Documento de Trabajo
EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA
Quito, Ecuador Junio 2000
Este trabajo ha sido realizado por Félix Betancourt Aduen en el marco del proyecto
“Energía y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe” que conjuntamente ejecutan OLADE, CEPAL y GTZ con financiamiento del gobierno de la República Federal de Alemania. El trabajo, constituye una actualización del estudio, con el mismo título, realizado por Alberto Brugman, en enero de 1999, para la Unidad de Energía de la subsede de la CEPAL en México. Se agradece la autorización de Fernando Cuevas, Jefe de esa Unidad, para la actualización mencionada. No obstante, las opiniones expresadas en esta versión son de exclusiva responsabilidad del autor y pueden no coincidir con las de las Organizaciones involucradas.
EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA Resumen Ejecutivo
1. Antecedentes
El objetivo de este estudio es analizar y evaluar la situación actual y las perspectivas del mercado de gas natural en Colombia y sus posibilidades de exportación por ductos, así como el marco jurídico y regulatorio, teniendo en cuenta que en el último año se han dado cambios regulatorios importantes. En consecuencia, esta versión seguirá los mismos lineamientos del estudio de referencia y solo modificará las cifras, datos y proyecciones cuando de a lugar y actualizará los aspectos regulatorios.
2. Evolución y situación actual de la industria del gas natural
En la actualidad el gas natural en Colombia es un energético no transable a nivel internacional de forma tal que, en el corto plazo, su desarrollo y utilización ha estado y continuará estando sujeta a las posibilidades de desarrollo del mercado interno. Pero, en el mediano plazo se tiene la posibilidad de concretar proyectos de interconexión con los países vecinos, lo cual permitiría ampliar el mercado y posibilitar el intercambio internacional del gas natural, con fines de aprovechar las reservas colombianas del hidrocarburo (6640 GPC probados, 2230 GPC probables y 9575 GPC potenciales adicionales estimados). Las reservas probadas remanentes son suficientes para 30 años al nivel actual de consumo.
El desarrollo de la industria del gas natural en Colombia es reciente. Si bien hubo aprovechamientos limitados del hidrocarburo desde los años 50, su uso masivo se inició a mediados de los años 70 con el aprovechamiento del gas descubierto en la región de la Costa Atlántica de Colombia (en los yacimientos ubicados en La Guajira) con el fin de sustituir fuel oil exportable que se consumía entonces en la generación térmica de la Costa Atlántica. En 1986, con el Programa de Gas para el Cambio, se aceleró la extensión del servicio de gas a los centros urbanos de esa región y a otros en las áreas cercanas a los campos en producción en el Interior del país. En la actualidad, el mercado de la Costa Atlántica esta prácticamente saturado, integrado con una amplia red de transporte a lo largo del litoral caribe.
Desde comienzos de los años 90 se ha venido ejecutando en Colombia el Plan de Masificación del Gas Natural, cuya principal componente consiste en la infraestructura de transporte, la cual se extiende hoy en día desde los campos en producción hasta los principales centros de consumo.
Durante la ejecución del plan, este se ha visto complementado por la ampliación de las reservas, merced a nuevos hallazgos del hidrocarburo en el pie de monte de los Llanos Orientales, por la puesta en marcha de un Marco Regulatorio para el servicio público de gas combustible por tubería y por la dinámica de las nuevas demandas, particularmente en el sector termoeléctrico para el cual, en los últimos cuatro años se han instalado 1544 MW en nuevas centrales a gas, sobre un total de 2985 MW a diciembre de 1999 (25.7% del total de la capacidad instalada).
La producción de gas natural comercial ascendió en 1999 a 503 MPCD, en su mayoría proveniente de los campos de gas libre en la Guajira (Costa Atlántica). La capacidad actual de producción, de cerca de 800 MPCD, es, en consecuencia, superior a la demanda. Esta producción representa aproximadamente el 8% de la producción total de energía primaria. Esta relativa baja participación refleja un potencial de consumo aun
mantener la presión del campo de Cusiana - Cupiagua, el cual se considera que será una fuente importante de oferta a partir de mediados de la presente década cuando el campo de la guajira empiece a declinar y haya mayores requerimientos de la demanda.
En el futuro, la oferta de gas natural provendrá fundamentalmente de los campos de la Guajira, en la Costa Atlántica, y Casanare, en el interior del país. Solo en la eventualidad de descubrimientos importantes, el abastecimiento dependerá de los campos de estas dos regiones, ya que el resto de yacimientos no tienen un nivel de reservas importantes y en el curso de los próximos años tendrán un proceso de agotamiento rápido. En términos de reservas probadas, las dos regiones mencionadas dan cuenta del 94% de los 6.640 GPC, de los cuales la Guajira (gas libre) aporta el 44%
y Casanare (gas asociado de Cusiana -Cupiagua y Piedemonte) el 50%.
La estructura de consumo muestra una mayoritaria participación de la generación termoeléctrica (36%), seguido por el consumo de Ecopetrol (24%, tanto en usos petroquímicos como térmicos de las refinerías), la industria (23%), el sector residencial (14%), petroquímica (2%) y transporte vehicular (1%). Como puede verse los consumos medulares están ubicados en la generación eléctrica y la industria y los grandes potenciales de crecimiento están en el sector residencial y el transporte vehicular.
3. El marco legal e institucional
Al Ministerio de Minas y Energía le corresponde adoptar la política y dictar la regulación técnica y económica de la actividad de producción del gas.
La Comisión de Regulación de Electricidad y Gas (CREG) tiene las funciones de promover la evolución del mercado hacia la libre competencia incluyendo, entre otras, la regulación de las actividades de comercialización, transporte, conexión y distribución.
La planeación indicativa se le encomendó a la Unidad de Planeación Miniero Energética (UPME), que debe elaborar el Plan Energético Nacional y los planes subsectoriales.
El control, vigilancia y fiscalización de las empresas, se le asignó a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, que tiene facultades para sancionar o intervenir cuando las empresas incumplan de manera reiterada las normas establecidas.
Con anterioridad a la implantación de la normatividad desarrollada dentro del Plan de Masificación de Gas, el proceso de desarrollo de la cadena de gas hasta el Consumidor final era simple ya que era operada en forma monopólica por Ecopetrol, empresa estatal, sin separación de las diferentes actividades de la industria (producción, transporte y comercialización). Esta Empresa se encargaba de la producción, la compra a Productores particulares, el transporte y la entrega a los distribuidores y a los grandes consumidores con precios únicos regulados en la puerta de los usuarios, incluyendo los subsidios del sector eléctrico y domiciliario. A su vez, el mercado desarrollado y maduro en la Costa Atlántica y en el interior del país estaba limitado a las ciudades de Neiva y Bucaramanga y el sur de Bogotá.
En la actualidad, las actividades de producción, comercialización, transporte y distribución pueden ser desarrolladas por empresas públicas, privadas o mixtas, nacionales o extranjeras. Pero, con el fin de prevenir abusos originados en posiciones dominantes, se limita la participación accionaria máxima entre las diferentes empresas
del sector. En particular, en la producción, Ecopetrol participa independientemente y en asociación con empresas privadas. Las empresas privadas participan solo en asociación con Ecopetrol, asumiendo el riesgo exploratorio y, una vez que se declara la comercialidad de un descubrimiento, entra Ecopetrol como socio inversionista en el desarrollo del campo.
El 30 de julio de 1996, la CREG expidió la Resolución 057, que compendia todas las resoluciones de gas natural expedidas por la Comisión a la fecha. En resumen, esta resolución establece:
Agentes del sistema: El esquema regulatorio reconoce la existencia de cinco tipos de agentes independientes en la cadena de desarrollo del gas natural: el productor, el comercializador, el transportador troncal, el distribuidor y gran consumidor.
