un fenómeno de El Niño entre los años 2014 y 2020, por
lo que aprovechando la capacidad del gasoducto Ballena – Barrancabermeja, se
requeriría de importaciones de gas por la Costa Atlántica a partir del 2014 para
complementar las necesidades de gas en el interior.
Con esta configuración no se estima necesario realizar adecuaciones sobre el gasoducto
Ballena – Barrancabermeja.
Gráfica 58. Balance Interior – Alternativa 4 ante fenómenos de El Niño
1200
Posible déficit por
indisponibilidad de
infraestructura ante
Niño en el 2013
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Abastecimiento Interior - Importaciones
Demanda Media
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Importaciones Pacífico
Demanda Alta
Cálculos: UPME
La incorporación de Cupiagua permite solventar los mayores requerimientos de gas del
interior hasta el año 2013. De esta manera, la incorporación de infraestructura de
regasificación se requerirá a partir del 2014 en la Costa Pacífica y 2015 en la Costa
Atlántica.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
80
Gráfica 59. Balance Interior – Alternativa 4 ante fenómenos de El Niño + Cupiagua fase I
1200
1000
MPCD
800
600
400
200
Suministro Cupiagua Fase I
Abastecimiento Interior - Importaciones
Demanda Media
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
Suministro campos Interior
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Suministro Cupiagua Fase II
Importaciones Pacífico
Demanda Alta
Cálculos: UPME
Las necesidades de regasificación y transporte se resumen a continuación:
Tabla 28. Requerimientos de regasificación y transporte ante fenómenos de El Niño –
Alternativa 4
Importaciones de GNL Costa
Pacífica (MPCD)
Gasoducto del Pacífico (MPCD)
Capacidad de regasificación
GNL - Costa Atlántica (MPCD)
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
190
190
190
190
190
250/190
250/190
300/190
190
190
190
190
190
250/190
250/190
300/190
150
300
340/200 430/290 510/370 605/475 650/510
Sin Cupiagua /Con Cupiagua
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
81
Fortalezas
Tabla 29. Análisis DOFA – Alternativa 4
Amenazas
Alternativa con alta confiabilidad pues tiene
suministro por el Caribe y por el Pacífico.
Al comenzar la importación por el Pacífico, se
deja más desprotegido el mercado de la Costa
Atlántica.
Al comenzar por el Pacífico, garantiza
abastecimiento de gas a las plantas del interior
en caso de Niño.
Que haya problemas en los puertos para
instalar las facilidades de importación.
Requiere de pocas inversiones adicionales en
el sistema de transporte.
Que haya un gran descubrimiento en el interior
del país.
Debilidades
Oportunidades
Al comenzar la importación de gas por el
Pacífico, requiere la construcción, en primer
lugar, de un gasoducto entre la Costa Pacífica y
Cali.
Permite crear una red de suministro de gas
natural con dos puntos de entrada, uno en cada
uno de los extremos del sistema.
Permite desarrollar con más fuerza el mercado
del gas en el Pacífico y en el sur occidente.
Al entrar por el Pacífico, permite llegar el gas
más barato a Cali.
Consideraciones adicionales
Dado que la expansión del sistema colombiano de transporte consiste en obras
construidas por las empresas transportadoras bajo la tutela del gobierno nacional, es muy
posible que las empresas planteen combinaciones diferentes. Lo importante es que no se
deje al azar el cubrimiento de la demanda.
No debe olvidarse que a menos que la tendencia sea cambiada gracias a la aparición de
uno o varios campos gigantes, es una realidad que los yacimientos de La Guajira, por su
edad y su ritmo de explotación, tenderán a agotarse en los próximos años. Por lo anterior,
si bien se da un margen de maniobra a los transportadores, el Gobierno debe asumir una
posición claramente proactiva.
Debe recordarse asimismo, que solo una parte de las inversiones propuestas
corresponden a inversiones de transporte, y que estas conciernen esencialmente a una
sola empresa.
El grueso de las inversiones corresponde a infraestructura de regasificación; y estas no
son inversiones de responsabilidad de las empresas transportadoras, lo que no impide
que éstas últimas participen en ellas.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
82
4. SUMINISTRO DE GAS NATURAL LICUADO - GNL
Conceptos básicos
El GNL es gas natural en estado líquido, sometido a una temperatura de entre -166ºC y
-157ºC, a una presión ligeramente superior a la atmosférica y con eliminación de
compuestos no deseados (Hg, CO2, H2S, agua e hidrocarburos pesados). Mediante este
proceso el volumen del gas natural disminuye 600 veces.
