Análisis de exportación de gas natural a Ecuador

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(1)PROYECTO DE GRADO ANÁLISIS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A ECUADOR. PRESENTADO POR: CLARA MARCELA GONZÁLEZ R.. ASESORADO POR: ÁNGELA CADENA M.. BOGOTA, ENERO / 2004 UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA.

(2) 2. II.03(2)51. CONTENIDO INTRODUCCIÓN .................................................................................................4 EL GAS NATURAL EN COLOMBIA ...................................................................6 1.1 Estructura del sector de Gas Natural .....................................................7 1.2 Comercialización del gas natural en Colombia....................................10 1.3 Estructura regulatoria del sector ..........................................................13 1.4 Marco regulatorio para el Gas natural en Colombia............................13 1.5 Demanda de Gas Natural.......................................................................23 1.6 Oferta de Gas Natural ............................................................................25 EL GAS NATURAL EN ECUADOR .................................................................. 27 2.1 Estructura Del Sector Energético .........................................................28 2.2 Demanda de gas natural........................................................................30 2.3 Oferta De Gas Natural............................................................................31 2.4 Políticas sobre Gas natural en Ecuador...............................................32 INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DE COLOMBIA Y ECUADOR ......................... 34 3.1 Intercambio Energético Actual..............................................................35 3.2 Evaluación de la comercialización de gas natural de Colombia con Ecuador ........................................................................................................42 3.2.1 Demanda Estimada de Gas Natural en Ecuador ...........................43 3.2.2 Sistema de Transporte....................................................................45 3.2. 3 Evaluación Económica ..................................................................47 3.2.4 Competitividad del gas natural frente a otros energéticos en el Ecuador ....................................................................................................50 3.2.5 Generación de electricidad en Ecuador con gas natural de Colombia ..................................................................................................57 3.3 Posibilidad de exportación de gas natural desde Perú a Ecuador....63 CONCLUSIONES .............................................................................................. 66 ANEXO I ............................................................................................................ 69 CUENCAS SEDIMENTARIAS EN COLOMBIA.............................................69 ANEXO 2 ........................................................................................................... 70 INFRAESTRUCTURA DE GAS NATURAL EN COLOMBIA.........................70 ANEXO 3 ........................................................................................................... 71 ENERGÍA PRIMARIA EN COLOMBIA..........................................................71 ANEXO 4 ........................................................................................................... 72 ESTRUCTURA DEL CONSUMO FINAL ENERGÉTICO POR SECTORES EN 1999 EN ECUADOR......................................................................................72 ANEXO 5 ........................................................................................................... 73.

(3) 3. II.03(2)51. CAMPOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN ECUADOR (1999)....73 ANEXO 6 ........................................................................................................... 74 POTENCIAL DE SUSTITUCIÓN EN GENERACIÓN ELÉCTRICA (QUITO).74 ANEXO 7 ........................................................................................................... 75 SISTEMA DE TRANSPORTE GAS NATURAL .............................................75 ANEXO 8 ........................................................................................................... 76 UBICACIÓN DE CAMISEA (PERÚ) ..............................................................76 ANEXO 9 ........................................................................................................... 77 FACTORES DE CONVERSIÓN ....................................................................77 BIBLIOGRAFIA ................................................................................................. 78.

(4) INTRODUCCIÓN. En Colombia, el desarrollo de la industria de gas natural es reciente. Aunque se han encontrado hallazgos desde 1959, su uso masivo se dio a partir de los años 70 cuando se descubrió el gas de la Costa Atlántica. Dicho consumo se ha seguido incrementando de tal forma que el gas natural ha ocupado un lugar importante en la matriz energética de Colombia.. La exploración del hidrocarburo ha continuado y con ello se han aumentado las reservas existentes que podrían cubrir tanto la demanda interna como posibilitar su intercambio internacional.. Teniendo en cuenta el desarrollo de esta industria de gas natural, se busca evaluar la posibilidad de su exportación a Ecuador. Para ello, se debe tener en cuenta la estructura actual y futura del mercado de este energético en los dos países. Esta estructura comprende la demanda y la oferta de gas natural y la regulación que aplica a cada sector energético. De esta manera, a partir de esta caracterización, se logra determinar la factibilidad técnica y económica de esta iniciativa.. Por otra parte, se debe evaluar la competitividad del gas colombiano frente a otros energéticos en los diferentes sectores económicos de Ecuador. Ello teniendo en cuenta que el mercado futuro del gas natural en dicho país depende de las posibilidades de utilización en los diferentes sectores de consumo intermedio y final. Así, determinando la conveniencia tarifaria del gas natural.

(5) 5. II.03(2)51. frente a otros sustitutos se tendría un incentivo para llevar a cabo la comercialización del energético.. Es importante igualmente, evaluar las posibilidades de disputabilidad de la exportación colombiana de electricidad en el segmento de generación de energía eléctrica. Para ello, se deberán comparar los costos resultantes de la generación con gas natural de Colombia en Ecuador con las tarifas de exportación de electricidad de Colombia.. De igual forma, se determinará la competitividad del gas colombiano frente a posibles competidores como Perú. Esto debido a la gran cantidad de reservas que este país tiene en la actualidad debido a los hallazgos de los últimos años y a la conveniente ubicación geográfica con respecto a Ecuador.. Evaluando los aspectos anteriores se obtiene una perspectiva sobre la viabilidad y conveniencia de ampliar el mercado de este energético a nivel internacional. Adicionalmente se deberán tener en cuenta los efectos que ello traería para cada uno de los países. Efectos tales como la extensión del servicio a centros urbanos e industriales logrando una cobertura mayor.. Por tanto, se describirá primero la estructura de cada uno de los sectores energéticos y las características del mercado del gas natural para Ecuador y Colombia. Posteriormente, se realizará el análisis sobre la eventual exportación con base en lo anterior..

(6) 6. CAPITULO 1 EL GAS NATURAL EN COLOMBIA. II.03(2)51.

(7) 7. II.03(2)51. 1.1 Estructura del sector de Gas Natural. El gas es un recurso primario almacenable. Su calidad depende de la fuente y su operación es menos costosa que la del sistema eléctrico. La producción del gas generalmente se realiza lejos de los centros de consumo y su hallazgo es casi siempre un subproducto de la exploración petrolera. En el siguiente diagrama podemos ver la cadena productiva del gas combustible en Colombia [1].. Exploración hidrocarburo Producción Gas rico Tratamiento gas rico o húmedo Gas Natural. Transporte. Distribución. Usuarios residenciales, comerciales, industriales, transporte y generadores de energía eléctrica Fuente: UPME, “Regulación de energía eléctrica y gas natural”septiembre de 1997. El transporte se hace a través de redes de alta presión por medio de gasoductos y al igual que en el sector eléctrico, se presentan economías de escala. La.

(8) 8. II.03(2)51. distribución se hace a través de redes y estaciones de gas natural comprimido [1]. Este transporte se puede hacer por gasoductos con tramos submarinos de baja capacidad, seguido por tramos terrestres de mayor o menor complejidad. Las tarifas más elevadas corresponden a la primera modalidad [2].. Teniendo en cuenta su cadena de producción se pueden identificar en el proceso, los siguientes agentes [2]:. •. Productor: extra o produce el gas combustible. (dentro de la regulación se denomina también comercializador).. •. Comercializador: Puede o no ser un productor que comercializa el gas.. •. Transportador: Transporte del energético por tuberías, desde el punto de ingreso del sistema de transporte, hasta el punto de recepción o de entrega.. •. Distribuidor de gas por redes: El que presta el servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.. •. Consumidor de gas: este puede ser residencial, industrial o calificado como gran consumidor dependiendo de los pies cúbicos por día (PCD) que consuma.. Una de las ventajas del gas es la posibilidad de almacenamiento. Este se da en las mismas tuberías, como también se puede dar en los campos de producción y en los campos petroleros agotados [1]..

