Visión de la Unidad de Planeación Minero-

Energética sobre el Abastecimiento

Energético en Colombia

Octubre de 2012

AGENDA

Presentación

1. Introducción a la Unidad

2. Visión de oferta y demanda

3. Objetivos de la política energética

4. Abastecimiento energética

1. Energía eléctrica

2. Combustibles líquidos

3. Gas natural

5. Desafíos del abastecimiento del gas natural

ANTECEDENTES

◙ Constitución política de 1991.

◙ Decreto 2119 de 1992 – Unidad Administrativa Especial (vinculada al

Ministerio).

◙ Ley 143 de 1994 – Unidad Administrativa Especial (adscrita al Ministerio) -

Funciones a la UPME (Artículo 16).

◙ Decreto Ley Decreto Ley 1687 de 1997 - Suprime Unidad de Información

Minero Energética.

◙ Decreto Ley 2740 de 1997 - Suprime funciones de INEA y se asignan a la

UPME.

◙ Decreto Ley 2741 de 1997 - Fusiona UPME – UIME.

◙ Decretos 255 y 256 de 2004 – Restructuración de la Unidad y definición de

la planta de personal.

FUNDAMENTOS

Unidad de Planeación Minero Energética - UPME -

PROPOSITO: Realizar la planificación integral del sector minero energético mediante

evaluaciones y diagnósticos de la oferta y demanda de los recursos minero energéticos,

elaborando planes y programas de largo plazo para el Ministerio de Minas y Energía, en forma

indicativa, permanente y coordinada con agentes públicos y privados, bajo esquemas de desarrollo

sostenible.

VISIÓN: La UPME en el 2014, se consolida como la autoridad técnica nacional, que articula el

planeamiento integral y la información de los sectores energético y minero, promoviendo el

desarrollo sostenible del país.

MISIÓN: Desarrollar de manera participativa el planeamiento integral y la gestión de la

información de los sectores energético y minero, para contribuir al desarrollo sostenible del país,

con un talento humano comprometido, idóneo y calificado, soportado en tecnología de punta

FUNCIONES

Responsabilidades relevantes de la UPME:

1. Establecer los requerimientos minero-energéticos de la población y los agentes económicos del país,

considerando la integración regional y mundial, según criterios tecnológicos, económicos, sociales y

ambientales.

2. Elaborar y actualizar los planes Nacional Minero, Energético Nacional, de Expansión de Generación y

Transmisión de Energía Eléctrica, Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural y los demás planes

subsectoriales, (FNCE, combustibles líquidos) en concordancia con el PND.

3. Evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes y usos energéticos no

convencionales (CIURE-PROURE).

4. Establecer y operar los mecanismos y procedimientos que permitan evaluar la oferta y demanda de

minerales energéticos, hidrocarburos, energía y determinar las prioridades para satisfacer tales

requerimientos, de conformidad con la conveniencia nacional.

5. Asesorar en materia de planeación sectorial al Ministerio de Minas y Energía realizando estudios

económicos cuando se requiera y apoyar con información de mercados de interés sectorial a los

agentes.

6. Organizar, operar y mantener la base única de información estadística oficial del sector minero-

energético, procurar la normalización de la información obtenida, elaborar y divulgar el balance minero-

energético, la información estadística, los indicadores del sector, así como los informes y estudios de

interés para el mismo. (actualmente certificado por ISO y el DANE).

ESTRUCTURA ACTUAL

Subdirección de

Planeación Minera

Consejo Directivo

Dirección General

Secretaría General

Subdirección de

Planeación Energética

Subdirección de

Información

TOTAL CARGOS: 66

Ley 1362 del 3 de Dic./2009 crea dentro de la estructura orgánica de la Unidad de Planeación Minero Energética

Consejo Directivo:

1. El Ministro de Minas y Energía o el Viceministro, quien lo preside.

2. El Director de la entidad encargada del despacho de energía.

3. El Director de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH.

4. Dos personas de reconocida idoneidad conocedores del sector de hidrocarburos y conocimientos financieros nombrados

por el Ministro de Minas y Energía, de terna presentada por tres gremios del sector

