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F-DI-04

BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL 2017

Octubre 17 de 2017

I Jornada UPME de Gas Natural – Balance de Gas Natural

Unidad de Planeación Minero Energética

F-DI-04

Agenda

• Oferta de Gas Natural– Reservas y producción gas natural– Declaración de producción 2017– Escenarios de incorporación de petróleo y gas

natural 2016-2036• Demanda de Gas Natural

– Seguimiento a las proyecciones– Proyecciones por sector de consumo

• Balance Oferta - Demanda

BALANCE DE OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL 2017

F-DI-04

OFERTA DE GAS NATURAL


F-DI-04

OFERTA GAS NATURAL

Reservas gas natural

Declaración de producción de gas natural

Definición de escenarios de incorporación de reservas de 2016-2036


F-DI-04

Reservas gas natural

5320,77 GPC 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60%

Cesar Ranchería

Catatumbo

VSM

Cordillera Oriental

VMM

VIM

Guajira

Llanos Orientales

R.Probadas R.Probables R.Posibles

Cuenca P1 P2 P3

Llanos Orientales 59% 40% 11%

Guajira 22% 0% 0%

VIM 11% 30% 42%

VMM 4% 15% 14%

Cordillera Oriental 4% 8% 13%

VSM 1% 1% 2%

Catatumbo 0% 1% 1%

Cesar Ranchería 0% 5% 17%


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Evolución reservas gas natural

21%

-4%

-7%

8%

4%

-2%-4%

3%

16%

-17%

-6%

6%

-9%-8%-8%

-2%

8,5

7,16,6

7,06,4

5,95,45,3

-22%

-17%

-12%

-7%

-2%

3%

8%

13%

18%

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

% V

aria

ción

TP

C

R. Probadas R. Probables R. Posibles Variación

Reevaluación de reservas:

� Caída precios petróleo� Baja actividad

exploratoria

2015 - 2016Reservas totales (-2%)P1: -8%P2: +18%P3:+24%


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Producción gas natural

887

1.0111.073 1.077 1.105

1.1991.153

1.0781.027

955

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

GB

TU

D

Cusiana Cupiagua Gibraltar Otros Interior

Zona Aislada La Guajira La Creciente Otros Costa

Disminución de la producción

Principales cuencas productoras:

� Llanos Orientales� Guajira� VIM (Nelson, Bonga,

Mamey)


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Resoluciones MME 31159 del 3 de abril de 2017 y 313 85 del 7 de junio de 2017

Declaración de producción gas natural

1.857 GBTUDDic 2017


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Declaración de producción 2017 por cuenca

Fuente: MME. 2017. Cálculos: UPME

Principales aportes:

• VIM 36%• Guajira 20%• Llanos 11%• Imp 28%

Cuenca Llanos Orientales fuerte

declinación a partir de abril de 2024

Cupiagua - Abril 2024Cusiana - Enero 2025

0200400600800

100012001400160018002000

ene.

-17

jul.-

17en

e.-1

8ju

l.-18

ene.

-19

jul.-

19en

e.-2

0ju

l.-20

ene.

-21

jul.-

21en

e.-2

2ju

l.-22

ene.

-23

jul.-

23en

e.-2

4ju

l.-24

ene.

-25

jul.-

25en

e.-2

6ju

l.-26

GB

TU

D

Llanos Orientales Valle Inferior del MagdalenaGuajira Valle Medio del MagdalenaValle Superior del Magdalena CatatumboCordillera Oriental Cesar Ranchería


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Cantidades importadas disponibles para la venta


-

20

40

60

80

100

120

140

160en

e.-1

7

jun.

-17

nov.

-17

abr.

-18

sep.

-18

feb.

-19

jul.-

19

dic.

-19

may

.-20

oct.-

20

mar

.-21

ago.

-21

ene.

-22

jun.

-22

nov.

-22

abr.

-23

sep.

-23

feb.

-24

jul.-

24

dic.

-24

may

.-25

oct.-

25

mar

.-26

ago.

-26

GB

TU

D

Importación Ecopetrol - BallenaSPECImportación Petromil (CARDON IV - VEN IMP)


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Declaración de producción 2017


Disponible para la venta:PTDV + CIDV

Producción comprometida: volumen de gas productor tiene comprometido para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, incluye exportaciones y el gas para las refinerías.0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

ene.

-17

jul.-

17

ene.

-18

jul.-

18

ene.

-19

jul.-

19

ene.

-20

jul.-

20

ene.

-21

jul.-

21

ene.

-22

jul.-

22

ene.

-23

jul.-

23

ene.

-24

jul.-

24

ene.

-25

jul.-

25

ene.

