Sitiuacion Actual y Futura Del Mercado Del Gas

5/14/2018 Sitiuacion Actual y Futura Del Mercado Del Gas - slidepdf.com

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miércoles, 30 de diciembre de 2009

SITUACION ACTUAL Y FUTURA DEL MERCADO DE GAS

BORIS VILLA GALLOGerente de Gas ( e )



2

AGENDA

Foro Gas Natural

• Balance oferta -demanda largo plazo y reservas

• Aumento de oferta - Ecopetrol y sus socios

• Respaldo firme del gas

• Contratación a largo plazo

• Preguntas para reflexionar



3

AGENDA

Foro Gas Natural








4

BALANCE OFERTA DEMANDA TOTAL PAIS, GBTUDP50, 2008-2020

Con base en balances realizados conjuntamente UPME y asociados a Naturgas, sin nuevos hallazgo

y sin contar con el gas metano asociado a carbón, la oferta nacional y las importaciones de Venezuela

estarían en capacidad de atender la demanda nacional P50 hasta 2018.

Por lo que la sostenibilidad del mercado a largo plazo requiere nuevas fuentes de gas, cuya viabilidad

dependerá de señales regulatorias claras y estables.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

2 0 0 8

2 0 0 9

2 0 1 0

2 0 1 1

2 0 1 2

2 0 1 3

2 0 1 4

2 0 1 5

2 0 1 6

2 0 1 7

2 0 1 8

2 0 1 9

2 0 2 0

G B T U d

Interior La Creciente Guajira Importación Demanda

Balance P50, con importaciones en la base Capacidad deatención de lademanda 2018

Foro Gas Natural



Sep./ 09 Requerimientos

máximos

Balance

proyectado 2013Demanda

Promedio (térmica +no térmica)* 44+ 414 44+ 414 44+630

Térmica adicional x Niño o adicional por

requerimiento máximo de capacidad Total 122580 249707 249923

OfertaOferta campos Interior * (en 2013 incluyeexpansiones)

286 286 476

Capacidad gasoducto B-Bca Total 195481 195481 260736

(Déficit )/ SuperavitSustitución en GRB(Déficit )/ Superavit

(99)30

(69)

(226)30

(196)

(187)

5

BALANCE EN EL INTERIOR PAÍS

INTERIOR PAIS (MPCD)

Para requerimientos máximos de generación térmica dados por capacidad instalada , la oferta

de gas en el interior del país es insuficiente actualmente y en el futuro.

* Promedio mayo –julio /09Foro Gas Natural



6

Sep/ 09 Requerimientosmáximos

Balanceproyectado 2013

DemandaPromedio (térmica + no térmica)Térmica adicional x Niño o requerimiento

máximo

151+160

71

151+160

335

151+247

335Total 382 646 733

OfertaTotal

- Envío al interior B-Bca

Oferta disponible

790195

595

790195

595

668 __260

408Excedente para exportaciónDéficit

2130

0(51)

0(325)

COSTA ATLANTICA (MPCD)

BALANCE COSTA ATLÁNTICA

Foro Gas Natural

Para requerimientos máximos de generación térmica dados por capacidad instalada , la oferta

de gas en la costa atlántica es insuficiente actualmente y en el futuro.



7

RESERVAS DE GAS TOTAL PAIS 2008

El país cuenta con reservas de gas probables y posibles que podrán ser desarrolladas si se cuenta

con incentivos regulatorios que permitan a productores manejar sus propios riesgos y ampliar los

mercados.

