La ANH y el desarrollo de la industriaLa ANH y el desarrollo de la industria de gas

Armando Zamora ReyesDirector General

Conferencia NaturgasCartagena, marzo 26 de 2010

Contenido

1 Tendencias globales1. Tendencias globales

2. Situación regional

3. Situación local

4. Potencial

5. Oportunidades

6 C t ib ió d l ANH6. Contribución de la ANH

Consumo mundial de energía primaria

Fuente: BP Statistical, Gas Energy

Incremento del uso de Gas Natural Licuado en el mundo

Fuente: Cedigaz en survey of energy resources

Reservas probadas de gas natural

Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2009, Gas Energy

…..to a truly global gas market, where gas prices converge

Alaska

Sakhalin

Trinidad andTobago

Algeria

West Africa

Middle East

S.E.Asia

Egypt

Australia

S.E.Asia

SouthAmerica

Markets

LNG

6Source: Poyry

Contenido

1 Tendencias globales1. Tendencias globales

2. Situación regional

3. Situación local

4. Potencial

5. Oportunidades

6 C t ib ió d l ANH6. Contribución de la ANH

Recursos: abundancia y poca uniformidad en la distribución

8Fuente: SIEE – OLADE, 2007; CAF, 2009

Integración energética

A é i L ti l C ib ti

Escenarios de integración

América Latina y el Caribe tienenabundantes recursos energéticos, loque le otorga a la región una ventajageopolítica estratégica.g p g

Los mercados energéticos regionalesse integrarán principalmenteinterconectando los sistemasinterconectando los sistemasenergéticos y las redes de gasnatural para crear economías deescala, reducir costos, y aumentar lafiabilidad de los sistemas energéticosnacionales.

9Fuente: WEC 2008

La integración gasífera se ha debilitado…

10Fuente: CAF, 2009

GNL en Latinoamérica2008

• Trinidad ya es un referente mundial en GNL.

• Mariscal Sucre LNG avanza su esquema de viabilidad con nuevos socios.

• Perú LNG: único proyecto en el mundo que p y qtoma FID en 2006.

• En construcción Quintero en Chile y en avance Mejillones.

• Brasil inicia estudios dos terminales en Ceará y Guanabara.

• Argentina ejecuta instalación de un buque regasificador en Bahía Blanca.

• México operando Altamira. Costa Azul inicia operaciones y CFE adjudica Manzanillo.

Fuente: AVPG

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1 Tendencias globales1. Tendencias globales

2. Situación regional

3. Situación local

4. Potencial

5. Oportunidades

Demanda de gas natural en Colombia

Fuente: Naturgas

Reservas

MbblTpc

Crudo Gas

2.500

2.400

2.600 Mbbl

6.7

7.2 7.5

7.3 7.1

7.3 6.97.0

8.0

2.000

2.200

5.0

6.0

1.542 1.478

1.4531.510

1.668

1.600

1.800 4.0 4.2

4.0 4.3

3.7

4.4 4.0

4.0

5.0

1.453 1.358

1.200

1.400

2003 2005 2007 20092.0

3.0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 20092003 2005 2007 2009 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Recuperable Probadas

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1 Tendencias globales1. Tendencias globales

2. Situación regional

3. Situación local

4. Potencial

5. Oportunidades

6 C t ib ió d l ANH6. Contribución de la ANH

Reservas y recursos por cuenca (Gpc)a 31 de diciembre de 2009 (dato preliminar)

EN EVALUACIÓN PROSPECTIVAS TOTAL

CORDILLERA ORIENTAL 408 298 47 40 87 793

BASIN

POSIBLES

TOTAL PROBADAS PROBABLES

(1)CORDILLERA ORIENTAL 408 298 47 40 87 793 GUAJIRA 2.118 279 64 6.570 6.634 9.031 LLANOS ORIENTALES 1.008 1.367 719 - 719 3.094 SINÚ - SAN JACINTO - - - - VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 411 29 3 828 3 828 4 268VALLE INFERIOR DEL MAGDALENA 411 29 - 3.828 3.828 4.268 VALLE MEDIO DEL MAGDALENA 67 3 61 56 117 187 VALLE SUPERIOR DEL MAGDALENA 7 4 - - - 11 TOTAL (Gpc) 4.019 1.980 891 10.494 11.385 17.384