-26

jul.-

26

GB

TU

D

PTDV CIDVPC- Contratos suministro consumo interno PC- Refinería de BarrancabermejaPC- Refinería de Cartagena Gas de operación

PTDV & CIDV

PC


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Declaración de producción 2013 - 2017

500

700

900

1.100

1.300

1.500

1.700

1.900

2.100

ene.

-13

ago.

-13

mar

.-14

oct.-

14m

ay.-

15di

c.-1

5ju

l.-16

feb.

-17

sep.

-17

abr.

-18

nov.

-18

jun.

-19

ene.

-20

ago.

-20

mar

.-21

oct.-

21m

ay.-

22di

c.-2

2ju

l.-23

feb.

-24

sep.

-24

abr.

-25

nov.

-25

jun.

-26

GB

TU

D

2013 2014 2015 2016 2017


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Declaraciones de producción 2013-2017

Fuente: MME – Concentra 2017


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Reservas GN 2016 Vs Declaración de producción 2017

Fuente: ANH – MME. 2017. Cálculos: UPME


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Estudio para revisar y actualizar las variables delentorno nacional e internacional, que impactan eldesarrollo de la actividad exploratoria dehidrocarburos en Colombia y construir tresescenarios de incorporación de reservas depetróleo y gas con un horizonte mínimo de 20años , incluyendo recursos convencionales y noconvencionales, así como las inversionesasociadas a cada escenario. (2016-2036)


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La definición de escenarios es una técnica utilizada en ambientes de alta incertidumbre, donde se requiere hacer consideraciones de largo plazo.

Metodología – Definición de escenarios

Los escenarios son construidos con base en variable s que influyen el desarrollo futuro del sector de hidrocarburos.

1. Se identifican las variables con mayor influencia en el desarrollo del sector y que además presentan alto grado de incertidumbre.

2. Las variables identificadas se distribuyen en una matriz de nivel de impacto e incertidumbre, para determinar cuales son las más importantes para la definición de escenarios (variables críticas).

3. A partir de la selección de variables críticas, se identifica para cada una los principales estadios futuros posibles (mutuamente excluyentes �∩ ∅) y colectivamente exhaustivos (∈ � � 1).

4. Se construyen los escenarios mediante la combinación de estadios determinados para cada variable crítica.

5. Se seleccionan los escenarios representativos. (por consenso)� Más probable (estadios de mayor

probabilidad)� Más favorable� Más adverso (estadios negativos)


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Se identificaron10 variables clave que afectarán los escenarios de oferta de hidrocarburos

Identificación de variables

Fuerzas diferenciadoras de escenarios

Alto

Bajo

Bajo Alto

Nivel deImpacto

Nivel de Incertidumbre

Precio de los HC

Hallazgos hidrocarburos Convencional

Seguridad

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


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Definición de escenarios

Escenario Precios de petróleo y gas Licenciamiento am biental Conflictividad social Términos fiscales Infrae structura

Abundancia

Precios de crudo internacional mayores a 60 USD/bl resultado de un mercado con una demanda mayor a la oferta.

Precios de Gas Natural Henry Hub entre mayores a 5 USD/MBTU por crecimiento de la demanda y limitada entrada de plantas de licuefacción.

Mejoramiento de los procesos de licenciamiento ambiental y reducción de tiempos de aprobación.

Definición y aplicación de los procedimientos para el desarrollo de YnC.

Oposición aislada a algunos proyectos petroleros.

El proceso de paz permite la exploración y desarrollo de nuevos proyectos en cuencas frontera y con alta conflictividad previa (Caguan Putumayo, Catatumbo, etc.)

Términos fiscales competitivos para el desarrollo de proyectos offshore, de crudos pesados y No Convencionales.

El gobierno incrementa su participación en el Goverment Take al aumentar los precios.

Disminución relativa de los costos de transporte por oleoducto dada el incremento de producción.

Desarrollos de gas en el offshore estimulan el crecimiento de la demanda y nuevas inversiones en infraestructura de gas natural.

Base

Precios de crudo internacional entre 45 – 60 USD/bl en un mercado equilibrado de oferta y demanda.

Precios de Gas Natural Henry Hub entre 3 – 5 USD/MBTU dado por alta liquidez de LNG.

Licencias ambientales con tiempos de aprobación promedio de 6 meses.

Dificultad en la aprobación de las licencias ambientales para proyectos no convencionales.

Intervención marginal de entes del Estado ajenos al sector en temas de licencias ambientales.

Nivel de conflictividad media. Altas demandas en las comunidades con tradición petrolera por mayor inversión.