Separación de actividades: La labor de la CREG se ha centrado en reglamentar las relaciones entre cada uno de los niveles de la cadena o agentes del sistema, y al interior de ellos mismos y fija las reglas que definen la participación accionaria máxima permitida entre las diferentes empresas del sector con el objeto de prevenir posiciones dominantes y para garantizar el acceso abierto al sistema nacional de gas. El Regulador estableció las siguientes normas:
• El transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y distribución. En consecuencia, los contratos de transporte y las tarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de las condiciones de compra o distribución y de su valoración.
• El Transportador no podrá realizar de manera directa, actividades de producción, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades. El Transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generación eléctrica.
• Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o distribuir gas natural, no podrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transporte del mismo producto.
• El Transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus servicios y, en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés económico.
Libertad de Negociación para Productores y Grandes Consumidores: Los Grandes Consumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un Productor, un Comercializador, un Transportador o un Distribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere el caso. Los precios de transporte, distribución y venta serán negociables, pero no superiores a los precios máximos establecidos, salvo cuando, mediante resolución, se haya determinado que el precio de comercialización a grandes consumidores sea libre.
Precio del gas en boca de pozo: El precio será libre para los nuevos descubrimientos que se hagan en desarrollo de contratos de exploración y explotación firmados después del 11 de septiembre de 1995 y para toda la producción nacional a partir del año 2005, bien se trate de gas libre o asociado, sin sujeción a topes máximos. Igual sucederá para los nuevos hallazgos de Ecopetrol a partir del 1º de enero de 1998.
desarrollo de contratos de exploración, firmados con anterioridad al 11 de septiembre de 1995, mantiene las formulas de precios vigentes, las cuales están en función del precio del fuel oil y tienen como característica principal establecer una diferenciación entre el gas libre y asociado, de tal forma que el precio del segundo es, en esencia, el 50% del primero.
En el curso del año 2000 se han dictado tres nuevas resoluciones para las tarifas de transporte, los precios máximos regulados del gas natural colocado en punto de entrada al sistema nacional de transporte y la exportación.
En cuanto al transporte, la nueva regulación establece una metodología más flexible, de tal forma que los Remitentes y Transportadores podrán seleccionar libremente y de común acuerdo las Parejas de Cargos Regulados (cargos fijos y variables) que más se ajusten a la conveniencia de las partes,
En cuanto al precio del gas, los cambios regulatorios han establecido una distribución apropiada entre precio y riesgo, de tal forma que ha mayor nivel de garantía de compra menor precio por unidad, con un tope regulado correspondiente a un precio en el que el riesgo esta totalmente en cabeza del vendedor (precio pague lo demandado). Sin embargo, se conserva hasta el 2005, año en que se liberan los precios, las diferencias entre gas libre y asociado y, sobre todo, queda la inquietud de si el sistema de precios regulados establecido incentiva adecuadamente la exploración e incrementos en la producción de las reservas probadas (sobre todo el desarrollo del gas asociado de Cusiana - Cupiagua).
Las reglas para la exportación establecen:
1) Precio libre en boca de pozo
2) Libre acceso al transporte, con tarifas con libertad vigilada
3) Se prohibe la exportación si la Relación Reservas Probadas/Producción es menor de 6 años
4) Se prohibe la exportación en caso de restricciones en el suministro o transporte de gas para la demanda interna. Establece preferencias a los consumidores nacionales.
4. Perspectivas a largo plazo
No obstante las favorables expectativas, se tienen también dificultades y barreras al desarrollo. Existe la presión por contar con incrementos garantizados y flexibles del suministro del gas natural a un mercado de termoelectricidad extremadamente volátil debido a la importante componente de hidroelectricidad presente en el sistema eléctrico colombiano, lo que implica tener un sistema contractual de compra-venta y transporte de gas y un esquema regulatorio adecuados. En efecto, en situaciones de alta hidrología la demanda de electricidad es abastecida principalmente por plantas hidráulicas, mantenido las plantas térmicas operando a baja capacidad por períodos prolongados, situación que, combinada con los contratos “take or pay”, exponen a los generadores térmicos a un alto riesgo financiero y comercial. También, debido a la existencia de combustibles alternativos muy competitivos de uso industrial (carbón y crudos pesados) y doméstico (GLP, principalmente) se ha dado una penetración del gas por debajo de las expectativas en el interior del país.
De otra parte, en la regulación subsisten los diferenciales de precios entre el gas libre y
el gas asociado y todavía no se ha involucrado adecuadamente la remuneración del tratamiento del gas, lo cual podría interferir con el normal desarrollo de las reservas.
Desde el punto de vista del mercado interno colombiano, el consumo en 1999 fue de 503 MPCD, mientras que la demanda interna esperada se estima en 560 MPCD para el 2000 y entre 1189 y 1284 MPCD para el 2010, con una componente para termoelectricidad entre 33% y 42%, promedio diario anual. Estas previsiones involucran una gran volatilidades del orden de los 200 MPCD dentro de un mismo año, aún tomando en consideración la opción del uso de combustibles alternos en épocas de baja hidraulicidad (cerca de 200 MPCD equivalentes en las refinerías, industrias y centrales eléctricas).
De esta manera, hacia en año 2010, la capacidad de suministro de gas natural al mercado interno deberá incrementarse hasta los 1300 - 1400 MPCD, y resulta previsible que, con alta probabilidad, parte de ella quedará ociosa temporalmente ante la inexistencia de mercados secundarios para el hidrocarburo.
Ello, conjuntamente con el apoyo de combustibles sustitutos alternos, permitiría plantear, en principio, las exportaciones de gas natural hacia Ecuador o Centroamérica en volúmenes equivalentes al mercado potencial de Panamá, hasta 140 MPCD, y eventualmente, a Costa Rica y Nicaragua, hasta un nivel estimado en 210 MPCD para el año 2010.
Los requerimientos de oferta del gas natural para abastecer el mercado interno podrán ser atendidos con la capacidad de suministro obtenible con el desarrollo de las reservas ya probadas en Colombia, mediante las cuales resulta posible abastecer la demanda esperada en los diferentes sectores de consumo hasta finales de la presente década.
Luego de este horizonte se requerirán aumentos en la producción basados en reservas probables y futuras adicionales siendo las prospecciones más promisorias las de la Costa Atlántica (donde se avanzan exploraciones costa afuera). También se debe mencionar, el posible apoyo desde Venezuela al suministro del gas, país que cuenta con importantes reservas del hidrocarburo.
Abasteciendo solo el mercado interno, se llegaría a finales de la próxima década con una relación Reservas/Producción (R/P) entre 6 y 8 años, basada en los niveles probados cuantificados hoy en día para las reservas del gas colombiano. Dependiendo del éxito que se tenga en la comprobación de reservas adicionales se podría continuar, desde los finales de esta década, con expansiones de la capacidad de generación eléctrica basadas en el uso del gas o se tendría que cambiar hacia la incorporación de mayores componentes de otro tipo de tecnología (carboelectricidad o hidroelectricidad);
así también dependiendo de tales resultados se podrían plantear las exportaciones o asegurar el cubrimiento de mayores lapsos para las mismas.
La regulación actual para exportación de gas natural establece una relación mínima Reservas Probadas/Producción de 6 años y prioridad para el mercado interno, lo cual dificulta cualquier proyecto. La prioridad del mercado interno frente a la exportación puede ser la mayor limitación, dados los riesgos financieros y comerciales implicados para un proyecto de este tipo y el hecho de que aun con el programa de exportación a Ecuador o Centroamérica, la relación cae por debajo de los 6 años solo a partir del año 2010. De todas maneras, la iniciación de las exportaciones de gas, basadas en el
combustibles sustitutos, resultaría técnicamente viable, en la forma como se resume en la Tabla continuación
Año Exportación Produccón Reservas/ Exportación Produccón Reservas/
Incremental1/Producción Incremental Producción
años años
2002 80 0 21 0 0 23
2003 80 0 18 0 0 20
2004 100 0 19 116 0 18
2005 120 0 15 126 0 15
2006 140 0 13 134 0 12
2007 140 0 11 146 0 10
2008 140 0 9 176 9 9
2009 140 0 8 194 82 7
2010 140 237 8 210 409 6
2011 140 434 210 683
2012 140 736 210 998
2013 140 948 210 1283
2014 140 1,151 210 1439
1/ Producción Incremental es la que proviene de nuevos desarrollos, sean estos de la confirmación de reservas probables o de nuevos descubrimientos, o de importacviones de Venezuela.
