Análisis de opciones de inversión en gas natural licuado en Colombia en un marco de integración energética regional

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(1)Análisis de opciones de inversión en gas natural licuado en Colombia en un marco de integración energética regional.. Ricardo Delgado Cadena. Universidad de Los Andes Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica 2010.

(2) Análisis de opciones de inversión en gas natural licuado en Colombia en un marco de integración energética regional.. Ricardo Delgado Cadena Asesora: Ángela Cadena Monroy. Trabajo de grado para optar al título de Magister en Ingeniería Eléctrica. Universidad de Los Andes Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica 2010.

(3) AGRADECIMIENTOS Agradezco a Ángela Cadena por su trabajo, colaboración y apoyo. Al grupo de trabajo EAE de la Universidad de Los Andes, por sus valiosos aportes y por hacer más agradable el desarrollo de este trabajo. Al la Universidad de los Andes por el soporte financiero durante el semestre de este trabajo final, en el marco del proyecto Precios eficientes de los energéticos..

(4) TABLA DE CONTENIDO RESUMEN...................................................................................................................... 6 INTRODUCCIÓN ............................................................................................................ 7 CONTEXTO ENERGÉTICO ........................................................................................... 10 Disponibilidad de recursos energéticos en Colombia ............................................ 10 Disponibilidad de recursos energéticos en Centroamérica ................................... 10 Demanda de energía en Colombia y Centroamérica ............................................. 13 ANTECEDENTES DE INTEGRACIÓN REGIONAL............................................................ 17 GAS NATURAL LICUADO (GNL) ................................................................................... 19 Licuefacción ............................................................................................................ 19 Almacenamiento .................................................................................................... 22 Transporte .............................................................................................................. 23 Regasificación ......................................................................................................... 25 MODELO MARKAL COLOMBIA ................................................................................... 28 Formulación matemática ....................................................................................... 29 Periodo de análisis.................................................................................................. 30 Modelamiento de Centroamérica .......................................................................... 31 Incertidumbre en los precios de los energéticos ................................................... 34 Incertidumbre en las reservas de gas natural ........................................................ 36 EVALUACIÓN FINANCIERA .......................................................................................... 38.

(5) RESULTADOS............................................................................................................... 41 Resultados modelaje en MARKAL .......................................................................... 41 Análisis financiero .................................................................................................. 44 UBICACIÓN DE UNA PLANTA DE GNL EN COLOMBIA................................................. 48 CONCLUSIONES .......................................................................................................... 51 CONSIDERACIONES Y SUPUESTOS DE POLÍTICA INTERNACIONAL ............................. 54 REFERENCIAS .............................................................................................................. 55.

(6) RESUMEN En este documento se plantean y analizan diferentes escenarios probables en el futuro energético colombiano con el fin de evaluar los requerimientos y viabilidad financiera de un proyecto de importación/exportación de gas natural licuado (GNL). Se considera la información disponible acerca de la situación actual del gas natural en el país, las perspectivas de incorporación de nuevas reservas, los proyectos de integración energética con los países de Centroamérica y los impactos de estos factores en la viabilidad y necesidad de instalaciones de GNL locales. Haciendo uso del modelo MARKAL se estudia la participación del gas natural y del GNL en la canasta energética de largo plazo en Colombia. Haciendo uso de la característica estocástica del modelo se incorpora la incertidumbre en el precio futuro de los combustibles fósiles. Se analiza financieramente un proyecto de GNL en el que se incluyen las flexibilidades operativas propias para un proyecto de este tipo en Colombia utilizando opciones reales. Así mismo, se formula un conjunto de estrategias preliminares que puedan ser de utilidad para los hacedores de política y para los inversionistas al analizar opciones de suministro e inversión en el sector. En todos los casos, la exportación y posterior importación de GNL aparece como estrategia óptima para minimizar los costos del sistema energético colombiano, independiente de la demanda centroamericana..

(7) INTRODUCCIÓN Las reservas colombianas de carbón y petróleo le han permitido al país mantener la autosuficiencia en el abastecimiento interno de estos energéticos como se evidencia en [1]. Al mismo tiempo estos dos energéticos han aumentado su participación en las exportaciones del país al pasar de representar el 31.13% del valor total en 1997 al 47.74% en 1994 [2]. En cuanto al gas natural, las exportaciones hacia Venezuela iniciaron en 2007 y las reservas han permitido soportar una política exitosa de masificación del uso de este energético en prácticamente todos los sectores de consumo final. El factor reservas/producción de gas natural ha decaído en los últimos años al pasar de ser 30 años en 2004 a 20 años en 2007 según [3] y [4]. En [3] y [5] se plantean los posibles escenarios de incorporación de nuevas reservas de gas natural. Estos escenarios de incorporación llevarían a situaciones que van desde el posible desabastecimiento de gas hasta la abundancia de este energético que permitiría su exportación. La generación de electricidad en Colombia tiene una alta participación de la hidroenergía, seguido en importancia por el gas natural y el carbón [1]. La capacidad instalada y la disponibilidad de las plantas han permitido que el país realice con frecuencia exportaciones de electricidad hacia Ecuador. Dados los potenciales minero energético y de generación eléctrica, más la ubicación geográfica colombiana se ha plasmado en varios documentos de planeación energética colombianos el interés del Estado por convertir al país en un núcleo energético regional [5] y [6]. Centroamérica posee escasas reservas de combustibles fósiles y a pesar de que cuenta con recursos renovables para la generación, la electricidad se produce en su mayoría con derivados pesados del petróleo obtenidos mediante importación [7]. Organismos multilaterales han sugerido en varias oportunidades a los países centroamericanos la necesidad de diversificar su canasta de generación de electricidad [8] y en general la matriz energética regional..

(8) Actualmente, una línea de interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá se encuentra en construcción y al mismo tiempo se están desarrollando proyectos similares entre países vecinos en. Centroamérica [9] y [10]. También se han. realizado estudios y propuestas para llevar el gas natural a Centroamérica y hacer de este combustible una opción energética para los países de la región. En algunas de esas propuestas se postula a Colombia como fuente o país de tránsito del gas que sería consumido por los países centroamericanos [8] y [11]. El gas natural licuado (GNL) es una opción tecnológica para el comercio internacional de gas natural en largas distancias con ventajas económicas y técnicas frente a alternativas como el transporte tradicional por gasoducto o como gas natural comprimido [12] a [15]. Este tipo de proyectos son intensivos en capital de inversión y presentan economía de escala [16] y [17]. Las opciones de inversión de gas natural licuado para Colombia serán estudiadas en este documento considerando un marco de integración energética regional con los países centroamericanos y las incertidumbres en el precio internacional de los combustibles fósiles y de las reservas de gas natural disponibles en el país. Para el análisis de los requerimientos de infraestructura para el comercio de GNL se utilizará el modelo MARKAL Colombia con ajustes para incluir demandas de electricidad y gas natural centroamericanas asumiendo que en esos países se implementa un programa de masificación del uso del gas natural. Para la valoración financiera de los proyectos identificados se utilizarán opciones reales, considerando las flexibilidades e incertidumbres que un proyecto de este tipo tendría, dadas las particularidades del caso colombiano. Este documento se encuentra dividido en cinco partes. En la primera parte se realiza una breve descripción del sistema energético colombiano y centroamericano, considerado en la construcción del modelo MARKAL. En la segunda parte, se resumen los antecedentes y documentos relacionados con la integración energética.

(9) de Colombia y Centroamérica. En la tercera parte, se presentan las modificaciones realizadas al modelo MARKAL Colombia y las consideraciones necesarias para el análisis de la integración energética regional. Luego se presentan los resultados obtenidos. Finalmente, se presentan las conclusiones y propuestas generadas a partir de los resultados obtenidos..