1. Expectativas de áreas en exploración

16

Nota: las reservas probables y posibles son estimativos de la ANH

Potencial de recursos de GasEscenario Medio (Gpc)

CuencaMEDIO (Gpc) Gpc

VIM 2.360 Guajira/Sinú Offshore 2.280 Cordillera Oriental 1.000 VMM 650 Guajira 570 VSM 502 

2,000

2,500

Colombia 285 Tumaco Offshore 285 Tumaco  285 Chocó Offshore 285 Chocó  285 Vaupés Amazonas 285

1,000

1,500

Vaupés‐Amazonas 285 Sinú‐San Jacinto 282 Catatumbo 262 Caguán‐Putumayo 257 Cesar‐Ranchería 251 Llanos Orientales 171 

0

500

Los Cayos 57 Cauca‐Patía 57 Urabá 57 Total 10.465 

Fuente: IHS, 2008. 17

Gas metano asociado al carbón

El potencial se estima en 17.8 TPC del total de gas in situ, de los cuales unos 7.5TPC podrían ser los volúmenes potencialmente recuperables

Depósitos de carbón Potencial de gas metano asociado al carbón

RegiónCarbón

explotable in situ (G tm)

Total in situ(G tm)

Gas in situ(Tpc)

Volúmenes potenciales

(Tpc)Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4Guajira 4.5 13.6 4.8 2.4Cesar 6.6 19.7 6.9 3.4Córdoba 0.7 2.2 0.8 -Antioquia 0.5 1.4 0.5 -Valle del Cauca 0.2 0.7 0.3 -Huilla 0.0 0.0 0.0 -Cundinamarca 1.5 4.4 1.6 0.8Boyacá 1.7 5.2 1.8 0.9Santander 0.5 1.4 0.5 -Norte de Santander 0.8 2.4 0.8 -

Total potencial 17.0 51.0 17.8 7.5p

Fuente: Arthur D. Little Inc.18

Gas Shale

El potencial se ha estimado en aproximadamente 32 Tpc de volúmenes recuperables

Depósitos de gas shale Potencial de shale gasDepósitos de gas shale

3

Potencial de shale gas

Cuenca Área (km2)

Espesorneto

(metros)

Gasin situ (Tpc)

Volúmenes potenciales

(Tpc)1.Magdalena Medio 7,500 100 289.5 29.02 C dill O i t l

1

3 2.Cordillera Oriental 500 100 19.3 1.93.Cesar Ranchería 200 100 7.72 0.8Total Shale Gas 8,200 316.5 31.7

2

Un potencial adicional de magnitud similar a la de la cuenca del ValleMedio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuencaMedio del Magdalena puede presentarse en la Cordillera Oriental / cuencaBogotá, pero no existen estudios geoquímicos disponibles que confirmendicha hipótesis

Shale gas deposit

19Fuente: Arthur D. Little Inc.

Tight gas

El análisis preliminar del potencial se estima al menos en 1.2 Tpc

Depósitos de tight gas Potencial de tight gasDepósitos de tight gas Potencial de tight gas

Región Área (km2)

Espesorneto

(metros)

Volumenneto

(acre-pie)

Gas in

situ(Tpc)

Volumenpotencial

(Tpc)(Tpc)Cordillera Oriental/ Magdalena Medio 4,000 200 648,570,555 28.3 1.2

Total PotencialTight Gas 4,000 648,570,555 28.3 1.2

Potencial adicional puede existir en las cuencas de Cordillera Oriental /Valle Medio del Magdalena pero no hay estudios geoquímicos

Tight gas potential

Valle Medio del Magdalena, pero no hay estudios geoquímicosdisponibles que confirmen esta hipótesis

g g p

20Fuente: Arthur D. Little Inc.