Los volúmenes de GNL se expresan en metros cúbicos (m3) o en toneladas. Su densidad
se ubica entre 430 y 470 kg/m3. Un millón de toneladas por año (1 MTPA) de GNL
representa 3,62 MMm3/día, ó 128 MPCD25.
Pueden establecerse las siguientes equivalencias con el gas natural (“GN”):
Relación volumétrica:
Equivalencia energética:
1 m3 GNL
= 23,9 MMBtu GN
1 MTPA GNL = 51,8 TBtu GN
La cadena integrada del gas natural licuado se compone por tres eslabones:



La licuefacción del gas, generalmente en una zona cercana a los pozos
productores y lindante con la línea costera.
El transporte en buques metaneros.
La regasificación e introducción a la red de transporte del país comprador.
El gas natural procedente de los yacimientos es transportado por ducto hasta una planta
de licuefacción donde es procesado para su conversión en GNL en esta etapa, el
rendimiento medio del proceso de licuefacción es del 90%. Esto quiere decir que el 10%
del gas natural que ingresa a la planta se pierde o se utiliza como fuente de energía para
el proceso.
En segunda instancia, el GNL es almacenado hasta el momento de su embarque y
transportado por barcos metaneros hasta el mercado consumidor, donde se ubica la
infraestructura de regasificación.
Actualmente hay dos tipos de barcos que se utilizan para el transporte de GNL. Los “de
membrana” y los “de esferas”. Las capacidades de transporte se encuentran entre los
50.000 y los 260.000 m3 de GNL por buque. Como valor promedio, puede decirse que el
transporte del gas natural licuado tiene un rendimiento del 95%.
Completado el proceso, el gas natural resultante se transporta y distribuye por gasoductos
a los centros de consumo. La regasificación presenta el rendimiento más alto dentro de la
cadena integrada del GNL cerca del 98%.
25
Considerando un poder calorífico de 1110 BTU/PC
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
83
El diagrama siguiente muestra la estructura de la cadena de GNL.
Gráfica 60. Estructura de la cadena del GNL
Fuente: SITUACION Y PERSPECTIVAS DEL GAS NATURAL LICUADO EN AMERICA DEL SUR
Roberto Kozulj- Fundación Bariloche – Santiago de Chile, 29 de noviembre de 2007
El costo total de la cadena de valor de GNL -desde el reservorio hasta su recepción por el
usuario- tiene cinco componentes principales:





Producción: desde el reservorio hasta la planta de GNL, incluyendo el procesamiento
del gas y los gasoductos asociados
Licuefacción: tratamiento del gas, licuefacción, recuperación de líquidos y
condensados, carga y almacenamiento de GNL
Transporte: por barco, desde la planta de licuefacción hasta la terminal de
regasificación
Regasificación: descarga, almacenamiento, regasificación e inyección en ramales de
distribución
Distribución a usuarios finales: a la salida de la planta de regasificación, el gas es
inyectado en el sistema de transporte y distribución para llegar a los usuarios finales.
Para el presente ejercicio de planificación se calcularon costos de transporte de GNL
asumiendo importaciones desde Alaska, Algeria, Perú y Trinidad & Tobago, y hasta las
costas Atlántica y Pacífica, buques con una capacidad de 160.000 m3 de GNL, velocidad
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
84
de 20 nudos y costos diarios de operación de $US 40.000. Los costos de transporte de
GNL considerados desde las distintas fuentes de suministro se muestran a continuación:
Tabla 30. Costos de transporte de GNL
Trayacto
Duración
Algeria - Costa
Atlántica
T&T - Costa
Atlántica
Costo total (MMUSD$)
USD/MBTU
Costo total (MMUSD$)
USD/MBTU
Costo total (MMUSD$)
USD/MBTU
Costo total (MMUSD$)
USD/MBTU
Costo total (MMUSD$)
USD/MBTU
17 días
4 días
Peru - Costa Pacífica
6 días
T&T - Costa
Pacífica*
Alaska - Costa
Pacífica
Costo
Transporte
0,68
0,19
0,16
0,04
0,24
0,07
0,24
0,07
0,96
0,27
Unidades
6 días
24 días
Boil Off
gas
0,28
0,08
0,07
0,02
0,10
0,03
0,10
0,03
0,39
0,11
Costos
portuarios
0,20
0,06
0,20
0,06
0,20
0,06
0,71
0,20
0,20
0,06
Combustible
0,58
0,16
0,14
0,04
0,21
0,06
0,21
0,06
0,82
0,23
TOTAL
1,74
0,48
0,56
0,16
0,74
0,21
1,26
0,35
2,38
0,66
Cálculos: UPME
*Incorpora peaje Canal de Panamá
Las siguientes graficas ilustran referencialmente los costos de inversión acumulada en
dólares, de disponer buques autoregasificadores alquilados26 en las costas atlántica y/o
pacífica, Vs., la construcción de plantas de regasificación27 con características similares
en cuanto a regasificación y con un almacenamiento del doble de la capacidad del buque
metanero. Se presentan las gráficas para las alternativas con una o dos infraestructuras
de regasificación.