Mayor intervención del estado en las zonas frontera para mediar los conflictos sociales.

Revisión periódica de términos fiscales para asegurar la competitividad del país en relación a México y los demás países de la región.

Adopción de términos fiscales diferenciados por tipo de HC (pesados, gas, offshore, etc.)

Ajuste al esquema de cálculo de tarifas de oleoductos para mantener la competitividad de la industria.

Incentivos regulatorios para el desarrollo de infraestructura para la importación y transporte de gas natural.

Escasez

Precios de crudo internacional entre 30 – 45 USD/bl resultado de un mercado internacional con sobreoferta de crudo y poco crecimiento de la demanda.

Precios de Gas Natural Henry Hub entre 1 – 3 USD/MBTU por alta disponibilidad de LNG.

Dificultad para obtener licencias ambientales debido a la presión de múltiples agentes de Estado de índole nacional y local.

No viabilidad a los proyectos de No Convencionales o en áreas sensibles ambientalmente.

Nivel de conflictividad alta por el incremento de desempleo y falta de inversión en las zonas con tradición petroleras.

Dificultad en el desarrollo de actividad en zonas de frontera por demandas sociales.

El Estado adopta incentivos contra cíclicos para atraer inversión pero los bajos precios de HC dificultan la promoción de la inversión.

Menores niveles de utilización de ductos resultan en costos de transporte excesivamente altos.

Desbalance regionales en la atención de la demanda de gas debido a cuellos de botella en la infraestructura de transporte.

Para la construcción de los escenarios se consideró la evolución de las variables y la consistencia entre las mismas


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

NoConvencionales

Yet-to-Find

RecuperaciónSecundaria

Reservas NoDesarrolladas

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 recob ro

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

Hipótesis

Escasez Base Abundancia

30 - 45 USD/bl 45 - 60 USD/bl >60 USD/bl

1 - 3 MMBTU 3 - 5 MMBTU >5 MMBTU

( ̴ $37 USD/bl -2 MMBTU)



Reservas

Existentes

Reservas Probadas reportadas por las empresas operadoras conforme a su perfil de producción y ajustadas para cada escenario

Gas (BCF) 100% (4,343) 100% (4,343) 100% (4,343)

Reservas No

Desarrolladas

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

Probables - Gas (BCF)

50% (316) 75% (479) 90% (579)

Posibles- Gas (BCF) 25% (96) 50% (197) 75% (299)

Total reservas no desarrolladas

412 BCF 676 BCF 878 BCF


F-DI-04

Estimación de la incorporación de recursos por componente

Hipótesis

Escasez Base Abundancia

30 - 45 USD/bl 45 - 60 USD/bl >60 USD/bl

1 - 3 MMBTU 3 - 5 MMBTU >5 MMBTU

( ̴ $37 USD/bl - 2 MMBTU)



Rec

urs

os

po

r

des

cub

rir

"YT

F"

YTF Gas Natural 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

No Convencionales

Perfiles de producción para los descubrimientos definidos en cada escenario:

Todos los proyectos inician exploración en 2024 - 2026

CBM

No se incorporan reservas

No se incorporan reservas

1 Proyecto CBM 1,100 BCF

Shale gas 2 Shale Gas 500 BCF c/u


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Incorporación de reservas de gas natural por escena rio (2016-2036)

4.343 4.343 4.343

878 676

8.617

4.430

436

2.100

02.0004.000

6.0008.000

10.000

12.00014.00016.00018.000

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 gas natural por componenteEscenario Base

En el Escenario Base la oferta de gas se mantiene en 1000 GPCD hasta 2027-2018 cuando inicia la producción en el offshore, alcanzando el pico de producción en el año 2030.

0

500

1000

1500

2000

2500

30002

01

6

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20

35

20

36

MP

CD

No Convencionales YTF

No Desarrolladas Existente


F-DI-04

Oferta de gas natural por componenteEscenario Abundancia

El Escenario de Abundancia refleja una alta prospectividad de Gas Natural offshore duplicando la producción actual.

0

500

1000

1500

2000

2500

30002

01

6

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20

36

MP

CD

No Convencionales YTF

No Desarrolladas Existente


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Oferta de hidrocarburos por componenteEscenario escasez

En el escenario de Escasez se caracteriza por muy poca actividad E&P por lo que la oferta de gas declina y se mantiene una tendencia a la baja continua.