(10) CONTEXTO ENERGÉTICO DISPONIBILIDAD DE RECURSOS ENERGÉTICOS EN COLOMBIA Colombia es un país que podría considerarse privilegiado en cuanto a disponibilidad de recursos energéticos. A 2005 el país tenía reservas probadas de petróleo que ascendían a 1400 millones de barriles, 60% de los cuales eran crudo liviano, de acuerdo con [18]. Según Promigas [4], las reservas probadas de gas natural en 2005 fueron de 4.5 TPC. En cuanto a carbón mineral, las reservas probadas en 2008 eran de 6814 millones de toneladas según BP [19]. La generación eléctrica colombiana tiene una importante componente hídrica que en 2006 produjo el 81% del total de electricidad nacional [1]. De acuerdo con BP [19], Colombia es el tercer consumidor regional de hidroenergía después de Brasil y Venezuela. Según el Ministerio de Minas y Energía [20] el potencial hídrico colombiano es de 90.000 MW (ver Figura 1). La canasta de generación colombiana está complementada por el gas natural, el carbón y algunas plantas de otro tipo que tienen una participación marginal. (Ver Figuras 2 y 3).. DISPONIBILIDAD DE RECURSOS ENERGÉTICOS EN CENTROAMÉRICA Centroamérica es una región que se caracteriza por la escasez de recursos fósiles aprovechables. En 2007, las reservas probadas de petróleo alcanzaban los 488 millones de barriles localizados en Guatemala [19]. Las reservas de gas natural también se encuentran localizadas en Guatemala y ascienden a 0.02 TPC [19]. Además, existen reservas de carbón mineral ubicadas en Panamá y en Costa Rica que suman 150 millones de toneladas (ver Figura 1). Al día de hoy, la producción de gas natural y de carbón en la región es nula [11]. En la Tabla 1. se presenta el potencial hídrico para la región centroamericana..

(11) Tabla 1. Potencial de generación hidráulica en Centroamérica. Tomado de [8].. Es importante tener en cuenta que el potencial de generación hídrico no es aprovechable en un 100%. Para el caso de Costa Rica se tiene que el 23% del potencial hidroeléctrico ya se encuentra instalado, el 12% se encuentra ubicado en parques naturales y otro 26% en reservas indígenas, por lo cual, existe un 38% que no puede ser explotado. El 39% restante debe ser considerado bajo las restricciones técnicas y económicas para evaluar la viabilidad de la instalación [13]. Para efectos de este trabajo se asume que toda la región sigue las mismas proporciones de disponibilidad presentadas en Costa Rica. Lo anterior se justifica al considerar que Costa Rica posee el mayor potencial hídrico de la región y la escasez de información acerca de la disponibilidad en los otros países. La generación eléctrica en Centroamérica tiene una alta participación del recurso hídrico y de los derivados del petróleo. La geotermia y la biomasa participan en un segundo renglón y el carbón tiene presencia minoritaria y se usa solamente en Guatemala como se observa en la Figuras 2 y 3..

(12) 10,000. 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0. Colombia Centroamérica. Petróleo [MMBLS]. Gas natural [GPC]. Carbón [Mt]. Potencial hídrico [10^4 kW]. 1400. 4500. 6814. 9000. 480. 20. 150. 2200. Figura 1. Reservas de Hidrocarburos y potencial de generación con recurso hídrico para Colombia y Centroamérica. Datos [4], [13], [18], [19], [20].. Figura 2. Generación eléctrica en Mesoamérica para el 2007. Datos [7].

(13) Figura 3. Composición de la canasta de generación eléctrica regional en 2007. Datos [7]. DEMANDA DE ENERGÍA EN COLOMBIA Y CENTROAMÉRICA La demanda de energía en Colombia en 2007 fue de 224.5 Pcal. Los sectores transporte e industrial respondieron por un tercio de la demanda de energía final cada uno, mientras que el sector residencial colombiano fue responsable por un quinto de la demanda de energía final en el mismo periodo [7] y [21] como se presenta en la Figura 4. comercial 5%. Colombia. residencial 23%. industria 25%. agricola 6% otros 1%. transporte 40%. Figura 4. Participación de los sectores económicos en el consumo de energía final en Colombia durante el año 2007. Datos tomados de [7]..

(14) Por otro lado, la demanda final de energía Centroamericana en 2007 fue de 232.1 Pcal. Como se puede ver en la Figura 5. 41% corresponde al sector residencial, seguido por el sector transporte con el 32% y la industria con 19.4% según [7].. Centroamérica. agricola 1% otros 1%. residencial 41%. industria 19%. comercial 6%. transporte 32%. Figura 5. Participación de los sectores económicos en el consumo de energía final en Centroamérica durante el año 2007. Datos tomados de [7].. En las Figuras 6 a 8 se muestra la participación de los diferentes energéticos en las canastas sectoriales (residencial, comercial y transporte) colombianas y centroamericanas. Se observa que en países como Guatemala y Nicaragua la leña ocupa uno de los primeros puestos como energético y que Colombia presenta una canasta más diversificada y mejor distribuida que los países centroamericanos. Para el modelaje de las plantas de generación eléctrica centroamericanas se calculó el factor de utilización de la capacidad de generación histórico para los años en los que la información se encontraba disponible. En la Figura 9 se grafica la relación entre la generación y la capacidad instalada para varios periodos de tiempo en Centroamérica con datos de [22 a 28]. Se observa que el factor de planta durante los periodos estudiados es aproximadamente del 50% y este fue el valor que se asumió para las futuras plantas instaladas en la región..

(15) Sector residencial 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%. Carbón vegetal. Líquidos GLP Electricidad Leña Gas natural. Figura 6. Consumo útil sector residencial por energético. Año 2007. Datos [7]. Sector Comercial 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%. Líquidos Carbon vegetal GLP Electricidad Leña Gas natural. Figura 7. Consumo útil comercial por energético. Año 2007. Datos [7].

(16) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%. Sector Transporte Fuel. Diesel Kerosene Gasolina. GLP Electricidad Gas natural. Figura 8. Consumo útil transporte por energético. Año 2007. Datos [7]. 60,00%. 50,00% 40,00% 30,00%. 2004. 20,00%. 2005. 10,00%. 2007. 0,00%. Figura 9. Factor de planta de los generadores centroamericanos para diferentes periodos de tiempo. Datos [22 a 28]..

(17) ANTECEDENTES DE INTEGRACIÓN REGIONAL Tanto Colombia como los países de Centroamérica han mostrado su interés por la integración energética de la región. De acuerdo con el documento Colombia Visión 2019 [6], se espera que el país adopte medidas para posicionarse “como un clúster regional energético, con ventajas competitivas”. Para lograr lo anterior, en el mismo documento se proponen los siguientes principios a tomar en cuenta durante la elaboración de las políticas energéticas nacionales: i) Integración regional: “Usar eficientemente la canasta de energéticos regional (…)”, ii) Convergencia: “Formación de precios a través de mecanismos de mercado (…)”, iii) Regulación y iv) Desarrollo de infraestructura: “ los proyectos de infraestructura deberán ubicar a Colombia en un renglón relevante dentro del mercado mundial de bienes primarios como el carbón y el gas natural (…)”. En los anteriores principios se menciona o se hace referencia al potencial colombiano como exportador o como país de tránsito de diferentes energéticos entre ellos el gas natural y la electricidad. En [6] se enuncian las metas que el sector energético nacional debe plantearse, entre ellas: i) Consolidar el mercado eléctrico andino y centroamericano y ii) Adicionar nuevas reservas de gas natural y desarrollarlas. La primera propone que Colombia amplíe su capacidad instalada de generación de manera que pueda convertirse en un exportador de electricidad aprovechando de la mejor manera posible los recursos disponibles en la región para la producción de electricidad. En la segunda meta, dentro del desarrollo de las nuevas reservas de gas natural, se contempla la construcción de la infraestructura que posibilite la exportación de los excedentes de gas producidos en el país a partir de la incorporación de nuevas reservas. En [8] la CEPAL propone como objetivo de política energética para los países de Centroamérica el “Incorporar nuevas tecnologías y fuentes de energía menos contaminantes”. Como actividad para lograr ese objetivo la CEPAL sugiere que se realice la “Introducción de la cadena del gas natural en sectores de consumo y.