Foro Gas Natural



8

AGENDA

Foro Gas Natural








9

ECOPETROL ADICIONA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN

Campo Producción

(MPCD)

Fecha entrada

Producción

Infraestructura de

transporte

Guajira 50 May-09

Ampliación Ballena-Barranca 190 a 262MPCD, en cronogramapara abril/10

Gibraltar 30 Dic-10Se estima un año deretraso. Nov. 2010

CusianaLTO II

70 Jun-10Ampliación Cusiana – Vasconia, para julio/10

Cupiagua 210 Jul-11Ampliación Cusiana – Vasconia, paraenero/11

TOTAL 360

Para aumentar oferta, entre el 2009 y el 2011 con participación de Ecopetrol se

incorporan 360 MPCD de nueva capacidad de producción

ChuchupaBallenaRiohacha

Hato Nuevo

MaicaoSanta Marta

Barranquilla

Cartagena

Güepajé

La CrecienteArianna

El JoboMontería

Cerromatoso

Mompós

Casacara

Noreán

CerritoCúcutaPiñal

ProvinciaPayoa

Gibraltar

CantagalloLlanito

La Cira InfantasOpón

La PuntaCusiana

Apiay

Toqui -ToquiManá

AbanicoMontañueloDon Pedro -Monserrate

EspinoRío CeibasSanta Clara

Fundación

BarrancabermejaBucaramanga

Sebastopol

Medellín

VasconiaLa Belleza Belén

Cogua

Bogotá

Neiva

Cali

Mariquita

ArmeniaPereira

CampoProducción

TGI

Promigas

Progasur

TransmetanoTranscogas

Transoriente

Transgastol

Transoccidente

Coinobras

Convenciones

©2009 Google – Datos de mapa © 2009LeadDog

Consulting, MapLink/Tele Atlas, EuropaTechnologies

El Centro

Yopal

20 mi

20 km

Cupiagua

Foro Gas Natural



ChuchupaBallenaRiohacha

Hato Nuevo

MaicaoSanta Marta

Barranquilla

Cartagena

Güepajé

La CrecienteArianna

El JoboMontería

Cerromatoso

Mompós

Casacara

Noreán

Cerrito

CúcutaPiñalProvinciaPayoa

Gibraltar

CantagalloLlanito

La Cira InfantasOpón

La Punta

Cusiana

Apiay

Toqui -Toqui

ManáAbanicoMontañuelo

Don Pedro -Monserrate

EspinoRío CeibasSanta Clara

Fundación

BarrancabermejaBucaramanga

Sebastopol

Medellín

VasconiaLa Belleza Belén

Cogua

Bogotá

Neiva

Cali

Mariquita

ArmeniaPereira

CampoProducción

TGI

Promigas

Progasur

Transmetano

Transcogas

Transoriente

Transgastol

Transoccidente

Coinobras

Convenciones

©2009 Google – Datos de mapa © 2009LeadDog

Consulting, MapLink/Tele Atlas, EuropaTechnologies

El Centro

Yopal

20 mi

20 km

10

Con adición de nueva oferta de gas de campos pequeños, Ecopetrol continúa

contribuyendo a la diversificación de fuentes de suministro.

ADICIÓN DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN - CAMPOS MENORES

Campo Estimado producción(MPCD)

Sardinata

• Corto plazo (1) 1,2

• Largo plazo 4,0

Don Pedro (2) 9 ,0

Mezcla Dina

TOTAL

1,5 – 3,5

15,7 -17,7

Notas:

(1) En producción desde junio de 2009

(2) En producción desde agosto de 2008

Foro Gas Natural



11

ECOPETROL logra importante participación en actividad exploratoria en las últimas

rondas realizadas por la ANH, de forma directa o en asociación, con el propósito de

aumentar las reservas de crudo y gas.

RONDABloques

ofertadosTotal bloquesadjudicados

Bloques adjudicadosa ECP

RONDA CARIBE 2007 (Sep.18 /07) 13 9 8

RONDA COLOMBIA 2008 (Nov. 7 /08) 43 22 4

MINIRONDA 2008 (Dic.4 /08) 102 50 4

TOTAL 158 81 16

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Ecopetrol S.A.

Petroleos Colombianos

ONGC Videsh Ltd.

Operaciones Pet. Andinas

Petro Andina Resources Inc.

Petrobrás Colombia Limited

Golden Oil Corp.

Hocol S.A.

Lewis Energy Colombia Inc.

MetaPetroleum Ltd.

Omega Energy Colombia

Pacific Stratus Energy Colombia Ltd.

Tecpecol S.A.