(9) 9. II.03(2)51. Dentro de los usos principales que se le dan a este energético se encuentran la producción de calor, de fuerza motriz, transporte automotor y la generación eléctrica. De esta forma vemos que el gas se podría sustituir por el uso de otros combustibles.. En general el gas natural es un energético de características que le permiten tener un gran potencial para penetrar en los mercados tanto nacionales como internacionales. Una de sus grandes aplicaciones se da en la generación de electricidad, complementando así la capacidad hidroeléctrica de Colombia y Ecuador. Con esto se logra abastecer ambos países en caso de emergencias climáticas o de cualquier otro tipo que afecte la estabilidad en la generación de electricidad [2].. Por otra parte el gas natural presenta ventajas tales como la reducción en impactos ambientales, menores costos de operación y por tanto la posibilidad de obtener mayores rendimientos en sectores como la industria.. A su vez su uso residencial representa también un ahorro en cuanto a consumo de energía se refiere. También ha cobrado importancia su uso para el transporte vehicular. La existencia de aplicaciones del gas natural en diversos sectores comienza entonces a modificar las matrices energéticas de los países. Se espera que para los próximos años, aumente la demanda de gas natural debido a su incorporación en centrales termoeléctricas (turbinas a gas y ciclo combinado) y también a su amplia aplicación en los sectores ya mencionados. [2].

(10) II.03(2)51. 10. Muestra de la dinámica anterior es la producción anual de países como México, Venezuela y Argentina, durante los años de 1990. a 1997, seguida de la. actividad de otros países latinoamericanos que se han visto afectados por la escasez de medios de transporte y distribución de este energético. En Colombia se ha comenzado ha desarrollar un sistema de transporte que busca el desarrollo de una red que permita la masificación del gas, programa que se explicará más adelante.. 1.2 Comercialización del gas natural en Colombia. En la actualidad el gas natural es un energético que no se ha transado a nivel internacional, sin embargo existen proyectos como la interconexión con Ecuador que representan una oportunidad de expandir el mercado.. A nivel interno, al igual que en el mercado de electricidad, el de gas natural está segmentado en residencial, comercial, industrial y oficial. En la actualidad el número de suscriptores en Colombia de gas sobrepasa el millón, siendo así bastante menor que el correspondiente a energía eléctrica [1].. La causa de ello es que la industria de energía eléctrica es una industria más consolidada que existe desde hace ya varios años mientras que el origen de la industria del gas se remonta a 1959. En este año se descubrieron yacimientos comerciales de gas libre en Jobotablón. Más tarde en 1964 se construyó el primer gasoducto del país desde esta región hasta Cartagena. Casi diez años más tarde, se descubrieron los yacimientos de gas libre en la Guajira y se comenzó el desarrollo de gas natural en la Costa Atlántica. De esta manera.

(11) 11. II.03(2)51. hacia 1991 el Conpes (Consejo nacional de política económica y social) crea el programa de masificación del gas natural a partir de los nuevos hallazgos. Este programa cobró mayor importancia en el año 92 debido al racionamiento, por lo que se tuvieron que explorar otras fuentes de suministro [1].. El objetivo de este programa era optimizar el aprovechamiento de los recursos existentes y diversificar la matriz energética de Colombia. Su principal componente corresponde a la infraestructura de transporte para lograr un abastecimiento y cobertura amplia [2]. Dentro de este programa se realizó la certificación de las reservas de gas por parte de ECOPETROL (empresa Colombiana de petróleo). Se constituyó también una empresa encargada del transporte del gas natural, se llevó a cabo la normalización de la industria del gas y se fijaron los precios de los energéticos de acuerdo a los costos [1].. De esta manera se puede decir que la industria del gas se encuentra hasta ahora en su fase de desarrollo. Esta industria ha tenido una importante participación del sector privado lo que le ha facilitado su evolución. A pesar que el Estado es propietario de la mayor parte de reservas de gas, este vendió su participación en el transporte de gas de la Costa Atlántica y el sector privado comenzó a operar la construcción de gasoductos.. En la actualidad se opera el servicio público de gas combustible por tubería. Las principales características en este servicio son la separación de actividades a lo largo de la cadena del gas, la libertad para negociar o comercializar el gas entre productores y usuarios, la libertad de acceso a la red y el control de las tarifas en las diferentes etapas (transporte, distribución etc) [2]..

(12) 12. II.03(2)51. La inversión en este sector representó en 1997 el 71% de la inversión total en infraestructura. Por otra parte, la inversión externa ha aumentado compensando la caída en la exploración petrolera. Estos aumentos se deben a la mayor participación del sector privado como también al desarrollo del Plan de Masificación del gas. De esta forma el sector energético obtuvo más del 60% de la inversión extranjera total [2].. Sin embargo, aunque es un sector importante, existe la posibilidad que, en caso de no encontrar nuevas reservas de petróleo, Colombia perdiera autosuficiencia trayendo como consecuencia la importación. Esta situación hace que la exploración de gas natural se haga más importante para con él poder sustituir los usos energéticos dados a algunos de los derivados del petróleo [2].. Esto será posible, teniendo en cuenta que en Colombia, según estudios realizados por ECOPETROL, existe un gran potencial de hidrocarburos. Se estima que en Colombia existen alrededor de trece cuencas posiblemente almacenadoras de las cuales sólo seis se han explorado.. Por otra parte, teniendo en cuenta las reservas ya probadas, se esperaría que la oferta de gas natural proviniera principalmente de los campos de la Guajira y del Casanare. Esto se debe a que el resto de yacimientos actuales no tienen reservas muy importantes.. De esta manera, se puede decir que aunque existe un amplio potencial de hidrocarburos, es necesario un mayor desarrollo de la explotación de los mismo..

(13) 13. II.03(2)51. De la misma forma se hace necesario el desarrollo de infraestructura para la producción y transporte de un energético como el gas. Es importante mencionar que según voceros de los gremios productor y de transporte, existen reservas para abastecer la demanda durante 10 años más e incluso con posibilidades de exportación.. 1.3 Estructura regulatoria del sector. En la actualidad la actividad regulatoria está a cargo del Ministerio de Minas y Energía (MME), la CREG y la Superintendencia de Servicios Públicos.. El primero de ellos establece la regulación técnico-económica para el aprovechamiento de los recursos de hidrocarburos en su fase de producción. Por su parte, la CREG regula el suministro de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible por tuberías. La CREG ha establecido fórmulas tarifarias que se deben manejar a lo largo de la cadena de suministro del gas natural [2].. Por último la Superintendencia de Servicio Públicos tiene como objeto la vigilancia control de la prestación de los servicios públicos [2].. 1.4 Marco regulatorio para el Gas natural en Colombia. Tradicionalmente el mercado de gas natural estaba integrado verticalmente, como un solo mercado al por mayor, en el cual se vendía a empresas.

(14) 14. II.03(2)51. consumidoras y distribuidoras, el gas y el transporte del mismo como un servicio integrado.. Sin embargo, ello cambió con la expedición de la ley 142 y 143 de 1994. A través de estas leyes se reestructuró la regulación referente al transporte y a la distribución mas no a la producción [2].. A continuación se describe el marco regulatorio para cada una de las actividades involucradas en la cadena de gas natural en Colombia;. Exploración y Explotación:. La propiedad de todos los recursos naturales no renovables que estén en el subsuelo es del Estado, quien no puede enajenarlos. La exploración y explotación puede hacerla una empresa oficial, como ECOPETROL, por sí mismo o con un particular, nacional o extranjero, mediante contrato de asociación [3].. En caso de asociación, el particular emprende la exploración a su riesgo hasta por seis años. Si el yacimiento es comercialmente explotable, el particular actúa como operador de la explotación con recursos aportados conjuntamente de las dos partes, hasta por 30 años. El gas libre o asociado extraído es propiedad de las dos partes en proporciones que varían desde el 50% y 50% (excluida una regalía que generalmente es del 20%) hasta el 30% para el particular y el 70% para ECOPETROL. Estos porcentajes se fijan contractualmente dependiendo de la rentabilidad esperada del proyecto [3]..

(15) II.03(2)51. 15. Almacenamiento. Desde julio de 1994, cualquier empresario nacional o extranjero, puede construir y. operar. facilidades. de. almacenamiento. Si. es. un. productor. o. un. comercializador, tiene obligación de ofrecer el servicio sin discriminación a quien lo requiera, a cambio de una tarifa que, si no hay acuerdo, es fijada por la CREG [3].. Transporte por Gasoductos. Desde julio de 1994, cualquier empresario nacional o extranjero puede construir y operar gasoductos sin contratos o permisos (sólo los ambientales), abiertos a todos los usuarios (propietarios de gas como productores o comercializadores; empresas que atienden usuarios, grandes usuarios) [3].. Los construidos antes de esa fecha están amparados por contratos de concesión otorgados por el ministerio de Minas y Energía o por ECOPETROL en algunos casos y mantendrán su vigencia contractual aproximadamente por unos 25 años más.. Los productores pueden construir gasoductos para atender exclusivamente sus propias necesidades o la de sus asociados empresarialmente, en cuyo caso se denominan regulatoriamente “dedicados” pero tienen obligación de permitir la conexión a quien le solicite, si es técnica y económicamente viable..

