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

PROSPECTIVA DE OFERTA DE

CRUDO Y GAS NATURAL

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

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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

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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

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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

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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

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

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

20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

20

28

20

29

20

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

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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

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PLAN TRANSITORIO DE

ABASTECIMIENTO DE GAS

NATURAL

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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

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PRODUCCIÓN DECLARADA

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PROYECCIÓN DE RESERVAS

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PROYECCIÓN DE DEMANDA

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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

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TRANSPORTESistema nacional actual

Fuente: TRANSPORTADORES, UPME

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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.

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FLUJOS COMPROMETIDOS CON LA CONSTRUCCIÓN DE LA PLANTA DE

REGASIFICACIÓN EN BUENAVENTURA, 2023

Marzo 2022 Marzo 2025

F-DI-04

OBRAS DEL PLAN TRANSITORIO DE

ABASTECIMIENTO (Próximos 5 años)

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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

PLAN DE ABASTECIMIENTO DE

COMBUSTIBLE LIQUIDOS

F-DI-04

DIAGRAMA METODOLOGÍA

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

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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.

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PLAN INDICATIVO DE COBERTURA

DE GAS COMBUSTIBLE

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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%

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30%

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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

www.upme.gov.co@upmeoficial Upme (Oficial)

GRACIAS