ESTRUCTURA PROPUESTA

Consejo Directivo

Subdirección de Energía

Generación

Transmisión y distribución

Modelos

Cobertura

Subdirección de Hidrocarburos

Petróleo y combustibles

líquidos

Gas

Combustible

Modelos 2

Subdirección de

Proyectos

Universalización del Servicio

Proyectos Transmisión Generación

Desarrollo y promoción de infraestructura

URE & FNCE

Subdirección Minera

Planeamiento y Modelamiento

Investigación y análisis sectorial

de Mercados

Industria Extractiva y

Transformadora

Demanda

Subdirección de Demanda

Oferta

Sectores y usos

Modelos

Dirección General

Oficina de Información

Asuntos

Temáticos

Tecnologías de

Información

Investigación de Información

Secretaría General

Asesores

TOTAL CARGOS: 115

VISIÓN DE OFERTA Y DEMANDA

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60,000

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Mil

on

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EP

Gas natural Gasolina Electricidad Diesel Carbón Biomasas GLP Combust. Aviac. Otros derivados

Fuente: UPME

Tasa de Crecimiento 2%

4.68%

5.09%

6.47%

2.04%

Oferta Interna

VISIÓN DE OFERTA Y DEMANDA

Residencial22%

Comercial y Público

6%

Industrial24%

Transporte38%

Agropecuario y Minero

7%

Construcción1%

No Identificado2%

Consumo Final Sectorial 2010

Gas Natural17.28%

Petróleo2.30%

Carbón3.08%

Biomasa12.15%

Electricidad17.83%

GLP2.92%

Gmotor11.83%

Kero4.24%

Diesel 21.70%

Fuel Oil0.24%

Biocmbustible2.05%

Otros4.40%

Consumo Final - Fuentes 2010

Consumo final: 230,325 Tcal

Energía primaria: 80,153 Tcal

Energía secundaria: 150,172 Tcal

Fuente: UPME

DEMANDA

0

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Mil

lon

es B

EP

Gas natural Gasolina Electricidad Diesel Carbón

Biomasas GLP Combust. Aviac. Otros derivados

Historia Proyección

Tasa de Crecimiento Medio Anual: 2.46%

Fuente: UPME

3.10%

3.48%

2.69% Diesel

Electricidad

Gas Natural

Prospectiva Energética - BAU

OBJETIVOS DE LA POLITICA ENERGÉTICA

La energía es factor de desarrollo económico y bienestar social

fundamental

Maximizar el aporte de los recursos energéticos con que cuenta el

país, respetando los requisitos ambientales y sociales.

Garantizar el abastecimiento energético eficiente, confiable y

oportuno aún bajo situaciones críticas.

Fortalecer mecanismos de mercado para dar las señales

oportunas y de requerimientos de expansión.

OFERTA DE ELECTRICIDAD

Sistema Eléctrico

Hidráulica63.6%

Térmica31.4%

Menores4.7%

Otros0.4%

Capacidad Instalada Generación – 14,450 MW

Líneas Transmisión 110 – 115 kV: 10,089 km

Transmisión 138 kV: 5.5 km

Transmisión 220 – 230 kV: 11,655 km

Transmisión 500 kV: 2,646 km

Energía Generada Ultimo Año

0

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5,500

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Hidráulica Gas Carbón Menores Cogeneración ACPM-FOIL

Sistema de Transmisión SIN Dic/2011

Fuente: XM

Fuente: XM

DEMANDA DE ELECTRICIDAD

0

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60,000

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29

20

30

GW

-h

Residencial Industrial Terciario Alumbrado Público Transporte Otros

Fuente: UPME

4.41%

3.87%

2.96%

Prospectiva BAU - Energía Eléctrica

Tasa interanual 3.5%

ABASTECIMIENTO ELECTRICIDAD

Abastecimiento - Energía Eléctrica

0

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9.000

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15.000

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18

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19

dic-

19

MW

CAP. INSTALADA DEM. ALTA

Fuente: UPME

OFERTA DE PETROLEO

Sistema Colombiano de Hidrocarburos

Probadas74%

Probables18%

Posibles8%

Reservas de Petróleo Evolución de Producción de Petróleo

Reservas Probadas: 2,260 MBls

Reservas Probables: 554 Mbls

Reservas Posibles: 255 Mbls

687

604578

541 528 525 529 531

588

671

785

915 932

-15.0%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

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Mil

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PD

Producción Petróleo Tasa Crecimiento

Fuente: MME

Fuente: MME

PRDUCCIÓN PETRÓLEO

Producción de Petróleo - Escenario de Referencia

Fuente: UPME- Estudio ADL

Reservas Probadas: 29.6%

R. Mejorada: 4.1%

Probables+Posibles: 18.2%

YTF: 48.1%

Máxima Producción: 2015

1.27 MBPD

Incorporación Total: 9,100

Mbls en 18 años 0

200

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Mil

es B

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R. Probadas Recup. Mejorada R. Probables + R. Posibles YTF

