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PLANEACIÓN MINERA
1. PLAN NACIONAL DE DESARROLLO MINERO 2011-2014.
2. PLAN NACIONAL DE ORDENAMIENTO MINERO.
3. ESTRATEGIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE INSUMOS MINERALES A OTROS SECTORES PRODUCTIVOS DEL PAÍS.
4. PROYECTOS ADICIONALES.
PLAN NACIONAL DE DESARROLLO MINERO 2011-2014.
Instrumento que determina los lineamientos estratégicos y de gestión, enmarcado dentro de las políticas nacionales, cuyo propósito es promover el desarrollo integral del Sector Minero.
OBJETIVOS DEL PLAN NACIONAL DE DESARROLLO MINERO 2011-2014.
Brindar elementos estratégicos para orientar la formulación de políticas a corto y mediano plazo que contribuyan a la construcción de planes , programas y proyectos para el fortalecimiento de la industria minera.
•Realización de Talleres
Regionales.
•Análisis de resultados de los
Talleres.
•Estructuración del documento
final.
ESTADO ACTUAL
• Herramienta de Planeación del
sector.
• Soporte de las decisiones para el desarrollo de la Política Sectorial
del MME.
RETO SECTOR MINERO
PLAN NACIONAL DE DESARROLLO MINERO
2011-2014
PLAN NACIONAL DE DESARROLLO MINERO
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
35,0%
40,0% 36,5%
30,4%
21,3%
6,1% 4,6%
1,5%
TEMAS GENERALES DISCUTIDOS- TALLERES REGIONALES ( Promedio Frecuencia Relativa Agrupada por Tema)
INSTITUCIONALIDAD
APOYO DEL ESTADO A LA ACTIVIDAD MINERA
AMBIENTE, RESPONSABILIDAD SOCIAL Y COMUNIDAD
ORDENAMIENTO TERRITORIAL
MARCO JURÍDICO
POLÍTICAS SUBSECTORIALES
Proceso de Planeación participativa, con asistencia de mas de 500 personas en
10 Talleres Regionales.
PLAN NACIONAL DE ORDENAMIENTO MINERO
Dentro de las medidas prioritarias incluidas
en la ley 1450 de 2011 Plan Nacional de
Desarrollo - Prosperidad para todos - para
el cuatrienio 2011-2014 (corto plazo) están:
Art. 109° Plan Nacional de Ordenamiento
Minero - PNOM - (cuyo plazo de
elaboración es de 3 años).
¿QUE ES EL PLAN DE ORDENAMIENTO MINERO?
Es un instrumento de planificación y gestión que mediante un proceso de construcción colectiva de país, establece la localización de los centros de extracción de minerales en espacios geográficos donde el beneficio óptimo de esos recursos sea compatible con la protección y conservación del medio ambiente y con el desarrollo económico, social y cultural de las comunidades locales.
Dimensionamiento del Plan Nacional de Ordenamiento
Minero.
ESTADO ACTUAL
Formulación y estructuración del Plan Nacional de Ordenamiento
Minero.
Construir un instrumento que
articule el Desarrollo Minero
con el entorno ambiental y territorial.
RETO
PLAN NACIONAL DE ORDENAMIENTO MINERO
FASE I FASE II
ESTRATEGIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE INSUMOS
MINERALES A OTROS SECTORES PRODUCTIVOS DEL PAÍS
Realizar una investigación y análisis de las potencialidades del país en la línea de industrialización a partir de sus recursos minerales.
Producción de Insumos Minerales para otros Sectores Productivos del País
Agro: Componentes industriales de los fertilizantes.
Infraestructura de Industrialización: transporte, zonas francas, parques tecnológicos, Ciencia-Tecnología-
Innovación y otros.
Componentes Industriales: hábitat (cerámicos y vítreos, cemento, acero),
manufactura y servicios.
•Componentes de la industrialización de minerales
•Componentes industriales de los fertilizantes.
•Diseño de estrategias
ESTADO ACTUAL
Priorizar los sectores con
mayor potencial de desarrollo
Construcción de Portafolios de
Proyectos RETOS
ESTRATEGIAS PARA LA PRODUCCIÓN DE INSUMOS
MINERALES A OTROS SECTORES PRODUCTIVOS DEL PAÍS
ADICIONALMENTE:
DISEÑO DE ÍNDICES DE PRECIOS FOB DE REFERENCIA PARA LOS CARBONES DE
EXPORTACIÓN.