Gráfica 61. Comportamiento de los costos acumulados de infraestructura de regasificación
ante las alternativas 1 ó 2
3.000
2.500
Miles $USD
2.000
1.500
1.000
Compra o
construcción
Alquiler
500
nov-30
nov-29
may-30
nov-28
may-29
nov-27
may-28
nov-26
may-27
nov-25
may-26
nov-24
Planta Reg - Algeria
may-25
nov-23
may-24
nov-22
may-23
nov-21
nov-20
Buque - T&T
may-21
nov-19
may-20
nov-18
may-19
nov-17
Buque - Algeria
may-18
nov-16
may-17
nov-15
may-16
nov-14
may-15
may-14
0
may-22
Compra o
construcción
Alquiler
Planta Reg - T&T
Cálculos: UPME
26
Asumiendo un costo de $ 1 dólar diario por cada metro cúbico de GNL
El costo unitario de inversión estimado de la planta de regasificación es de $ 1 dólar por cada pié
cúbico de regasificación.
27
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
85
Gráfica 62. Comportamiento de los costos acumulados de infraestructura de regasificación
ante las alternativas 3 ó 4
3.000
2.500
Miles $USD
2.000
Compra o
construcción
Alquiler
1.500
1.000
500
Compra o
construcción
Alquiler
Buque C.A. - Algeria
oct-30
oct-29
abr-30
oct-28
abr-29
oct-27
abr-28
oct-26
Planta Reg - Algeria
abr-27
oct-25
abr-26
oct-24
abr-25
oct-23
abr-24
oct-22
abr-23
oct-21
Buque C.A. - T&T
abr-22
oct-20
abr-21
oct-19
abr-20
oct-18
abr-19
oct-17
abr-18
oct-16
abr-17
oct-15
abr-16
oct-14
abr-15
abr-14
0
Planta Reg - T&T
Cálculos: UPME
Se observa que desde el punto de vista económico, resulta eficiente alquilar el uso de
buques autoregasificadores durante los primeros años y posteriormente, si la situación de
oferta interna de gas lo amerita, se justifica su compra o la construcción de plantas de
regasificación.
En principio, el precio final del GNL depende del mercado en el que se compre. En el
mundo existen tres mercados principales que definen el rumbo de las embarcaciones de
GNL, estos son Henry Hub en Estados Unidos; UK NBP en Europa y JCC en Japón.
Los precios en estos mercados reflejan las necesidades de GNL de los países que en
ellos intervienen, que van desde compras esporádicas y/o en pequeñas cantidades
(Mercados flexibles – como USA), hasta la necesidad de asegurar su abastecimiento
(Mercados firmes – como Japón). En este sentido las necesidades de Colombia estarían
en el centro de la definición de estos mercados, pero con tendencia hacia los mercados
firmes en el largo plazo. Sin embargo debido a las cantidades requeridas, Colombia sería
un país tomador de precio.
La referencia de precios de GNL más cercana al país corresponde al Henry Hub – USA,
mercado que actualmente paga los menores precios del GNL debido a sus bajos
requerimientos del mismo. Sin embargo, esta situación podría cambiar en la medida en
que se disminuya la producción de gas de yacimientos no convencionales.
De otra parte, los precios del GNL en los mercados de Europa y Japón reflejan la
necesidad del energético por parte de estos países; esto se traduce en un desincentivo
para vender GNL en el mercado americano por parte de los productores. De esta manera,
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
86
al incursiona en el mercado del GNL el país debería pagar el costo de oportunidad de
vender el GNL a Colombia y no en los mercados de mayores precios.