8 Empresas (2 bloques c/u)

17 empresas (1 bloque c/u)

16

5

4

4

4

4

3

3

3

3

3

3

3

2

1

BLOQUES EXPLORATORIOS OBTENIDOS

ACTIVIDAD EXPLORATORIA



PROYECTOS DE EXPLORACIÓN

Ecopetrol le apuesta al Offshore Caribe y Piedemonte parael desarrollo del recurso gasífero en Colombia

OFF-SHORE CARIBEEstimado recursos:

13 - 35 TCF

Bloques: Tayrona , Fuerte Norte ySur, RC4 y RC5Socios de ECP: PEC, EXXONMOBIL, PETROBRAS, BHP, BP

INVERSIÓN MUS$ 155

OFF-SHOREPACÍFICO

Estimado recursos:

5 -10 TCF

GAS ASOCIADO ALCARBÓN

Estimado recursos:1.5 - 3.5 TCF

RancheríaSocio de ECP: Drummond

PIEDEMONTEEstimado recursos:

2 - 5 TCF

Bloques: Sirirí, Odisea, Tangaray CóndorSocios de ECP: Talisman, Lukoil

INVERSIÓN MUS$ 216

Foro Gas Natural



SÍSMICA

ESTUDIOS

PERFORACIÓN

En el corto plazo se perforan oportunidades gas prone de alta materialidad y seadquirirá sísmica clave para la generación de prospectos gasíferos

GEOQUÍMICAOffshore

Se estima unainversión en estos

proyectos a 2011 de34 MUS$ en Sísmicay 135 MUS$ enpozos

PERDICES210 Km

PERDICESGranate

PERDICESTupale

SIRIRÍ Gibraltar-3

SIRIRÍ Rhodes-1

QUEBRADALARGACacique

Sísmica en bloquesRC 6, 7, 8, 9 y 10 .

4323 Km equiv.

Batimetría

PROYECTOS DE EXPLORACIÓN

Foro Gas Natural



14

AGENDA

Foro Gas Natural

• Balance oferta-demanda largo plazo y reservas







15

Fuente: Información Sistema de Información NEON XM. Cálculos propios ECP

En situación de hidrología crítica como la actual, la generación térmica a gas representa un

respaldo muy importante del sistema eléctrico.

Recientemente se ha evidenciado que generación con líquidos no es solución. Además esa

infraestructura tampoco es remunerada para tener disponibilidad de respaldo de la energía firme

A futuro ¿como se remunerará la disponibilidad del suministro de gas que garantice la energía

firme?

RESPALDO A LA ENERGÍA FIRME DE LA GENERACIÓN A GAS

9.5%

14.7%

37.1% 32.9%

82.0% 72.2%

49.8% 55.1%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

E n e - 0 9

F e b - 0 9

M a r - 0 9

A b r - 0 9

M a y - 0 9

J u n - 0 9

J u l - 0 9

A g o - 0 9

S e p - 0 9

O c t - 0 9

N o v - 0 9

P o r c e

n t a j e d e p a r t i c i p a c i ó n

Participación fuentes de generación

Promedio de GAS Promedio de HIDRAULICA Promedio de CARBON

Promedio de FUEL OIL Promedio de COGENERADORES Promedio de MENORES

INFORMACION

NO PUBLICADA

POR XM

Foro Gas Natural



1.35 1.341.25

1.091.00 0.99

0.850.77

0.40

(0.06)(0.09) (0.27)

(0.40)

(0.20)

-

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

T e b s a

F L O R E S 2

F L O R E S 1

P r o l e c t r i c a

T s i e r r a

T y o p a l 2

F L O R E S 3

T c e n t r o

M e r i l

T E m c a l i I

T v a l l e

T d o r a d a

U S $ / M B T U

Diferencia Cargo por confiabilidad vs. Costos fijos

transporte (Guajira) para capacidad remunerada -2009

16

Se ilustra el monto de cargo disponible,

luego de descontar cargos fijos por

transporte (pareja 50-50).

• ¿Cómo remunerar garantía de suministro?

• Si se requiere respaldo firme con gas ¿Se

debería revisar el cargo por confiabilidad

y/o su distribución?