MPCD EXPORTACION BAJA
EXPORTACIÓN POTENCIAL Y REQUERIMIENTOS DE PRODUCCIÓN INCREMENTAL
EXPORTACION ALTA
Solo a partir del 2010 se requeriría producción incremental, lo cual se daría de todas formas, con o sin exportaciones. Estos resultados muestran que las exportaciones podrían ser atendidas con la capacidad productora, basada en las reservas probadas, que se debe desarrollar con fines principales de atención del mercado interno colombiano. En la medida que parte importante de las exportaciones se harían con el mercado secundario, ello constituye una oportunidad para, eventualmente, poder efectuar una compensación económica de la volatilidad inherente al mercado del gas natural en Colombia, el cual dependerá de manera estructural de la generación hidroeléctrica durante varios años.
Las exportaciones no implican necesariamente un incremento en la capacidad de producción equivalente a su magnitud, en la medida que parte de ellas serán cubiertas por el mercado secundario proveniente de la volatilidad del sector eléctrico y el colchón ofrecido por las refinerías de Ecopetrol, algunas plantas eléctricas y algunas industrias, que pueden sustituir el gas natural por otros combustibles en épocas de alta demanda.
Es claro el beneficio económico para los generadores al poder disponer en el mercado secundario de un gas que en condiciones de hidrologías húmedas no se utilizaría.
Solo a partir del 2010 se requeriría producción incremental, lo cual se daría de todas formas, con o sin exportaciones. Estos resultados muestran que las exportaciones podrían ser atendidas con la capacidad productora, basada en las reservas probadas, que se debe desarrollar con fines principales de atención del mercado interno colombiano. En la medida que parte importante de las exportaciones se harían con el mercado secundario, ello constituye una oportunidad para, eventualmente, poder efectuar una compensación económica de la volatilidad inherente al mercado del gas
natural en Colombia, el cual dependerá de manera estructural de la generación hidroeléctrica durante varios años.
Las exportaciones no implican necesariamente un incremento en la capacidad de producción equivalente a su magnitud, en la medida que parte de ellas serán cubiertas por el mercado secundario proveniente de la volatilidad del sector eléctrico y el colchón ofrecido por las refinerías de Ecopetrol, algunas plantas eléctricas y algunas industrias, que pueden sustituir el gas natural por otros combustibles en épocas de alta demanda.
Es claro el beneficio económico para los generadores al poder disponer en el mercado secundario de un gas que en condiciones de hidrologías húmedas no se utilizaría.
Las exportaciones agotarán más rápidamente las reservas de la Guajira, pero, aún así, la relación reservas probadas a producción estará todavía cerca de los 6 años en el 2010, tal como lo exige la regulación. A partir del 2010, las reservas probables de Cusiana y Ballenas no serán suficientes para cubrir las necesidades de producción incremental, requiriéndose de forma inmediata de nuevas fuentes, de forma creciente.
Teniendo en cuenta lo anterior, resulta evidente que la posibilidad de importar gas de Venezuela en el futuro (obviamente, en ausencia de nuevos descubrimientos) facilitará la exportación durante la década 2000 - 2010. Las implicaciones son importantes, porque permitirá agotar las reservas probadas más rápidamente y de forma económicamente más eficiente, teniendo un respaldo en el futuro.
Tomando en consideración la perspectiva planteada sobre el potencial de las reservas colombianas de gas natural y el desarrollo del mercado, se pueden hacer las siguientes recomendaciones:
• mantener actualizadas las proyecciones de demanda y oferta del gas natural colombiano con base en las tareas que periódicamente realizan entidades como UPME y Ecopetrol;
• continuar con el estudio de la infraestructura requerida para el transporte de gas a Centroamérica o Ecuador, considerando las condiciones de suministro de gas en campo que se consideren pertinentes y el posible apoyo desde Venezuela al suministro de gas, para avanzar en la concepción técnica y en la estimación de los costos asociados a la infraestructura del transporte;
• investigar y efectuar los planteamientos pertinentes sobre la problemática de precios y cargos de transporte para el gas de exportación ;
• plantear las condiciones regulatorias y generales de mercado que permitan avanzar en la consolidación del posible proyecto de exportación gasífera, aprovechando la conveniencia de implementar un mercado secundario para el gas colombiano;
• identificar y precisar las condiciones sobre transacciones concretas de compraventa de gas natural de interés tanto para los agentes colombianos participantes en el mercado del gas como para los posibles agentes centroamericanos o del Ecuador;
• preparar presentaciones de las iniciativas de los proyectos de exportación con el objeto de informar convenientemente a los agentes y a la opinión pública sobre sus beneficios para los mercados energéticos de los países.
Unidades:
Bbl: Barriles
Btu: British Thermal Unit BPD: Barriles por día GPC: Gigapíe cúbico K: Miles (103)
Kcal: Miles de calorías MBbl: Millones de barriles mc: Metros cúbicos mcd: Metros cúbicos día
mch: Metros cúbicos por habitante M: Millones (106)
MM: Miles de millones (109)
MPCD: Millones de píes cúbicos por día MW: megavatios
MWh: Megavatios hora PCD: Píe cúbico día
Tep: Toneladas equivalentes de petróleo US$: Dólares estadounidenses
$: Pesos colombianos Abreviaciones:
ALC: América Latina y el Caribe
BID: Banco Interamericano de Desarrollo
CAN: Comunidad Andina de naciones (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela) CEPAL: Comisión Económica para América Latina y el Caribe
GNC: Gas natural comprimido GOR: Gas oil ratio
GTZ: Deutsche Gesellschaft fur Technische Zusammenarbeit GmbH ICA: Istmo Centroamericano
LNG: Gas natural licuado
MME: Ministerio de Minas y Energía
MERCOSUR: Mercado Común del Sur (Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay) OLADE: Organización Latinoamericana de Energía (26 países miembros) Ecopetrol: Empresa Colombiana de Petróleo
INDICE I. Introducción
II. Evolución y situación actual del mercado 1. El entorno económico y energético
2. La situación de la oferta
2.1 Potencial del recurso
2.2 Distribución regional de las reservas
2.3 Evolución y perspectivas de la capacidad de suministro 2.3.1 Evolución histórica
2.3.2 Perspectivas futuras
2.4 Resumen y consideraciones sobre la oferta 3. La infraestructura de transporte y distribución
3.1 Desarrollo reciente y situación actual del sistema de transporte 3.2 Los requerimientos de expansión del transporte
3.3 la infraestructura de distribución 4. La situación de la demanda
4.1 Evolución del consumo por regiones y por sectores 5. El marco jurídico y regulatorio para el gas natural
5.1 Antecedentes
5.2 Reestructuración del sector de gas natural 5.3 Estructura Reguladora
5.4 Regulación por actividades 5.4.1 El contexto
5.4.2 Exploración y explotación 5.4.3 Comercialización
5.4.4 Transporte 5.4.5 Distribución 5.4.6 Exportaciones
III. Perspectivas del mercado hacia el 2010 1. Objetivos y políticas sobre el consumo de gas natural 2. Definición de escenarios de demanda
2.1.1 Sectores diferentes a la generación eléctrica 2.1.2 Generación eléctrica
2.1.3 Escenarios de Exportación
2.1.4 Resumen de los escenarios de Demanda 3. Perspectivas de la producción
4. Balance entre oferta y demanda 5. Inversiones y costos
6. Proyectos de interconexión IV. Conclusiones
ANEXO 1: Modelo Para La Optimización–Simulación de Sistemas Hidrotérmicos ANEXO 2: Principales Normas Legales y Resumen de su Alcance
ANEXO 3: Fórmulas Regulatorias del Precio del Gas en Boca de Pozo
I. Introducción
Similar a lo que sucede en varios otros países, hoy en día el gas natural en Colombia es un energético no transable a nivel internacional, de manera que su desarrollo y utilización han estado sujetos y continuarán estándolo, en el corto plazo, a las posibilidades de desarrollo del mercado interno. A más largo plazo se tiene la posibilidad de concretar proyectos de interconexión con los países vecinos, lo cual permitiría ampliar el mercado y posibilitar el intercambio internacional del gas natural.
