planeamiento del abastecimiento nacional de ... - … · de los campos existentes en producción...
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F-DI-04
PLANEAMIENTO DEL ABASTECIMIENTO
NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Unidad de Planeación Minero Energética
Barranquilla, Marzo 16 de 2017
F-DI-04
Contenido
Prospectiva de oferta de crudo y gas natural.
Plan Transitorio de Abastecimiento de gas natural.
Plan de abastecimiento de combustibles líquidos.
Plan de Expansión de Cobertura del Servicio de Gas Combustible
F-DI-04
Objetivo
Revisar y actualizar las variables que impactan el desarrollo de la
actividad exploratoria de hidrocarburos y construir escenarios de
incorporación de reservas de petróleo y gas con un horizonte de 20
años.
Diagnóstico de la actividad E&P
Nacional e Internacional.
Definición de escenarios de
incorporación y producción de hidrocarburos.
Estimación de inversiones e
implicaciones de Política
Energética.
Definir los
condicionantes del
desarrollo de las
actividades de E&P en
Colombia.
Identificar las variables
que determinarán la oferta
de HC en Colombia para
estructurar tres
escenarios de producción
de petróleo y gas natural.
Estimación balances
nacionales de petróleo y
gas natural.
Estimación de inversiones
para la materialización de
los escenarios.
F-DI-04
Con base en las discusiones del primer taller se identificaron10 variables clave
que afectarán los escenarios de oferta de hidrocarburos
Identificación de variables
Fuerzas
diferenciadoras de
escenarios
Alto
Bajo
Bajo Alto
Nivel de
Impacto
Nivel de Incertidumbre
Precio de los HC
Hallazgos
hidrocarburos
ConvencionalSeguridad
Interconexión
Regional
Oferta
energéticos de
vecinos
Cambio
Climático
Potencial Crudos
Pesados
Potencial No
Convencionales
Términos
Fiscales
Licenciamiento
Ambiental
Disponibilidad
mano de obra y
servicios
Energías
Renovables
Infraestructura de
Transporte
Factor de Recobro
Potencial Offshore
Factores Sociales
Fuerzas
comunes a
todos los
escenarios
Fuerzas de baja
Importancia para
los escenarios
Concentración
de la industria
F-DI-04
Recursos - componentes
Los escenarios de oferta toman en cuenta cinco componentes: producción
existente, no desarrollado, EOR, “yet-to-find” y no convencional
Componente 1
Componente 2
Componente 3
Componente 4
No
Convencionales
Yet-to-Find
Recuperación
Secundaria
Reservas No
Desarrolladas
Existente
Componente 5
Proyección
del volumen
anual de
producción
Componente 2: Incorporación de reservas Probables y
Posibles para los campos existentes tomando como base el
perfil de producción reportado por las empresas operadoras
Componente 3: Recursos contingentes o prospectivos
provenientes de la implementación de proyectos de Recuperación
Mejorada a través mejoramiento del factor de recobro
Componente 4: Descubrimientos y desarrollo de nuevos campos
(“yet to find”) conforme a estudios recientes de todas las cuencas
Componente 5: Hallazgos, desarrollo y producción de CBM,
Shale Gas y Shale Oil en cuencas como Magdalena. Medio,
Cordillera Oriental, y Cesar Ranchería,
2
3
4
5
Componente 1: Perfil de producción de las reservas probadas
de los campos existentes en producción según proyecciones de
las empresas operadoras
1
F-DI-04
Estimación de la incorporación de recursos por
componente
Escasez
30 - 45 USD/bl
1 - 3 MMBTU
Base
45 - 60 USD/bl
3 - 5 MMBTU
Abundancia
>60 USD/bl
>5 MMBTU
Crudo (MMBls) 85% (1,695) 100% (1,994) 100% (1,994)
Gas (BCF) 100% (4,343) 100% (4,343) 100% (4,343)
Probables – Crudo (MMBls) 25% (141) 50% (285) 90% (519)
Probables - Gas (BCF) 50% (316) 75% (479) 90% (579)
Posibles- Crudo (MMBls) 0% (-) 25% (103) 50% (208)
Posibles- Gas (BCF) 25% (96) 50% (197) 75% (299)
Total reservas no
desarrolladas141 MMBbl / 412 BCF 388 MMBbl / 676 BCF 727 MMBbl / 878 BCF
Crudo (MMBls)
326 MMbls = 25% de
reservas EOR de inyección
de Agua
762 MMBls = 50% de
reservas EOR de inyección
de Agua y 25% de Vapor
1,393 MMbls = 90%
Proyectos de Inyección de
Agua + 50% Inyección a
Vapor
Reservas Existentes
Reservas No Desarrolladas
Recuperación Mejorada
Hipótesis
Recursos contingentes totales de 1,744 MMBbl en 18 campos
Reservas Probables y Posibles reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas
para cada escenario en tiempo y porcentaje de incorporación
Reservas Probadas reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas para cada
escenario
F-DI-04
Estimación de la incorporación de recursos por
componente
Escasez