(16) 16. II.03(2)51. Las relaciones entre los transportadores y sus usuarios se manejan por contratos de derecho privado (aunque alguna de las partes sea una empresa oficial) con las modalidades que acuerden las partes libremente, excepto lo respectivo a precios como se verá más adelante. [3]. Distribución. Cualquier empresario nacional extranjero puede construir y operar redes sin contratos o permisos (sólo los ambientales y urbanísticos). Sin embargo hay dos excepciones que vale la pena mencionar;. •. Hasta antes de julio de 1994, la atención a usuarios de toda clase necesitaba un contrato de concesión sin exclusividad hasta por 70 años; de hecho, en toda la zona de la Costa Atlántica, en Bogotá en Cali y en Medellín, hay concesionarios.. •. Desde julio de 1994, la ley permite que el Ministerio de Minas y Energía configure una zona geográfica específica dentro de la cual, hasta el 11 de julio de 2014, se requiera un contrato con ese Ministerio mediante el cual el contratista se compromete a extender redes a toda la población a cambio de lo cual tiene exclusividad sobre la actividad de distribución. Este tipo de concesiones se denominan “Áreas de Servicio Exclusivo”.. Después del 11 de julio del 2014 los concesionarios dejan de tener exclusividad y mantendrán la propiedad sobre su red..

(17) 17. II.03(2)51. Comercialización. Desde Boca de Pozo, el propietario del gas, definido como “productor”, está sujeto a las normas sobre Servicios Públicos Domiciliarios que incluye la regulación adoptada por la CREG y la vigilancia ejercida por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.. Quien explota es propietario de un porcentaje del gas extraído (del 50% al 70% después de regalías) y el resto pasa a ser propiedad de ECOPETROL. Desde septiembre del 2000, la comercialización tiene que hacerse por separado.. El gas de regalías es comercializado por ECOPETROL pero la CREG puede obligar a que se venda por separado en subastas públicas.. Cualquier empresario, nacional o extranjero, sin permiso o contrato, puede comercializar gas comprándolo a los productores en Boca de Pozo o en cualquier sitio de la cadena de transporte, organizándose como empresa por acciones (con la denominación de empresa de Servicios Públicos).. La venta de gas puede hacerse a otras empresas que atienden usuarios o a otros comercializadores mayoristas. Los usuario que consumen más de 500.000 mil pies cúbicos diarios se clasifican como “Grandes Usuarios” o “ No Regulados”. [3].

(18) 18. II.03(2)51. Libre Competencia. La ley exige la separación de las actividades de producción (explotación), transporte y distribución en forma que quien desarrolla una de esas actividades no puede desarrollar las demás ni por sí mismo ni a través de empresas subordinadas.. Por otra parte, ningún comercializador puede tener más del 25% del mercado total, aunque se excluyen de éste el volumen para la generación eléctrica (que representa más del 80% de los consumos totales) y la ventas para la industria petroquímica si el gas es utilizado como materia prima.. Impuestos y otros Tributos:. Todas las empresas están sujetas a los impuestos nacionales de renta, IVA (a las ventas) y a los municipales (sobre la propiedad raíz y sobre los ingresos brutos-denominado de Industria y Comercio). Los remitentes pagan además un impuesto por el uso de los gasoductos a los municipios atravesados por ellos, con tarifas del 7% sobre el volumen efectivamente transportado; para los gasoductos que se localicen al oriente la cima de la Cordillera Oriental, la tarifa será del 4%.. Los productores pagan regalías a una tasa general del 20% en dinero o en especie a opción del Gobierno..

(19) II.03(2)51. 19. Normas relevantes. La ley 142, establece el régimen legal para los servicios públicos domiciliarios de acueducto,. alcantarillado,. aseo,. energía. eléctrica,. distribución. de. gas. combustible, telefonía fija pública conmutada y telefonía local móvil en el sector rural [1]. La prioridad de esta ley es el logro de la eficiencia y la calidad en la prestación de tales servicios.. Se incluye la acción del Estado para impedir que se restrinja la libertad económica como el deber de asegurar la prestación eficiente de los servicios. Se comprende también la fijación por parte de la ley de las tarifas teniendo en cuenta los costos, la redistribución de ingresos y otros parámetros [1].. La ley 143, denominada ley eléctrica, define el régimen de las actividades de generación, interconexión, transmisión y distribución de electricidad. Estas leyes pretendían la creación de condiciones adecuadas para el buen funcionamiento de las empresas públicas. También se tuvo en cuenta la regulación de las actividades monopólicas, el régimen tarifario etc.. Por su parte, el sector de gas natural ha seguido un proceso similar al del sector eléctrico, dentro del marco básico de servicios públicos, en el cual la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) ha contribuido [2].. De acuerdo con los objetivos de la CREG, entre los cuales están promover el sector privado y la eficiencia en la prestación del servicio, se establecieron parámetros definiendo diferentes aspectos [2];.

(20) 20. •. II.03(2)51. Límite a la propiedad y separación vertical de las actividades componentes de la cadena de suministro: producción, comercialización, transporte y distribución.. •. Prohibición de prácticas restrictivas. •. Garantía de libre acceso a la red de gasoductos. •. Fortalecimiento de la función reguladora sobre los monopolios de transporte y distribución.. •. Privatización de empresas y reducción de participaciones del Estado en las etapas de transporte y distribución.. Con ello se establece un marco regulatorio donde se evitan precios o tarifas en algunos casos distorsionados por la intervención del Estado para hacerlo más dependiente de las fuerzas del mercado.. En 1997, por medio de la ley 401 se crea la Empresa Colombiana de Gas (Ecogas) como entidad descentralizada del Estado, a la cual se le transfieren los gasoductos y contratos de disponibilidad de gasoductos operados hasta entonces por Ecopetrol, desagregando de esta manera la función de transporte del monopolio estatal..

(21) 21. II.03(2)51. Al desagregar la oferta de transporte, permitiendo el libre acceso a los gasoductos, se crearon dos mercados, el de transporte y el de gas. Ello también llevó a cambios importantes como la venta de la mayor parte de la distribución por parte de ECOPETROL a empresas distribuidoras locales, con lo que se incrementó la participación del sector privado.. De esta forma se pueden resumir algunos de los cambio presentados, a partir de las leyes ya descritas, en el siguiente cuadro[2]:. En 1993, la ley 80, reguló los contratos estatales, facilitando las transacciones entre el sector público y privado, bajo el derecho privado. Es importante mencionar que ya se ha establecido también regulación para la exportación de gas natural, dada por la resolución 017 de la CREG en el 2000.. Mediante esta última resolución se establecen las condiciones económicas para suministro y transporte de gas natural de exportación. En ella se tienen en cuenta los siguientes aspectos:.

(22) 22. •. II.03(2)51. “Precio de venta de gas natural de exportación: El precio del gas natural con destino a la exportación será libre. Sin embargo los agentes exportadores deberán dar cumplimiento al principio de neutralidad, el cual establece que cualquier comprador en Colombia tendrá derecho a solicitar el mismo tratamiento tarifario y comercial que un comprador en el exterior si las características de su demanda son similares y si su precio interno es mayor al precio de exportación” [2].. •. “Libre acceso: Se deberá permitir el libre acceso e interconexión en todo el recorrido de los gasoductos utilizados para la exportación tanto los localizados en territorio nacional como fuera de él. Los gasoductos que se construyan para exportar gas, se remunerarán, en el tramo ubicado en el territorio nacional, mediante cargos que serán establecidos por el Transportador bajo el régimen de libertad regulada, con sujeción a la metodología general aplicable al Sistema Nacional de Transporte.” [2]. •. “Prohibición de exportaciones de gas natural: Cuando haya usuarios en Colombia a quienes exista la posibilidad física y financiera de atender, pero cuya demanda no hubiese sido satisfecha a las tarifas que resulten de las fórmulas aprobadas por la CREG, y con el fin de garantizar una oferta energética eficiente en el país, se prohibirá la exportación de gas natural, si se presenta cualquiera de las siguientes condiciones:.