(18) generación eléctrica”. En *11+ la CEPAL presenta los resultados de un estudio en el cual se evalúa la posibilidad de suministrar el gas natural requerido por Costa Rica y Panamá desde Colombia y Venezuela, además de hacer un análisis técnicoeconómico de los gasoductos requeridos. En años anteriores, por iniciativa de los países de Centroamérica, en México y Colombia se desarrolló el “Proyecto de Integración Energética Mesoamericana (PIEM)” paralelamente al proyecto Puebla-Panamá (proyecto de interconexión eléctrica entre México y Panamá, extendido luego hasta Colombia). En 2005, en el marco de la cumbre sobre la Iniciativa Energética Mesoamericana, el PIEM aprobó la realización de un estudio de factibilidad para la introducción de gas natural a Centroamérica. Los resultados de este estudio estarían disponibles a finales de 2007. Los objetivos del estudio eran: i) Considerar diferentes alternativas de suministro desde México, Colombia, países exportadores o mercados relevantes de gas natural licuado, y ii) Definir una estrategia regional para la introducción de esta nueva fuente de energía. En 2008, los presidentes de la región acordaron modificar el Plan Puebla-Panamá hacia el “Proyecto de Integración y Desarrollo Mesoamérica (Proyecto Mesoamérica)” que incluye entre otros aspectos la integración vial, de aduanas, de comercio, eléctrica y energética en general. Con lo anterior, el PIEM desaparece y los resultados del estudio mencionado anteriormente no llegan a ser públicos. Los objetivos y el trabajo realizado en el PIEM tienen continuidad dentro del Proyecto Mesoamérica que se encuentra vigente actualmente [10]..

(19) GAS NATURAL LICUADO (GNL) El gas natural es una mezcla de diferentes gases combustibles, principalmente metano, con algunas impurezas como agua y dióxido de carbono entre otros. El gas natural licuado es, como su nombre lo indica, gas natural refrigerado hasta su punto de condensación. Se requiere llevar el gas natural hasta el estado líquido para disminuir su volumen y facilitar de esta manera su almacenamiento y transporte a costos económicamente viables. Al licuar el gas natural disminuye su volumen al menos 600 veces, lo que en otras palabras quiere decir que en las mismas condiciones de presión es posible transportar 600 veces más gas en su estado líquido que en su estado gaseoso. La cadena del gas natural licuado inicia con la extracción del energético en el pozo, su transporte hasta la planta de tratamiento, la licuefacción, el almacenamiento en la planta de origen, el transporte, el almacenamiento en la planta de destino, la regasificación y finalmente el transporte hacia los usuarios finales.. LICUEFACCIÓN La licuefacción es el proceso por el cual se lleva el gas natural desde su estado gaseoso al estado líquido requerido. Para lograr lo anterior es necesario refrigerar el gas natural hasta el punto de condensación del metano (su componente principal) que se encuentra alrededor de los -162°C. El proceso de refrigeración es similar al utilizado para disminuir las temperaturas de otros elementos. Primero se comprimen gases refrigerantes que luego se ponen en contacto térmico con el gas natural para que los primeros se evaporen mientras disminuyen la temperatura del segundo. En el proceso se extraen las sustancias que a la temperatura de condensación del metano podrían solidificarse y obstruir los conductos (como el agua y otros gases combustibles como los condensados de petróleo). Luego que el gas se encuentra licuado, se lleva a presión atmosférica para ser almacenado y dispuesto..

(20) Las plantas de licuefacción son actualmente el cuello de botella del mercado de GNL en el mundo. En la Figura 10. se presenta el factor de utilización promedio de las plantas de licuefacción en el mundo. Se observa que los niveles de utilización son cercanos al 90% [17]. Este tipo de plantas ha presentado una reducción en los costos de instalación decreciente con la escala del proyecto.. Figura 10. Utilización de la capacidad mundial de licuefacción de gas natural. Tomado de [17].. Una instalación típica de licuefacción de gas natural está conformada por un módulo de refrigeración (que es el proceso más costoso en toda la cadena de valor del GNL), instalaciones de almacenamiento y muelles equipados con mangueras criogénicas para cargar el GNL. En la Figura 11. se puede ver la forma en la que la planta de licuefacción de Trinidad y Tobago (Atlantic LNG) fue ampliada. En una primera etapa se construyeron dos tanques de almacenamiento, un tren de refrigeración y un muelle. Luego se construyeron dos trenes de refrigeración más y finalmente se instaló un tren adicional, un nuevo tanque y otro muelle. Es claro que este tipo de proyectos presentan la flexibilidad de realizar inversiones en diferentes momentos del tiempo con el fin de aumentar la capacidad instalada de la planta..

(21) Figura 11. Planta de licuefacción Atlantic LNG en Trinidad y Tobago. La planta ha sido expandida en diferentes oportunidades aumentando su capacidad instalada. Tomado de [29].. En cuanto a la participación de los países en las exportaciones, la situación a mayo de 2010 se resume en la Figura 12. En la actualidad son veintisiete las plantas de licuefacción operativas en el mundo, ocho se encuentran en construcción y hay veintitrés propuestas más.. Figura 12. Países con plantas de exportación de GNL. En violeta instalaciones existentes, en amarillo instalaciones en construcción y en naranja instalaciones propuestas. Elaboración propia con datos de [30]..

(22) En [14] se presentan los siguientes costos indicativos de las inversiones requeridas para la instalación de una planta de licuefacción: Una planta de 8.2 MTPA (390 Bcfa) puede costar entre 1.5 y 2 billones de dólares. De los cuales el 50% son costos de construcción (algunos de ellos son evitados al realizar una expansión). El 30% corresponde a equipos. La planta de licuefacción cuesta aproximadamente US$1.09 por MBTU de capacidad. Si se trata de una expansión, el costo se reduce a US$0.97 por MBTU adicional. Esto es un 12% de ahorro en los equipos de la expansión. Los tanques para almacenar entre 160.000 m3 y 180.000 m3 de LNG cuestan alrededor de 100 MUS$. En Suramérica, el único país con un proyecto de licuefacción de gas natural en marcha es Perú. Las operaciones iniciaron en junio de 2010 después de completar una inversión cercana a los tres mil ochocientos millones de dólares. El proyecto inicialmente fue concebido en 2002 y su construcción en Melchorita tomó cerca de cuatro años. Las reservas probadas de gas natural en Perú ascienden a 12.4 trillones de pies cúbicos.. ALMACENAMIENTO El almacenamiento de GNL se hace a presión atmosférica y a temperatura de condensación. Los tanques son construidos con doble pared de concreto reforzado y aleaciones de acero. Alcanzan altura de más de cincuenta metros y un diámetro similar. Cada uno de estos contenedores puede almacenar entre 130000 m 3 a 180000 m3 y requieren que se mantenga un área de seguridad desocupada alrededor del depósito. Por sus grandes dimensiones presentan algún tipo de restricciones ambientales para su instalación. Por lo anterior las plantas en donde se ubican las plantas con capacidad de almacenamiento se encuentran localizadas en zonas despobladas. Otra opción son los tanques de almacenamiento subterráneo con menores restricciones ambientales y sociales, que no requieren de grandes áreas de seguridad pero que son mucho más costosos. En la Figura 13. se presentan.

(23) los dos tipos de tanques. Los gases que se evaporan en el almacenamiento son extraídos para mantener la presión constante dentro del almacenamiento y se utilizan como fuente de energía en la instalación en la que se encuentren (en la planta de licuefacción o en la de regasificación). Para el caso de la planta de regasificación, la inversión más alta corresponde al almacenamiento que puede ascender a la tercera parte de la inversión total del proyecto según [14].. Figura 12. Tanque de almacenamiento de GNL. Tradicional doble pared con área de seguridad (arriba) y subterráneo (abajo). Tomado de [31 y 32]. TRANSPORTE El transporte puede ser responsable de entre el 5% y el 30% del valor del GNL. Un barco para el transporte de GNL puede costar más de 200 millones de dólares.