0

500

1000

1500

2000

2500

30002

01

6

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35

20

36

MP

CD

No Convencionales YTF No Desarrolladas Existente


F-DI-04

Escenarios incorporación reservas gas natural

0

500

1000

1500

2000

2500

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

MP

CD

abundancia base escasez


F-DI-04

Combinación declaración de producción y estudio para la definición de escenarios de incorporación de reservas de hidrocarburos

Escenarios oferta gas natural 2017

0200400600800

10001200140016001800200022002400

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

MP

CD

abundancia base escasezDP 2017 (Prod.Nal) 90%Base Esc. Base resultante


F-DI-04

Combinación declaración de producción PP (incluye SPEC hasta Nov 2026) y estudio para la definición de escenarios de incorporación de reservas de hidrocarburos


-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

1.600,00

1.800,00

MP

CD

DP 2017 (Prod.Nal) Esc. Base resultante ESC. MEDIO OFERTA

SPEC - Nov 2026

F-DI-04

DEMANDA DE GAS NATURAL


F-DI-04

Sectores de consumo

Demanda de Gas Natural

Demanda Nacional Gas Natural

Residencial Terciario Industrial Petroquímico PetroleroTermoeléctricoTransporte

Vectores de Corrección del Error VEC

ModeloTécnico -

económico

Expectativas de consumo

de ECP y consumos

identificados por

proyectos futuros

Modelo Programación Dual Estocástica

Desarrollados en la subdirección de Demanda

Expectativas de consumo de acuerdo a proyectos identificados del sector

Desarrollados en la subdirección de Energía

F-DI-04

SEGUIMIENTO A LAS PROYECCIONES


F-DI-04

Seguimiento a las proyecciones

600

900

1200

1500

1800

en

e.-

13

mar

.-1

3

may

.-1

3

jul.

-13

sep

.-1

3

no

v.-1

3

en

e.-

14

mar

.-1

4

may

.-1

4

jul.

-14

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.-1

4

no

v.-1

4

en

e.-

15

mar

.-1

5

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.-1

5

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-15

sep

.-1

5

no

v.-1

5

en

e.-

16

mar

.-1

6

may

.-1

6

jul.

-16

sep

.-1

6

no

v.-1

6

en

e.-

17

mar

.-1

7

may

.-1

7

GBTUD

400

500

600

700

800

en

e.-

13

mar

.-1

3

may

.-1

3

jul.

-13

sep

.-1

3

no

v.-1

3

en

e.-

14

mar

.-1

4

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.-1

4

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-14

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.-1

4

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v.-1

4

en

e.-

15

mar

.-1

5

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.-1

5

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-15

sep

.-1

5

no

v.-1

5

en

e.-

16

mar

.-1

6

may

.-1

6

jul.

-16

sep

.-1

6

no

v.-1

6

en

e.-

17

mar

.-1

7

may

.-1

7

GBTUD

Con termoeléctricas

Sin termoeléctricas ni petrolero

Fuente: UPME, Chevron, Ecopetrol, Concentra, 2017


F-DI-04

Error Medio Cuadrático

Seguimiento a las proyecciones

Julio 2014

Noviembre 2014

Marzo 2015

Junio 2015

Diciembre 2015

Julio 2016

Diciembre 2016

Abril2017

MSE 3,51% 3,32% 2,64% 1,09% 1,22% 0,6% 0,71% 0,68%

Fuente: UPME, 2017

0,00%

2,00%

4,00%

6,00%

8,00%

10,00%

12,00%

14,00%

16,00%

Res

iden

cial

Co

mer

cial

Ind

ust

rial

GN

VC

Tota

l

Res

iden

cial

Co

mer

cial

Ind

ust

rial

GN

VC

Tota

l

Res

iden

cial

Co

mer

cial

Ind

ust

rial

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Revisión Julio2014

RevisiónNoviembre 2014

Revisión Marzo2015

Revisión Junio2015

RevisiónDiciembre 2015

Revisión Julio2016

Revisión Noviembre2016

Revisión Abril 2017

Sesgo (B) Modelo (M) Aleatorio (R)

F-DI-04

MODELOS ECONOMÉTRICOS DE PROYECCIÓN


F-DI-04

Vectores Auto Regresivos (VAR)

• Técnica usada en macroeconomía para relacionar elcomportamiento dinámico conjunto de un grupo de variables. Esel método prevalente para modelar series de tiempo.

• Un sistema VAR contiene un grupo de m variables, que seexpresan como una función lineal de p de rezagos de sí misma yde las otra m-1 variables, más un término de error.

� � �� + �� + ⋯ + �� + �� + ⋯ + �� + ��

� � �� + �� + ⋯ + �� + �� + ⋯ + �� + ��

Modelos econométricos de proyección

Fuente: Parker, J. A. (2012). Learning Time-Series Econometrics. Portland: Reed College. Retrieved 08 28, 2014, from http://academic.reed.edu/economics/parker/s14/312/tschapters/S13_Ch_5.pdf


F-DI-04

Vectores de Corrección del Error (VEC)

• Cuando las variables son individualmente no estacionarias debenser cointegradas. Si las variables son cointegradas deben teneruna tendencia estocástica común, alrededor de la cual se muevenjuntas alrededor de trayectorias no estacionarias.