(23) 23. II.03(2)51. a) Por existir reservas insuficientes de gas natural; Se entenderá que existen reservas insuficientes de gas natural producido en Colombia para exportar, cuando el Factor R/P sea inferior a seis (6) años.. Dicha prohibición cubrirá la cantidad de gas total exportada por todos los Agentes Exportadores.. b) Por existir restricciones transitorias de suministro y/o transporte de gas natural.” [2]. 1.5 Demanda de Gas Natural. La mayor demanda de gas natural se ha dado por parte de su uso en la generación eléctrica. De esta manera los principales abastecimientos son a centrales recién instaladas. En el futuro se puede tener en cuenta la demanda que se derivaría de las interconexiones internacionales [2].. El crecimiento de la demanda total ha sido cerca del 2.9% anual, y determinado esencialmente por situaciones tales como las bajas hidrologías y otros fenómenos climáticos como el fenómeno del niño como también por recesiones económicas. Por su parte el sector doméstico ha crecido a una tasa anual de 21.5% pasando de ser el 3.6% del total de consumo ha comienzos de la década del 90, al 19.1% en el 2000 [3]..

(24) II.03(2)51. 24. A partir de los gráficos siguientes se concluye que el mayor consumo se da efectivamente. en. la. generación. eléctrica. y. en. el. sector. industrial.. Geográficamente este consumo se ha concentrado en la Costa Atlántica, seguido de Santander, dando como resultado un mayor consumo en las áreas de producción del energético.. fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ , “Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración”, Quito, Ecuador, julio 2001. fuente: Perspectivas del mercado del gas natural en Colombia, Mayo 2002, Universidad de Los Andes, Jorge Pinto.

(25) 25. II.03(2)51. 1.6 Oferta de Gas Natural. Colombia cuenta con un potencial importante de hidrocarburos que hasta el momento no ha sido explorado en su totalidad. El país tiene trece cuencas posiblemente almacenadoras de las cuales hasta ahora seis han sido explotadas.. En cuanto al gas natural, se estima que se puede alcanzar al doble de los niveles actuales de reservas probadas [2]. En la tabla siguiente se muestra la distribución de estas reservas.. Las reservas probadas están ubicadas principalmente en dos regiones, la Costa Atlántica y el interior del país. La primera tiene aproximadamente el 43% de las reservas en los campos de Chuchupa y Ballenas en la Guajira y en el valle inferior del Magdalena [2]. En el Interior se cuentan con los campos de Cusiana, Cuapiagua, Apiay y otros que suman el 41% de las reservas..

(26) 26. II.03(2)51. Con base en lo anterior se espera que en un futuro el abastecimiento del mercado dependa fundamentalmente de los campos de la Guajira y de Cusiana – Cupiagua. En la actualidad el suministro está dado como se muestra en el siguiente gráfico.. fuente: Perspectivas del mercado del gas natural en Colombia, Mayo 2002, Universidad de Los Andes, Jorge Pinto. Se espera que las reservas antes mencionadas puedan abastecer el consumo interno por aproximadamente 13 años como también que se pueda buscar la posibilidad del desarrollo de los mercados de exportación..

(27) 27. CAPITULO 2 EL GAS NATURAL EN ECUADOR. II.03(2)51.

(28) II.03(2)51. 28. 2.1 Estructura Del Sector Energético. La estructura energética de Ecuador está marcada por una importante participación del petróleo con el 77% deduciendo ya las exportaciones, como le vemos en el gráfico siguiente [2]:. fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ , “Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración”, Quito, Ecuador, julio 2001. Vale la pena mencionar que la única fuente energética que se exporta es el petróleo. Esta estructura ha puesto en evidencia la importancia de diversificar. Por tanto quedarían como opciones las fuentes restantes. Sin embargo la segunda en importancia, la leña, tiene como desventaja la deforestación. Por tanto. quedan. como opciones. más importantes. el. gas. natural. y. la. hidroelectricidad, ya sea por medio de la producción o la importación [2].. Además si tenemos en cuenta la estructura de consumo (ver gráfico siguiente), se puede ver que existe una preponderancia del uso de los derivados del petróleo, con poca participación de la electricidad [2].;.

(29) 29. II.03(2)51. fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ , “Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración”, Quito, Ecuador, julio 2001. El gas natural es utilizado como insumo de la producción de gas licuado (GLP). Este gas es importado en un 71% [2];. fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ , “Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración”, Quito, Ecuador, julio 2001. Por otra parte, si existiese una mayor oferta de gas en Ecuador, esta tendría su uso principalmente en los sectores de industria, vivienda y transporte, para remplazar los derivados del petróleo, según la matriz de consumo..

(30) 30. II.03(2)51. Respecto a la generación de electricidad en Ecuador, para el año 1999 la capacidad era de 3935 MW, de los cuales el 56% correspondía a plantas térmicas y el 44% a hidráulicas.. 2.2 Demanda de gas natural. En ecuador no hay una demanda final de gas natural. El único gas que se utiliza en la actualidad es como insumo para la producción de GLP. Por tanto si se quisiera sustituir algunas fuentes de energía actuales por el uso de gas natural se debería tener en cuenta cada una de las participaciones de los sectores en el consumo y la estructura de dicho consumo por cada fuente [2].. Los sectores de transporte, residencial e industria consumen el 83.8% de la energía. El resto de los sectores presentan una contribución marginal para la sustitución. De esta forma se deberían concentrar las políticas de sustitución en los primeros sectores para así justificar las inversiones en infraestructura para el intercambio energético.. A continuación se presentan los gráficos de consumo por energéticos de cada sector [2];.

(31) 31. II.03(2)51. fuente: Proyecto OLADE, CEPAL, GTZ , “Los mercados del gas natural en la comunidad andina: Desarrollo y perspectivas de integración”, Quito, Ecuador, julio 2001. De esta manera teniendo la participación de cada energético por sector se podría evaluar la sustitución de los más costosos por gas natural o de aquellos cuyo uso va en detrimento del medio ambiente. Dicho análisis se realizará posteriormente.. 2.3 Oferta De Gas Natural. En Ecuador existen las cuencas sedimentarias de Guayaquil, Oriente, Manabí, Esmeraldas, Litoral Pacífico y Cuenca. De estas seis, sólo las de Oriente y Guayaquil tienen hidrocarburos. A partir de ello se estimó en 1999 un total de reservas potenciales de 1295.5 GPC [2]..

(32) 32. II.03(2)51. En cuanto a la región oriental, no se esperan grandes descubrimientos de gas natural y en su lugar se espera la comercialización de crudos pesados con baja concentración de gas asociado. Por su parte, el golfo de Guayaquil no parece tener reservas suficientes para abastecer el mercado ecuatoriano [3].. De esta manera, las cantidades limitadas y dispersas de este energético no harían rentable su recolección y transporte hasta los centros de consumo. El uso del gas natural se ve limitado a usos en boca de pozo, a la reinyección del mismo y a la producción de gas licuado.. 2.4 Políticas sobre Gas natural en Ecuador. La regulación manejada en Ecuador sobre el gas natural, está implícita en la Ley de Hidrocarburos, regulando desde la exploración hasta la venta de productos derivados del petróleo y gas al consumidor.. En cuanto a la exploración y producción se facilita la participación de la empresa privada por medio de contratos establecidos con PETROECUADOR. En estos contratos no se pagan regalías ni primas de entrada. También se permite el tratamiento de los productos por parte de empresas tanto nacionales como extranjeras [2].. Entre los diferentes contratos existentes para llevar a cabo las actividades anteriores se encuentran los de prestación de servicios, de participación y de gestión compartida (Joint Venture)..

(33) 33. II.03(2)51. El ente regulador es la Dirección Nacional de Hidrocarburos (DNH), quien tiene a su cargo el control de las operaciones de hidrocarburos.. El Ministerio de Energía y Minas de Ecuador (MEM), también ha fomentado la inversión privada en el sector, la libre empresa, el control sobre el suministro y el refuerzo correspondiente a las regulaciones sobre seguridad y medio ambiente [2].. Dentro de este contexto se ha llevado a cabo un Plan de Acción, que desarrolla la creación de nuevas oportunidades para el gas natural, el cual ya se había iniciado por parte del Comité Guía Hemisférico de Energía. Esta gestión se debe a la evidencia que el gas natural es uno de los combustibles más limpios, lo cual puede ayudar a conservar o mejorar la calidad del medio ambiente.. Sin embargo no debe desconocerse la posibilidad que existe de riesgos ambientales debidos a la construcción, mantenimiento y operación de los gasoductos..

(34) 34. CAPITULO 3 INTEGRACIÓN ENERGÉTICA DE COLOMBIA Y ECUADOR. II.03(2)51.