VISIÓN DE OFERTA Y DEMANDA

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Ex

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mo

KB

PD

Producción Demanda Exp/Imp

Excedentes de Petróleo

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40,000

60,000

80,000

100,000

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-5,000

0

5,000

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Pro

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on

sum

o

Imp

ort

ació

n /

Exp

ort

ació

n K

BP

D

Exp/Imp Producción Demanda

Balance ACPM

Balance Gasolina

Fuente: UPME- Estudio ADL

Excedentes exportables de petróleo ~ 700 KBPD

Gasolina autosuficiencia hasta 2024

ACPM deficitarios casi todo el periodo de análisis

Escenario Referencia de Producción de Petróleo

0

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150,000

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250,000

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-50,000

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30,000

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Pro

du

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/ Co

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PDIm

po

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ión

/ E

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rtac

ión

KB

PD

Exp/Imp Producción Demanda

DEMANDA DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS

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20

31

kB

DC

Pasajeros colectivo interurbano Pasajeros colectivo urbano Carga interurbanaCarga urbana Otros Pasajeros individual interurbanoPasajeros individual urbano

Demanda Gasolina Demanda ACPM

Pasajero individual mayor demandante de gasolina, tasa

de crecimiento de 1.9%

Carga interurbana mayor consumidor de ACPM, tasa de

crecimiento 3.5% medio anual

-

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2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

kBD

C

Pasajeros colectivo interurbano Pasajeros colectivo urbano

Carga interurbana Carga urbana

Motocicletas Otros

Pasajeros individual interurbano Pasajeros individual urbano

RESERVAS GAS

Fuente: MME

Reservas Totales 6.6 TPC

R. Probadas 5.4 TPC

R. Probables 0.65 TPC

R. Posibles 0.51 TPC R. Probables

0.65

R.Posibles 0.51 Otros

0.97

Guajira, 2.05

Cusiana, 1.85

Creciente0.47

Gibraltar 0.12

R. Probadas5.4

Reservas de Gas Dic/2011

OFERTA

Fuente: MME, Cálculos propios

Consideración sobre Oferta

Máxima disponibilidad

en diciembre de 2012

Cupiagua opera a partir de febrero de 2014 con 210 MPCD

Gibraltar inició operación en agosto de 2011 con 35 MPCD .

Declinación de Guajira a partir de diciembre de 2012

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-19

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-20

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-21

Ago

-21

MP

CD

Guajira Cusiana + Cupiagua Pauto Floreña

Apiay+Rancho Hermoso

Gibraltar Magdalena Medio

Valle Superior

Valle Inferior

Declaración de Producción Gas Natural 012-2022

DEMANDA

Demanda Media

Crecimiento medio anual de 1.7% en horizonte de 10 años.

Sectores de Refinería e industrial los de mayor crecimiento con 8.5% y 2.4% respectivamente.

Sector eléctrico mantiene importante participación

Escenario Medio de Demanda Gas Natural 2012-2020

Fuente: UPME

0

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MP

CD

Residencial Comercial GNV Petroquímica

Refineria Industrial Electrico Exportación

BALANCE NACIONAL

Fuente: UPME

Demanda Media

Faltantes desde

2017

Exportación a Venezuela finaliza en julio de 2014

No incluye subasta de nuevos proyectos térmicos 0

200

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1,400

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MP

CD

Balance Nacional

Oferta Costa Oferta Interior Total Demanda

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-14

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-15

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-15

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-16

Jun-

16

Nov

-16

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-17

Sep

-17

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-18

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8

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-18

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-19

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-19

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-20

Ago

-20

Ene

-21

Jun-

21

Nov

-21

MP

CD

Oferta Interior Necesidad Gas Costa Demanda Interior

BALANCE REGIONAL

Fuente: UPME

Balance Interior – Escenario Medio

Consideraciones

Abastecimiento hasta segundo semestre de 2018

Incremento de 70 MPCD en 2014 por entrada proyecto Cupiagua

Faltantes crecientes desde 2019

Segundo

semestre 2018

0

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300

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600

700

800

900

Ene

-11

Jul-1

1

Ene

-12

Jul-1

2

Ene

-13

Jul-1

3

Ene

-14

Jul-1

4

Ene

-15

Jul-1

5

Ene

-16

Jul-1

6

Ene

-17

Jul-1

7

Ene

-18

Jul-1

8

Ene

-19

Jul-1

9

Ene

-20

Jul-2

0

Ene

-21

Jul-2

1

MP

CD

Excedentes Exportables Oferta Costa para Consumo InternoDemanda Costa Demanda Total CostaOferta Total Costa