CONSTRUCCIÓN DE MODELOS CUANTITATIVOS COMO HERRAMIENTAS PARA LA
PLANIFICACIÓN DEL SECTOR MINERO COLOMBIANO.
ANÁLISIS DEOFERTA Y DEMANDA DE MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN EN EL MARCO DEL
DESARROLLO ESTRATÉGICO DEL PAÍS - PND; PROYECTO RUTA DEL SOL.
DISEÑO DE ESTRATEGIAS PARA CONTRIBUIR AL DESARROLLO DE POLÍTICAS DE FOMENTO
DE LA MINERÍA EN COLOMBIA.
ESTUDIO PARA EL ESTABLECIMIENTO DE LOS PRECIOS DE LOS MINERALES EN BOCA DE
MINA Y CÁCULO DE LOS COSTOS UNITARIOS DE PRODUCCIÓN ASOCIADOS A LA INDUSTRIA
MINERA.
SISTEMA DE INFORMACIÓN MINERO COLOMBIANO
PLANEACIÓN ENERGÉTICA
1. AVANCES DEL PLAN ENERGÉTICO NACIONAL VERSIÓN 2011 – 2030
2. PLAN DE REFERENCIA DE EXPANSIÓN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DE ENERGÍA 2011-2025
3. URE Y FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGÍA (FNCE)
4. UNIVERSALIZACIÓN DE SERVICIOS PÚBLICOS
5. AVANCES DEL PLAN DE GAS
PLAN ENERGÉTICO NACIONAL
Análisis integral del Sistema Energético en su conjunto, cuyas acciones propenden por la búsqueda del crecimiento económico, la equidad social y la sustentabilidad ambiental.
BALANCE ENERGÉTICO 2010
Oferta Energética
Gas Natural 10%
Petróleo 37%
Carbón 45%
Hidroenergía 4%
Biomasa 3%
Otros 1%
Gas Natural 7%
Petróleo 48%
Carbón 25%
Hidroenergía 11%Biomasa 8%
Otros 1%
Consumo
Gas Natural 2%
Petróleo 33%
Carbón 65%
Exportación
264M B E P
DISPONIBILIDAD DE RECURSOS
Gas Natural 6%
Petróleo 10%
Carbón 43%
Hidroenergía 37%
Biomasa 3%
MBEP: Millones de Barriles Equivalentes de Petróleo
493
M B E P
321M B E P
NECESIDADES ENERGÉTICAS DE LARGO PLAZO
0
50
100
150
200
250
300
350
400
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Mill
ón
de
Bar
ril
Equ
ival
en
te d
e P
etr
óle
o
Electricidad Biomasas Combustibles Gas natural GLP Carbón Diesel Gasolina
Histórico
COMPOSICIÓN
Tasa de crecimiento medio
de 2.4%. Sector Comercial crece al
4.4% a.a. Electricidad y Gas Natural,
fuentes de mayor crecimiento.
Industrial 38% Transporte 35% Residencial 15% Comercial 9% Agrícola- Minero 3%
Proyección
Plan Energético Nacional
Objetivos
1. Aumentar la
confiabilidad y reducir la
vulnerabilidad del Sector Energético
Colombiano
2. Maximizar la
contribución del Sector Energético a la sustentabilidad
macroeconómica, la la competitividad y el desarrollo del país
3. Contribuir al Desarrollo
Sostenible en sintonía con las
tendencias mundiales
4. Adecuar el Marco Institucional para la implementación
de la Política Energética Nacional
1. Aumento de
confiabilidad y reducción de
vulnerabilidad en el Sector
Energético Colombiano.
Diversificación de la matriz de
generación eléctrica.
Infraestructura de Gas Natural redundante y
nuevos esquemas de contratación.
Profundización de planes de expansión de suministro en
Hidrocarburos.
Implementación de programas
de URE.
Integración Energética Regional.
2. Maximizar la
contribución del Sector Energético a
la estabilidad macroeconómica,
a la competitividad y al desarrollo del
país.
Implementación de Programas Integrales de Desarrollo en Industria de
Hidrocarburos
Desarrollo de programas en la Industria del
Carbón
Profundización evaluaciones para definir
estrategia de Biocombustibles
Mayor uso de Fuentes No
Convencionales de Energía
Diversificación de fuentes de oferta de Gas
Natural.
Adecuación de los precios para
garantizar niveles de
oferta .
3. Contribución al
Desarrollo Sostenible en
sintonía con las tendencias mundiales.