• En el caso de dos variables y una relación de cointegración, sehace la primera diferencia de la ecuación y se incluye un términode corrección del error que mide la desviación del período previodel equilibrio de largo plazo.


∆�� + ��∆�� + ⋯ + ��∆�� + ��∆�� + ⋯ + ��∆��− �� − �� − �� + �

�� − �� − ��Relación de cointegración

Fuente: Parker, J. A. (2012). Learning Time-Series Econometrics. Portland: Reed College. Retrieved 08 28, 2014, from http://academic.reed.edu/economics/parker/s14/312/tschapters/S13_Ch_5.pdf


F-DI-04

Criterios estadísticos

• Los modelos elegidos para cada una de las regiones de consumosfueron seleccionados de acuerdo a los siguientes criterios:• Bondad de Ajuste: Se evalúan los criterios de información de Akaike,

Schwarz y el logaritmo de máxima verosimilitud, tanto para la elección delnúmero de rezagos del modelo, como para elegir entre modelos.

• Explicación de la demanda por parte del modelo: Se evalúa tanto el R2como el estadístico F y el error estándar.

• Adicionalmente, se utilizaron variables dicótomas para evitar que el modelosiga tendencias temporales que lleven a sobre o sub estimaciones de lademanda.

• Los escenarios alto y bajo se determinan sobre el escenario de mayorprobabilidad. Para este caso no se emplea la desviación estándar sino elerror estándar, con la siguiente fórmula:


�� !" �$%" � " &�'" � �� !" (�)!" ± +,-% ∗ � " ��%á�)�

F-DI-04

PROYECCIONES DE DEMANDA


F-DI-04

Sector Residencial• Para las proyecciones de demanda de gas natural tanto nacionales como

regionales, se empleo una combinación de un modelo VEC y un modeloVAR, que integra como variables endógenas la Demanda de cadaRegión, el Precio del gas natural en boca de pozo, Precios de GLP (IP) yla cobertura del servicio en número de hogares como variable exógena.


Variables del modelo residencial

Variables Periodicidad

Demanda de Gas Natural MensualPrecio de suministro GN TrimestralPrecio de suministro GLP Trimestral

Cobertura Trimestral


F-DI-04

• En 2016 los usuarios residenciales aumentaron en un 6,27%, alcanzando los 8.468.701 conectados a la red. La demanda del sector residencial en 2016 creció al 1,98%

• A 2031 se proyectan incrementos 1,75% promedio anual. Las regiones de mayor crecimiento son Noroeste y Suroeste, con crecimientos anuales promedio por encima del 2,5% (en los últimos 6 años han presentado crecimientos de 7,8% y 4,3% anual promedio

respectivamente).

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GBTUD CENTRO COSTA SUROESTE

NOROESTE NORESTE CQR

TOLIMA GRANDE

Sector ResidencialPROYECCIONES DE DEMANDA


F-DI-04

Sector Terciario• Para las proyecciones de demanda de gas natural tanto nacionales como

regionales, se empleo un modelo VEC, que integra como variablesendógenas la Demanda de cada Región, el Precio del gas natural enboca de pozo, Precios de GLP (ingreso del productor) y la cobertura delservicio en número de usuarios como variable exógena.


Variables del modelo comercial


Demanda de Gas Natural Mensual

Precio de suministro GN TrimestralPrecio de suministro GLP Trimestral

Cobertura Trimestral


F-DI-04

• El sector terciario presentó un crecimiento de 5,84% en 2016. Al igual que en el sectorresidencial, el crecimiento estuvo impulsado por el aumento en el número de usuarios que seconectaron al sistema, pasando de 146.330 en 2015 a 154.508 en 2016.

• A 2031 se proyectan incrementos 2,84% promedio anual (3,7% entre 2010 y 2016). En elsector terciario se espera que la región Centro se mantenga como la de mayor consumo. Seproyecta que las regiones de los santanderes (Noreste), Antioquia (Noroeste) y Valle delCauca (Suroeste), aumenten por encima del 3% de acuerdo a su capacidad de aumentar elnúmero de usuarios.