(24) haciendo según [17] que los costos de transportar un MBTU de gas natural una milla estén entre los 0.0133 y los 0.0111 centavos de dólar según la capacidad del barco, presentándose economías de escala. La velocidad de navegación de estos barcos llega hoy en día a 19 nudos, valor este que se ha ido incrementando con el avance de la tecnología. Actualmente los cargueros de GNL son más rápidos y más grandes que los fabricados con el origen del comercio internacional de este energético. Estos buques usan como combustible el gas que se evapora de sus contenedores y mantienen a la fecha el record de cero incidentes o derrames. En todo caso en la situación de un derrame, los impactos ambientales serian mínimos dado que el GNL a -162°C no entra en combustión y que al entrar en contacto con el agua marina a temperatura ambiente se evapora sin dejar residuos. En la Figura 13. Se presentan dos tipos de los cuatro tipos de cargueros de LNG que existen actualmente..

(25) Figura 14. Carguero de GNL de membrana (arriba) y tipo MOSS (abajo). Tomado de [33 y 34].. REGASIFICACIÓN El proceso de regasificación es relativamente sencillo. Consiste en llevar el gas desde temperatura de condensación a temperatura ambiente para que vuelva a su estado gaseoso original. El aumento de temperatura se da por dos vías, la primera calentándolo usando el gas natural evaporado en el proceso de almacenamiento y la segunda usando agua marina a temperatura ambiente. En la Figura 15. se presenta el factor de utilización histórico de la capacidad de regasificación mundial. Puede verse que existe una gran cantidad de capacidad instalada sin utilizar..

(26) Figura 15. Utilización de la capacidad mundial de regasificación de gas natural. Tomado de [17].. En cuanto a la participación de los países en las importaciones, la situación a mayo de 2010 se resume en la Figura 16. En la actualidad son setenta las plantas de licuefacción operativas en el mundo, diecinueve se encuentran en construcción. En la Figura 16. se muestran los países con proyectos de importación de GNL en el mundo. En esa figura no se incluyen los países que recurren a importaciones esporádicas de este energético mediante el alquiler de buques regasificadores, con lo cual la cantidad de participantes en el mercado de GNL aumenta. En el caso latinoamericano, por lo menos Brasil y Argentina han recurrido a esta opción para satisfacer sus necesidades energéticas..

(27) Figura 16. Países con plantas de importación de GNL. En azul instalaciones existentes, en verde instalaciones en construcción y en rojo instalaciones propuestas. Elaboración propia con datos de [30].. En [14] se presentan los siguientes costos indicativos de las inversiones requeridas para la instalación de una planta de licuefacción: Se requieren 300 millones de dólares de inversión para una planta con capacidad entre 183 a 365 Bcfa de gas natural. Los tanques de almacenamiento son los activos más costosos y su valor oscila entre un tercio y un medio del total de la inversión. Adicionalmente, las adecuaciones marinas pueden ser responsables de 100 millones de dólares adicionales. En Suramérica, Chile cuenta con dos plantas de importación de GNL. Las inversiones realizadas en las plantas de Mejillones y Quintero superan los dos mil millones de dólares y la capacidad total de estas plantas suma 15 millones de metros cúbicos al día con capacidad de ampliación. Los excedentes de gas regasificado pueden y han sido vendidos a la Argentina aprovechando la infraestructura existente..

(28) MODELO MARKAL COLOMBIA MARKAL es un modelo de programación lineal desarrollado por ETSAP (Energy Technology Systems Analysis Programme) como herramienta para estudiar los impactos de las políticas energéticas en el largo plazo. A partir de información dada acerca de la disponibilidad de recursos primarios, de infraestructura y de demanda de energía de uso final, se minimiza el costo económico de satisfacer las demandas suministradas con las restricciones ingresadas durante el modelamiento del sistema energético. Los resultados obtenidos son la conformación de la canasta energética óptima para el periodo de análisis, los precios sombra de los recursos, la trayectoria de emisión de gases contaminantes asociados con el sistema energético, entre otros [21] y [35 a 40]. El modelo se construye a partir de la definición de diferentes bloques que representan las etapas de la cadena energética que van desde la obtención de los energéticos primarios hasta los usos finales de la energía. En la Figura 17. se presenta un diagrama de bloques de la estructura de un sistema energético modelado en MARKAL [41]. Los recursos energéticos primarios se obtienen a partir de la minería y la extracción de las reservas modeladas para la región en estudio. Los recursos energéticos secundarios provienen de las tecnologías de conversión (energéticos no almacenables como la electricidad o el calor) o de tecnologías de proceso (como en caso de los derivados de petróleo). Por otro lado, tanto los energéticos primarios como secundarios pueden ser exportados o importados hacia o desde el mercado internacional. Las tecnologías de demanda son los equipos que transforman los energéticos en usos finales tales como cocción, iluminación o unidades de transporte. Las demandas por energía útil se ingresan exógenamente y son una restricción a satisfacer por el modelo..

(29) Sources. Conversion. Imports. Electricity production. Mining. Demand devices. Demands Residential Commercial. Demand technologies. Processes. Industrial Transportation. Refineries Exports. Other sectors. Reference Energy System (RES). Figura 17. Diagrama de bloques de un sistema energético modelado en MARKAL. Tomado de: [41].. A la elaboración de los bloques de cada uno de los procesos de la cadena energética y la asociación de las tecnologías y recursos disponibles se le llama Sistema Energético de Referencia (RES por sus siglas en inglés). La estructura modular de MARKAL, permite que se realicen mejoras al sistema de referencia reemplazando algunos bloques por otros más elaborados, o implementando nuevos bloques para representar procesos que no se habían tenido en cuenta anteriormente. En la Universidad de los Andes se han realizado tres versiones del modelo MARKAL-Colombia, la primera de ellas en 1990 [23] y la segunda versión con año base 2000 [40]. Durante 2008 se implementó la tercera versión del modelo [21]. Para este trabajo se tomó como base la tercera versión del modelo. Una explicación detallada de éste se presenta en [21].. FORMULACIÓN MATEMÁTICA El problema de optimización planteado por el modelo MARKAL es el siguiente:.

(30) Minimizar el costo total del sistema energético (x es el vector de niveles de actividad energética y c es el vector de costos unitarios de las actividades). Sujeto a las siguientes restricciones: i) Los recursos utilizados deben ser inferiores a la cantidad dotada inicialmente (A es la matriz de coeficientes técnicos de las actividades y b es el vector de dotación inicial de recursos). ii) Las demandas ingresadas deben ser satisfechas en su totalidad (D es la matriz de coeficientes técnicos de producción de energía por actividad y d es el vector de demandas de energía útil a satisfacer). iii) Las emisiones generadas por el sistema energético deben ser inferiores al límite establecido (E es la matriz de coeficientes de emisión de contaminantes por actividad y e es el vector de límites de emisión admitidos). En este caso si bien las emisiones fueron contabilizadas, no se estableció ninguna restricción. Finalmente se tiene la restricción de no negatividad y no nulidad del vector de niveles de actividad energética. A continuación se presentan los cambios implementados al modelo base para la realización de este trabajo.. PERIODO DE ANÁLISIS En el modelo base, el periodo de análisis es 2000-2040, con lo cual se utilizaban los años 2000 y 2005 para calibración. El periodo de estudio del modelo se cambió y ahora es 2005-2045, con lo cual la calibración del modelo se realiza con base en los.