30 - 45 USD/bl
1 - 3 MMBTU
Base
45 - 60 USD/bl
3 - 5 MMBTU
Abundancia
>60 USD/bl
>5 MMBTU
Crudo (MMBls)
485 MMBls correspondiente
a 10% del P90 de las
cuencas seleccionadas
2,088 MMBls
correspondiente a 30% del
P90 de las cuencas con
Recursos
3,480 MMBls
correspondiente a 50% del
P90 de las cuencas con
Recursos
YTF Crudos Pesados Crudo (MMBls)157 MMBls en las cuencas
Llanos y VMM488 MMbls en Llanos y VMM
1,013 MMBls en llanos,
VMM y VMS
Gas (TPC) 0.4 TPC Onshore
4.4 TPC : con 1.5 en Sinú
offshore y 1.5 en Guajira
offshore
8.6 TPC : con 4.2 en Sinú
offshore y 2 en Guajira
offshore
Total YTF 642 MMBls/ 0.4TPC 2576 MMBls/ 4.4 TPC 4,493 MMBls/ 8.6 TPC
1 Proyecto CBM 1,100 BCF
2 Shale Gas 500 BCF c/u
2 Shale Oil 500 MMBls c/u
No Convencionales
No se incorporan reservas No se incorporan reservas
Perfiles de producción para los descubrimientos definidos en cada escenario:
Todos los proyectos empiezan exploración en 2024 - 2026
Hipótesis
Recu
rso
s p
or
descu
bri
r "Y
TF
".
Perfiles de producción para los descubrimientos definidos en cada escenario:
YTF Gas Natural
Recursos por descubrir
(“YTF”) convencionales
crudo
F-DI-04
De acuerdo a las hipótesis realizadas, la incorporación de reservas de crudo
podría estar entre 1 y 7 MMBls dependiendo principalmente del escenario
YTF
Incorporación de reservas de crudo por escenario
(2016-2036)
MMBbl Abundancia Base Escasez
Total Reservas a Producir 9,609 5,720 2,804
Incorporación de Reservas 7,615 3,726 1,109
Incorporación Promedio Anual 381 186 55
1.994 1.994 1.695
1.394 762326
728388
4.493
2.576642
1.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
Abundancia Base Escasez
Existente Recobro Mejorado No Desarrolladas YTF No convencionales
F-DI-04
Incorporación de reservas de gas natural por escenario
(2016-2036)
4.343 4.343 4.343
878 676
8.617
4.430
436
2.100
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
Abundancia Base Escasez
Existente Descubrimientos No Desarrollados YTF No convencionales
GPC Abundancia Base Escasez
Total Reservas a Producir 15,938 9,449 5,191
Incorporación de Reservas 11,595 5,106 848
Incorporación Promedio Anual 580 255 42
En el caso del gas natural, la incorporación prevista de reservas es de entre 0.8
y 11 TCF según el escenario
F-DI-04
Oferta de hidrocarburos por componente
Escenario Base
En el Escenario Base la oferta de crudo se mantiene sobre los 800 KBPD en los
próximos cuatro años y la producción de Gas se mantiene en 1000 GPCD
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
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26
20
27
20
28
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20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
KB
OED
Petróleo Consolidado por Origen
Existente No DesarrolladasRecobro Mejorado YTFNo Convencionales
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
20
16
20
17
20
18
20
19
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20
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21
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24
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25
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26
20
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20
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29
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30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
MM
cf/D
Gas Consolidado por Origen
No Convencionales YTF
No Desarrolladas Existente
F-DI-04
Balance de crudo
En el escenario de Escasez se caracteriza por muy poca actividad E&P por lo
que la oferta de crudo se mantiene en niveles cercanos a 700 Kbls/d hasta el
2020
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
2016 2021 2026 2031 2036
KB
D
Base Abundancia Escasez Demanda*La refinería de Barrancabermeja consume aprox. 70.000 barriles día de crudo pesado y para el resto de la dieta requiere crudos livianos los cuales tienen limitada disponibilidad en el Escenario Base
F-DI-04
Criterios del Plan
Lineamientos
Descripción de proyectos recomendados
Identificación de beneficiarios de cada
proyecto
Análisis costo-beneficio de los proyectos
recomendados
Indicadores y metas de abastecimiento y
confiabilidad
Horizonte de planeamiento 10 años
Criterios técnicos
La oferta corresponde a declaración deproducción e importación de 2015 ymodificaciones resultado de Resol. MME40052/16
Sistema de abastecimiento debe atender 100%la demanda durante periodo de planificación.