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GBTUDCENTRO COSTA NORESTE

NOROESTE SUROESTE CQR

TOLIMA GRANDE

Sector Terciario



F-DI-04

Sector Industrial• Se empleó un modelo VEC, que integra como variables endógenas la

Demanda de cada Región, el Precio del gas natural en boca de pozo,Precios de Carbón Mineral y PIB industrial. Para la demanda regional seutilizaron modelos de mínimos cuadrados dinámicos, relacionando lademanda de cada región con la nacional.


Variables del modelo industrial


Demanda de Gas Natural MensualPrecio de suministro GN TrimestralPrecio de suministro CM Trimestral

PIB Industrial Trimestral


F-DI-04

• En 2016 la industria presentó una caída de 4,66% en el consumo de gas natural.• El crecimiento proyectado del sector es 2,25% anual en promedio

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Histórico

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GBTUDCOSTA CENTRO SUROESTE


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Sector Industrial



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USD/MBTU

Histórico

pg

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pghb

pgext

Sector Industrial - Sensibilidad de precios



F-DI-04

335,45

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GBTUD

Histórico Medio

Alto Bajo

dg(pgha) dg(pghb)

dg(pgext)

Sector Industrial - Sensibilidad de precios



F-DI-04

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2029

2030

2031

RESIDENCIAL TERCIARIO INDUSTRIAL

Crecimiento de la demanda sectorial



F-DI-04

Sector Petroquímica• Se empleó un modelo VEC para cada región, que integra como variables

endógenas la Demanda, el Precio del gas natural en boca de pozo y elÍndice de Producción Industrial para el sector de Químicos Básicos (CIIU2041), publicado por el Departamento Nacional de Estadísticas, DANE.


Variables del modelo petroquímicos


Demanda de Gas Natural MensualPrecio de suministro GN Trimestral

IPI Químicas Básicas Trimestral


F-DI-04

• En 2016 la demanda del sector cayó en 3,28%, como consecuencia del aumento en los precios del energético, en particular en la costa.

• No se espera la entrada de proyectos en el sector, por lo que se esperaría que la demanda se mantuviera en los niveles actuales

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Histórico

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GBTUD

COSTA NOROESTE

Sector Petroquímica


F-DI-04

OTROS MODELOS UTILIZADOS


F-DI-04

Sector Transporte (GNVC)

Se empleo un modelo técnico - económico en el software ENPEP en le cualse tuvieron en cuenta consumos históricos, precios tanto de la tecnologíacomo del energético y el comportamiento de sustitutos como la gasolina.



F-DI-04

Se asumió una competitividad del GNVC del 30%, un escenario de preciosdel petróleo de 40USD/barril, entrada de taxis eléctricos y buses a GNVtanto en Bogotá como en otras ciudades afectando la proyección dedemanda.

Variables del modelo transporte


Demanda de Gas Natural Vehicular AnualCompetitividad histórica del GNV AnualPrecio de venta Gasolina Motor Anual

Demanda de Gasolina Motor AnualPIB (revisión Ag. 2016), Población, TRM Anual

Sector Transporte (GNVC ) - Supuestos



F-DI-04

Sector Transporte (GNVC)


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cim

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%)

MPCD

Histórico Proy. 2016 % Proy. 2016 % Histórico

Históricos Proyección

1996 - 2016 2017 - 2022

20 años 5 años

13.73% 0.79%

2007 - 2016 2017 - 2026

10 años 10 años

0.50% 0.53%

2011 - 2016 2017 - 2031

5 años 15 años

-0.79% -0.16%


F-DI-04

Fuente: MinMinas, UPME (2017)

Sector Transporte (GNVC) - Conversiones


Porcentaje de vehículos sobre el total nacional.


F-DI-04

• Durante 2016, el sector transporte tuvo una caída significativa en su consumo de gas natural. Con respecto a 2015, la demanda del sector cayó un 11,07%.

• Para el horizonte de proyección la demanda se mantiene constante.

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GBTUD

Histórico

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GBTUD CENTRO COSTA SUROESTE

NOROESTE CQR TOLIMA GRANDE

NORESTE

Sector Transporte (GNVC)PROYECCIONES DE DEMANDA


F-DI-04

Sector PetroleroSe utilizan datos reportados por la compañía colombiana de PetróleosECOPETROL, de acuerdo a sus expectativas de consumo en susinstalaciones actuales y a proyectos de expansión y los volúmenesreportados como producción comprometida para las refinerías en laDeclaración de Producción de 2017. Adicionalmente se tienen identificadosotros proyectos de recuperación mejorada, en los cuales es fundamental eluso del gas natural, y adicionan reservas de petróleo brindando al paísautoabastecimiento de petróleo, principalmente para carga a refinerías.



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 y el recobro mejorado.