Como referencia, la gráfica 63 muestra la situación de precios de compra y venta de GNL
a nivel mundial.
Se observa que los precios de compra de GNL en los Estados Unidos rondaban los 3.5
USD/MBTU, mientras que en Europa se encontraban en 7.5 USD/MBTU en promedio y
en los países Asiáticos superaban los 8.6 USD/MBTU. No obstante, aunque el precio
referencia de compra de GNL para los países americanos, en teoría correspondería al de
Henry Hub, países como Argentina o Brasil lo compran a 8.2 USD/MBTU (ver Gráfica 63).
Se aprecia, que hay situaciones diversas de tipos de precio, dependiendo de las
oportunidades que se presenten; así, es previsible que para Colombia, cuando se
produzca la oportunidad de importar GNL, su precio oscilará mayoritariamente en primer
lugar frente al precio en el Henry Hub, en segundo término frente al precio de venta en
Europa, y un poco menos frente al precio de venta en Asia.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
87
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
88
Fuente: ICIS Heren LNG Markets Daily – 29/09/2010
www.icis.com/heren
Gráfica 63. Precios DES y FOB GNL (USD/MBTU)
5. CONSIDERACIONES INSTITUCIONALES
Considerando las expectativas futuras de suministro de gas de yacimientos nacionales, la
necesidad para Colombia de que el Plan de Abastecimiento sea operacional, es decir que
el Plan pueda ser implementado, es fundamental, para ello se requiere que exista una
organización institucional.
El proceso debe ser el resultado de la coordinación entre el sector público y el sector
privado. El primero trazando los rumbos, definiendo las prioridades, dando las señales
económicas y regulatorias para que las obras se hagan, y el segundo haciendo las
inversiones y aportando su conocimiento del sector. De esta manera, la identificación y
priorización de los proyectos requeridos para garantizar el abastecimiento de Gas Natural
contarán con la garantía necesaria para estar disponibles cuando se les necesite.
En este sentido, La UPME define dentro del Plan, cuales son las prioridades y las
necesidades de infraestructura para garantizar el abastecimiento. Por su parte La CREG
trabaja a dos niveles:
El primero es mediante las aprobaciones tarifarias necesarias, donde los transportadores
han de incluir sus expansiones para el próximo quinquenio.
El segundo, es diseñando los mecanismos regulatorios para que se ejecuten aquellas
obras e inversiones que no se encuentran en el Plan de Inversión de las empresas.
Corresponde al MME, con el apoyo de información de la UPME, tomar las decisiones
requeridas para que todos los proyectos que sean necesarios se hagan, y no se corra el
riesgo de desabastecimiento total o parcial del mercado de gas natural.
En el caso de aquellos proyectos que se requieran y donde no exista la inversión privada,
se deberá proceder a una convocatoria pública que permita su realización.
Correspondería a la CREG diseñar los esquemas regulatorios necesarios para que este
tipo de proyectos sean remunerados adecuadamente por el mercado.
La CREG debería hacer el diseño tarifario y de remuneración correspondiente. En este
sentido, el Decreto 2730 de 2010 del MME facilita la tarea, puesto que define que el MME
podrá solicitar a la CREG que establezca mecanismos de remuneración para este tipo de
activos.
Además, el Decreto 2730 crea la figura del Gestor Técnico del Sistema de transporte.
Agente que será de gran utilidad para ayudar a la coordinación de las ampliaciones del
sistema de transporte. Así mismo, el Decreto 2730 en su Artículo 2º dice que el Gestor
ayudará en la convocatoria de la planta de regasificación.
Tomando en consideración el análisis de la situación de abastecimiento planteado en este
documento, se Identifica la urgencia de definir todas las medidas que desde el gobierno
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
89
serán tomadas para poder contar con la infraestructura requerida para importaciones de
GNL en el mediano plazo.

Creación del Comité Asesor de Planeamiento del SNT
En el presente Plan de Abastecimiento se plantea la creación del Comité Asesor de
Planeamiento de la infraestructura de transporte. Que se debería institucionalizar
posteriormente a la adopción del Plan de Abastecimiento por parte del Ministerio de Minas
y Energía.
Este Comité permite contar con un foro de discusión permanente donde se plantean las
diferentes alternativas de desarrollo del Sistema Nacional de Transporte (SNT).