• ¿Fijar un nivel por encima del cual seacepta el nivel de riesgo que implica la no

entrega en firme?

Nota: Se considera que el gas consumido actualmente es de Guajira,

es decir utilizan el gasoducto desde Ballena hasta cada planta.

Sistema eléctrico remunera disponibilidad de infraestructura de generación para atender energía

firme pero el cargo no es suficiente para remunerar activos de generación y costos fijos por la

infraestructura ociosa de gas que se requiere para garantizar la firmeza en suministro y transporte.

REMUNERACIÓN POR CAPACIDAD DISPONIBLE

Foro Gas Natural



17

Proyecciones de XM al 2019, presentan baja generación en el interior, frente a los altos

requerimientos de gas exigidos para la remuneración de la capacidad total de la planta con

el cargo por confiabilidad.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

0 1 - N o v - 0 9

0 1 - A b r - 1 0

0 1 - S e p - 1 0

0 1 - F e b - 1 1

0 1 - J u l - 1 1

0 1 - D i c - 1 1

0 1 - M a y - 1 2

0 1 - O c t - 1 2

0 1 - M a r - 1 3

0 1 - A g o - 1 3

0 1 - E n e - 1 4

0 1 - J u n - 1 4

0 1 - N o v - 1 4

0 1 - A b r - 1 5

0 1 - S e p - 1 5

0 1 - F e b - 1 6

0 1 - J u l - 1 6

0 1 - D i c - 1 6

0 1 - M a y - 1 7

0 1 - O c t - 1 7

0 1 - M a r - 1 8

0 1 - A g o - 1 8

0 1 - E n e - 1 9

0 1 - J u n - 1 9

G B T U D

Consumo gas térmicos Interior

Escenario Nov.09 Coordinado

Proyección XM

EMCALI

TERMOVALLE 2

MERILECTRICA

TERMODORADA1

TERMOCENTRO

TERMOSIERRA

Requerimiento CXC

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

0 1 - N o v - 0 9

0 1 - A b r - 1 0

0 1 - S e p - 1 0

0 1 - F e b - 1 1

0 1 - J u l - 1 1

0 1 - D i c - 1 1

0 1 - M a y - 1 2

0 1 - O c t - 1 2

0 1 - M a r - 1 3

0 1 - A g o - 1 3

0 1 - E n e - 1 4

0 1 - J u n - 1 4

0 1 - N o v - 1 4

0 1 - A b r - 1 5

0 1 - S e p - 1 5

0 1 - F e b - 1 6

0 1 - J u l - 1 6

0 1 - D i c - 1 6

0 1 - M a y - 1 7

0 1 - O c t - 1 7

0 1 - M a r - 1 8

0 1 - A g o - 1 8

0 1 - E n e - 1 9

0 1 - J u n - 1 9

G B T U D

Consumo gas térmicos Interior

Escenario Nov.09 Coordinado

Proyección XM

EMCALI

TERMOVALLE 2

MERILECTRICA

TERMODORADA1

TERMOCENTRO

TERMOSIERRA

Requerimiento CXC

REMUNERACIÓN POR CONSUMO INTERIOR DEL PAÍS

Foro Gas Natural



18

Proyecciones de XM al 2019, muestran reducción en la generación a gas de la Costa Atlántica

frente a la generación histórica.

Cargos por consumo tampoco remuneran la alta infraestructura ni el costo de oportunidad por