El desarrollo de la industria del gas natural en Colombia es reciente. Si bien hubo aprovechamientos limitados del hidrocarburo desde los años 50, su uso masivo se inició a mediados de los años 70 con el aprovechamiento del gas descubierto en la región de la Costa Atlántica de Colombia (en los yacimientos ubicados en La Guajira) con el fin de sustituir fuel oil exportable que se consumía entonces en la generación térmica de la Costa Atlántica. En 1986, con el Programa de Gas para el Cambio, se aceleró la extensión del servicio de gas a los centros urbanos de esa región y a otros en las áreas cercanas a los campos en producción en el Interior del país.
Desde comienzos de los años 90 se ha venido ejecutando el Plan de Masificación del Gas Natural, con el objeto de optimizar el aprovechamiento de las reservas de este recurso y diversificar también la matriz de consumo energético de Colombia. El principal componente de este plan consiste en la infraestructura de transporte, la cual se extiende desde los campos de producción hasta los principales centros urbanos e industriales del país, creando con ello un abastecimiento nacional para este energético.
Durante la ejecución del plan, este se ha visto complementado por la ampliación en la base de reservas, merced a nuevos hallazgos del hidrocarburo en el pie de monte de los Llanos Orientales, por la dinámica de nuevas demandas, particularmente en el sector termoeléctrico, y por la puesta en marcha de un marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por tubería. Las principales características de este último son la separación de actividades a lo largo de la cadena del gas, la libertad para negociar o comercializar el gas entre productores y grandes usuarios, la libertad de acceso a la red y el control de las tarifas de comercialización, transporte y distribución.
No obstante estas favorables expectativas, se tienen también dificultades y barreras al desarrollo. Existe la presión por contar con incremento garantizado y flexible del suministro del gas natural a un mercado de termoelectricidad supremamente volátil, a los precios controlados actuales, que incluyen diferenciales de precios a favor del gas libre y en contra del gas asociado, lo cual podría interferir con el normal desarrollo de suministros económicos en el mercado interno.
En el presente estudio se analiza y evalúa la situación actual y perspectivas de la oferta y la demanda de gas natural, así como el marco jurídico y regulatorio al que está sometido el mercado del gas natural en Colombia, todo ello con fin establecer las posibilidades físicas, técnicas y económicas de obtener excedentes exportables hacia el Istmo Centroamericano o a Ecuador.
II. Evolución y situación actual del mercado
1. El entorno económico y energético1
El prudente manejo fiscal se reflejo hasta los primeros años de la década de los 90 en el mantenimiento de un déficit controlado. A partir de 1995 esta situación cambió debido, en parte, a las exigencias de la Constitución de 1991 en relación al gasto público y las transferencias a las regiones. A finales de 1998, el déficit fiscal público no financiero alcanzó 3,7% del PIB, lo que indujo al gobierno a una política de recorte del gasto público y de la inversión.
No obstante, las inversiones públicas en el sector energético han mantenido un crecimiento sostenido, de $910 millardos en 1990 a $1.180 en 1994 y a $2.310 en 1997, debido principalmente a las inversiones de Ecopetrol, en un monto cercano a los US$3 millardos para el desarrollo de los campos de Cusiana y Cupiagua. Debido a estas inversiones de Ecopetrol, la inversión pública conserva su participación relativa en el total de la inversión en el sector energético, aunque la presencia del capital privado ha crecido de forma importante, sobre todo en distribución y transporte de gas natural y en el sector eléctrico.
Como parte del mismo fenómeno, la inversión del sector energético representó en 1997 el 71% de la inversión total en infraestructura, a pesar del importante incremento de la inversión en infraestructura vial en los últimos años.
Los recursos por privatizaciones han suplido de forma importante el déficit fiscal, especialmente en 1997, cuando se recibieron los recursos por la venta de los activos de generación, equivalentes a 3,65% del PIB.
Por otra parte, el aporte de las regalías por gas y petróleo han contribuido significativamente a las finanzas regionales, municipales y departamentales. Estas regalías ascienden al 20% del valor del petróleo o gas en boca de pozo y se reparte entre los departamentos y los municipios productores y, mediante el Fondo Nacional de Regalías, a las regiones no productoras.
La exportación de hidrocarburos (crudo y fuel oil, principalmente) representa una porción muy importante de las exportaciones totales del país. En 1990 estuvo cerca del 30%, en 1994 bajo al 15% y en 1998 paso a ser el 20%. La disminución en la primera parte de la década obedeció a la declinación de Caño Limón y su incremento posterior al desarrollo de Cusiana y Cupiagua.
El año de 1999 se destacó por el valor de las exportaciones. En efecto, la balanza comercial para Ecopetrol alcanzó la cifra récord de US$2.016 millones, que convierte a 1999 en el mejor de toda la historia, con un incremento respecto a 1998 de 87,4%.
Estos resultados se lograron principalmente por las mayores exportaciones de petróleo y derivados, que alcanzaron los US$2.170 millones, mientras las importaciones se redujeron en US$154. Cabe desatacar que en 1999 se logró la máxima producción de Cusiana-Cupiagua, lo cual fue acompañado de un gran incremento en los precios del crudo.
1 Esta sección esta basada en lo fundamental en el análisis llevado a cabo por la UPME en el
Con relación a la inversión externa, el gran aumento de ésta en gas y electricidad ha compensado la caída en los últimos años en exploración petrolera. Estos aumentos son consecuencia de los procesos de privatización en el sector eléctrico y la apertura en distribución y transporte en gas, a partir del Plan de Masificación. De esta forma, para 1997, el sector energético abarcó más del 60% de la inversión extranjera total.
A pesar de la importancia del petróleo en la economía, sobre todo en las exportaciones de 1999 y las esperadas en el 2000, Colombia no es un país petrolero por sus reservas limitadas (2.289 MBbl). En efecto, en la medida que no se encuentren nuevas reservas, el país perderá su autosuficiencia entre el 2004 y el 2006 y se convertirá en importador.
La producción actual de 816.000 BPD empezará a declinar, lo cual convierte a la exploración en la prioridad estratégica del sector.
Gráfico 1: Energía Primaria
10%
17%
47%
10%
16%
Hidroelectricidad Gas Natural Petroleo Carbon Biomasa
La preponderancia del petróleo en la producción de energía primaria, se debe al auge de la producción de un solo campo (Cusiana-Cupiagua) con propósitos de exportación.
Pero, dado que actualmente se encuentra en su máxima producción y con expectativas de declinación rápida, le plantan al país el reto de modificar radicalmente la matriz energética hacia gas natural, fundamentalmente en los usos donde se sustituya derivados de petróleo. El riesgo de convertirse en importador de petróleo en algunos años, no solo motiva la necesidad de mayor exploración, sino también políticas de sustitución de derivados por gas natural en la industria (diesel, crudo pesado y GLP), el sector residencial/comercial (GLP) y, principalmente, en el transporte (gasolina y diesel).
2. La situación de la oferta 2.1 Potencial del Recurso
Los estudios adelantados por Ecopetrol concluyen que Colombia dispone de un importante potencial de hidrocarburos aun inexplorado. Esta conclusión se desprende del hecho de que el país cuenta con trece cuencas potencialmente almacenadoras, con una extensión total de 88.545.000 Ha. Donde en solo en seis de ellas se han llevado a cabo actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural (ver el Mapa 1), de manera tal que el 90% del área sedimentaria del país está aún sin explorar.
LLANOS ORIENTALES
AMAZONAS CATATUMBO
CESAR-RANCHERIA GUAJIRA
CORDILLERA VALLE
INFERIOR DEL MAGDALENA
VALLE
MEDIO DEL MAGD.