Mayor presencia de Fuentes Limpias en
sectores estratégicos
Fortalecimiento de programas de URE, como mecanismo de competitividad
Fortalecer esquemas de
Soluciones Sostenibles para las ZNI
Evaluación Ambiental
Estratégica en todas las cadenas
Energéticas
Innovación Energética en
Uso de Energía
4. Adecuación del
Marco Institucional
para la implementación
de la Política Energética Nacional
Fortalecimiento de UPME
Coordinación Interinstitucional e Intersectorial
PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2011- 2025
Modelo sistemático del Subsector Eléctrico que determina de manera anticipada
las necesidades de infraestructura para garantizar la atención de la demanda, bajo
criterios de confiabilidad, seguridad y eficiencia económica.
GENERACIÓN
Cargo por Confiabilidad CxC:
Necesidades de Energía Firme –
ENFICC incluyendo proyectos de
generación mediante Subastas.
Escenarios
● Colombia autónomo con proyectos del
cargo por confiabilidad: Necesidad de
expansión en 2017.
● Con Escenario Base se requiere
expansión adicional de 3.700 MW entre
2017- 2025.
Resultados en el Escenario Base
De una capacidad de 14. 434 MW en el año
2010, se pasaría a 17.180MW en el año
2017 y 21.380 MW en el año 2025.
Este escenario conserva tendencia de
tecnologías convencionales y el sistema se
expande con aquellos recursos con los
cuales se tiene mayor disponibilidad.
TRANSMISIÓN
Escenario de demanda alto de las proyecciones
de marzo de 2011
Capacidad de interconexión con Ecuador de 500 MW. Exportaciones promedio de 250 MW
Capacidad de interconexión con Panamá de 600 MW Exportaciones promedio de 300 MW
Plantas de generación que adquirieron Obligaciones de Energía en Firme - OEF y su red de transmisión asociada.
Información estadística de indisponibilidad de activos del STN, sin incluir eventos programados .
Solicitudes de conexión al STN y de modificación de la red de nivel de tensión IV
Informes Trimestrales de Restricciones del CND–XM e Informes de Planeamiento Operativo de Largo y Mediano Plazo.
PAILITAS
TUMACO
RISARALDA
SANTA MARTA
FUNDACIÓN
COPEY
VALLEDUPAR
CUATRICENTENARIO
GUAJIRA
CUESTECITA
FLORES
CARTAGENA
URABÁ
OCAÑA
URRÁ
CHINU
SAN MATEO
CUCUTA
CAÑOLIMÓN
TASAJERO
POMASQUI
BANADIA
JAMONDINO
MOCOA
ALTAMIRA
SAMORÉ
TOLEDO
BETANIA
SAN
BERNARDINO
MIROLINDO
JUANCHITO
SALVAJINA
PANCE
A.ANCHICAYA YUMBO
SAN MARCOS
LA VIRGINIA
LA ENEA
SAN FELIPE
MIEL 1
CIRCO
PARAISO GUACA
LA MESA
BALSILLAS
GUATIGUARÁ
PAIPA
SOCHAGOTA
BARRANCA
TERMOCENTRO
MERILECTRICA
COMUNEROS
BUCARAMANGA
PALOS
MALENA
LA SIERRA
PURNIO
SALTO PORCE II
ORIENTE
GUATAPÉ
SAN CARLOS
COROZO
VENEZUELA
ECUADOR
CIRA INFANTA
TORCA
COLOMBIA
PORCE 4
PORCE 3
OCCIDENTE
ITUANGO
QUIMBO
ALFÉREZ
NUEVA
ESPERANZA
S.MATEO
SALITRE
NOROESTE
GUAVIO
RUBIALES
PRIMAVERA
Ecopetrol
BACATÁ
NUEVA
GRANADA
TUNAL
MIEL 2
LA HERMOSA
CARTAGO ARMENIA
BOSQUE
TERMOCOL
CHIVOR
CHIVOR 2
NORTE CHOCÓ
ECUADOR 500
PANAMÁ II
230 kV
SOGAMOSO
GUAYABAL
GUADALUPE IV
BARBOSA
JAGUAS
PLAYAS
BELLO
MIRAFLORES
ENVIGADO ANCON SUR
ESMERALDA
GUAVIARE
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN HIDRÁULICA ASOCIADA
SUBESTACIÓN STN - EXPANSIÓN DEFINIDA
SUBESTACIÓN STN 220 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV - EXPANSIÓN PROPUESTA
SUBESTACIÓN STN 500 kV
SUBESTACIÓN STN 220 kV
220 kV
500 kV
RED STN DEFINIDA
RED 500 kV PROPUESTA
RED 220 kV PROPUESTA
CONEXIÓN HVDC 2 POLOS
SUBESTACIÓN STN CON GENERACIÓN TERMICA ASOCIADA
TERNERA
EL VIENTO
REBOMBEO REFORMA
MONTERÍA
BOLIVAR
SURIA
LA TASAJERA
CARACOLI
TEBSA
SABANALARGA
BARRANQUILLA
AA
CERROMATOSO
CANDELARIA
PAEZ
RED OBJETIVO AÑO 2025
• Boyacá y Meta con un nuevo punto de inyección desde el STN.