dejar disponible el gas requerido en momentos críticos

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1 - N

o v - 0

9

0 1 - A

b r - 1 0

0 1 - S

e p - 1

0

0 1 - F

e b - 1

1

0 1 - J u

l - 1 1

0 1 - D

i c - 1

1

0 1 - M

a y - 1

2

0 1 - O c t - 1 2

0 1 - M

a r - 1 3

0 1 - A g o - 1

3

0 1 - E

n e - 1

4

0 1 - J u

n - 1

4

0 1 - N

o v - 1

4

0 1 - A

b r - 1 5

0 1 - S

e p - 1

5

0 1 - F

e b - 1

6

0 1 - J u

l - 1 6

0 1 - D

i c - 1

6

0 1 - M

a y - 1

7

0 1 - O c t - 1 7

0 1 - M

a r - 1 8

0 1 - A g o - 1

8

0 1 - E

n e - 1

9

0 1 - J u

n - 1

9

G B T U D

Consumo gas Térmicas Costa

Escenario medio Nov.09 Coordinado

Proyección XM

PROELECTRIC2

PROELECTRIC1

FLORES 3

FLORES 2

FLORES 1

CC_FLORES4

TEBSAB

Requerimiento CXC

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1 - N

o v - 0

9

0 1 - A

b r - 1 0

0 1 - S

e p - 1

0

0 1 - F

e b - 1

1

0 1 - J u

l - 1 1

0 1 - D

i c - 1

1

0 1 - M

a y - 1

2

0 1 - O c t - 1 2

0 1 - M

a r - 1 3

0 1 - A g o - 1

3

0 1 - E

n e - 1

4

0 1 - J u

n - 1

4

0 1 - N

o v - 1

4

0 1 - A

b r - 1 5

0 1 - S

e p - 1

5

0 1 - F

e b - 1

6

0 1 - J u

l - 1 6

0 1 - D

i c - 1

6

0 1 - M

a y - 1

7

0 1 - O c t - 1 7

0 1 - M

a r - 1 8

0 1 - A g o - 1

8

0 1 - E

n e - 1

9

0 1 - J u

n - 1

9

G B T U D

Consumo gas Térmicas Costa

Escenario medio Nov.09 Coordinado

Proyección XM

PROELECTRIC2

PROELECTRIC1

FLORES 3

FLORES 2

FLORES 1

CC_FLORES4

TEBSAB

Requerimiento CXC

Nota: En los cálculos no se tienen en cuenta a Termocartagena y Termocandelariaque se declararon con Fuel Oil No. 6 y Diesel respectivamente,

para el cargo por confiabilidad.

REMUNERACIÓN POR CONSUMO COSTA ATLÁNTICA

Foro Gas Natural



19

Otros sectores de demanda de gas diferentes al térmico y con consumos mas estables

también requieren garantizar confiabilidad en el suministro a largo plazo y en la

eventualidades de mantenimientos, o interrupciones súbitas.

• Pequeña distribución difícilmente compite con grandes consumidores ¿se les

debería reservar gas a costo de oportunidad?

• Los usuarios residenciales, industriales, GNV le han apostado al gas natural

RESPALDO AL SUMINISTRO FIRME – OTROS SECTORES

Foro Gas Natural



En los últimos años el crecimiento en el sector industrial (5,6%) y el GNCV (29,6%) han dinamizado el mercado del gas en

Colombia

Crecimiento

Demanda 2003 -

2009

Interanual

Termoeléctrico -2,8%GNCV 29,6%

Industrial 5,6%

ECP + RCSA -1,7%

Petroquímico -5,8%

Residencial 8,0%

Total País 4,4%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Primer

Trimestre

94.2 106.1 110.8 113.1 117.8 142.6 149.912.9 11.2 12.2 12.3 12.3

11.7 7.992.3 90.6 87.6 96.7 93.588.3 83.9

193.9 207.1 226.4259.7

309.6 291.1 256.715.6

21.333.1

52.4

66.3 74.9

72.9180.5 178.6

188.6

187.1

159.9 150.7146.1

146.8 205.6

Exportación

Termoeléctrico

GNCV

Industrial

ECP + RCSA

Petroquímico

Residencial

598.4 614.8

658.7721.2

759.5

759.4 717.4

906.1 923.0 Total con Exp.

Total Nalcional

DEMANDA POR SECTORES

Fuente: Ecopetrol S.A.



21

Para lograr la confiabilidad real futura del sistema energético (eléctrico y gas), se requiere

pensar en soluciones y señales de remuneración sostenibles para:

Búsqueda y/o desarrollo de nuevas fuentes de gas desde la exploración, desarrollo de

reservas , así como opciones de importación.

La remuneración de los cargos fijos que la confiabilidad de la cadena de suministro

requiere como: capacidad adicional, almacenamiento, costo de oportunidad por no ventafirme a otros sectores o países, etc.