(31) datos históricos de 2005. Vale la pena mencionar que la resolución del modelo es quinquenal y que los datos históricos de 2005 ya se encontraban disponibles en el modelo simplificando el cambio en el periodo de análisis. Para disponer de un año base diferente a 2005 se habría requerido un trabajo adicional en el proceso de calibración y el beneficio obtenido no sería considerable dado que la información disponible permitiría actualizarlo como máximo a 2007.. MODELAMIENTO DE CENTROAMÉRICA Se asumieron diferentes escenarios de integración energética entre Colombia y Centroamérica. La integración mencionada hace referencia al gas natural y a la electricidad. En cuanto a gas natural, se modeló la demanda potencial en Centroamérica y la tecnología de exportación de gas vía gasoducto desde Colombia. Se asumió que Centroamérica implementaría un plan de masificación de gas natural en los sectores residencial, comercial y transporte así como en la generación eléctrica imitando el plan implementado en Colombia [5]. De esta manera, se modeló la demanda potencial de gas natural en Centroamérica como una trayectoria para llevar la composición actual de las canastas energéticas sectoriales hasta la conformación que tenía Colombia en 2007 (considerando que en ese momento los resultados de esta política ya eran observables). Dicha trayectoria comienza en 2020 y finaliza en 2040. El crecimiento de las demandas se realizó basado en la tasa de crecimiento esperada para la economía centroamericana, considerando que la tasa de crecimiento de la economía y la tasa de crecimiento de las demandas de energía están correlacionadas fuertemente en Centroamérica. Las tasas de crecimiento fueron tomadas de [22 a 28]. Las demandas obtenidas para dos escenarios de crecimiento se presentan en la Tabla 2. Algunas agencias de planeamiento centroamericanas realizan la estimación de los requerimientos de infraestructura energética basadas en el escenario de crecimiento alto. Por lo anterior en este.

(32) ejercicio se toma como escenario de demandas el escenario alto mostrado en la Tabla 2. Demanda gas AC PJ Residencial Alto Residencial Medio Comercial Alto Comercial Medio Transporte Alto Transporte Medio Total AC Alto Total AC Medio. 2020 17 13 4 3 3 2 24 18. 2025 45 7 10 7 9 6 63 21. 2030 85 55 20 13 16 11 121 78. 2035 181 106 42 25 35 20 258 151. 2040 232 123 53 28 44 24 329 175. 2045 296 143 68 33 57 27 421 203. Tabla 2. Proyección de demandas de gas natural para Centroamérica.. En electricidad, se modeló la línea interconexión eléctrica entre Panamá y Colombia que se encuentra actualmente en construcción y tiene una capacidad inicial de 300MW con posibilidad de ser duplicada [9]. Se asumió que Colombia participará como opción en los requerimientos de expansión futuros del sistema de generación centroamericano. De esta manera se modeló el sistema eléctrico centroamericano que podría soportar la expansión de la demanda. En la Figura 6. se presenta el factor de planta de generación en Centroamérica para los últimos años. Se observa que en promedio el factor de planta es cercano al 50%. Este valor se utiliza como factor de planta para la nueva infraestructura que se requiere para satisfacer el crecimiento de la demanda de electricidad en Centroamérica. Se consideraron los potenciales de generación con recursos locales y las plantas térmicas que operan con combustibles importados. Esas tecnologías compiten con la electricidad colombiana sujeta a la capacidad de la línea de interconexión para satisfacer las demandas futuras de electricidad en Centroamérica. En la Tabla 3. se presentan los requerimientos de capacidad instalada proyectados y considerados en el modelo..

(33) Año 2,010 2,015 2,020 2,025 2,030 2,035 2,040 2,045. Capacidad Nuevas Generación instalada instalaciones Demanda nueva GWh requerida GW GW GWh 44,545 10.67 1.18 54,195 12.98 3.50 12,178 65,937 15.79 6.31 23,188 80,222 19.21 9.73 35,678 93,000 22.27 12.79 48,455 107,812 25.82 16.33 63,267 124,984 29.93 20.45 80,439 144,890 34.70 25.21 100,346. Tabla 3. Estimación de los requerimientos de instalación de capacidad de generación para Centroamérica.. Se modelaron varios escenarios de integración energética considerando la combinación de las siguientes variables: Implementación de un plan de masificación de gas natural en la región. Exportación de gas natural desde Colombia a Centroamérica vía gasoducto. Posibilidad de aumento de la capacidad de la línea de interconexión eléctrica Colombia-Panamá. En la Figura 18 se sintetiza la conformación de los escenarios considerando los diferentes niveles de integración energética regional. De acuerdo con lo anterior, con todas las demás variables constantes se tienen 10 escenarios que incorporan la incertidumbre en los niveles de integración energética regional..

(34) Con masificación del GN en CA Con integración gasífera Sin masificación del GN en CA. Con Expansión Interconexión Eléctrica. Con Exp. de reservas de GN a CA. Sin Exp. de reservas de GN a CA Con Exp. de reservas de GN a CA Sin Exp. de reservas de GN a CA. Sin integración gasífera Modelo Markal Colombia. Con masificación del GN en CA Con integración gasífera Sin masificación del GN en CA. Sin Expansión Interconexión Eléctrica. Con Exp. de reservas de GN a CA Sin Exp. de reservas de GN a CA Con Exp. de reservas de GN a CA Sin Exp. de reservas de GN a CA. Sin integración gasífera. Figura 18. Escenarios de integración energética regional considerados.. INCERTIDUMBRE EN LOS PRECIOS DE LOS ENERGÉTICOS Los precios futuros de importación y exportación del petróleo, sus derivados y el gas natural son una de las entradas del modelo MARKAL. Se sabe que la incertidumbre en esta variable es alta dada la gran cantidad de factores que participan en la formación del precio de los energéticos en el mercado internacional. En [42] se presenta un pronóstico para los precios del petróleo a 2030. Para ese momento se espera que el precio del barril de crudo este entre USD$ 50 y USD$ 200 de 2008. MARKAL permite incorporar la incertidumbre en algunas de las variables consideradas mediante la construcción de escenarios posibles caracterizados por su probabilidad de ocurrencia. Para este ejercicio se modelaron cuatro casos. Las probabilidades se obtuvieron asumiendo que el precio futuro de los energéticos es una variable con distribución normal con media igual al valor del escenario de.

(35) referencia presentado en [42] y que se muestra en la Figura 19, donde los valores extremos pronosticados se encuentran a dos desviaciones estándar de la media. Con base en lo anterior se elaboraron los cuatro intervalos de precios futuros y se estimaron las probabilidades como se muestra en la Tabla 4.. Figura 19. Pronóstico de precios del petróleo para 2035. Tomado de [42].. USD$ 2008 Probabilidad 0-80 11.50% 80-125 38.50% 125-150 24.80% mayor a 150 25.20% Tabla 4. Escenarios de precios de petróleo considerados y probabilidades asociadas.. MARKAL estocástico pondera el costo del sistema energético de cada escenario por la probabilidad de ocurrencia y toma como función objetivo a minimizar el valor esperado del costo del sistema energético [43]. De esta manera se obtiene una estrategia robusta a seguir hasta el año en el que se resuelva la incertidumbre de manera que, contando con mayor información, las decisiones que se tomen tengan los menores impactos negativos posibles en el costo del sistema. Para este caso se tomó como año de resolución el 2020. La formulación matemática del problema de optimización estocástico se presenta a continuación:.

(36) INCERTIDUMBRE EN LAS RESERVAS DE GAS NATURAL Se modelaron tres escenarios de reservas de gas natural correspondientes a los escenarios de incorporación escasez, sesgo petróleo y sesgo gas que se muestran en la Figura 20..

(37) Figura 20. Escenarios de incorporación de nuevas reservas de energéticos. Tomado de [5].. Se tiene entonces que se modelaron 10 escenarios de integración energética regional, cada uno de ellos fue evaluado en cuatro escenarios de precios internacionales de los energéticos (para un total de 40 escenarios) y finalmente nuevo escenario fue modelado bajo tres supuestos de incorporación de reservas para un total de 120 escenarios modelados..