La ventaja de contar con este Comité es que permite la validación de la necesidad de
diferentes proyectos, mediante un proceso de discusión técnica abierta y participativa
entre la industria y el Gobierno.
El hecho de que el Comité esté compuesto por miembros representativos de toda la
industria (transportadores, distribuidores, productores, industriales, generadores
eléctricos), garantiza el debate y la expresión de opiniones que permita identificar los
proyectos críticos para garantizar el abastecimiento nacional de gas natural, acorde con
las propias iniciativas privadas.
El Comité se rige por un Reglamento que especifica los criterios, estándares y
procedimientos para el suministro de información requerida por la UPME, en la
elaboración del Plan de Abastecimiento, donde se incluye el planeamiento indicativo del
SNT.
Los objetivos de este Reglamento son:

Especificar los criterios y estándares que serán usados por la UPME para
determinar requerimientos de instalación de infraestructura de Regasificación.

Especificar los criterios y estándares que serán usados por la UPME para definir
requerimientos de Almacenamiento en el SNT o en los sistemas de Usuarios y
Remitentes.

Especificar los criterios y estándares que serán usados por la UPME y los
Transportadores en el planeamiento y desarrollo del SNT.

Promover la interacción entre los Remitentes del SNT, la UPME y los
Transportadores con respecto a cualquier propuesta de desarrollo en el sistema de
los Remitentes que pueda tener un impacto en el funcionamiento del SNT.
Así entonces, el proceso para desarrollar la expansión de la infraestructura del SNT, será
de ahora en adelante, el siguiente:
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
90
Plan de Abastecimiento – Borradores. El Plan de Abastecimiento incluye el Plan
Indicativo de Expansión del Sistema de Transporte de Gas. Decreto 2730 de 2010,
Artículo 1328
Comisión Asesora de Planeamiento - Discusiones
Discusiones – Planteamiento - Análisis
Plan de Abastecimiento – Versiones Discutidas
UPME – Plan de Abastecimiento Versión Final
CREG – Recibe Plan de Abastecimiento con los proyectos identificados.
CREG contrasta los proyectos propuestos en el Plan Indicativo de Expansión con
los planes de Expansión quinquenales de las empresas y sus fechas de entrada en
operación.
La UPME y la CREG se reúnen para identificar aquellos proyectos que no se
encuentran en los Planes de Expansión de las empresas
UPME informa al MME de aquellos proyectos que no están contemplados en los
Planes de Expansión de las empresas. Decreto 2730, Artículo 1329
MME analiza la conveniencia o no de realizar por convocatoria estos proyectos
de acuerdo a su importancia estratégica
El MME solicita a la CREG que defina las condiciones regulatorias para el manejo
de estos proyectos. Decreto 2730, Artículo 1330
MME procede a realizar las convocatorias respectivas, a través de la labor directa
del Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, y con el apoyo de la
UPME y de la CREG. Decreto 2730, Artículo 1331
28
La Unidad de Planeación Minero Energética deberá elaborar periódicamente un Plan Indicativo de los
requerimientos de expansión del Sistema Nacional de Transporte.
29
… (la UPME) deberá remitir al Ministerio de Minas y Energía un informe periódico sobre el progreso de los
proyectos de expansión cuya ejecución está prevista por parte de los agentes transportadores, así como
requerimientos de inversión identificados que no estén siendo desarrollados por dichos agentes.
30
El Ministerio de Minas y Energía podrá solicitarle a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) la
adopción de medidas con el objeto de que los proyectos de inversión identificados, que no estén siendo
desarrollados por los transportadores, sean ejecutados, ya sea por asignación directa a estos agentes o a
través de convocatorias, según estime conveniente. La Comisión definirá los mecanismos pertinentes para el
logro de este objetivo.
31
Una vez se contrate el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el artículo 21
del presente decreto, será la instancia encargada de instrumentalizar los mecanismos que adopte la Comisión
de Regulación de Energía y Gas (CREG) con el fin de que se ejecuten los proyectos pertinentes.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
91
CONCLUSIONES
Las conclusiones principales de la elaboración del Plan de Abastecimiento son las
siguientes:

Propuestas y consideraciones en la infraestructura necesaria para desarrollar el
Plan de Abastecimiento:
Las reservas probadas que maneja el país ascienden a 4.73 TPC, las cuales alcanzarían
sin que se produzca déficit, al ritmo de la producción y del consumo actual, hasta el año
2013.