Viabilidad en la demanda

RESPALDO A LA ENERGÍA FIRME DEL GAS

Foro Gas Natural



22

AGENDA

Foro Gas Natural








23

CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZO - DEMANDA

Del lado de la demanda se requieren contratos a largo plazo así:

Sector térmico para respaldar obligaciones de energía firme a largo plazo

Sector domiciliario y GNCV necesitan estabilidad y seguridad de suministro

Sector industrial ha solicitado contratación a largo plazo para mantener los procesos

actuales y para nuevos proyectos

Foro Gas Natural



24

CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZO - OFERTA

Del lado de la oferta, contratación a largo plazo requiere:

Evaluar y asumir los riesgos asociados al yacimiento y a las

fallas de los equipos de superficie que permitan asegurar la

garantía de suministro vs la economía de remuneración.

Asumir las actuales penas por fallas en el servicio a sectores

regulados, que llegan a ser hasta 20 veces mayores al valor del

suministro de gas.

Involucrar cambios regulatorios que alteran las reglas de

juego, interpretando o adicionando responsabilidades no

pactadas inicialmente.

Un claro estimulo para balancear los anteriores riesgos.

Foro Gas Natural

Internacionalmente los contratos de largo plazo se usan para sanción de

proyectos. En mercados maduros los contratos son de corto a mediano

plazo.



25

CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZODECLARACIÓN PDOF ECOPETROL S.A.

Notas:

(1) PDOF ECP: Potencial Disponible para Ofertar en Firme de Cusiana

(2) PDOI ECP: Potencial Disponible para Ofertar en Interrumpible

(3) CCCN: Cantidades Comprometidas en Contratos que Atienden la Demanda Nacional

(4) CCCE: Cantidades Comprometidas en Contratos que Atienden la Exportación

(5) CC ECP: Cantidades Comprometidas con Ecopetrol+ Cantidades comprometidas en acuerdos internos de suministro

(6) PP ECP: Potencial Producción propiedad Ecopetrol

La PDOF de Ecopetrol S.A. en Cusiana LTOII se subastará en diciembre de 2009 por un

período de 5 años.

-

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

M

B

T

U

D

Decreto 2687 de 2008

CCCN CCCE CC ECP + MOU PDOF ECP PDOI ECP PP ECP

Cusiana LTOII (participación ECP)

Foro Gas Natural



26

CONTRATACIÓN FIRME A LARGO PLAZODECLARACIÓN PDOF ECOPETROL S.A.

La mayoría de la capacidad de producción de ECP está contratada hasta finales de 2011 y

2012.

Foro Gas Natural

0

50

100

150

200

250

300

350400

450

500

550

600

650

700

750

E n e - 0 9

A b r - 0 9

J u l - 0 9

O c t - 0 9

E n e - 1 0

A b r - 1 0

J u l - 1 0

O c t - 1 0

E n e - 1 1

A b r - 1 1

J u l - 1 1

O c t - 1 1

E n e - 1 2

A b r - 1 2

J u l - 1 2

O c t - 1 2

E n e - 1 3

A b r - 1 3

J u l - 1 3

O c t - 1 3

E n e - 1 4

A b r - 1 4

J u l - 1 4

O c t - 1 4

E n e - 1 5

A b r - 1 5

J u l - 1 5

O c t - 1 5

E n e - 1 6

A b r - 1 6

J u l - 1 6

O c t - 1 6

E n e - 1 7

A b r - 1 7

J u l - 1 7

O c t - 1 7

E n e - 1 8

A b r - 1 8

J u l - 1 8

O c t - 1 8

E n e - 1 9

A b r - 1 9

J u l - 1 9

O c t - 1 9

E n e - 2 0

A b r - 2 0

J u l - 2 0

O c t - 2 0

G B T U

D

Contratación Firme por sectores y suministro interno ECP

Exportación Térmico Distribución Industrial GNCV ECP



27

SUBASTA CUSIANA LTOII

PRODUCTO: Gas natural proveniente de los campos del Casanare

de propiedad de Ecopetrol S.A. (Cusiana, Cupiagua,

Pauto y Floreña) , que alimentará la Planta LTOII.