(38) EVALUACIÓN FINANCIERA Una vez caracterizados los escenarios futuros y los requerimientos de comercio internacional de LNG se propone plantear las flexibilidades que podría enfrentar un proyecto de construcción de las instalaciones necesarias para la importación o exportación de LNG en el país. Dadas estas flexibilidades y un escenario de evaluación del proyecto inflexible que debe ser definido y caracterizado se pretende evaluar el valor que las flexibilidades añaden al proyecto. Las opciones reales son un tipo de evaluación apropiado para este tipo de proyectos dadas las altas incertidumbres (precios, demandas, reservas de gas natural, entre otros) en las variables que afectan el comportamiento de los flujos futuros del proyecto. En la Figura 21. se presentan las metodologías utilizadas para valorar un proyecto. En este caso se recurrirá a la valoración incluyendo opciones reales ya que se considera que las flexibilidades que se plantearán más adelante modifican de manera sustancial el valor del proyecto.. Proyecto inflexible. Variación en los factores de proyección. Decisiones de gerencia. Valor presente del proyecto flexible. Figura 21. Valoración de proyectos. Procedimiento para valorar utilizando la metodología de valor presente neto (arriba) y metodología para evaluar proyectos utilizando opciones reales (abajo).. Se propone que Colombia se convierta en exportador de gas natural hacia el mercado centroamericano. En la Figura 22. se muestra un trazado preliminar de un gasoducto que conecte a Colombia con todos los países centroamericanos. Se observa que la longitud total del trazado es 1422.31 millas. En la Figura 23. se presentan los costos de transporte de gas natural utilizando diferentes tecnologías..

(39) Se puede ver que la longitud del gasoducto propuesto es está en la región en la que los gasoductos son competitivos frente a alternativas como el GNL.. Figura 22. Trazado preliminar de un gasoducto que conecte a Colombia con Centroamérica. Se observa que la longitud de este trazado es 1422.31 millas.. Figura 23. Costos de transporte de gas natural utilizando diferentes tecnologías. Tomado de [44].

(40) De la informacion presentada en capítulos anteriores y asumiendo que los costos de construcción de la obra de expansión en una planta de licuerfacción de gas natural son el 80% de los costos de la obra original, que no se requiere construcción de tanques adicionales y que se instala el doble de la capacidad de licuefacción se tiene que hay ahorros de un 14% al expandir la planta frente a la alternativa de construir una completamente nueva y de idénticas características. Por otro lado, considerando que Las adecuaciones marinas no requieren reinversión en caso de expansión de una planta de regasificacion de GNL y que los tanques de almacenamiento pueden ser usados en una expansión sin necesidad de construir nuevos, la inversión requerida para duplicar la capacidad instalada de regasificación puede estar entre el 40% y el 65% de la inversión realizada en el proyecto inicial. Se evaluará entonces un proyecto de GNL en Colombia y los resultados de la valoración se presentarán en el siguiente capítulo..

(41) RESULTADOS RESULTADOS MODELAJE EN MARKAL Los resultados obtenidos para el caso de la composición de la canasta energética de largo plazo son similares a los presentados en [21]. Se observa que el gas natural incrementa su participación en los sectores residencial, comercial y transporte hasta un punto en el cual su participación en esos sectores declina de manera continuada. Lo anterior ocurre como consecuencia de la aparición creciente de los excedentes de GLP en los procesos de refinación de petróleo importado, a la escasez de reservas de gas natural y a la aparición de tecnologías sustitutas como los vehículos eléctricos. Por otro lado, escenarios de precios bajos de petróleo en el mercado internacional permiten una menor velocidad de sustitución de derivados de petróleo por gas natural en el sector transporte especialmente. En escenarios de precios de petróleo altos, el gas natural aparece como un sustituto inmediato de los derivados de petróleo mientras nuevas tecnologías aparecen para reemplazarlo en el sector transporte. Un ejemplo de lo anterior se puede ver en la Figuras 24 y 25. Consumo residencial 300 Consumo (PJ). 250. 200 150 100. 50 2040. 2035. 2030. 2025. 2020. 2015. 2010. 2005. 2000. 0. Renovables Fuel Oil Diesel Kerosene Gasolina GLP Electricidad Bagazo Biomasa Carbon Petroleo Gas Natural. Figura 24. Composición de la canasta energética del sector Residencial en el escenario sin exportación de gas natural a Centroamérica, aumento de la interconexión eléctrica y precios del petróleo bajos (2008 USD$ 80 barril en 2030)..

(42) Consumo transporte E10. 1000. B10. Consumo (PJ). 1200. 800. Diesel. 600. Kerosene. 400. Gasolina. 200. Electricidad. 0. 2040. 2035. 2030. 2025. 2020. 2015. 2010. 2005. 2000. Carbon Gas Natural. Figura 25. Composición de la canasta energética del sector transporte en el escenario con exportación de reservas propias de gas natural a Centroamérica, aumento de la interconexión eléctrica y precios del petróleo altos (2008 USD$ 150 barril en 2030).. Al comparar los resultados de los diferentes escenarios en cuanto a comercio internacional de GNL se observa que en todos los casos se realiza una exportación de GNL durante algunos periodos (dependiendo de las reservas) y hacia el final del periodo de análisis ocurren importaciones de GNL que dependen de las reservas consideradas y de los escenarios de integración. Además, los escenarios con mayores demandas de GNL importado son aquellos en los que la integración energética regional es mayor. Lo anterior, comparando casos con reservas de gas natural similares. Los resultados de las exportaciones se presentan en la Figura 26 y las importaciones se presentan en la Figura 27. Estas gráficas muestran el mínimo, el máximo y el promedio de las importaciones y exportaciones para el agregado de casos en cada escenario de reservas. Si bien ocurre que el volumen total comerciado puede ser igual para dos escenarios distintos de reservas, el periodo durante el cual ocurren, no lo es..

(43) 12.00. 10.00 8.00. 6.00 4.00. 2.00 0.00. Reservas medias. Reservas Altas. Reservas bajas. Máximo. 2.25. 10.20. 1.12. Minimo. 1.12. 6.05. 1.12. Media. 1.53. 8.70. 1.12. Figura 26. Consolidado de exportaciones de GNL para los tres escenarios de reservas. Unidades: TPC. 6.00. 5.00 4.00. 3.00 2.00. 1.00 0.00. Reservas medias. Reservas Altas. Reservas bajas. Máximo. 4.69. 4.69. 5.03. Minimo. 0.74. 0.61. 0.89. Media. 2.42. 2.02. 3.03. Figura 27. Consolidado de importaciones de GNL para los tres escenarios de reservas. Unidades: TPC.. En el caso de las exportaciones, para el escenario de reservas altas, se tiene que éstas se prolongan hasta el 2035 y la estrategia robusta obtenida del modelaje estocástico de precios de petróleo muestra que las exportaciones se inician incluso antes de tener más información de los precios del petróleo. Lo anterior no ocurre con los otros escenarios en donde las exportaciones inician solamente después de resuelta la incertidumbre de precios. En el caso de reservas medias, las exportaciones se prolongan hasta 2030 y en el de reservas bajas hasta el 2025..