BALANCE REGIONAL

Fuente: UPME

Balance Costa Atlántica – Escenario Medio

Consideraciones

Suministro al Interior hasta mediados de 2018

Máxima oferta disponible para Interior en 2016

Insuficiencia creciente en Costa desde segundo semestre de 2018

Primer Semestre

2019

BALANCE REGIONAL

Fuente: UPME

Balance – Niño 2015

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

En

e-1

1

Jun

-11

No

v-1

1

Ab

r-1

2

Se

p-1

2

Fe

b-1

3

Jul-

13

Dic

-13

Ma

y-1

4

Oct

-14

Ma

r-1

5

Ag

o-1

5

En

e-1

6

Jun

-16

No

v-1

6

Ab

r-1

7

Se

p-1

7

Fe

b-1

8

Jul-

18

Dic

-18

Ma

y-1

9

Oct

-19

Ma

r-2

0

Ag

o-2

0

En

e-2

1

Jun

-21

No

v-2

1

MP

CD

Balance Costa Niño 2015

Oferta Consumo Nacional Excedentes Exportación Demanda Costa +Niño

Demanda Costa + Interior Disponibilidad Total Gas Costa

0

100

200

300

400

500

600

700

En

e-1

1

Jun

-11

No

v-1

1

Ab

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2

Se

p-1

2

Fe

b-1

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13

Dic

-13

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4

Oct

-14

Ma

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5

Ag

o-1

5

En

e-1

6

Jun

-16

No

v-1

6

Ab

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Se

p-1

7

Fe

b-1

8

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18

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-18

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9

Oct

-19

Ma

r-2

0

Ag

o-2

0

En

e-2

1

Jun

-21

No

v-2

1

MP

CD

Balance Interior Niño 2015

Oferta Interior Oferta Costa-Interior Demanda Interior + Niño

Faltantes en Costa

Interior requiere de generación con líquidos

Situación semejante 2009-2010

LINEAMIENTOS TÉCNICOS

La oferta corresponde a última declaración de producción e importación por parte de agentes

La oferta es afectada por las interrupciones causadas por mantenimientos programados y no programados

El periodo considerado para comercialización de gas de nuevos hallazgos será mínimo de tres años desde la fecha de su descubrimiento

La entrada en operación de proyectos de regasificación será mínimo de cuatro años, desde etapa de planificación

La entrada en operación de nuevos gasoductos será como mínimo tres años, desde su etapa de proyección

La entrada en operación de nuevas estaciones de compresión será de dos años, desde etapa de planificación

La capacidad de los gasoductos troncales corresponderá a la capacidad nominal de cada uno de dichos sistemas

La capacidad de transporte de cada uno de los tramos será afectada por la indisponibilidad más alta de los mismos

Fundamentos

Plan Indicativo de Abastecimiento Gas Natural

METODOLOGÍA

Demanda Escenario base o de

referencia (UPME)

Oferta Reservas probadas y

probables Potencial de producción

Transporte Sistema actual

Proyección de Demanda

Oferta

Balance

Transporte

Oferta Transporte

Requerimientos

METODOLOGÍA

El plan se elabora

tomando en cuenta escenarios que evalúan el comportamientos de las principales variables que tienen incidencia en el planeamiento, con el fin de visualizar alternativas futuras y minimizar incertidumbres.