• Corredores a nivel de 230 kV Salto – Bello – Guayabal – Ancón, Chivor – Norte – Baca y Flores – Caracolí – Sabana.
• Segundo circuito Cartagena – Bolívar a 220 kV.
• Nueva subestación a 500 kV en el área Atlántico.
• Conexión de Ituango - 2400 MW.
• Nueva subestación a 230 kV en el Choco .
• Nueva subestación a 500 kV en el sur de Cali.
• Expansión del STN en el Sur del país.
RECOMENDACIONES - PROYECTOS
Conexión de la planta de Generación Termocol
Nuevo Corredor Chinú – Montería – Urabá a 220 kV.
Nueva subestación Suria a 230 kV.
Nueva subestación Caracolí a 220 kV y corredor de línea Flores - Caracolí – Sabana.
Segundo circuito Cartagena – Bolívar a 220 kV.
Nueva subestación Malena a 230 kV.
Reconfiguración de la subestación Caño Limón.
CONVOCATORIAS PÚBLICAS STN
Fecha de Inicio
(apertura de la
convocatoria)
Fecha de
selección del
Inverionista
Fecha Oficial de
Puesta en
operación
Observación
UPME 01-2008 15/12/2009 28/04/2010 30/08/2012
Se realizó seguimiento al proyecto.
Presenta dificultades debido al proceso de
licenciamiento ambiental.
UPME 02-2008 25/06/2009 15/09/2009 20/05/2011
Se realizó seguimiento al proyecto.
Se realizó acompañamiento al proyecto
frente a las dificultades de permisos.
A la fecha el proyecto no está en servicio.
UPME 01-2009 02/09/2010 06/12/2010 30/04/2012Se realizó seguimiento al proyecto.
Sin riesgos para la puesta en servicio.
UPME 04-2009 13/12/2010 18/05/2011 30/06/2013
Se realizó seguimiento al proyecto.
Se identifican dificultades con trámites
ambientales.
ABIERTAS UPME 02-2009 02/11/2011
Se seleccionará
Inversionista el
25/01/2012
30/11/2013
Se elaboraron los pliegos, se realizó
prepublicación, se recibieron comentarios,
realizaron ajustes y se inició el proceso
oficialmente.
Se seleccionará Inversionista el 25/01/2012
Convocatoria Pública
Subestación Armenia a 230 kV y líneas
asociadas.
Nombre del Proyecto
Subestación Bosque 220 kV y líneas
asociadas
Subestación Nueva Esperanza 500/230
kV y líneas asociadas
EN
EJE
CU
CIÓ
N
Reactores sur del país – Reactores de
25 MVAr en Altamira, Mocoa y San
Bernardino 230 kV
Subestación Sogamoso 500/230 kV y
líneas asociadas
Los proyectos de transmisión resultantes del Plan de Expansión deben ejecutarse a través del mecanismo de convocatorias públicas. El MME delegó en la UPME el desarrollo de las Convocatorias Públicas para la selección de los Inversionistas y el seguimiento a estos proyectos.
PRÓXIMAS CONVOCATORIAS PÚBLICAS STN
Fecha de Inicio
(apertura de la
convocatoria)
Fecha de
selección del
Inverionista
Fecha Oficial de
Puesta en
operación
Observación
UPME 01-2010 En nov/2011 En definición 30/11/2013
Se elaboraron pliegos y se realizaron
análisis y ajustes a la ubicación de la
subestación.
UPME 05-2009 En nov/2011 En definición 31/08/2014Se elaboraron pliegos y se realizaron
importantes ajustes para mayor claridad.
UPME 02-2010 En definición En definición 31/08/2012
Se elaboraron los plegos y especificaciones
técnicas. Se realizaron numerosos trámites
sobre responsabilidades del promotor.