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

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10.000

12.000

Abundancia Base Escasez

Existente Recobro Mejorado No Desarrolladas YTF No convencionales


F-DI-04

Oferta de hidrocarburos por componenteEscenario BaseEn el Escenario Base la oferta de crudo se mantiene sobre los 800 KBPD en los

próximos cuatro años.

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Existente No DesarrolladasRecobro Mejorado YTFNo Convencionales

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2016 2021 2026 2031 2036

KB

D

Base Abundancia

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,el recobro mejorado del escenario base y abundancia brindan autoabastecimiento de petróleo hasta 2036.


F-DI-04

Demanda refinerías para demanda petrolera

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-29

GB

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Refinería Barrancabermeja

REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA-ECP

REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA-DP

Refinería Barrancabermeja con adelanto a 2023

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GB

TU

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ECP REFICAR-ECP UPME REFICAR-DP

Barrancabermeja Cartagena


F-DI-04

DEMANDA PETROLERA DE GAS NATURAL

Fuente: Ecopetrol – UPME 2017

Escenario Medio

Reficar – Barrancabermeja tiene volúmenes comprometidos en la declaración de producción 2017 (Incluidos)

Recuperación secundaria• Teca (Fase I y Fase II) Info

ECP.• Nare – volúmenes semejantes

a teca Fase II (no están incluidos) – Info: ECP

• Otros proyectos – 30 MPCD. • Termosuria - Termoocoa-

Campo Santiago reportados por ECP.

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TU

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Campo Santiago Termosuria y Termoocoa Otros proyectos recuperación secundaria Recobro-Teca Fase II Recobro-Teca básica y Fase I Refinería Barrancabermeja - 2023 Refinería Barrancabermeja Refinería de Cartagena


F-DI-04

Sector Petrolero


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26

20

27

20

28

20

29

20

30

20

31

GBTUD

NORESTE

CENTRO

COSTA



F-DI-04

Sector TermoeléctricoLa estimación de la demanda de gas natural obedece principalmente alcomportamiento de la hidrología y a la conformación de la matriz deexpansión en generación.

Se plantean diferentes escenarios con base en el Plan de Expansión deReferencia Generación Transmisión 2016-2030.

Para el cálculo de la demanda de gas natural se utiliza el modelo energéticoSDDP, en el cual se simula la operación del SIN del forma uninodal ( Notiene en cuenta restricciones).

Los valores de combustible para la generación de seguridad se estiman conel modelo de simulación eléctrica DIGSILENT (Tiene en cuentarestricciones)



F-DI-04

Sector TermoeléctricoEl cálculo del consumo de gas de las plantas despachadas por generación de seguridad se realiza seleccionando el valor máximo entre el despacho realizado por el SDDP y la generación de seguridad estimada con el modelo DIGSILENT.

1"��2(" )� 1"(&2�%!&$��

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F-DI-04

Sector TermoeléctricoEntradas modelo SDDP:

� Proyección de demanda de energía eléctrica UPME escenario alto.� Proyección de precios de combustibles UPME.� Costos (O&M, CERE, FAZNI, Ley 99 y AGC) para cada tecnología de

generación.� Series históricas de hidrología, viento y radiación.

Para la estimación del consumo de gas natural en el sector termoeléctrico se simularon los siguientes escenarios:



F-DI-04

Sector Termoeléctrico


0

50

100

150

200

250

300

350

400

20

16

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20

20

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20

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20

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20

30

20

31

GBTUDNORESTE CENTRO COSTA

SUROESTE NOROESTE CQR

TOLIMA GRANDE



F-DI-04

Sectorial y Regional


0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

GBTUD TERMOELÉCTRICO INDUSTRIALGNVC RESIDENCIALPETROLERO TERCIARIOPETROQUIMICA+COMPRESORES

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

201

6

201

7

201

8

201

9

202

0

202

1

202

2

202

3

202

4

202

5

202

6

202

7

202

8

202

9

203

0

203

1

GBTUD

COSTA CENTRO SUROESTE


TOLIMA GRANDE

DEMANDA DE GAS NATURAL (GBTUD)

Año Esc. Medio Esc. Alto Esc. Bajo

2017 1,049 1,126 9302018 1,224 1,355 9992019 1,134 1,389 8912020 1,122 1,242 9162021 1,039 1,108 9762022 1,059 1,127 9972023 1,197 1,325 1,1282024 1,257 1,328 1,1742025 1,266 1,334 1,2042026 1,289 1,355 1,2252027 1,346 1,440 1,2472028 1,403 1,484 1,2702029 1,352 1,419 1,2882030 1,375 1,445 1,3092031 1,395 1,464 1,329

PERÍODO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIA PQ+COMPR GNVC PETROLERO TERMO TOTAL

2016 - 2031 1.75% 2.84% 2.25% -0.15% 1.01% 4.69% -1.71% 1.91%

2017 - 2021 1.98% 3.43% 3.18% -0.38% 2.09% 8.06% -20.78% -0.24%

2022 - 2026 1.76% 3.55% 2.19% 0.00% 0.53% 8.99% 9.09% 5.03%

2027 - 2031 1.51% 3.25% 1.97% 0.00% -0.26% -0.16% 1.03% 0.90%



F-DI-04

BALANCE DE GAS NATURAL


F-DI-04

- 200 400 600 800

1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000

ene.