La capacidad de los gasoductos troncales ycompresores corresponde a la capacidadnominal de cada uno de dichos sistemas
Cálculo de evaluación económica incluye costosindicativos de infraestructura y como beneficio elCosto de Racionamiento
Viabilidad de los proyectos se determina porrelación beneficio/costo que presenta
F-DI-04
Balance oferta baja – demanda media Resultados
i. Cruce oferta y demanda en febrero de
2023.
ii. Se requiere fuente adicional de
suministro para garantizar
abastecimiento de gas natural en
escenario medio de demanda, desde
2023.
iii.El esfuerzo exploratorio actual es
insuficiente para disponer de una fuente
local que pueda atender las necesidades
de gas.
iv.Se observan condiciones para que gas
adicional provenga de fuentes externas.
v. Diversificación de fuentes de suministro,
cumpliendo criterios de confiabilidad y
seguridad de abastecimiento
Fuente: MME, UPME y Agentes
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
GB
TU
D
Oferta Esc. Bajo Oferta Esc. Medio Oferta Esc. Alto
Demanda Esc. Bajo Demanda Esc. Medio Demanda Esc. Alto
RESULTADOS
F-DI-04
Para garantizar seguridad deabastecimiento y confiabilidad:
Cambio en la dirección de losflujos adaptándose a las nuevascondiciones de oferta,optimizando el uso deinfraestructura.
Minimización de costos operativos
No atrapa gas
Toda la demanda debe remunerar infraestructura de confiabilidad
Fuente: UPME
Nuevo esquema
Buenaventura
Importación LNG:
CONFIABILIDAD
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0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
GB
TU
D
Demanda SNI Oferta SNI Oferta SNI+Import. Buenvaemtura
BALANCE OFERTA - DEMANDA – SNT
Considerando el EscenarioBajo de Oferta y el Medio de Demanda, para el año 2023 se proyecta la necesidad de incorporar nueva oferta de gas natural.
Se propone la construcciónde un terminal de regasificación en el Puerto de Buenaventura, con capacidad de almacenamiento de 170.000 m3 de GNL y de regasificación de 400 MPCD.