A la espera de la garantía del Generador
para poder dar apertura oficial.
UPME 04-2010 En definición En definición 30/11/2013 Se trabaja en la elaboración de los pliegos.
UPME 03-2009 En definición En definición 01/10/2012
Se realizaron ajustes a los pliegos pero la
convocatoria se suspendió ya que el
generador perdió las obligaciones.
La UPME consultará al promotor si continúa
o no con el fin de revaluar el proyecto.
UPME 03-2010 En definición En definición 31/10/2014
Se realizaron ajustes a los pliegos pero la
convocatoria se suspendió ya que el Auditor
declaró incumplimiento grave e insalvable y
está en proceso de decisión la pérdida de
las obligaciones.
La UPME consultará al promotor si continúa
o no con el fin de revaluar el proyecto.
Convocatoria Pública Nombre del Proyecto
Subestación Miel II a 230 kV y líneas
asociadas
Subestación Porce IV 500 kV y líneas
asociadas
PR
ÓX
IMA
S
Subestación Quimbo 230 kV y líneas
asociadas
Subestación Alférez 230 kV y líneas
asociadas
Subestación Termocol 220 kV y líneas
asociadas
Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá 230
kV
La UPME se está preparando enfrentar las posibles convocatorias de los STR que se encuentran en proceso de reglamentación.
GENERACIÓN
Tipo de planta Numero de proyectos Capacidad registrada (MW)
Hidraulico (> 20MW) 11 1,425
Hidraulico (< 20MW) 34 361
Termicos a Carbon 1 44
Termicos a Bagazo 1 7
Total 47 1,837
Proyectos de generacion de electricidad registrados en el periodo 01/01/11 - 15/09/11
Análisis del Potencial Hidroenergético
UPME junto con autoridades ambientales y energéticas, así como con agentes del sector publicaron
el proyecto de Resolución para la emisión del concepto técnico de que trata el Decreto 2820 de
2010.
Inicialmente se evaluarán los proyectos con base en la información suministrada por las
Corporaciones Regionales Autónomas – CRA , el MAVDT y por los agentes, de acuerdo con los puntos planteados en el proyecto de resolución.
Inscripción en el Registro de Proyectos de Generación
TRANSMISIÓN
Evaluación de Estudios de Solicitudes de Conexión y Actualización
de Cargos de Nivel de Tensión 4
En la presente vigencia, se han evaluado 39 solicitudes entre aquellas que corresponden a
conexiones al STN y aquellas que conciernen a solicitudes de modificación de cargos de nivel
de tensión 4.
UNIVERSALIZACIÓN DE SERVICIOS
Evaluación de Proyectos Enero - Septiembre 2011
Fondo Proyectos
Recibidos
Proyectos
Evaluados
Proyectos
Favorables
Recursos
Viabilizados
M$
Beneficiarios
FNR E.E 174 69 8 13.817 2.079
FAER 31 22 20 59.952 28.523
Total Proyectos
Eléctricos 205 91 28 73.769 30.602
FNR GN 45 26 5 6.249 3.288
FECF 14 12 3 10.688 7.524
Total Proyectos
Gas
Combustible
59 38 8 16.937 10.812
Total Proyectos 264 129 36 90.706 41.414
•Desarrollo de un Sistema de Revisión en Línea de Proyectos, con los Entes Territoriales. •Diseño de Cartillas, en el marco de una pedagogía de presentación de proyectos , en conjunto con MME. •Jornadas de capacitación a los Alcaldes Electos para la presentación y formulación efectiva de proyectos, objeto de cofinanciación por los fondos existentes .
URE Y FUENTES NO CONVENCIONALES DE ENERGIA
Programa de largo plazo que establece metas de ahorro de energía y uso de recursos
renovables en los sectores de consumo, para contribuir a asegurar el abastecimiento
energético y la competitividad económica de manera sostenible con el ambiente.
El 14,75% de ahorro en electricidad representa el 2.26% del consumo final total en 2015.
El 2,1 de ahorro de otros energéticos representa el 1.8% del consumo final total en 2015.