(35) 35. II.03(2)51. 3.1 Intercambio Energético Actual. En la actualidad entre Colombia y Ecuador existe ya un intercambio de energía eléctrica. El proceso de análisis para esta integración eléctrica se inició en 1970 por parte de las áreas de planificación que tenían a su cargo la expansión del servicio de electricidad [4].. Las dos interconexiones principales son; la línea de interconexión eléctrica entre Panamericana y Tulcán de 138KV desde 1998 y la línea entre Pasto y Quito de 230KV con 211 Km de longitud que entró en funcionamiento en el 2003.. La operación de la línea de 230kV se inició el 4 de marzo del año pasado. La interconexión eléctrica Colombia-Ecuador, que comprende un tramo colombiano de una longitud de 75 kilómetros, y un tramo ecuatoriano de 136 kilómetros, es de doble circuito, lo cual garantiza una capacidad de transmisión equivalente a 260 MW. La inversión en el tramo colombiano es del orden de los 14.8 millones de dólares, y en el ecuatoriano de 30.6 millones de dólares [10].. El tramo colombiano, propiedad de ISA, va desde la ciudad de Pasto hasta la frontera con Ecuador en Ipiales equivale al 37% de la obra. El tramo ecuatoriano construido por la ecuatoriana Transelectric, va desde la frontera hasta la ciudad de Quito y equivale al 63% [10].. Esta idea se empezó a gestar cuando los Ministros de Minas y Energía de ambas naciones consideraron prioritaria la operación de la interconexión y el desarrollo de transacciones comerciales de energía y telecomunicaciones. Luego.

(36) 36. II.03(2)51. de importantes reuniones definitorias, el 30 de julio de 2001 se firmó el convenio que dio vía libre a la Interconexión. El 15 de mayo del 2002 comenzó la ejecución de las obras que ya están en operación comercial [10].. De acuerdo con los estudios adelantados por entidades del sector eléctrico de los dos países, los beneficios económicos que traerá la interconexión a Colombia y a Ecuador en los próximos años serán del orden de los 180 millones de dólares, los cuales se reflejan en la reducción de los costos de operación de los sistemas, como resultado de la optimización de los recursos energéticos y el aprovechamiento de la complementariedad hidrológica de los sistemas, maximizando el uso de la generación existente [10].. Tanto Colombia como Ecuador lograron no sólo construir conjuntamente esta interconexión sino que también trabajaron unidos para unificar sus sistemas de regulación y normatividad eléctrica y de telecomunicaciones. Las labores adelantadas por ISA y Transelectric permitieron la interacción de personas y equipos técnicos de ambos países [10].. Por otra parte a finales del 2002, el pasado 19 de diciembre se dio un paso de trascendental importancia hacia la construcción de un mercado eléctrico regional, cuando en Lima, Perú, la Comunidad Andina de Naciones, CAN, estableció el Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos y el intercambio intracomunitario de electricidad, a través de la Decisión 536. [10].

(37) II.03(2)51. 37. En ella se establece que los países miembros no mantendrán discriminaciones de precios entre sus mercados nacionales y los mercados externos, ni discriminarán el trato a los agentes internos y externos en cada país.. La Decisión 536 permite, en adelante, establecer un intercambio permanente de energía entre Colombia y Ecuador como resultado del uso optimizado de los recursos, bajo un esquema coordinado, que ya está reglamentado para estos dos países [10].. Como beneficios de la interconexión se identifican: incremento de las posibilidades de comercializar grandes volúmenes de energía entre ambas naciones con tarifas más económicas, racionalización de recursos y mejor aprovechamiento. de. las. grandes. reservas. hidrológicas. para. afrontar. emergencias ante las sequías.. Con el proceso de integración de mercados abren nuevas posibilidades a las empresas generadoras, comercializadoras y transmisoras y lógicamente se benefician los consumidores de las dos naciones. Los generadores de energía de Colombia y Ecuador pueden vender sus excedentes de capacidad en este nuevo mercado, y muy pronto los comercializadores también podrán crear un mercado de manejo de riesgos con usuarios no regulados como el que existe en Colombia desde hace siete años.. Por otra parte, los transmisores se verán abocados a desarrollar nueva infraestructura para atender las demandas del mercado integrado. Todo esto.

(38) 38. II.03(2)51. será posible bajo parámetros de competitividad y eficiencia, beneficiando al usuario con mejor infraestructura, mejor servicio y racionalización de tarifas[10].. Adicional a los beneficios en el sector energético esta interconexión ofrece una infraestructura capaz de incentivar la competencia sana en el mercado de las telecomunicaciones, garantizando una eficiente explotación de una red de fibra óptica que corre paralela a la red eléctrica.. Para operar este sistema Internexa, filial de ISA en telecomunicaciones, y la compañía ecuatoriana Transelectric conformaron la empresa binacional TRANSNEXA, que transportará voz, datos y video, proporcionando una nueva ruta para las telecomunicaciones de Ecuador con el resto del mundo, a través de la red de Internexa en Colombia que está conectada a Estados Unidos y el Caribe mediante el cable submarino ARCOS [10].. De esta manera, la Interconexión a 230 kV. Colombia - Ecuador es el proyecto más importante que hasta el momento se haya ejecutado para la integración del Mercado Andino de Energía. A partir de su entrada en operación comercial, se abren múltiples posibilidades y beneficios para el desarrollo del sector eléctrico de ambos países y de las naciones de la Comunidad Andina [10].. Los datos preliminares del funcionamiento de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo -TIE- de ambos países arrojaron resultados favorables para los dos durante el mes de marzo..

(39) 39. II.03(2)51. Ecuador ha recibido energía más barata desde Colombia equivalente al 13% de su demanda nacional, el precio de la electricidad en su mercado de corto plazo cayó de 9,98 a 7,36 cUSD/kWh, lo cual representa beneficios para la demanda de dicho país estimados en 26,9 millones de dólares para marzo.. Así mismo en Colombia el incremento en la demanda debido a las TIE se ha reflejado en una mayor generación, de alrededor de 4,6 GWh diarios, con lo cual se ven beneficiados los generadores al producir más electricidad a un mejor precio. El valor de la generación exportada, la más alta de la historia del país, y sus servicios asociados asciende a la suma de 13.770 millones de pesos.. Por otra parte, se han generado rentas de congestión por 22.321 millones de pesos, un monto que cubre 2,6 veces el valor de las restricciones que paga la demanda, por lo que se produciría una reducción en las tarifas de los usuarios finales de alrededor del 3%, si se mantienen los montos y precios de transacciones.. En cuanto al funcionamiento de las TIE ( transacciones internacionales de electricidad),en caso de ser una exportación para Colombia, se comporta como una demanda cuyo precio será igual al máximo entre el precio del mercado importador y precio de bolsa en Colombia sumándole: restricciones, cargos por servicios del Centro Nacional de Despacho –CND- y el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales –ASIC- cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional –STN-, Sistema de Transmisión Regional –STR- y Conexión, si son del caso..

(40) 40. II.03(2)51. En el evento en que el precio del mercado importador sea superior al precio de bolsa colombiano más los cargos mencionados anteriormente, se genera una ganancia producto de la transacción, la cual es denominada como rentas de congestión, la cual se asigna a la demanda colombiana como un menor costo en las restricciones.. Se determinó también que las funciones de interconexión correspondían a servir de apoyo en caso de racionamiento en alguno de los dos países, y permitir intercambios de energía optimizable para sustituir generación con recursos costosos en ellos [4].. Se debe tener en cuenta que cada país mantiene sus criterios de funcionamiento en el servicio de suministrar energía eléctrica y por otra parte que bajo condiciones de emergencia se atiende primero a la demanda interna del país.. 3.1.1 Acuerdo Operativo y comercial. El acuerdo de la última interconexión eléctrica entre Colombia y Ecuador se dio entre ISA (Colombia) y el CENACE (Ecuador), Centro Nacional de Control de Energía.. La duración de dicho acuerdo es de término indefinido aunque existen eventos previstos ante los cuales se suspendería. Entre estos se encuentra la ocurrencia de un evento de fuerza mayor por más de dos semanas. Este evento es entendido como aquel que se escapa del control de los entes involucrados [5]..