F-DI-04
FLUJOS COMPROMETIDOS CON LA CONSTRUCCIÓN DE LA PLANTA DE
REGASIFICACIÓN EN BUENAVENTURA, 2023
Marzo 2022 Marzo 2025
F-DI-04
Cronograma
Sondeo de Mercado
Traslado montos y Vigencia Futura
Inicio etapa contractual Estructuración DSI
Estructuración DSI
Apertura convocatoria
Selección Inversionista
Feb
17
Mar
17
Abr
17
May
17
Jun
17
Jul
17
Ago
17
Sep
17
Oct
17
Nov
17
Dic
17
Ene
18
Feb
18
Mar
18
Abr1
7
May
18
Mayo 2018
Feb 1-16 / 2017
Feb 16 – Abr 3 de 2017
Abr 3 – May 22 de 2017
May 22 – Nov 5 de 2017
Nov 15 de 2017
Nov 15 – Mayo 15 de 2018
F-DI-04
DIAGRAMA METODOLOGÍA
Información Relevante:• Volúmenes • Calidades Crudo
Nodo Oleoducto Asociado
Apiay Apiay-Porvenir
Rubiales Rubiales- Porvenir
AraguaneyAraguaney-Porvenir Araguaney-Santiago
SantiagoSantiago-Porvenir o Santiago-Banadía
Caño Limón Caño Limón-Banadía
Banadía Banadía-Ayacucho
Porvenir Porvenir-Vasconia (Ocensa)
Orito Orito-Tumaco
Tenay Tenay-Vasconia
VasconiaVasconia-Coveñas (Ocensa)Vasconia-Coveñas (ODC) Vasconia-Galán (GCB)
Velasquez 26 Velásquez 26-Galán
CIB CIB-Ayacucho
Tibú Tibú-Ayacucho
AyacuchoAyacucho-CoveñasAyacucho-Galán
Coveñas Coveñas-Cartagena
F-DI-04
DIAGRAMA METODOLOGÍA
Campos de Producción
Transporte Terciario
Nodos Upstream Nodos Downstream
PoliductosOleoductos
Refinación
Puertos de Exportación / Importación
Usuario Final
3 Escenarios de Producciónde Crudo
2 Escenarios de Oferta de Refinados
3 Escenarios de Demanda
421
23
UPSTREAM DOWNSTREAM
19
Rendimientos Refinerías
28.4%
44.0%36.7%
22.2%
33.6% 45.8%10.4%
10.4%9.9%
39.1%
12.0%7.6%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Barranca sin modernizar Barranca modernizada Cartagena modernizada
Gasolinas ACPM Jet A1 Otros
Carga: 225kBPD 250kBPD 160kBPD
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DIAGRAMA METODOLOGÍA
La proyección de demanda para cada uno de los nodosse realiza teniendo su participación histórica deconsumo de cada uno de los combustibles tomandocomo referencia el agregado nacional.
F-DI-04
COBERTURA DEL GAS COMBUSTIBLE
Para el año 2015 seestimó el número dehogares del país en13.7 millones, de losque aproximadamente62,2% disponía delservicio de gas naturaldomiciliario, lo cualcorresponde cerca de8.5 millones dehogares.
No obstante, se tienengrandes diferencias dealcance de lacobertura entreregiones del país.
Fuente: DANE, ECV2015. Cálculos: UPME
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Electricidad Gas natural conectado a red públicaPetroleo, gasolina, kerosene o cocinol Gas propano/glp en cilindro o pipetaCarbon mineral Leña, madera o carbón de leñaMaterial de desecho
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Fuente: DANE, ECV2015. Cálculos: UPME
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Electricidad Gas natural conectado a red pública Petroleo, gasolina, kerosene o cocinol
Gas propano/glp en cilindro o pipeta Carbon mineral Leña, madera o carbón de leña
Material de desecho
Cabecera municipal Centro poblado y rural
COBERTURA DEL GAS COMBUSTIBLE
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Según la división política del DANE, el paístiene 1.102 cabeceras municipales. LaUPME tiene registrados cerca de 20 milsitios (incluyen desde municipios hastaviviendas aisladas).
De acuerdo con la información reportadaal SUI, se tienen:
• 660 cabeceras abastecidas con gasnatural.
• 64 cabeceras abastecidas con GLP porred
• 378 cabeceras abastecidas con GLP encilindros, sobre las que se analizaría unposible cambio en su abastecimiento degas combustible .
Fuente: SUI-SSPD. Cálculos: UPME
COBERTURA DEL GAS COMBUSTIBLE
F-DI-04
Cabecera Municipal
Gas Combustible (GN y GLP)
Gas Natural
GLP
Gasoducto
GNC
LNG
Cilindros
Por RED
Se calcula la tarifa al
usuario final
G+T+D+C
La más económica se recomienda abastecer la
cabecera municipal analizada
POSIBILIDADES DEL SERVICIO DE GAS COMBUSTIBLE
F-DI-04
Incluir información georreferenciada del sistema de transporte por ductos
hasta las City Gate (ramales de distribución, longitudes y diámetros).
Considerar los planes de expansión de la cobertura de los distribuidores
(comparación resultados modelo UPME).
Alimentar el modelo con información de transporte terrestre LNG y costos de
planta de regasificación.
Incrementar el tamaño de la muestra para tener mayor precisión en la
evaluación de los diferentes costos en las cadenas de abastecimiento.
Discusión de los resultados del modelo con los agentes distribuidores.
Pasos a seguir