Horizonte de 10 años

n-Escenarios

Oferta Demanda

Escenario – 2 Equilibrio oferta

demanda

Escenario -1 Abastecimiento

Escenario – 3 Déficit corto

plazo

Escenario – n Exportación en

largo plazo

RED DE TRANSPORTE

Fuente: PROMIGAS 2011

Sistema Costa

Cartagena-Sincelejo80 MPCD102 MPCD

Bquilla - G. Cartagena229 MPCD237 MPCD

La Mami – Bquilla547 MPCD524 MPCD

Interior

Termoguajira

Ballena – La Mami503 MPCD480 MPCD

EC. Sahagún EC. La Heroica EC. Caracolí

EC. Palomino

Ballena

Exportación Venezuela

La Creciente - Guepajé

Chuchupa y Ballena

Interior

190 MPCD

EC. Palomino Exportaciones Venezuela

150 MPCD

Ballena

Chuchupa y Ballena

689.04 MPCD

Termoguajra

0.0 MPCD

0.0 MPCD

Guajira

1.08 MPCD

1.10 MPCD

Magdalena

6.25 MPCD

6.41 MPCD

G. Barranquilla

80.77 MPCD

80.77 MPCD

Atlántico

68.52 MPCD

69.41 MPCD

G. Cartagena

41.23 MPCD

41.23 MPCD

Bolìvar

71.53 MPCD

72.04 MPCD

EC. La ArenosaEC. CaracolíEC. Sahagun

Córdoba – Sucre

26.27 MPCD

26.55 MPCD

La Creciente – Guepajè

61.73 MPCD

EC. La Heroica

Interior

190 MPCD

EC. Palomino Exportaciones Venezuela

150 MPCD

Ballena

Chuchupa y Ballena

689.04 MPCD

Termoguajra

0.0 MPCD

0.0 MPCD

Guajira

1.08 MPCD

1.10 MPCD

Magdalena

6.25 MPCD

6.41 MPCD

G. Barranquilla

80.77 MPCD

80.77 MPCD

Atlántico

68.52 MPCD

69.41 MPCD

G. Cartagena

41.23 MPCD

41.23 MPCD

Bolìvar

71.53 MPCD

72.04 MPCD

EC. La ArenosaEC. CaracolíEC. Sahagun

Córdoba – Sucre

26.27 MPCD

26.55 MPCD

La Creciente – Guepajè

61.73 MPCD

EC. La Heroica

Demanda Año 2020Capacidad Año 2012

Guajira

Demanda año 2022

Capacidad 2012

RED DE TRANSPORTE

Fuente: Información agentes 2011

Sistema Interior

Bucaramanga

EC. Vasconia

EC.

Barrancabermeja

TermocentroTermosierra

Antioquia

Barrancabermeja

Cund.Cogua

Bogotá

Gibraltar

Merilectrica

EC. Miraflores

Usme

EC. Apiay

EC. Mariquita

Termodorada

EC. Puente Guillermo

Vasconia

Cusiana - Cupiagua

GBS

Suministro Sur

Neiva

Termopalenque

Payoa y Provincia

EC. Padua

CQR

Cali

Térmicas del Valle

Campos Mag. Medio

EC. San Alberto

EC. Norean

EC. Curumaní

EC. Casacará

EC. Jagua del Pilar

EC. Hatonuevo

Costa Interior

CostaBallena

Popayán

Dina

Ibagué

Sebastopol

Fusagasugá

Sur

Valle GNL

Cota

Villavicencio

Llanos

Exportaciones Venezuela

Chuchupa y Ballena

GNL

Gasoducto

260 MPCD

297

Capacidad 2012 MPCD

Demanda 2020 MPCD

TR

AN

SO

CC

IDE

NTE

68,7

MP

CD

61.1MPCD32.5 MPCD

Hobo

PROGASUR 2.765 MPCD

ETT Buenos Aires

ETT Chicoral

TRANSGASTOL7 MPCD

Flandes

ET

T P

etro

bra

s

6 MPCD

Guando

Girardot

Ricaurte

2,156 MPCD

0,606 MPCD

Pradera

Jamundi

3,729

MPCD

Tramo Guando – Melgar –Fusagasugá(PROGASUR)

PROGASUR

TRANSGASTOL

TRANSOCCIDENTE

TRANSORIENTE

TRASMETANO

TGI

287 MPCD

379134 MPCD

178

29 MPCD

54

17 MPCD

31

192 MPCD

180

168 MPCD

150148 MPCD

116

11MPCD

29

143 MPCD

162

Demanda año 2022

Capacidad 2012

Gasoducto -------------

DESAFIOS

OFERTA

Importaciones de GNL-Corto Plazo.

Incorporación Reservas Recursos no Convencionales-Mediano Plazo.

Inversión importantes para el desarrollo del potencial gasífero Colombiano-Largo Plazo.

Eliminación de barreras mediante la coordinación Interinstitucional (Energía-Ambiente).

Adecuada coordinación entre autoridades sector Minero-Energético.

INFRAESTRUCTURA

Definición punto de partida proyecto de regasificación.

Ampliaciones algunos tramos interior .

Gas atrapado en la Costa (La Creciente 20 MPCD).