(41) 41. II.03(2)51. A su vez se contempla el hecho de suspender el acuerdo en caso de cambio de la ley aplicable a cada una de las partes del mismo. Bajo estas circunstancias, la parte afectada debe notificar a la otra, la cual tendrá un periodo de 72 horas para aceptar las razones o bien para debatirlas [5].. La terminación total de las transacciones de electricidad podría suceder si fuese por mutuo acuerdo o bien si ocurriera una suspensión con una duración mayor a seis meses consecutivos.. En cuanto a la parte comercial, se estableció como moneda de pago el dólar. El sistema de pago es un “prepago semanal”. Ello consiste en el pago del monto estimado de las transacciones de electricidad una semana antes de la semana de operación. En caso que la transacción real sea menor a la estimada, el saldo queda a favor de la parte importadora. En caso que la facturación sea mayor a lo estimado se tendrá un plazo límite para pagar el monto restante [5].. El monto correspondiente se calcula como la sumatoria de la máxima transferencia horaria de potencia por el enlace internacional durante las 168 horas semanales multiplicado por el precio promedio ponderado [5].. MGS = sum (MXTH) * PMH. MGS: Monto de garantía semanal MXTH: Máxima transferencia horaria de potencia por el enlace internacional..

(42) 42. II.03(2)51. PMH: El precio promedio ponderado o precio de exportación desde Colombia es el resultante de sumar el precio de bolsa en Colombia, los cargos por servicio del CND (Centro Nacional de despacho), cargos por el uso del STN (sistema de transmisión nacional) y los cargos por el uso del STR (sistema de transmisión regional). Estos cargos se definen mediante resoluciones ya dadas por la CREG.. Actualmente Colombia exporta electricidad a Ecuador a un valor de $180/KWh. La cantidad promedio exportada durante los primeros cinco meses de transmisión (marzo – agosto 2003) fue de 3.1 GWh – día. Ello corresponde aproximadamente a un 11% del consumo de electricidad en Ecuador [6].. Por otra parte, en el acuerdo se establecieron parámetros para llevar registros de información de las operaciones, para manejar la confidencialidad de los mismos y la de cualquier intercambio de documentación.. También se fijaron características de calidad cuyo seguimiento se realizaría mediante pruebas en las instalaciones de cada sistema. Ello comprende la calidad de la frecuencia, de voltaje en los nodos de interconexión y de la potencia entre otros elementos.. 3.2 Evaluación de la comercialización de gas natural de Colombia con Ecuador. A partir de las características del mercado de gas natural en Colombia y Ecuador, se quiere analizar el posible proyecto de exportación de dicho.

(43) 43. II.03(2)51. energético desde Colombia. Esto teniendo en cuenta, como se dijo anteriormente, que las reservas de gas del Golfo de Guayaquil no parecen ser suficientes para suplir la demanda del mercado ecuatoriano. Por otra parte el suministro con gas del oriente de Ecuador representa altos costos por la captación del energético que no lo hacen rentable [3].. Entre las razones favorables a la exportación de gas a un país como Ecuador se encuentran la cercanía geográfica para el posible trazado de gasoductos, las reservas suficientes de dicho energético en Colombia para suplir las demandas de los centros de mayor consumo en Ecuador, y las diferencias en los costos marginales para cada uno de los países.. 3.2.1 Demanda Estimada de Gas Natural en Ecuador. Respecto a los usuarios potenciales de gas natural, se considera como principal fuente de demanda a la industria eléctrica, seguido de la industria intensiva de vapor y calor térmico, sustituyendo fuel oil, diesel y, en menor medida, GLP. Es posible considerar demandas adicionales en el transporte público (buses y taxis) y en el sector residencial, en cocción y calentamiento de agua [7].. En el presente análisis se trabajará con una demanda estimada por el estudio realizado por la UPME ([3]) el cual tiene en cuenta la posibilidad de políticas de sustitución de energéticos en los diferentes sectores. Ello con el objetivo de remplazar combustibles más costosos o contaminantes.. Las zonas elegidas para la exportación de gas natural son Guayaquil y Quito, correspondientes a la mayor demanda de energéticos en Ecuador. Los sectores.

(44) II.03(2)51. 44. económicos considerados fueron el de generación de electricidad, industria, residencial-comercial y transporte.. Para la estimación de la demanda se tuvo en cuenta también variables como la población y el crecimiento porcentual del PIB. Para la primera se consideró un crecimiento interanual de la población de 1.5% para el periodo 2001-2010 y de 1.4% para el periodo 2011-2020. El crecimiento interanual del PIB se estimó en un 3% [3].. Bajo dichos parámetros la demanda estimada resultante se muestra en el siguiente cuadro:. Demanda de Gas Natural en Ecuador ( en MPCD). Demanda de gas Estimada para Ecuador (En MPCD). Año 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020. Transporte 0 0 0 0 0 0 0 1,95 3,91 5,86 7,82 9,77 11,73 13,68 15,64 17,59 19,55 21,5 23,45 25,41. Industrial 0 0 0 0 0 2,17 4,35 6,53 8,72 10,92 11,19 11,46 11,74 12,03 12,32 12,62 12,93 13,24 13,56 13,89. QUITO Residencial Comercial 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,82 0,87 1,65 1,75 2,48 2,63 3,31 3,52 4,15 4,4 4,98 4,52 5,81 4,64 6,65 4,76 7,49 4,88 8,34 5,01 8,56 5,14 8,79 5,28 9,03 5,42 9,27 5,56 9,52 5,71. Generación 0 0 0 0 68,13 68,13 68,13 99,4 99,4 99,4 99,4 130,67 130,67 130,67 130,67 161,94 161,94 161,94 161,94 161,94. Total 0 0 0 0 68,13 71,99 75,88 112,99 118,86 124,73 127,91 162,35 165,55 168,75 171,98 205,85 208,49 211,13 213,78 216,47. Transporte 0 0 0 0 0 0 0 1,95 3,91 5,86 7,82 9,77 11,73 13,68 15,64 17,59 19,55 21,5 23,45 25,41. Industrial 0 0 0 0 0 2,92 5,84 8,77 11,71 14,66 15,01 15,36 15,72 16,09 16,47 16,85 17,25 17,65 18,07 18,49. Guayaquil Residencial Comercial Generación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 68,01 0,81 1,17 68,01 1,63 2,35 68,01 2,45 3,53 98,42 3,28 4,72 98,42 4,11 5,91 98,42 4,93 6,06 98,42 5,76 6,22 128,82 6,59 6,37 128,82 7,42 6,53 128,82 8,26 6,7 128,82 8,47 6,87 159,22 8,69 7,04 159,22 8,92 7,22 159,22 9,15 7,41 159,22 9,38 7,59 159,22. Total 0 0 0 0 68,01 72,91 77,83 115,12 122,04 128,96 132,24 165,93 169,23 172,54 175,89 209 211,75 214,51 217,3 220,09. Total 0 0 0 0 136,14 144,9 153,71 228,11 240,9 253,69 260,15 328,28 334,78 341,29 347,87 414,85 420,24 425,64 431,08 436,56.

(45) 45. II.03(2)51. 3.2.2 Sistema de Transporte. Ante la posibilidad de llevar a cabo interconexiones de capacidad y trazado diferente por el territorio colombiano, se debe tener en cuenta para la selección de alguna, la que represente el menor valor presente de los costos por unidad de transferencia (US$/KW), para lo cual se consideran los costos de inversión y los costos de operación que se derivan de cada alternativa.. Los costos de inversión corresponden a las instalaciones que se requieran para la interconexión. El presupuesto de las obras se basa en los costos índices acordados por los dos países [4].. Para evaluar las alternativas se debe tener en cuenta que en Colombia se tiene la mayor cantidad de gas natural disponible en Ballenas (Guajira) y en Cusiana (Casanare). De acuerdo a estos centros de producción y los centros de consumo principales en Ecuador, como lo son Quito y Guayaquil, se establecen rutas determinadas para un posible intercambio de gas natural entre Ecuador y Colombia.. En Colombia existen gasoductos entre: Ballena y Cartagena; Ballena, Barrancabermeja Sebastopol, Mariquita, Neiva; Cusiana y Vasconia; Sebastopol y Medellín; y Mariquita y Cali [3]. Por tanto existen posibles redes de interconexión para llevar a cabo el proyecto, las cuales son :.