Se cuenta adicionalmente con unas reservas probables de 2.9 TPC, las cuales son una
cifra relativamente modesta que alertan sobre la necesidad de que se produzcan nuevos
descubrimientos importantes en el menor tiempo posible.
Dentro de las reservas probables se encuentra los volúmenes que se espera sean
producidos para las plantas de Cupiagua en sus fases I y II, las cuales producirán en su
etapa inicial 140 y 70 MPCD32.
Es de resaltar que hasta el momento, ECOPETROL como propietario de dichas reservas
(Cupiagua), no ha hecho la correspondiente reclasificación de las mismas, de probables a
probadas, a pesar de que en diferentes foros ha puesto como fecha tentativa de entrada
en operación de Cupiagua I, julio de 201133.
Preocupa el hecho de que no se perfila, por el momento, ningún descubrimiento nuevo de
grandes volúmenes de gas. Aunque no debe dejarse de resaltar que varias empresas se
encuentran explorando en la búsqueda del recurso, varias de ellas en la Costa Atlántica,
tanto costa afuera como en tierra firme, por lo que no se pierde la esperanza de que en
algún momento en los años venideros, haya algún descubrimiento importante.
Como ya se mencionó, del análisis del balance demanda-producción se observa que el
país comenzará a tener un pequeño déficit a partir del año 2013. Para ese año se espera
que inicie la declinación de los campos de La Guajira. En el caso colombiano, la alta
dependencia de una sola fuente, como son los campos de gas de La Guajira, hace que el
riesgo de abastecimiento sea más agudo.
No se incluyó para efectos del escenario base la producción de gas de Cupiagua en sus
dos fases, dado que su producción está basada en reservas probables, las cuales por
metodología, no pueden ser consideradas en dicho escenario. Sin embargo en todos los
escenarios se hizo una sensibilidad incluyendo dichos proyectos
32
33
Información suministrada por ECOPETROL
XII Congreso de gas natural – Naturgas Abril de 2009.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
92
Al considerar Cupiagua, el inicio del déficit demanda-producción se traslada hasta el año
2016. No obstante hasta tanto el propietario de dichas reservas quien es el único que
conoce a cabalidad su disponibilidad, no las reclasifique como probadas, no es apropiado
considerar dichos proyectos.
Como se ha visto, la capacidad nacional de producción enfrenta grandes retos, y es
importante que el mercado, desde el punto de vista de los consumidores, se cubra contra
eventualidades potenciales de fracaso en nuevos descubrimientos y en la plena utilización
de las reservas probables.
En el caso del gas no convencional, si bien es cierto que aparentemente las reservas son
muy importantes, por ahora la información en relación al desarrollo de estas y la
producción esperada, es relativamente escasa.
Existen otras opciones para alimentar el mercado, concretamente aquellas relacionadas
con la importación del recurso. Por el momento el único vínculo que tiene el país con el
exterior en materia de gas natural es el gasoducto Antonio Ricaurte, entre Ballena
(Colombia) y Maracaibo (Venezuela); este gasoducto cuenta con una capacidad
ampliamente suficiente, que puede eventualmente llegar hasta los 500 MPCD, sin
embargo, por el momento no existe disponibilidad de gas de Venezuela, si bien es cierto
que existe un compromiso de dicho país de suministrar gas a partir del 2012.
A pesar de los compromisos existentes, no se recomienda como opción depender de la
importación de Venezuela, a pesar de existir un gasoducto y de los descubrimientos de
cerca de 7 TPC en el Golfo de Venezuela, muy cerca de Maracaibo. Lo anterior, debido a
la incertidumbre de cuando se desarrollen las reservas encontradas, y dado que el
mercado del occidente Venezolano es deficitario en gas natural, por lo que probablemente
el gas será utilizado para sus necesidades internas antes de destinarlo a exportaciones.
En cualquier caso, de llegarse a producir esta importación, este gas entraría a competir
como fuente adicional de suministro, ayudando a tener un mercado del gas natural bien
surtido.
Existen argumentos en el sentido de que no se requeriría importar gas puesto que pueden
aparecer nuevos campos. Se trata de argumentos de mucho riesgo, puesto que nadie
garantiza dichos hallazgos.
Aunque por el momento no existe la infraestructura necesaria, otra opción para importar
gas, mundialmente utilizada, es traer gas natural licuado al país. La tecnología utilizada
para importar GNL consiste en instalar plantas regasificadoras, tal como lo ha hecho
recientemente Chile para cubrir sus enormes déficit de gas natural.