METAS DE AHORRO A 2015:
PARTICIPACIÓN DE LAS FNCE
2015 EN EL SIN EN ZNI
3,5%+ 20%++
SECTOR ELECTRICIDAD (GWH/AÑO)
OTROS ENERGÉTICOS (TCAL/AÑO)
Meta % Meta %
A NIVEL NACIONAL 14,75 2,1
Residencial 8,66 0,55
Industrial 3,43 0,25
Comercial, público y servicios
2,66 N/D
Transporte N/A 0,33
0,96
PLAN DE ACCIÓN INDICATIVO 2010-2015 PROURE
Subprogramas Estratégicos Transversales
1. FORTALECIMIENTO INSTITUCIONAL
2. EDUCACIÓN, I+D+I Y GESTIÓN DE CONOCIMIENTO
3. ESTRATEGIA FINANCIERA E IMPULSO AL MERCADO
4. PROTECCIÓN AL CONSUMIDOR LA INFORMACIÓN
• Apoyo a la CIURE
• Convenio UPME - ANDESCO
• Evaluación de la creación de un Organismo Nacional de URE y FNCE
• Programa Gestión Integral de la Energía (Diplomados en gestión energética).
• Proyecto para la aplicación de metodología de incorporación de URE y FNCE en la educación formal.
• Pilotos para aplicación de esquemas financieros para promoción y
viabilización de proyectos URE y FNCE. Subsectores: Acueductos y Hoteleros
• Proyecto Etiquetado en Eficiencia Energética.
Promoción del uso de Fuentes No Convencionales de
Energía (FNCE)
PLAN DE ACCIÓN INDICATIVO 2010-2015 PROURE
• Publicación del Atlas de Biomasa residual.
• Propuesta Bases Plan de Desarrollo de
FNCE para Colombia.
• Escenarios alternativos en el Plan de
Expansión de Referencia de Generación y
Transmisión 2011-2025.
• Estudio para Eliminación de barreras de tipo
financiero, regulatorio e institucional para el
desarrollo de un mercado de FNCE en
Colombia.
• Ruta Eólica: El objetivo es priorizar y
desarrollar estudios que eliminen barreras
socioeconómicas, regulatorias, financieras,
ambientales y de infraestructura para la
implementación de estas tecnologías.
SISTEMA DE INFORMACIÓN ELECTRICO COLOMBIANO
PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
Programa articulado del subsector de Gas Natural, que determina de manera
anticipada las necesidades de infraestructura de suministro y transporte que
permitan garantizar los requerimientos energéticos de la sociedad en el largo
plazo.
PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
Distribución de Reservas de Gas Natural a Diciembre 31 de 2010
22%
7%71%
R. Probables R. Posibles
R. Probadas
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Otros 3%
Gibraltar 4%
Cusiana 42%
Creciente 10%
Guajira 41%
La incorporación de nuevas reservas de gas natural es reducida
Las reservas totales alcanzan los 7.53 TPC
Los campos de Guajira y Cusiana concentran el 83% de las probadas
Reservas actuales permiten suministro pleno de 8 años
PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
BALANCE COSTA ATLÁNTICA
-
200
400
600
800
1.000
1.200
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-11
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MP
CD
Oferta Interior Aporte Costa Demanda Interior
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
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Cu
bic
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Día
-M
PC
D
Oferta Costa Demanda+BB Demanda Costa
Diciembre 2019
Julio 2016
Suministro corresponde a Resolución MME No 12201 de 2011.
La Costa dispone de Gas Natural hasta febrero de 2019 ante escenario medio de demanda
En escenario de demanda media en el Interior se presenta déficit a partir del mes de julio de 2016
Los déficits corresponden a niveles de producción insuficientes para atención plena de
necesidades
BALANCE INTERIOR DEL PAÍS
-
200
400
600
800
1.000
1.200
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Ene
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Ene
-13
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-29
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MP
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Oferta Interior Aporte Costa Demanda Interior
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100
200
300
400
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700
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Jul-
30M
illo
ne
s d
e P
ies
Cu
bic
os
Día
-M
PC
D
Oferta Costa Demanda+BB Demanda Costa
Diciembre 2019
Julio 2016
PLAN DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
Balance de Gas Natural Interior con Niño en 2014
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
Ene
-11
Sep
-11
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-12
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Sep
-13
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-14
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-16
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-17
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May
-28
Ene
-29
Sep
-29
May
-30
Oferta Interior Aporte Costa Demanda Interior
DEFICIT
• Bajo este supuesto en el Pacífico
para 2014, con intensidad similar
a la del periodo 2009-2010 se
presenta insuficiencia en el
Interior del país.
• Faltantes permanentes a partir de
2016
• Necesidad de un esquema
supletorio de suministro
GRACIAS