(46) 46. •. II.03(2)51. Cali – Quito : La utilización de esta ruta hace necesaria la utilización del gasoducto Mariquita – Cali. Este gasoducto posiblemente deberá ser ampliado para tales fines. El tramo entre Cali y Quito presenta terrenos montañosos con cierta dificultad constructiva.. •. Cusiana – Lago Agrio (Ecuador) – Quito: este gasoducto seguiría el pie de monte de la cordillera entre Cusiana y Lago Agrio. A partir de Lago Agrio, el gasoducto seguiría el trazado del nuevo oleoducto TransEcuatoriana, llegando hasta Quito.. •. Mariquita – Neiva – Mocoa – Lago Agrio – Quito: La utilización de esta ruta implica la utilización del gasoducto Barrancabermeja- Neiva que posiblemente necesitaría ser ampliado también.. Para elegir la ruta más conveniente es necesario, como ya se dijo, tener en cuenta los costos de inversión, operación y mantenimiento de las mismas. Según resultados obtenidos por la UPME, la alternativa de menor costo para la interconexión entre Colombia y Ecuador está dada por la ruta más directa, CaliQuito.. Es importante mencionar que por su parte, Ecuador no posee una red de ductos para el transporte de gas natural. Cuenta con una red de poliductos y otra de oleoductos. Este sistema tiene una extensión total de 1.597 Km a lo largo del norte y centro de Ecuador [3]..

(47) 47. II.03(2)51. 3.2. 3 Evaluación Económica. Para llevar a cabo la evaluación económica se tendrán en cuenta los ingresos y costos que representa el proyecto de interconexión gasífera, tomando como parámetros los niveles de compra y venta del energético y las tarifas correspondientes.. Dentro de los costos se encuentran la inversión inicial, que corresponde al costo de las instalaciones propias que se deben ejecutar para la interconexión, y los costos de administración, operación y mantenimiento de la infraestructura necesaria de interconexión.. Los ingresos se calculan a partir de la tarifa de exportación establecida para el gas natural. Esta tarifa tiene en cuenta el precio del gas natural en boca de pozo (Ballenas o Cusiana) y el costo de transporte desde Colombia hasta Ecuador.. Se estima que el precio del gas ya sea en Ballenas o Cusiana es de 1.5US$/KPC, en tanto que el costo de transporte desde los centros de producción hasta Ecuador, a través de la ruta ya indicada, es de 3.29 US$/KPC [3].. Teniendo en cuenta las cifras anteriores se estructuró el flujo de caja del proyecto con las especificaciones ya mencionadas. El periodo para el cual se realizó fue del año 2004 al 2020. Se tiene en cuenta que en el primer año se llevaría a cabo la construcción de la infraestructura por lo que se tendría un flujo de caja negativo. En los periodos restantes el flujo de caja es positivo de acuerdo con la demanda estimada..

(48) II.03(2)51. 48. Para obtener el valor presente neto del proyecto (VPN) se utilizó una tasa de descuento (TIR) del 17.5%, tasa utilizada como costo de oportunidad del dinero invertido o como costo de capital indistintamente.. Es importante mencionar que el costo de gas en boca de pozo y el costo de transporte aumentan anualmente según lo establecido por resoluciones dadas por la CREG. Para este caso el primero de estos costos se mantiene constante durante el periodo mientras que el costo de transporte se aumenta anualmente en la tasa estadounidense “ppi” (índice de precios al productor) debido a la denominación en dólares de dicho cargo. En promedio esta tasa corresponde al 4%. De acuerdo con lo anterior se muestra en el cuadro siguiente el resultado del flujo de caja;. Proyecto Interconexión Colombia – Ecuador para exportación de gas natural:. Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020. KUS$ Inversiones 957850. 382547. 154059. 660163. KUS$ Costos. KUS$ Ingresos. 43.037 49.163 51.563 53.963 56.364 72.416 75.771 79.445 83.120 86.794 93.053 107.661 126.371 145.081 163.791 229.996. 238.020,4 260.296,0 283.800,8 433.019,6 470.315,0 509.540,8 537.719,2 698.493,4 733.485,0 770.183,7 808.815,6 994.044,2 1.038.034,6 1.084.106,6 1.132.440,1 1.183.148,8. KUS$ Flujo de Caja -957850 194983,369 211133,0416 232237,823 379056,6013 31404,00861 437124,8395 461948,213 619048,3964 650364,9501 529330,6789 715762,613 886383,2395 911663,6305 939025,5788 308486,1171 953152,763. A partir del resultado anterior se muestra la conveniencia económica del proyecto teniendo en cuenta los costos e ingresos del mismo. De esta manera si se realizara el proyecto, con un VPN de aproximadamente 800 millones de. KUS$ VPN 806.745,49.

(49) 49. II.03(2)51. dólares, se estaría recuperando la inversión, los intereses esperados según la tasa establecida (17.5%) y una suma adicional.. Se debe tener en cuenta que este resultado esta sujeto a variables tales como la demanda ecuatoriana y el ppi que refleja el aumento en el costo de transporte. Esperando un comportamiento estable de la economía estadounidense, la mayor fuente de variación estaría dada por la demanda.. De esta manera, en el siguiente gráfico se puede observar como cambiaría el valor del VPN si la demanda disminuyera porcentualmente. Esta variación en la demanda podría ocurrir principalmente debido a cambios en la demanda en el sector de generación de electricidad el cual requiere las mayores cantidades de gas natural para las plantas térmicas de ciclo combinado..

(50) 50. V P N (K U S $ ) - 8 5 9 .4 2 8 ,1 7 - 7 7 1 .7 3 4 ,8 2 - 6 8 4 .0 4 1 ,4 7 - 5 9 6 .3 4 8 ,1 2 - 5 0 8 .6 5 4 ,7 7 - 4 2 0 .9 6 1 ,4 2 - 3 3 3 .2 6 8 ,0 7 - 2 4 5 .5 7 4 ,7 2 - 1 5 7 .8 8 1 ,3 7 - 7 0 .1 8 8 ,0 2 1 7 .5 0 5 ,3 3 1 0 5 .1 9 8 ,6 8 1 9 2 .8 9 2 ,0 3 2 8 0 .5 8 5 ,3 8 3 6 8 .2 7 8 ,7 4 4 5 5 .9 7 2 ,0 9 5 4 3 .6 6 5 ,4 4 6 3 1 .3 5 8 ,7 9 7 1 9 .0 5 2 ,1 4 8 0 6 .7 4 5 ,4 9. II.03(2)51. P o r c e n t a je d e m a n d a d e g e n e r a c i ó n 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%. Si la demanda para generación de electricidad llegase a ser menor al 54% de la demanda estimada, el proyecto no sería económicamente factible. Se debe tener en cuenta que la disminución de la demanda en un 1% genera una disminución del VPN en 17.5 millones de dólares.. 3.2.4 Competitividad del gas natural frente a otros energéticos en el Ecuador. De acuerdo a la estructura energética de Ecuador mostrada en el capítulo anterior se tiene que el petróleo y sus derivados ocupan un lugar importante en la misma (77% de la oferta de energía primaria). Ello muestra la necesidad de diversificación, añadiendo también que energéticos como el gas natural disminuirían el impacto ambiental provocado por el uso de la leña.. Para incentivar la sustitución de dichos energéticos por otros como el gas natural es importante tener en cuenta las tarifas de cada uno de ellos para los diferentes sectores económicos..

(51) II.03(2)51. 51. Las tarifas correspondientes a las del gas natural en Ecuador importado desde Colombia se estiman a partir de las tarifas en Cali para cada sector sumándoles el costo de transporte de Cali hasta Ecuador.. Como se dijo anteriormente, estudios realizados por la UPME establecieron un costo de transporte desde Ballenas hasta Ecuador de 3.29 US$/KPC. Por otra parte se tiene que el costo de transporte desde Ballenas hasta Cali es de 2.16 US$/KPC y por tanto el costo de transporte desde Cali hasta Ecuador es de 1.13US$/KPC.. De esta manera se tienen las siguientes tarifas: Tarifas en Cali: Sector Residencial Estrato 1 2 3 4 5 6. US$/MBTU 2,78 3,34 5,57 5,57 6,68 6,68. Fuente: Tarifas aplicadas por la empresa 'Empresa De Gases De Occidente S.A. E.S.P.', (Cali) Tarifas Vigentes desde Octubre de 2003 Periódico: EL PAIS Fecha Publicación: 07-10-2003 Página: B4. Pequeños Consumidores 0 - 200 3 $/m. Sector Industrial Comercial. 201 - 1000 3 $/m. 1001 - .... C.F. US$. C.V. US$/MBTU. C.F. US$. C.V. US$/MBTU. C.F. US$. C.V. $/MBTU. 2,79 0,51. 4,90 6,11. 2,79 0,51. 4,90 5,89. 2,79 0,51. 4,88 5,67. Fuente: Tarifas aplicadas por la empresa 'Empresa De Gases De Occidente S.A. E.S.P.', (Cali) Tarifas Vigentes desde Octubre de 2003 Periódico: EL PAIS Fecha Publicación: 07-10-2003 Página: B4.