Hidratos de gas

Se estima aproximadamente un volumen potencial de 430 TPC de gas in situ

Depósitos de hidratos de gasDepósitos de hidratos de gas

Potencial de hidratos de gas

Cuencas Área(k 2)

Espesorneto

Contenido de Gas

(m3 naturalGas in

situCuencas (km2) neto(metros)

(m natural gas/ m3

hydrate)

situ(Tpc)

Caribe 37,500 1 164 217.1Pacífico 37,500 1 164 217.1Total Potencial de Hidratos de Gas 75,000 434.2Hidratos de Gas

No hay tecnología comercial de explotación

21Fuente: Arthur D. Little Inc.

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3. Situación local

4. Potencial

5. Oportunidades

6 C t ib ió d l ANH6. Contribución de la ANH

Proyecto de gasoducto centroamericano

23Fuente: WEC 2008

Posible nodo regional

24Fuente: WEC 2008

GNL en Latinoamérica2010 + : Nuevos proyectos

Nuevos proyectos de regasificación:

• México: Pto Morelos, Pto Libertad y Topolobambo.

• Chile (En construcción).( )

• Argentina.

• Uruguay.

• Brasil (Porto Alegre – Gas Energy).

• Colombia.

• El Salvador.El Salvador.

• Guatemala / Costa Rica.

• Jamaica.

Fuente: AVPG

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4. Potencial

5. Oportunidades

6 C t ib ió d l ANH6. Contribución de la ANH

Estructura institucional (upstream)

Adopta la política nacionalMinisterio de Minas y Energía

Administra y promueve el aprovechamiento del recurso

Explora, produce, refina, transporta y p p p ycomercializa

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Marco de política energética

Elementos de política necesarios:

Di ibilid d d f t d í l l t- Disponibilidad de fuentes de energía, locales y externas

- Oportunidades de valor agregado, de fuentes locales y externas

- Matriz energética de largo plazo, incluyendo fuentes locales y externas

- Modelos de mercado, incluyendo fuentes locales y externas

- Modelos regulatorios, incluyendo transiciones futuras

- Plan de desarrollo de regulaciones

- Medidas y plan de transición

-- > elementos que requieren revisión continua

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-- > elementos que requieren revisión continua

Un Estado regulador…

- Asegura el abastecimiento

- Promueve la competencia (donde sea posible)

- Regula cuando/donde no hay competencia

- Interviene cuando falla el mercado

- Adopta medidas de contingenciaAdopta medidas de contingencia

- - > busca un equilibrio óptimo para fomentar el desarrollo

29

Instituciones que intervienen

- Rector de la política (Ministerio)

C j (CONPES t )- Consejos asesores (CONPES, otros)

-Organismos de planeación (DNP, UPME)

- Entes reguladores (CREG)

- Superintendencias (de industria y comercio, de servicios públicos)

- Promotores de proyectos (ANH, Ecopetrol)

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Colombia’s roadmap to a well functioning gas market

Work to

Single system operator for Gas created

Single buyer role reduces as competitive upstream develops

Exports of gas to Central South America

Work to Introduce single buyer by early 2011

Liberalisation of

Guijira discovery Chuchupa

Gas demand hits 760 GBTUD

Exports to Caribbean

2015

developsSingle system operator for Elec & Gas

2010 2011 2012 2013 20141970 1980 1990 2000

Exports to Venezuela begin

Liberalisation of power market

2015….2010 2011 2012 2013 20141970 1980 1990 2000

‘89 ‘92‘03

‘09

‘08‘95

‘72‘07

Liquid competitive gas market

Ministry of energy white paper consultation and

Significant finds of gas through the

Cusiana associated gas

Massification of gas industry connection of coastal and then

Gas ShortagesEl Nino effect b i

Work to introduce common carriage transportation

consultation and publication by end 2010

through the period

ginternal demand and supply

ECOPETROL transformed i S A

brings gas market issues into sharp effect

Annual ten year gas and electricity

Annual single buyer process

31Source: Pöyry Energy Consulting

31

transportation regime by early 2011

into S.A.

Annual analysis of upstream by ANH

Annual ten year gas and electricity infrastructure plan

Muchas Gracias !

www.anh.gov.co

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