(44) Para las exportaciones, en los escenarios de reservas medias y bajas una planta de 4.6MTPA es suficiente para satisfacer los requerimientos de exportación. En el caso del escenario de reservas altas, se requiere el doble de capacidad instalada, es decir 9.2 MTPA de GNL. En cuanto a las importaciones, en todos los casos una planta de 6MTPA es el requerimiento mínimo para satisfacer completamente los requerimientos de GNL importado durante el horizonte de estudio. En Centroamérica, la mejor opción de suministro de electricidad es utilizando la interconexión eléctrica y realizar la expansión de la línea de interconexión eléctrica con Colombia. La segunda mejor opción es el aprovechamiento del recurso hídrico para generación y luego una combinación entre gas natural y carbón. La participación del gas natural en la generación eléctrica centroamericana aumenta a medida que el precio del petróleo se hace menor. En todo caso, la generación eléctrica con derivados de petróleo no entra nunca dentro de la base optimal. En otras palabras, la composición de la canasta de generación centroamericana actual difiere mucho del óptimo que podría lograrse mediante la integración energética.. ANÁLISIS FINANCIERO Considerando que las exportaciones de GNL siempre anteceden a las importaciones de GNL, se procedió a evaluar financieramente un proyecto de importación. Los costos de inversión fueron consultados en diferentes fuentes [14] y [17] y se estimó que para el caso colombiano la inversión necesaria para una planta de exportación con capacidad para procesar 4.6 MTPA de GNL es USD$1900 Millones. Con un periodo de construcción de 4 años y una vida útil de 20 años. Se realiza una simulación de Montecarlo asumiendo como variables aleatorias el costo del gas en boca de pozo, la utilización de la planta cuya media se asume sea 80% según datos históricos, el porcentaje de costos variables y el precio de venta del GNL acorde con el valor usado en el modelo MARKAL. Se asumió una tasa de descuento.

(45) del 9% después de impuestos y una tasa libre de riesgo del 5% anual. Del ejercicio anterior, al calcular la volatilidad del margen de utilidad se obtiene que ésta es del 22% anual. Este valor se utiliza como la volatilidad del proyecto para la construcción del árbol binomial del proyecto inflexible. El análisis del Valor Presente Neto del proyecto inflexible y la construcción del árbol binomial se hace para cada uno de los tres escenarios de reservas por separado. Para el caso de reservas altas se considera que a los cinco años de construido el proyecto, la gerencia está en capacidad de aumentar la capacidad de la planta hasta el doble. Dado que parte de la infraestructura construida se encuentra disponible y no es necesario duplicarla, el costo de la expansión es inferior al costo del proyecto original añadiendo una cantidad idéntica de capacidad adicional. El porcentaje de ahorro en la expansión es del 15% respecto a la obra original, según se puede calcular de los datos presentados en [14]. En todos los casos, el proyecto puede cambiar sus operaciones hacia la importación con la inversión de una suma equivalente al 50% del valor de construcción de una planta de regasificación de similares características. Como se mencionó anteriormente, la capacidad requerida en este caso es 6 MTPA. Una planta de estas características costaría USD$ 1000 Millones. Si se aprovecha la infraestructura construida para la exportación, este costo se reduce en un 40% (no se requiere construir tanques, ni rehacer la obra marina). El flujo de caja para el proyecto de importación se realizó variando el factor de utilización de la planta en cada uno de los escenarios de reservas. De esta manera, durante los primeros años la utilización de la planta es menor en el escenario de reservas altas que en el de reservas bajas. Lo anterior corresponde a los resultados obtenidos con la construcción del modelo en MARKAL. Un proyecto de cambio de actividad como el propuesto debe asumir además parte de los costos fijos del proyecto cesante (el de.

(46) importación) durante la etapa de construcción del nuevo proyecto. Lo anterior se debe a pagos por seguros, seguridad, impuestos y mantenimiento. Los gastos de mantenimiento permiten prolongar la vida útil de la planta, lo que se requiere para poder aplicar a las opciones de negocio aquí enunciadas. Finalmente, en todos los casos se asume que los tanques de almacenamiento y los equipos de licuefacción pueden ser alquilados o vendidos para ser utilizados como almacenamiento estratégico de gas natural con fines de seguridad en el suministro o de respaldo a las plantas de generación eléctrica. Se considera que los tanques de un proyecto de este tipo cuestan aproximadamente USD$ 600 Millones. La opción de abandono se tasa como la tercera parte del valor inicial de los tanques. Es decir, el inversionista puede vender su negocio y abandonarlo por USD$200 Millones en todos los casos. Los resultados del análisis financiero del proyecto de importación descrito con las flexibilidades operativas mencionadas se muestran en la Figura 28. $ 1,200.00 $ 1,000.00. Millones USD$ 2008. $ 800.00 $ 600.00. Inflexible. $ 400.00. Flexible Valor Opción. $ 200.00 $ 0.00 ($ 200.00). R. Altas. R. Medias. R. Bajas. ($ 400.00). Figura 28. Resultados del análisis financiero de un proyecto de exportación de GNL en Colombia bajo tres escenarios de reservas con y sin flexibilidades operacionales.. Se puede observar que en dos de los tres casos el proyecto de exportación es rentable con la tasa de descuento considerada (9%). Y en todos los casos las.

(47) flexibilidades incrementan el valor del proyecto haciendo rentable bajo cualquier escenario de reservas de gas natural. La opción de duplicar la capacidad instalada en el escenario de reservas altas se ejerce en tres de los seis estados posibles en el año cinco. En el escenario de reservas altas, no se ejerce la opción de cambio de actividad hacia importación y en cambio se opta por abandonar y vender los equipos. Esta opción de abandono se ejerce en algunos estados desde el año 13 de inicio de operaciones. En los caso de reservas bajas y medias, la opción que prima es la de cambio de actividad al final del proyecto de exportación. En la Figura 29 se presenta el volumen exportado e importado de gas natural en los diferentes escenarios de reservas. Se observa que las magnitudes corresponden con los requerimientos obtenidos con MARKAL. 7,000,000. 6,000,000. MPC. 5,000,000 4,000,000 Exportaciones. 3,000,000. Importaciones. 2,000,000 1,000,000. 0 Altas. Altas con expansión. Medias. Bajas. Figura 29. Consolidado de Exportaciones e importaciones de gas natural vía GNL en los proyectos analizados..

(48) UBICACIÓN DE UNA PLANTA DE GNL EN COLOMBIA En la figura 30. se presenta la infraestructura de transporte de gas natural en Colombia. Los nodos de inyección al sistema son Cusiana y Pta. Ballena. Durante 2009 y principios de 2010 el país sufrió los efectos del fenómeno del niño, lo que aumentó los requerimientos de gas natural para la generación eléctrica. Lo anterior sumado a la ocurrencia de mantenimientos de la infraestructura de producción y transporte llevaron a que en varias ocasiones se suspendiera el servicio a algunos. Figura 30. Red de transporte de gas natural en Colombia. Tomado de [45]..

(49) tipos de usuarios, particularmente los industriales y las estaciones de compresión de gas natural para transporte. Los anteriores hechos pusieron de manifiesto la fragilidad del sistema de transporte de gas natural en Colombia. La posibilidad de inyección en nodos del sur occidente del país reduciría en alguna medida el estrés del sistema de gasoductos y haría más robusto al mismo. Considerando lo anterior y con las ventajas que la exportación de gas natural vía gasoducto traería para la rentabilidad de una planta de regasificación de GNL una opción interesante para la instalación de este tipo de plantas es la costa pacífica colombiana. Es de esperar que se considere a la costa atlántica como la ubicación natural de una planta de importación asumiendo que la cercanía con productores de la cuenca del atlántico podría reducir los costos de transporte. Pero si se tiene en cuenta que: La distancia entre los puertos de Santa Marta y Buenaventura es de aproximadamente 1400 kilómetros [46]. Que los barcos metaneros a 14 millas náuticas por hora tomarían aproximadamente 2 días cruzando el canal de Panamá para llegar al destino. Que el peaje promedio para atravesar el canal de panamá es de alrededor de US$60000. Que según [47] un día de flete cuesta US$45000 Se tiene que: El incremento es de US$150000 (2 días adicionales a US$45000/día más US$60000 de peaje en el canal). Un barco metanero tiene capacidad para 130000 metros cúbicos de GNL=78 millones de metros cúbicos GN..