(52) II.03(2)51. 52. Grandes Consumidores. Sector Industrial Industrial Cedidos. 0 - ... C.F. US$. C.V. US$/MBTU. 0,39 0,42. 3,82 3,42. Fuente: Tarifas aplicadas por la empresa 'Empresa De Gases De Occidente S.A. E.S.P.', (Cali) Tarifas Vigentes desde Octubre de 2003 Periódico: EL PAIS Fecha Publicación: 07-10-2003 Página: B4. Tarifas en Ecuador1:. Sector Residencial. Estrato 1 2 3 4 5 6. 1. Costo de Transporte (US$/MBTU) Tarifa en (Cali Ecuador Tarifa Cali (US$/MBTU) Ecuador) US$/MBTU 2,78 1,13 3,91 3,34 1,13 4,47 5,57 1,13 6,70 5,57 1,13 6,70 6,68 1,13 7,81 6,68 1,13 7,81. Para obtener las tarifas en Ecuador se adicionó, a las tarifas en Cali, el costo de transporte de Cali a Ecuador..

(53) II.03(2)51. 53. Pequeños Consumidores. 201- 1000 m^3. 0- 200m^3. C.F Sector Industrial Comercial. US$ 2,79 0,51. C. Transporte CaliC.V. en C.V. enCali Ecuador Ecuador C.F. US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$ 4,90 1,13 6,03 2,79 6,11 1,13 7,24 0,51. 1001- ... m^3 C. Transporte CaliC.V. en C.V. enCali Ecuador Ecuador C.F. US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU US$ 4,90 1,13 6,03 2,79 5,89 1,13 7,02 0,51. C. Transporte CaliC.V. en C.V. enCali Ecuador Ecuador US$/MBTU US$/MBTU US$/MBTU 4,88 1,13 6,01 5,67 1,13 6,80. Grandes Consumidores 0 - .... Sector Industrial Industrial Cedidos. C.F. US$ 0,39 0,42. C. Transporte CaliC.V. en Cali Ecuador US$/MBTU US$/MBTU 3,82 1,13 3,42. 1,13. C.V. en Ecuador US$/MBTU 4,95 4,55. Comparación con sustitutos. A partir de las tarifas resultantes en Ecuador para los diferentes sectores se puede realizar la comparación de las mismas con las de otros sustitutos en Ecuador;. En el sector residencial el gas natural puede sustituir al gas licuado del petróleo, el cual en su mayoría es importado como también podría sustituir a la electricidad para los usos de calentamiento de agua, cocción y calefacción.. Con dicha sustitución el ahorro de gas licuado liberaría producto para la sustitución de leña en el medio rural y a su vez se reduciría la importación del.

(54) II.03(2)51. 54. mismo . A continuación se muestran las tarifas de dichos energéticos para el sector residencial.. Sector Residencial. GLP. US$/MBTU 14,59. Fuente: comparación de precios finales con países vecinos, Anuario Estadístico de Bolivia http://www.superhid.gov.bo. US$/KWh 0,104. Electricidad. US$/MBTU 30,48. Fuente: Tarifas de la “Empresa Eléctrica Quito S.A”, http://www.eeq.com.ec/pliego/PliegoTarifario.php. A partir de los valores anteriores y comparándolos con el valor obtenido para la tarifa de gas natural en Ecuador se obtiene que el último es significativamente más económico. El cuadro siguiente muestra la diferencia en US$/MBTU entre las tarifas de gas natural y las tarifas de GLP y electricidad;. GLP Estrato. Electricidad. US$/MBTU US$/MBTU. 1. 10,677. 26,57. 2. 10,121. 26,01. 3. 7,894. 23,78. 4. 7,894. 23,78. 5. 6,781. 22,67. 6. 6,781. 22,67.

(55) II.03(2)51. 55. De igual manera se procede para los otros sectores, en los cuales se obtuvieron los siguientes resultados; Sector Industrial. Sustitutos: US$/Galón 0,943. Diesel. US$/barril 39,62. US$/MBTU 6,79. Fuente: UPME, Econometría Consultores “Estudio Posibilidades De Interconexión Gasífera Colombia-Venezuela” Bogotá, Colombia, Febrero 28 de 2002.. US$/Ton 30. Carbón. US$/MBTU 1,62. Fuente: UPME, Econometría Consultores “Estudio Posibilidades De Interconexión Gasífera Colombia-Venezuela” Bogotá, Colombia, Febrero 28 de 2002.. La diferencia con el gas natural importado desde Colombia está dada según la cantidad de consumo que se presente, pues de ello dependen las tarifas manejadas. Por tanto se tienen en el sector industrial grandes consumidores y pequeños consumidores;. Pequeños consumidores. Carbón. Diesel. US$/MBTU. US$/MBTU. -4,41. 0,76.

(56) II.03(2)51. 56. Grandes consumidores Carbón. Diesel. US$/MBTU US$/MBTU -3,33. 1,85. El gas natural importado desde Colombia tendría ventajas en el sector industrial sobre el diesel. Sin embargo, en caso que el carbón fuera el más utilizado, se estaría en desventaja tarifaria. En la actualidad el carbón no es usado en gran cantidad como el diesel por lo que el gas natural seguiría siendo un buen sustituto para el sector industrial. Sector Comercial Sustitutos. Electricidad. US$/KWh 0,05485. US$/MBTU 16,08. Fuente: comparación de precios finales con países vecinos, Anuario Estadístico de Bolivia http://www.superhid.gov.bo. GLP. US$/MBTU 14,59. Fuente: comparación de precios finales con países vecinos, Anuario Estadístico de Bolivia http://www.superhid.gov.bo. De acuerdo con las tarifas anteriores se puede observar que el gas natural colombiano exportado a Ecuador si es un energético competitivo. La diferencia con respecto a los sustitutos en los diferentes sectores en US$/MBTU es significativa. En el sector comercial esta diferencia está dada en el siguiente cuadro;.

(57) II.03(2)51. 57. Electricidad. GLP. US$/MBTU US$/MBTU 8,83. 7,35. Además de ser competitivo a nivel de tarifas, el gas natural es el más limpio de los combustibles fósiles logrando con su uso mejorar la calidad de agua y aire al ser sustituto de otros.. Es importante mencionar que la construcción, operación y mantenimiento de un gasoducto puede involucrar riesgos ambientales que deben ser minimizados. Entre estos riesgos se encuentran la alteración de ecosistemas, erosión y sedimentación entre otros.. A pesar de lo anterior el gas natural sigue siendo una mejor alternativa y por tanto han surgido planes de acción para promover su uso. Se podría llegar hasta el punto de favorecerlo mediante instrumentos económicos como impuestos más altos para los energéticos más contaminantes [3].. 3.2.5 Generación de electricidad en Ecuador con gas natural de Colombia. El gas natural se ha convertido en el combustible más económico para la generación eléctrica ofreciendo mejor rendimiento, menor impacto ambiental y menores costos.. Para el proceso de generación de electricidad se utilizan en algunas ocasiones centrales de ciclo combinado de gas. Estas se basan en la producción de energía a través de ciclos diferentes, con una turbina de gas y otra de vapor. El.

(58) 58. II.03(2)51. calor no utilizado por uno de los ciclos se emplea como fuente de calor del otro. Esta configuración permite un uso bastante eficiente del gas natural [8].. En Ecuador la capacidad instalada para el año 1999 ascendió a 3935 MW de los cuales el 56% correspondían a plantas térmicas y el 44% a hidráulicas. De la capacidad instalada total el 18% se genera con turbogas, el 25% con turbovapor y con diesel el 13% [2].. Teniendo en cuenta las tarifas obtenidas en el punto anterior, sería factible sustituir el diesel por gas natural para así aumentar la demanda del mismo reduciendo los costos de combustible.. De esta manera se quiere analizar cuanto sería el costo de la energía media producida en una planta de ciclo combinado en Ecuador con gas natural importado desde Colombia. Ello se podría comparar con el costo actual que tiene la electricidad en cada uno de los sectores en Ecuador.. En el siguiente cuadro se muestran las tarifas de la electricidad en Colombia y Ecuador por sector. Según este, la electricidad en Ecuador es significativamente más costosa que en Colombia. Por ello la posibilidad de generación con gas natural podría llegar a ser una posibilidad para Ecuador de reducir sus costos actuales;.

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