PERIODO: Desde 1 de agosto de 2010 hasta el 30 de junio de

2015.

CANTIDAD: 32.821 MBTUD. Después de excluir las necesidades

de Ecopetrol.

Cantidad Mínima de Compra: 2.000 MBTUD.

Cantidad Máxima de Compra: PDOF LTOII.

PRECIO INICIO SUBASTA: 3,40 USD/MBTU

INDEXACIÓN DEL PRECIO: Mensual al Indice del Fuel Oil No. 6

New York (Platt´s U.S. Marketscan).Primera actualización: 1° de enero de 2010.

FECHA DE REALIZACIÓN DE LA SUBASTA: 17 de diciembre de 2009



28

REGASIFICACION

Sin embargo, antes de tomar cualquier decisión se requiere realizar un estudio detallado donde se

involucre entre otros puntos:

Ubicación de la Planta

Conocimiento de los requerimientos de

infraestructura dadas las características de la demanda

colombiana que es estacional y volátil (Sector Térmico)

El costo que este proyecto implicará para la

demanda.

Posibles mecanismos de remuneración que

garanticen la viabilidad de las inversiones.

En la búsqueda de nuevas opciones de gas para Colombia que permitan solucionar problemáticas

tales como el abastecimiento de largo plazo y ante un escenario de no éxito exploratorio, Ecopetrol

considera viable la inversión en plantas de regasificación para lo cual ha realizado algunos estudios

sobre el tema.

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29

AGENDA

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30

SINCRONÍA ENTRE TRANSPORTE Y SUMINISTRO

Faltan mecanismos para que los proyectos de expansión de suministro y transporte puedan ser

desarrollables en paralelo y en armonía con los contratantes de las capacidades. Hoy en día el

proceso implica altos riesgos de todos los agentes:

• Lucro cesante por retraso del transporte o suministro si alguno de los dos no entra con el otro

• Consumidor con sólo una parte contratada (transporte o suministro) enfrenta riesgo de no conseguir

la otra.

PRODUCTOR TRANSPORTADORDesarrolloconjunto y

acompasado

Desarrollo de Nueva Oferta Desarrollo del Transporte

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31

ALGUNAS PREGUNTAS PARA REFLEXIONAR…

¿Considera que el sector gas debe tener una remuneración por confiabilidad pararedundancia, eventos de mantenimientos o fallas en infraestructura (suministro,transporte o distribución)? ¿Qué propuestas sugieren para esta remuneración?

¿Cómo asegurar el suministro de gas para la generación térmica, de manera que:

i) la remuneración incentive desarrollo de nueva oferta de gas, y

ii) que esa confiabilidad para generación no vaya en detrimento del desarrollo

de la demanda no térmica?¿Cómo estimular la exploración y desarrollo de reservas no probadas y/o nodesarrolladas que conduzca al crecimiento y desarrollo de los mercados?

¿Cómo armonizar el desarrollo de la infraestructura de transporte y de suministro?

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ALGUNAS PREGUNTAS PARA REFLEXIONAR…

¿Cómo asegurar que la interrumpibilidad de los contratos en esta modalidad realmente se pueda

efectuar cuando otros sectores requieran la firmeza?

¿Cómo desarrollar nuevos mercados de gas internos o externos que estimulen oferta?

¿Cómo estimular para que sea atractivo para la oferta hacer contratos a largo plazo con producciónya existente?

¿Cómo estimular generación térmica a gas en la base, autogeneración o cogeneración?

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33

CONCLUSIONES

• Es el momento para que todos los agentes del sector trabajemos conjuntamente

y revisemos que reglas de juego le convienen al mercado de gas, de manera que

el país pueda continuar con su crecimiento basados en un incremento de laparticipación del gas en su matriz energética.

• Todos los sectores deben ser considerados y ver su viabilidad para que el

abastecimiento sea sostenible

• Es necesario que las reglas sean claras y estables. El riesgo regulatorio generaincertidumbre y desestimula la inversión en nuevos proyectos tanto de oferta

como de demanda.

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