(50) Con lo anterior el costo de transporte por metro cúbico se vería aumentado en US$0.0019 al cambiar el puerto de entrada de la costa atlántica a la costa pacífica, lo que equivale a US$0.059 por MBTU. Vale la pena estudiar si ese incremento en el valor del transporte es significativo cuando el gas se importa desde países del atlántico diferentes a Trinidad y Tobago (ya que no hay ninguna garantía de que sea esa la fuente de todos los embarques de gas hacia Colombia) y si ese incremento no se ve compensado con las ventajas que se lograrían sobre la red de transporte y las exportaciones de gas si la ubicación de la planta fuera la costa pacífica en lugar de la costa atlántica. Un análisis similar ha de ser llevado a cabo sobre la decisión de exportación en el eventual caso de que esto ocurriera. La primera opción es ubicar la planta cerca a los yacimientos de gas natural, con lo cual la costa atlántica sería la de mayor opción. En ese caso, el gas colombiano entraría a competir por el mercado con el gas de Trinidad y Tobago. En todo caso, se requiere un análisis de todos los beneficios y perjuicios de la ubicación de una planta de GNL en Colombia sin irse por las soluciones obvias omitiendo incluir las oportunidades que la ubicación geográfica y las características colombianas ofrecen de manera casi única..

(51) CONCLUSIONES La integración energética permite reducir los costos de satisfacer las necesidades energéticas centroamericanas, al tiempo que se convierte en una oportunidad de negocio para Colombia. Se observa que el gas natural es competitivo en la generación eléctrica centroamericana. En todos los casos, la exportación y posterior importación de GNL aparece como estrategia óptima para minimizar los costos del sistema energético colombiano sin importar que se cuente o no con la demanda adicional proveniente de Centroamérica. Los efectos de esa demanda adicional se ven en los flujos de caja de los proyectos al aumentar el factor de utilización de las plantas aumentando con esto la rentabilidad de las inversiones. Es difícil que Centroamérica construya una planta de importación de GNL en su territorio debido a las dificultades políticas de ubicación de la planta y a la inexistencia de la demanda durante la construcción de la planta y las pequeñas cantidades de gas requeridas durante los primeros años de operación dado que la demanda se estaría formando. Lo anterior hace mejora las posibilidades de exportación de gas desde Colombia vía gasoducto. La ubicación de la planta de licuefacción debe hacerse lo más cercana posible al pozo de extracción. En el caso colombiano en este momento esa planta habría de localizarse en el norte del país. El proyecto como se contemplo implica que al cambiar de actividad, la planta de regasificación se ubicaría en el mismo sitio de la planta de exportación. Para el caso en el que no haya construcción previa de un proyecto de exportación, la ubicación de la planta de regasificación debe considerar las posibilidades de aumentar la demanda mediante exportación a países como Ecuador o Centroamérica. Para la selección de la ubicación de una planta de regasificación de GNL, debería considerarse el aumento en el flete al utilizar el canal de panamá para llevar gas de la cuenca del atlántico al pacífico. El aumento en el flete podría verse compensado con la posibilidad de exportar gas hacia el sur, con la.

(52) mejora en la confiabilidad del sistema al ingresar un nuevo nodo de inyección al sur occidente del país y los ahorros en inversiones para aumentar la capacidad de transporte debido a la existencia del nuevo nodo de inyección. Las flexibilidades operacionales de un proyecto de comercio internacional de GNL ubicado en Colombia (que pueden ser exclusivas dado el contexto nacional) mejoran de manera significativa el valor esperado de los proyectos de inversión. Dado que proyectos de este tipo podrían presentarse varios inversionistas interesados, es importante que la entidad que realice la convocatoria y selección muestre las flexibilidades potenciales y garantice el derecho a ejercer las opciones en los proyectos, de manera que el valor de lo que los participantes de la licitación estén dispuestos a ofrecer sea el máximo posible incluyendo el valor de las flexibilidades o que las tarifas solicitadas por los inversionistas sean las mínimas posibles para recuperar la inversión restando el valor de la flexibilidad. Se observa que el valor de los proyectos estudiados depende en gran medida del escenario de reservas considerado. Si se contara con probabilidades asociadas al cada escenario de reservas, sería posible calcular el valor esperado total de un proyecto de este tipo. Esto le permitiría al estado conocer la rentabilidad esperada y de esta manera mejorar la remuneración del riesgo tomado por el inversionista, lo que se vería reflejado en las tarifas pagadas por el usuario final. Un inversionista que tome como base el escenario bajo de reservas podría alegar que la inversión no es rentable con la tarifas pactadas y solicitar un aumento de las mismas y tiempo después si el escenario de reservas cambia mantener esas ganancias adicionales. La estimación del valor esperado del proyecto bajo cualquier condición de reservas permitiría garantizar una remuneración más justa del riesgo tomado por el inversionista. Finalmente, queda claro que en caso de que el país inicie exportaciones de GNL y sus reservas se agoten, la mejor opción es indicar que la infraestructura construida.

(53) se aproveche para fines de importación, en lugar de construir una planta completamente nueva. La anterior posibilidad no sería contemplada para otros países en donde la inexistencia o el gran tamaño de reservas y/o de demanda hacen que la decisión de importar o exportar GNL sea trivial..

(54) CONSIDERACIONES Y SUPUESTOS DE POLÍTICA INTERNACIONAL Para el desarrollo de este trabajo se asumió que las relaciones políticas se mantendrían en la situación actual. En estos momentos, Colombia y Venezuela tienen una relación diplomática conflictiva que afecta directamente las relaciones comerciales entre ambos países. Las relaciones diplomáticas y comerciales entre Colombia y Ecuador se encuentran en una fase de recuperación desde la ruptura ocurrida con motivo del bombardeo colombiano a un campamento guerrillero ubicado en territorio ecuatoriano. Por lo anterior, no se consideraron posibilidades de importación de gas venezolano ni de exportaciones hacia Ecuador. Vale la pena recalcar que a pesar de las difíciles relaciones diplomáticas colombo-venezolanas, el suministro de gas colombiano hacia Venezuela se ha interrumpido únicamente por razones técnicas y se ha dado cumplimiento al acurdo firmado por las dos naciones. Venezuela con grandes reservas de gas podría ser proveedor de gas natural para Colombia y a través de ella para Centroamérica. Aunque la opción tecnológica de importación de gas depende de la localización de los yacimientos en Venezuela la planta de importación de GNL podría perder competitividad frente a importaciones por gasoducto desde el vecino país. Aunque en términos de confiabilidad, una planta de importación de GNL blinda al suministro de las vicisitudes de las relaciones diplomáticas al no depender estas de la disposición a vender de un único oferente..

(55) REFERENCIAS [1] Unidad de Planeación Minero Energética. Balances energéticos nacionales 1975-2006. 2006 [2]. http://www.dane.gov.co. Estadísticas. de. exportaciones. Departamento. Administrativo Nacional Estadísticas DANE. Consultado Junio 2010. [3] Unidad de Planeación Minero Energética. La cadena del gas natural en Colombia. 2007 [4] Promigas. Informe sectorial gas natural en Colombia 2008. 2008 [5] Unidad de Planeación Minero Energética. Plan energético nacional 2006-2025, Contexto y estrategias. 2007. [6] Departamento Nacional de Planeación. 2019 Visión Colombia II centenario. 3ª Edición. 2005. [7] Organización Latinoamericana de Energía OLADE. Informe de estadísticas energéticas 2007. 2007 [8] Comisión Económica para América Latina CEPAL. Estrategia energética sustentable centroamericana 2020. 2007. [9] http://www.interconexioncp.com/ Proyecto de interconexión eléctrica PanamáColombia. Consultado Junio 2010. [10]. http://www.proyectomesoamerica.org/. Proyecto. Integración. y. Desarrollo. Mesoamérica. Consultado Junio 2010. [11] Comisión Económica para América Latina CEPAL. Estudio de suministro de gas natural desde Venezuela y Colombia a Costa Rica y Panamá. 2002..