Actualmente existe una alternativa a las plantas regasificadoras, más rápida de instalar y
más económica en el corto plazo, se trata de los buques regasificadores, tecnología que
ha sido aplicada desde hace un par de años exitosamente por Brasil y Argentina.
En consideración a lo dicho anteriormente, se presenta como opción principal para
solucionar el problema de abastecimiento en el mediano plazo, la puesta en operación de
buques regasificadores, ubicados bien sea en la costa Pacífica y/o en la costa Caribe.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
93
Dichas alternativas presentan una solución al abastecimiento de gas natural hasta el año
2020. En el largo plazo, y dependiendo de la evolución de la oferta, en el evento de que
no haya nuevos descubrimientos de gas en suficiente cantidad para alimentar el mercado
nacional, se pasaría a la construcción de Plantas de Regasificación, decisión que debe
basarse en un análisis económico detallado.
En el evento en que apareciera gas natural en grandes cantidades, dependiendo de su
ubicación y viabilidad de conexión al SNT, de acuerdo a la estrategia planteada en el
presente documento se podría llegar a prescindir parcial o totalmente de los buques
regasificadores.

Análisis de escenarios de abastecimiento
Es importante resaltar que el escenario base planteado en el presente documento para
consideración del país, incluye la ocurrencia de un fenómeno de El Niño de mediana o
alta intensidad, en el periodo comprendido entre el 2011 y 2020, inclusive. Por lo anterior,
los escenarios de abastecimiento considerados como base en el presente análisis
incluyen la presencia de dicho fenómeno, y la disponibilidad de la infraestructura
necesaria de suministro y transporte para cubrir sin inconvenientes dicha situación.
Como ya se dijo anteriormente, por razones de clasificación de reservas por parte de los
propietarios de las mismas, no se considera en el escenario base, la producción de las
plantas programadas para Cupiagua.
Aunque existe una muy baja probabilidad de que se presente un fenómeno de El Niño de
mediana o alta intensidad en los próximos dos años (2012 – 2013), cabe comentar que en
el evento que esto ocurriera, se presentarían déficit moderados en el interior del país, por
lo que eventualmente sería necesario recurrir a algunos racionamientos puntuales y la
utilización de otros combustibles donde sea posible.
Cabe comentar que esta situación sería superable en el evento de contarse con el
proyecto Fase I de Cupiagua en el año en que se presentara el evento.
A partir del año 2013, aún en el evento de que no se presentara fenómeno de El Niño en
dicho año, en el interior del país se presentan pequeños déficits, lo cual hace necesario
que por lo menos, a partir del 2014, la ampliación del gasoducto Ballena –
Barrancabermeja a 330 MPCD, esté operacional. En el evento de un niño la situación se
vuelve crítica en el interior del país desde el año 2013, por lo que es recomendable que
dicha infraestructura de transporte esté disponible en el 2013.
Adicionalmente, de producirse el fenómeno de El Niño en el 2013, se hace necesaria la
disponibilidad de gas importado regasificado. Esta necesidad podría aplazarse hasta el
2015 de no presentarse el fenómeno de El Niño. Se recomienda, sin embargo, que se
tomen las medidas necesarias para poder contar con dicha capacidad de regasificación a
partir de 2013, y a más tardar a partir de 2014, para evitar un racionamiento de
presentarse el fenómeno de El Niño.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
94

Propuestas de mecanismos institucionales y regulatorios para implementar el plan
de abastecimiento:
Se debe buscar que las inversiones se hagan dentro del procedimiento normal
establecido por la CREG en su regulación. En Colombia, la regulación hace que sean las
empresas transportadoras las responsables de sus planes de expansión, los cuales están
sujetos a la aprobación tarifaria quinquenal por parte de la CREG.
Las empresas en sus planes de expansión incluyen sus proyectos, y los someten a
consideración de la CREG para su remuneración por vía tarifaria.
Se plantea en el presente Plan de Abastecimiento, que en el caso de no darse la inversión
por parte de los transportadores, las inversiones se realicen por convocatorias por parte
del MME.
De otro lado, en el tema de la infraestructura de regasificación, y dado que no se trata de
inversiones propias del transporte, se requiere del desarrollo de una metodología especial
por parte de la CREG, para remunerar dichos activos. Esto lo establece el Decreto 2730
de 2010.