CHOCO-PACIFICO
CAUCA-PATIA
VALLE
SUPERIOR DEL MAGD.
PUTUMAYO
CUENCAS SIN PRODUCCION CUENCAS CON PRODUCCION
MAPA 1 - CUENCAS SEDIMENTARIAS
Fuente: ECOPETROL
En cuanto se refiere al gas natural, el potencial que se estima razonablemente alcanzable para el recurso equivale a unas dos veces el monto de los niveles actuales de reservas probadas mas probables, como se observa en el Tabla 1 2.
Tabla 1: Reservas remanentes y potencial de gas natural en Colombia -1999 (En GPC)
Cuenca Reservas
Probadas 1/ Reservas
Probables 2/ Potencial
Adicional Potencial Total 3/
Cuencas activas
Llanos Orientales 3384 1530 1220 6135
Valle Superior Magdalena 44 60 104
Valle Medio Magdalena 332 332
Valle Inferior Magdalena 42 1110 1152
Putumayo 185 185
Guajira 2838 700 2000 5535
Cuencas Inactivas 5000 5000
Total 6640 2230 9575 18446
Fuentes : 1/ Ecopetrol: Informe Anual 1999, 2/ Naturgas, Boletín 31, Oct. 16/98, 3/ Recursos Ultimos según “World Petroleum Assesment and Analysis”, Masters C.D. et al, Proceedings 14th World Petroleum Congress, 1994 menos producción acumulada menos reservas probadas y probables (su distribución por cuencas es una estimación de A. Brugman).
La mayor parte del potencial de gas natural se estima que está ubicado en las cuencas activas, es decir las que han mantenido labores de exploración y explotación. Dentro de estas cuencas, el referido potencial se concentra también en las áreas en donde se tienen los mayores volúmenes de reservas y producción actual, es decir: La Guajira, Llanos Orientales y Valles Medio e Inferior del Magdalena.
2.2 Distribución regional de las reservas
Las reservas probadas de gas natural en el país se pueden ubicar en dos grandes bloques regionales, correspondientes a la Costa Atlántica y al Interior del país. La región de la Costa Atlántica dispone del 43.4% de las reservas probadas de gas, las cuales se localizan en los campos de Chuchupa y Ballenas en el área costa afuera de La Guajira y en el de Güepajé, ubicado en Valle Inferior del Magdalena. En el Interior del país, las principales áreas con reservas corresponden a los Llanos Orientales, en los yacimientos de Apiay, Cusiana y Otros Piedemonte (Cupiagua, Pauto, Floreña y Volcanera), los cuales cuentan con el 41.0% de las reservas probadas. Otra área importante del Interior es el Valle Medio del Magdalena (Opón, Payóa, Provincia y otros explotados directamente por Ecopetrol) que cuenta con el 5.07% de las reservas probadas, mientras que el Valle Superior del Magdalena (Huila) dispone del 0.6% (ver Tabla 2).
2 Es de observar que, debido a la poca exploración realizada hasta la fecha, en muchas cuencas del país, existe alta incertidumbre sobre el potencial gasífero total, siendo posible que las cifras presentadas en este estudio pudiesen llegar a ser incrementadas apreciablemente en el futuro.
En este sentido resulta claro que el incremento de la dinámica exploratoria del gas en Colombia está muy ligado a la disponibilidad de nuevos mercados como podrían llegar a ser los de exportación, una vez que se disponga de la infraestructura de transporte a los países vecinos.
Tabla 2: Distribución regional de campos y reservas, 1999 (GPC)
Regiones y campos Reservas Probadas 1/ Reservas Probables 2/
Costa Atlántica 2880 700
La Guajira 2838 700
Bajo Magdalena 42
Interior del país 3761 1530
Llanos Orientales 3384 1530
Medio Magdalena 332
Alto Magdalena 44
Total 6640 2230
Fuentes : 1/ ECOPETROL, Informe Anual 1999, 2/ Naturgas, Boletín 31, Oct. 16/98
El total de las reservas probadas en la Costa Atlántica corresponde a gas libre, mientras que las reservas probadas del interior del país son, en su mayoría, gas asociado (Tabla 3).
Tabla 3: Clasificación de campos según tipo de gas
Tipo de Gas Campos Localización
Gas libre o seco Ballena, Chuchupa Güepaje
La Guajira
Valle Inferior del Magdalena Gas asociado Ecopetrol directa, Provincia, Payoa,
Opón
Apiay, Cusiana y Cupiagua
Valle Medio del Magdalena Llanos Orientales
Condensados Floreña, Pauto, Volcanera Llanos Orientales Fuente: Elaboración propia
En cuanto a la propiedad de las reservas probadas (6640 GPC), el 61% corresponde a campos de Ecopetrol y a la participación de esta empresa (y el gas de regalías) en los contratos de asociación y el 39% restante se divide entre las empresas privadas asociadas
Las reservas probables de gas natural ascienden actualmente a los 2230 GPC, o sea cerca del 34% de las reservas probadas, y los mayores volúmenes se localizan en los campos de La Guajira y de los Llanos Orientales, de la siguiente forma:
• Las expectativas sobre la Guajira dependen del contacto agua-gas, y pueden estar en un rango entre 0 y 700 GPC. La estimación sobre las reservas de la Guajira se ha venido revaluando en el tiempo, a medida que se ha dado la producción, mejorando siempre los estimativos originales, lo cual puede dar margen a un punto de vista optimista.
• De Cupiagua hay expectativas importantes del orden de 1.200 GPC, correspondientes a acumulaciones adicionales aun por explorar, teniendo en cuenta que este campo solo lleva algo menos de un año en producción.
• De Piedemonte también se puede esperar un incremento en las reservas, correspondientes a desarrollos adicionales en áreas aun en exploración.
sino que tampoco se espera un incremento de éstas.
Con los actuales niveles de la producción destinada al consumo interno (507,4 GPC en 1999, exclusive de la producción dedicada a la reinyección para la producción petrolera en Cusiana, la relación Reservas/Producción es de 36 años para las reservas probadas y de 48 años para las probadas más las probables.
2.3 Evolución y perspectivas de la capacidad de suministro 3 2.3.1 Evolución histórica
El aprovechamiento del gas natural en Colombia, en volúmenes menores, se remonta a los años 50, con el uso que se le comenzó a dar a la producción de gas asociado en el Medio y Bajo Magdalena. Durante mucho tiempo y hasta mediados de los años 70, la capacidad de suministro del gas natural se mantuvo prácticamente invariable y estuvo asociada a la explotación de petróleo en los yacimientos de Provincia y Payóa en el Medio Magdalena y de Cicuco, El Difícil y Jobo Tablón en el Bajo Magdalena.
Los hallazgos de gas natural libre en La Guajira, en los campos de Ballena, Chuchupa y Riohacha a comienzos de los años 70, permitieron doblar la capacidad nacional de suministro de gas natural entre 1978 y 1984, llevándola al nivel de los 500 MPCD.
Posteriores ampliaciones en la capacidad de transporte del gasoducto troncal de la Costa Atlántica, la principal región productora y consumidora, permitieron incrementar dicho nivel a los 600 MPCD. Más recientemente, con el montaje de la segunda plataforma en Chuchupa, el descubrimiento de los campos de Gepaje y Ayombe en el Bajo Magdalena y con la construcción de la infraestructura de transporte hacia el Interior del país, se han tenido incrementos adicionales hasta llegar a los 800 MPCD.
En el Interior del país la capacidad de producción ha evolucionado de manera diferente:
i) en el Magdalena Medio la producción ha venido en declinación debido al agotamiento de las reservas, ii) el Magdalena Alto presentó un aumento importante a partir de los campos de Tello y Palermo, y iii) los aumentos más acelerados de producción aparecen en el Llanos Orientales, región esta en la que el campo Apiay triplicó sus niveles de producción de gas natural y que en 1995 contó adicionalmente con la iniciación de producción del campo Cusiana.