-17

ago.

-17

mar

.-18

oct.-

18

may

.-19

dic.

-19

jul.-

20

feb.

-21

sep.

-21

abr.

-22

nov.

-22

jun.

-23

ene.

-24

ago.

-24

mar

.-25

oct.-

25

may

.-26

dic.

-26

GB

TU

D

Residencial TerciarioIndustrial Petroquímica + CompresoresGNVC PetroleroTermoeléctrico Oferta - Esc. AltoOferta - Esc. Base Oferta - Esc. Bajo

Esc. Medio Demanda Febrero 2024

Balance de gas natural

• Esc. medio de demanda (áreas)

• Esc. alto de oferta (PP+CIDV)

• Esc. medio de oferta (PP)

• Esc. bajo de oferta (90% PP)

Fuente: UPME - MME. 2017. Cálculos: UPME


F-DI-04



-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000en

e.-1

7ju

l.-17

ene.

-18

jul.-

18en

e.-1

9ju

l.-19

ene.

-20

jul.-

20en

e.-2

1ju

l.-21

ene.

-22

jul.-

22en

e.-2

3ju

l.-23

ene.

-24

jul.-

24en

e.-2

5ju

l.-25

ene.

-26

jul.-

26

GB

TU

D

Demanda Alta Demanda Media Demanda Baja

Oferta - Esc. Alto Oferta - Esc. Base Oferta - Esc. Bajo

Comb.Esc

Fecha déficit

OB-DA Ene 23

OB-DM Mar 23

OB-DB Feb 24

OM-DA Feb 23

OM-DM Feb 24

OM-DB Ene 25

OA-DA Sep 23

OA-DM Feb 25

OA-DB Jul 25


F-DI-04



0200400600800

10001200140016001800200022002400

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

MP

CD

abundancia base escasezDP 2017 (Prod.Nal) 90%Base Esc. Base resultante


F-DI-04

Combinación declaración de producción PP (incluye SPEC hasta Nov 2026) y estudio para la definición de escenarios de incorporación de reservas de hidrocarburos


-

200,00

400,00

600,00

800,00

1.000,00

1.200,00

1.400,00

1.600,00

1.800,00

MP

CD

DP 2017 (Prod.Nal) Esc. Base resultante ESC. MEDIO OFERTA

SPEC - Nov 2026


F-DI-04

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

GB

TU

D

Esc. Alto demanda Esc. Medio Demanda Esc. Bajo demandaDP (PP sin SPEC) Esc. Base resultante ESC. MEDIO OFERTAcon planta pacífico

Offshore Nacional?Fase II Regasificación

Atlántico ?




F-DI-04

� Balance volumétrico entre el escenario medio de oferta y medio de demandaindica desbalance desde el mes de febrero de 2024.

� El desbalance del año 2014, se puede equilibrar con la planta de regasificación delPacífico, además de dar confiabilidad al sistema de gas natural.

� La planta de regasificación del Pacífico, por análisis eléctricos y de confiabilidadpuede requerirse antes (objeto de estudio del Plan de abastecimiento de gasnatural versión 2017).

� Los escenarios de oferta de la UPME después de 2026 consideran incorporaciónde reservas de gas natural del offshore Colombiano. Aún así se requierenvolúmenes adicionales de gas natural.

� Con combinación de escenarios aún después de 2026 se evidencian desbalances,los cuales puedes ser atendidos con gas del offshore o con una segunda fase deregasificación en el Atlántico.

� El país requiere tomar decisiones anticipadas de modo que se logre la seguridaden el abastecimiento y la confiabilidad, ojalá con gas natural Nacional, que hayque hacer?

� No existe dilema entre la planta de regasificación en el pacífico y la exploraciónOffshore, debido al tiempo en el que se tendrán los resultados de la exploraciónen el offshore Colombiano.

Conclusiones

www.upme.gov.co

@upmeoficial Upme (Oficial)

GRACIAS

[email protected]@upme.gov.co

[email protected]@[email protected]

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