Es importante recalcar el papel que el Ministerio jugará en la implementación del Plan de
Abastecimiento, especialmente en lo relacionado con la infraestructura de regasificación.
Para ello deberá contar con la ayuda de la UPME y de la CREG.
En resumen, son las empresas transportadoras las llamadas a hacer las expansiones
necesarias en los tiempos requeridos, para ello la CREG deberá considerar las medidas
regulatorias del caso, tanto reglamentarias como tarifarias, que hagan posible dichos
proyectos. El papel de la CREG en este aspecto es fundamental.
De otro lado, para aquellos proyectos de carácter nuevo como es el caso de la
infraestructura de regasificación, también es fundamental el papel que la CREG juegue,
en el diseño de la estructura reglamentaria y tarifaria que haga viables financieramente
dichas infraestructuras.
Finalmente, en el evento de que haya necesidad de hacer infraestructuras mediante el
mecanismo de convocatorias por parte del MME, tanto de transporte como de
regasificación, el papel que juegue la UPME en la identificación temprana de dichos
proyectos conjuntamente con la CREG, y en alertar al MME de la necesidad de los
mismos, será fundamental.
Tanto la UPME como la CREG deberán, cada una en el ámbito de sus competencias,
apoyar al MME en la formulación de las convocatorias y en su correcta ejecución.
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
95
ANEXOS
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
96
ANEXO 1. Balances regionales ante la ocurrencia de fenómenos de El Niño 2011 2020
Gráfica 64. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2011
900
Proyección UPME
800
700
600
MPCD
500
400
300
200
2.6 TPC
100
sep/29
may/30
ene/29
ene/29
sep/27
may/28
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
sep/29
may/30
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
97
Gráfica 65. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2012
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
sep/29
sep/29
may/30
ene/29
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/28
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
98
Gráfica 66. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2013
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
sep/29
may/30
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
sep/29
ene/29
may/28
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
may/10
sep/09
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
99
Gráfica 67. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2014
900
Proyección UPME
800
700
600
MPCD
500
400
300
200
2.6 TPC
100
sep/29
may/30
ene/29
ene/29
sep/27
may/28
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
sep/29
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
100
Gráfica 68. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2015
900
Proyección UPME
800
700
600
MPCD
500
400
300
200
2.6 TPC
100
ene/29
sep/29
may/30
ene/29
sep/29
may/30
sep/27
may/28
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
101
Gráfica 69. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2016
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
ene/29
sep/29
may/30
ene/29
sep/29
may/30
sep/27
may/28
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
102
Gráfica 70. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2017
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
sep/29
sep/29
may/30
ene/29
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/28
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
may/10
sep/09
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
103
Gráfica 71. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2018
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
ene/29
sep/29
may/30
ene/29
sep/29
may/30
sep/27
may/28
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
may/10
sep/09
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
104
Gráfica 72. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2019
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
ene/29
sep/29
may/30
ene/29
sep/29
may/30
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/28
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
may/10
sep/09
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
105
Gráfica 73. Balances Costa e Interior ante Niño en el 2020
900
Proyección UPME
800
700
MPCD
600
500
400
300
200
2.6 TPC
100
sep/29
sep/29
may/30
ene/29
ene/29
sep/27
may/28
ene/27
sep/25
may/26
ene/25
sep/23
may/24
ene/23
sep/21
may/22
ene/21
sep/19
may/20
ene/19
sep/17
Gas por encontrar Costa
D. Alta + B-B + Exp
may/28
Suministro Costa
D. Media + B-B + Exp
Capacida d Prod. Costa
may/18
ene/17
sep/15
may/16
ene/15
sep/13
may/14
ene/13
sep/11
may/12
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Al interior B-B
Producción Disponible
1200
Proyección UPME
1000
MPCD
800
600
400
200
2.1 TPC
Suministro campos Interior
Suministro Cupiagua Fase I
Al interior B-B
Gas por encontrar Interior
Demanda Media
Demanda Alta
may/30
sep/27
ene/27
may/26
sep/25
ene/25
may/24
sep/23
ene/23
may/22
sep/21
ene/21
may/20
sep/19
ene/19
may/18
sep/17
ene/17
may/16
sep/15
ene/15
may/14
sep/13
ene/13
may/12
sep/11
ene/11
sep/09
may/10
ene/09
0
Cálculos: UPME
Plan de Abastecimiento para el suministro y transporte de Gas Natural - Documento Temprano
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