En el Gráfico 2 se resume la evolución histórica de la capacidad de suministro y del consumo de gas natural en Colombia durante el período 1950 - 1998. Son notorios los aumentos a finales de los años setenta y a comienzos de los años noventa, en ambos casos sobre la base de la ampliación de la capacidad de suministro en La Guajira y con destino principal al sector termoeléctrico. También resulta relevante el apreciable aumento del consumo correspondiente a 1997 y 1998 debidos al incremento de la termoelectricidad durante la época de ocurrencia del Fenómeno del Niño.
3 En este informe la denominación “capacidad de suministro” corresponde a la producción máxima realizable en los campos de gas con el fin de realizar entregas al mercado, exclusives de las cantidades producibles con fines de reinyección para sustentar la producción petrolera.
Así mismo, la denominación “suministro” corresponde las cantidades reales entregadas al mercado distintas a las reinyecciones.
El Gráfico 2, también ilustra sobre la demanda media esperada en el período 1999 - 2010 y presenta un escenario de evolución de la capacidad de suministro hasta llegar a los 1400 MPCD4, basado en el desarrollo de reservas probadas y adicionales.
Obviamente, con base en el potencial adicional que si llegara a ser concretado podrían desarrollarse capacidades adicionales de producción.
Conviene señalar que la capacidad de producción necesaria para atender el mercado interno debe estar por encima de la demanda media esperada, en razón de la disponibilidad con la que se debe contar a fin de atender los picos debidos a la estacionalidad de la generación termoeléctrica y a las rachas de exigencia termoeléctrica durante ocurrencias del “Fenómeno del Niño”, situación que resulta particularmente importante en el país dada la apreciable cantidad de gas natural dedicada a la generación eléctrica dentro de un sistema predominantemente hidroeléctrico.
GRAFICO 2
CAPACIDAD DE SUMINISTRO Y CONSUMO DE GAS (Histórico 1950 - 1998 & Proyección 1999 - 2010)
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
1950 1953 1956 1959 1962 1965 1968 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007 2010
MPCD
Suministro Hist.
Capacidad Hist.
Proy. Demanda Cap. Res. Prob.
Cap. Res. Adic.
Fuente: Estadísticas y proyecciones de ECOPETROL y elaboración de A. Brugman
Respecto a la producción, en la Tabla 4 se detalla la evolución del abastecimiento de gas por regiones y por campos.
Tabla 4: Suministro de gas natural por regiones y cuencas (MPCD)
Región/Cuenca 1990 Fracción 1995 Fracción 1997 Fracción 1999 Fracción
COSTA 280,1 71,6% 331,6 76,8% 471,7 81,1% 398.6 78,8%
4 Se estima que esta sería sostenible durante unos 15 años con las reservas probadas y
La Guajira 261,7 308,4 430,1 377,1
Bajo Magdalena 18,4 23,2 41,6 21,5
INTERIOR 112,0 28,4% 99,5 23,2% 109,8 18,9% 107,4 21,2%
Medio Magdalena 108,6 78,6 78,9 77,3
Alto Magdalena 2,7 6,7 6,8 5,5
Llanos Orientales 0,7 14,2 24,1 24,6
TOTAL PAIS 391,5 100,0% 431,1 100,0% 581,5 100,0% 506,0 100%
Fuente: Ecopetrol, Estadísticas de la Industria Petrolera, 1997, con 1 MPCD= 1 GBTU/d Ecopetrol, Página Web, 1999.
El Gráfico 3 ilustra la evolución histórica del suministro de gas natural en los yacimientos de la Costa y en los del interior. El apreciable incremento del suministro de la Guajira durante 1997/98, hasta llegar a 581 y 613 MPCD respectivamente, se debió al incremento de la generación termoeléctrica e, inversamente, su decrecimiento notable en 1999, hasta 503 MPCD, se debió a la caída del consumo termoeléctrico ante el intenso período invernal como consecuencia de del fenómeno de “La Niña” y el decrecimiento de la demanda eléctrica por efectos de la recesión económica.
Grafico 3: Suministro Historico de Gas Natural
0 100 200 300 400 500 600 700
1975 1977 1979 1981 1983 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999
MPCD
OTROS COSTA GUAJIRA INTERIOR
Inicio Plan Masificacion
2.3.2 Perspectivas futuras
De acuerdo con las reservas probadas, la oferta de gas natural provendrá fundamentalmente de los campos de la Guajira y Casanare. Solo en la eventualidad de
Fuente: ECOPETROL
descubrimientos importantes, el abastecimiento dependerá de los campos de estas dos regiones, ya que el resto de yacimientos no tienen un nivel de reservas importantes y en el curso de los próximos años tendrán un proceso de agotamiento rápido.
La Tabla 5 muestra las capacidades máximas de producción de todos los campos, con excepción de Guajira y Cusiana. Para estos dos campos hay que hacer supuestos sobre su posible desarrollo, proceso de agotamiento y eventual declinación, lo cual depende del perfil de la demanda.
Tabla 5: Capacidades Máximas de Producción (MPCD
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 INTERIOR
OPON 20.0 20.0 10.0 3.0
EL CENTRO 15.3 14.2 14.4 12.8 12.0 11.0 10.0 9.0 8.0 7.0 7.0
PAYOA 27.0 24.0 21.0 18.0 16.0 14.0 12.0 11.0 10.0 8.0 7.0
PROVINCIA 21.9 23.5 20.8 17.9 15.0 12.0 10.0 8.0 6.0 5.0 4.0
APIAY 9.0 7.0 5.0 4.0 3.0 3.0 2.0 2.0 2.0 2.0 1.0
PIEDEMONTE 25.1 57.2 66.7 77.4 79.7 79.9 79.2 78.0 76.7 75.8
GUALANDAY 16.0 16.0 14.0 9.0 4.0 3.0 2.0
RIO CEIBAS 6.0 4.0 3.0 2.0
NEIVA 540+PALERMO 2.0 2.0 1.0
COSTA ATLANTICA
CICUCO MOMPOSINA 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0
GUEPAJE 35.9 24.1 20.5 13.2 3.5
Fuente: Vicepresidencia de Exploración y Producción, Ecopetrol Analizando la tabla 5, se puede concluir:
• El aporte de Opón, sobre el cual había muchas expectativas, desaparece hacia el año 2004.
• El resto del Valle Medio del Magdalena (El Centro, Payoa y Provincia) declina rápidamente, pero sigue aportando hasta el final del período.
• Apiay (Llanos Orientales) deja de ser significativo desde los primeros años.
• Los campos de Huila-Tolima (Gualanday, Río Ceibas, Neiva) en el Valle Inferior del Magdalena declinan muy rápidamente y dejan de ser significativos a partir del 2003.
• Guepajé desaparece en el 2005.
• Piedemonte mantendrá una producción en cantidades importantes, de forma estable, hasta el final del período. Está conformado por los campos Volcanera, Pauto y Floreña, que hacen parte de los contratos de asociación denominados Recetor y Piedemonte, ubicados al noreste del campo Cusiana en el departamento de Casanare. Estos campos fueron descubiertos en 1994 y recientemente se
determinó su comercialidad5. Cuentan con reservas probadas de gas de 700 GPC.
En estos campos se tiene un plan conceptual de desarrollo a partir de las reservas probadas, siendo posible producir gas desde el año 2001 que se podrían dedicar a la generación termoeléctrica en boca de pozo.
En conclusión, el abastecimiento del mercado dependerá fundamentalmente de los campos de Guajira y Cusiana-Cupiagua.
Respecto a la Guajira, la reciente instalación (en 1997) de la segunda plataforma marina produjo un notable incremento en la capacidad de producción de gas del país. Esta área continuará siendo la principal fuente de suministro de gas natural en la Costa y mantendría su capacidad de producción ya desarrollada de 770 MPCD hasta, al menos, mediados de la próxima década. El estimativo de Ecopetrol sobre capacidad de producción potencial en La Guajira (con pozos adicionales) es de 827 MPCD, menor que el de la empresa asociada y operadora del yacimiento, TEXAS, la cual manifiesta que si se realizan tres pozos adicionales sería posible llegar a una producción diaria cercana a los 1200 MPCD. El gas disponible en la zona de la Costa ha sido gas libre de alta calidad y susceptible de ser transportado hasta los mercados sin necesidad de tratamiento.
La capacidad actual de producción en la Guajira se encuentra muy cerca del potencial máximo y su comportamiento futuro, en cuando a su desarrollo, proceso de agotamiento y eventual declinación dependerá del perfil de demanda y las exigencias que se le hagan para abastecer el mercado. Las expectativas de producción adicional en la Costa corresponden al aprovechamiento de nuevas reservas resultantes de la actividad exploratoria que han iniciado la asociaciones ECOPETROL/TEXACO/SHELL y ECOPETROL/BP/ARCO en una extensa área costa afuera entre la Guajira Santa Marta, la primera, y entre Santa Marta y el Golfo de Urabá la segunda6.
Por otro lado, alternativamente o de manera complementaria, la capacidad nacional de suministro del gas natural también podrá ser compensada en la región del Interior con los crecientes volúmenes disponibles en el Piedemonte de los Llanos Orientales, inicialmente de los yacimientos de Volcanera, Pauto y Floreña, y posteriormente de los campos de Cusiana y Cupiagua, al aumentar la relación gas/aceite en la explotación de estos yacimientos y disminuir la necesidad de reinyección del gas producido.
El gran potencial de producción de gas en el futuro está en Cusiana y Cupiagua, donde con el crudo que actualmente se produce se extraen más de 1500 MPCD de gas, la casi totalidad de los cuales se reinyecta al yacimiento a fin de optimizar la recuperación de crudo en la formación. La disponibilidad actual de suministro de gas en estos campos es de apenas 20 MPCD y a partir del año 2000 se podría contar con suministros crecientes en esta área, los cuales Ecopetrol ha considerado que podrán llegar a los 420 MPCD.
5 La comercialidad en un contrato de asociación es una condición mediante la cual ECOPETROL da su acuerdo para la puesta en explotación de un nuevo campo petrolero, con los programas e inversiones en desarrollados presentados por el operador asociado.
6 En realidad, la asociación ECOPETROL/BP/ARCO tiene dos bloques contiguos: uno entre Santa Marta y Cartagena y el otro entre Cartagena y el Golfo de Urabá.
Es de observar que la expectativa de transporte y utilización del gas de los Llanos Orientales en los mercados está asociada a un tratamiento previo para reducir su alto contenido de CO2 y extraer los líquidos; para ello se está estudiando la instalación de plantas de tratamiento de gas con capacidades modulares de 100 MPCD. De esta forma, se puede asumir que inicialmente Cusiana podrá producir 120 MPCD a partir del año 2001, correspondiente a la producción actual de 20 MPCD más 100 MPCD, lo cual supone la construcción de una planta de tratamiento de esa capacidad, actualmente en estudio. Ecopetrol y sus socios (BP, TOTAL y TRITON) están interesados en ofrecer en venta 100 MPCD en una licitación, de tal forma que el comprador se comprometa a su tratamiento y posterior venta. El proceso de oferta está detenido en espera de finalizar los análisis del impacto de la nueva regulación de precios en boca de pozo.
Un escenario probable plantearía incrementos de la capacidad de producción de Cusiana, hasta una nivel de 420 MPCD. Esto implica expandir la capacidad de producción de Cusiana en módulos de plantas de tratamiento de 100 MPCD. No obstante, hay que aclarar que Cusiana tiene reservas suficientes para incrementar la producción por encima de 420 MPCD, lo cual finalmente será una decisión comercial.
2.4 Resumen y consideraciones sobre la oferta
La geología del país permite establecer un amplio potencial de hidrocarburos, el cual para ser llevado al nivel de reservas explotables requiere de una amplia campaña de exploración y el posterior desarrollo de la infraestructura para la producción y el transporte. El aprovechamiento de parte del potencial estimado permitiría elevar la capacidad de producción y generar eventuales excedentes para exportación.
Para ello resulta evidente la competitividad entre el desarrollo futuro de los campos de la Costa (la Guajira y descubrimientos futuros resultantes de las actividades exploratorias ya iniciadas) y el desarrollo de los del Interior (Llanos Orientales, que cuentan con reservas ya probadas y cuyo aprovechamiento requiere de inversiones en plantas de tratamiento del gas).
A pesar de estas expectativas favorables en cuanto a potencial, existe en Colombia preocupación y debate sobre la evolución y características del futuro abastecimiento de gas natural. Tanto las autoridades energéticas como los voceros del gremio de productores y transportadores de gas coinciden en señalar que el país cuenta con las suficientes reservas de este recurso para atender la demanda nacional durante los próximos 10 años, e incluso para buscar potenciales mercados de exportación hacia Centroamérica, una vez resueltas favorablemente las situaciones de desarrollo, transporte y tratamiento del gas.
3. La infraestructura de transporte y distribución
3.1 Desarrollo reciente y situación actual del sistema de transporte
Dado el desarrollo del Plan de Masificación del Gas Natural, el aspecto más relevante de la evolución de esta industria en Colombia en los últimos cinco años, ha estado representado por las importantes inversiones adelantadas tanto por el capital estatal, como por el capital privado en la construcción y ampliación de la red básica de gasoductos troncales para conectar los campos en producción con los principales mercados en todo el país. Esta evolución se evidencia al comparar la red de gasoductos en 1993 con la existente hoy en día. En 1993 se contaba con 584 km. de gasoductos de Ecopetrol y 1727 km. de gasoductos privados, estos últimos ubicados principalmente en la Costa Atlántica. Entre 1993 y 1997 se construyeron 2788 km. de infraestructura de gasoductos, en los que Ecopetrol invirtió en forma directa 277 millones de dólares de 1996 y el sector privado 644 millones sobre un total de inversiones de 921 millones7. Para el desarrollo del plan de masificación del gas, fue necesaria la construcción del sistema de gasoductos troncales del Interior del país. De acuerdo con lo estipulado por el documento CONPES No. 22646 de marzo de 1993, el estado lideró el plan de gas mediante una acción coordinada entre Ecopetrol y la empresa privada y la red troncal se amplió recientemente en la siguiente forma:
• Mediante licitación pública se adjudicó a las compañías Centragas y Transgas de Occidente la construcción, operación y mantenimiento de los gasoductos Ballena- Barrancabermeja y Mariquita - Cali mediante los mecanismos de BOMT y BOT respectivamente.
• El Ministerio de Minas y Energía otorgó en concesión la construcción de los gasoductos troncales de Sebastopol - Medellín a Transmetano S.A., Barrancabermeja - Bucaramanga a la compañía Transportadora del Oriente, Dina- Pitalito a Progasur S.A. y el Sistema Norte Huila - Tolima a Gasoducto del Tolima S.A.
• Por su parte Ecopetrol fue responsable de la construcción, conversión y adecuación del sistema Centro Oriente adelantando obras mediante la adjudicación de licitaciones por tramos, dependiendo de los requerimientos.
La construcción del sistema troncal de transporte garantizó así el desarrollo del programa y la entrega de volúmenes importantes de gas natural a grandes consumidores en forma simultánea en las capitales, para un adecuado balance entre los diferentes consumidores en términos de beneficio económico y social, viabilidad financiera y cobertura nacional.
El sistema troncal de transporte del gas conecta los principales campos productores de gas natural y los más importantes centros de consumo, uniendo los campos de la Guajira, Huila, Llanos Orientales y Magdalena Medio con las principales ciudades del país. Las características básicas de la red se resumen en el Mapa 2.
7 Ecopetrol, op. cit. pag 28
Ayacucho VALLEDUPAR
VILLAVICENCIO BOGOTÁ
MEDELLÍN
CALI
ECUADOR
PERÚ
BRASIL VENEZUELA
PANAMÁ MAR CARIBE
O C É A N O P A CÍ
Cusiana Maicao T.GUAJIRA
SANTA MARTA BARRANQUILLA
CARTAGENA
CUCUTA
Payoa BUCARAMANGA Barranca
MANIZALES Sebastopol Vasconia
Morichal Belén
YOPAL
Apiay La belleza Mariquita
ARMENIA Gualanday
NEIVA Montañuelo PEREIRA
GASODUCTOS TROCALES
SINCELEJO
MONTERÍA
Montelíbano
MAPA 2 - INFRAESTRUCTURA DE GAS NATURAL
GASODUCTO COSTA - INTERIOR
Fuente : Ecopetrol Elaboró : UIME - UPME
Chuchupa B
Codazzi Villanueva
Curumaní Calamar
Magangué Güepaje
Jobo
Pto. Salgar
Cartago
Yotoco
IBAGUE
Yaguará Garzón Pitalito
Girardot TUNJA
Chuchupa A Ballena
PLATAFORMA MARINA TERMOELÉCTRICAS A GAS CAMPOS DE GAS
MUNICIPIOS CAPITALES
ARAUCA
PTO. CARREÑO
PTO. INIRIDA
MITU
LETICIA FLORENCIA
PASTO
MOCOA QUIBDO
Las Flores Tebsa
TermoChinú
TermoMeriléctrica
TermoCentro
TermoDorada TermoSierra
TermoemCali TermoValle
SAN JOSÉ DEL GUAVIARE El Porvenir
TermoBarranca
TermoCasanare Proeléctrica
Ocoa
Tabla 6: Características del Sistema de Transporte del Gas Natural
Gasoductos Propietario Diámetro
(Pulgadas)
Longitud (km) COSTA ATLANTICA
Ballena-B/quilla-C/gena Chuchupa-Ballena Jobo Tablón-Mamonal Jobo Tablón-Cerromatoso Güepajé –Sincelejo El Difícil B/quilla INTERCONEXION Ballena - Barranca INTERIOR
SANTANDER
Payoa-Bucaramanga Payoa-Galán
Galán-Termo Galán Barranca - Bmanga HUILA-TOLIMA Dina-Gualanday Tello Neiva BOGOTA Cusiana - Apiay Apiay-Bogotá MEDELLIN
Sebastopol - Medellín VALLE
Mariquita - Cali OTROS
Centro Oriente Morichal-Yopal Norte Huila-Tolima Dina-Pitalito
Montañuelo-Gualanday
Promigas Texaco Esso
Cerromatoso Promigas-ECP Antex
Centragas
Gasod.
Santander Eurocan Ecopetrol Transoriente
Ecopetrol Ecopetrol Ecogas Ecopetrol
Transmetano
Transgas de Occ.
Ecogas Ecopetrol Gas. Del Tolima
Progasur Ecogas
20 20 10 8 6-8 12
18
6 10 10 10
12 12
6
14/12
20
22/20/14/12/6 4
6/4/2 8/6 6/4
398 12 200 85 59 148
575
56 56 4 158
149 5
134
149
340
573 13 53 193 36 Fuente: Ecogas
3.2 Los requerimientos de expansión del transporte
En el corto plazo (1999) se tiene programada la ampliación de la capacidad de transporte mediante estaciones de compresión en los tramos Ballena – Barranca (Interior) y Ballena - Cartagena (Costa). En la Tabla 7 se resume la infraestructura requerida para el transporte de gas entre 1999 - 2016.
Tabla 7: Infraestructura requerida de transporte para gas (1999-2016)
Año Origen Destino Longitud en
kms
Diámetro en pulgadas
1999 Cusiana El Porvenir 35 30
1999 El Porvenir La Belleza 187 30
1999 Payoa Cambio diámetro 7 8
2003 Zarzal Valle 117 30
2003 Cota 1150 msm Medellín 27 12
2003 Barrancabermeja Sebastopol 110 24
2005 Monterrey Apiay 110 20
2005 Sebastopol Vasconia 60 24
2007 Zarzal Armenia 42 10
2007 Cisneros Cota 1150 msm 17 14
2007 Mariquita Gualanday 60 8
2007 La Belleza Vasconia 93 20
2009 Letras Chinchiná 49 24
2009 Barrancabermeja Sebastopol 110 24
2011 Vasconia Mariquita 121 20
2014 Cusiana La Belleza 222 30
2014 La Belleza Cogua 113 14
2016 Mariquita Letras 62 20
2016 Monterrey Apiay 110 24
2016 Zarzal Valle 117 20
2016 San José del Nuz Cisnero 36 12
Fuente : Ecopetrol, Dirección de Planeación Corporativa, “El sector gas en Colombia” (1998).
En el caso de concretarse un proyecto de exportación hacia Centroamérica, la expansión requerida adicional del sistema de transporte dependerá de las decisiones que se tomen sobre el desarrollo de las reservas: i) si se incrementa la capacidad de suministro en la Costa sería requerido ampliar hacia el Istmo el sistema troncal de esta región, y ii) si se incrementa significativamente la del interior podrían llegar a ser necesarios envíos de gas Interior - Costa, caso bajo el cual el suministro a Centroamérica podría efectuarse desde un sitio intermedio entre Ballena - Barranca, como lo podría ser el sitio de Ayacucho. En estas circunstancias podría, inclusive, plantearse el apoyo de este abastecimiento con gas proveniente de Venezuela, que conectaría a este mismo punto de la red.
En caso de plantearse exportaciones al Ecuador, habría que extender el gasoducto de occidente entre Cali y a la frontera y, si la demanda lo justifica, hasta Quito.
3.3 la infraestructura de distribución
Con el descubrimiento de gas en la Guajira hace más de 20 años, se inicio en la Costa Atlántica la sustitución de fuel oil por gas natural en el sector industrial y en generación eléctrica. En el sector residencial se presento un proceso de sustitución conservadora, centrada en los estratos socioeconómicos altos.
Para posibilitar este proceso, se construyó el gasoducto troncal de la Costa Atlántica y se crearon empresas distribuidoras en la región. Algo similar ocurrió en las regiones productoras de gas natural en Huila (Alto Magdalena), Santander (Medio Magdalena) y, posteriormente, en el Meta (Llanos Orientales).
Inicialmente, a finales de los sesenta, se crearon tres bloques: Costa Atlántica, Huila y Santander. Posteriormente, a finales de los ochenta, se establece “El Programa de Gas”
y se desarrolla el campo de Apiay para dar lugar a un nuevo bloque en el Departamento del Meta.
“El Programa de Gas” se centró en la masificación del uso del gas natural para servicio residencia, con el propósito de sustituir electricidad en cocción y calentamiento de agua, y GNC para el transporte público, en los municipios cercanos a los yacimientos o a los gasoductos. Este programa, de ejecución inmediata, también vislumbró el suministro al interior del país, lo cual requería de la construcción del gasoducto Apiay-Bogotá y el gasoducto central Ballena-Barranca.
Tabla 8: Empresas distribuidoras de gas natural
Nombre Departamento/Zona exclusiva
Gases del Caribe Atlántico, Magdalena
Sutigas Bolívar, Sucre, Córdoba
Gases de la Guajira Guajira
Gas Natural del Cesar Cesar
Gases de Oriente Norte de Santander (Cúcuta)
Gasoriente Santander
Metrogas Santander
Gases de Barrancabermeja Santander (Barrancabermeja)
Alcanos de Huila Huila
Neivana de gas Huila
Gas Natural Bogotá
Llanogas Meta
Gases del Cusiana Casanare (Yopal)
Gases de Occidente Cali
Empresas Públicas de Medellín Medellín Gases del Norte del Valle Norte del Valle
Gases del Quindío Quindío
Gas Natural del Centro Caldas
Gas del Risaralda Risaralda
Gas Natural del Altiplano Cundinamarca y Boyacá Caucana de gas
Gasnacer
Grancolombiana de Gas Centro y Tolima
El programa de gas se inicia en Bogotá en 1987 con la sustitución del “cocinol”
(gasolina de bajo octanaje para cocción) por GLP y, posteriormente, con la construcción del gasoducto Apiay-Bogotá, se consolida el programa de sustitución, con una meta de 180.000 familias de bajos recursos. Este programa para Bogotá estaba restringido por
