DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL 2016 · generándose de esta manera un aumento en la...

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Declaración de Producción de Gas Natural 2016

Concentra – Inteligencia en Energía

DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN

DE GAS NATURAL

2016

Abril 18 de 2016

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CONTENIDO

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1. INTRODUCCIÓN 3

2. EVOLUCIÓN DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN 4

2.1. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 5

2.2. PRODUCCIÓN TOTAL DISPONIBLE PARA LA VENTA – PTDV 7

2.3. PRODUCCIÓN COMPROMETIDA - PC 8

3. INFORMACIÓN PROMEDIO ANUAL 2015 – 2024 11

3.1. AGREGADO NACIONAL 12

3.2. AGREGADO POR CAMPO 13

4. INFORMACIÓN MENSUAL PERÍODO 2016 - 2020 15

4.1. AGREGADO NACIONAL 15

4.2. CLARINETE 17

4.3. CUPIAGUA 18

4.4. CUSIANA 20

4.5. FLOREÑA – PAUTO 22

4.6. GIBRALTAR 24

4.7. GUAJIRA 26

4.8. LA CRECIENTE 28

4.9. NELSON 30

4.10. REGASIFICACIÓN 32

5. BALANCE OFERTA Y DEMANDA 34

6. CONSIDERACIONES 36

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1. INTRODUCCIÓN

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El Decreto 1073 de 2015 estableció la obligación de los productores y los productores-comercializadores de gas natural de declarar anualmente, al Ministerio de Minas y Energía – MME, la información correspondiente al Potencial de Producción – PP, Producción Total Disponible para la Venta – PTDV y Producción Comprometida – PC, para cada campo de gas natural o punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte – SNT.

En este sentido, el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015 define la información a declarar de la siguiente manera:

Potencial de Producción – PP: Pronóstico de las cantidades de gas natural, medidas en GBTUD, que pueden ser producidas diariamente en promedio mes, en cada campo o puestas en un punto de entrada al SNT para atender los requerimientos de demanda, descontando las cantidades de gas natural requeridas para la operación.

Producción Total Disponible para la Venta – PTDV: Totalidad de las cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor o productor comercializador estima que tendrá disponibles para la venta bajo cualquier modalidad, en un periodo determinado, a través de contratos de suministro en cada campo o en un punto de entrada al SNT.

Producción Comprometida – PC: Cantidades diarias promedio mes de gas natural, medidas en GBTUD, que un productor tienen comprometidas para la venta mediante contratos de suministro firmes o que garanticen firmeza, para cada campo o en un punto de entrada al SNT.

Mediante la Resolución Número 31132 de 2016, el MME en cumplimiento de lo previsto en el Decreto 1073 de 2015, publicó la Declaración de Producción de Gas Natural para el período 2016 - 2025.

Con base en esta información, CONCENTRA realizó el análisis y los cálculos pertinentes, con el fin de facilitar su consulta, poniendo a disposición del sector el informe “Declaración de Producción de Gas Natural 2016”.

Este documento, resume y presenta de forma gráfica y de fácil entendimiento la información de Potencial de Producción (PP), Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) y Producción Comprometida (PC) de los principales campos productores de gas natural en el país, para el periodo de 2016 a 2025.

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Cabe anotar, que el MME publicó información para 162 campos, algunos de los cuales para efectos de este informe han sido agrupados como se describe a continuación:

Cusiana: Cusiana Norte, Cusiana Río Chitamena y Cusiana Tauramena.

Floreña – Pauto: Floreña y Pauto Sur

Guajira: Ballena y Chuchupa.

Otros Costa: Arianna, Bonga, Bullerengue, Cañaflecha, Caramelo, Chuira, Cicuco, Compae, El Difícil, Katana, La Estancia, Palmer, Pedernalito y Toposi.

Otros Interior: Abanico, Abarco, Acordionero, Akacias, Apiay, Arrayan, Balcón, Brisas, Campo_Gsw, Campo_Guando, Caracara Sur A, Caracara Sur Bc, Casabe, Casabe Sur, Cebú, Chichimene, Colon, Corazón, Corazón 9, Corazón West, Corazón West C, Costayaco, Cristalina, Dina Cretáceo, Dina Terciario, Dina Terciarios, Espino, Garzas, Girasol, Guaduas, Jazmín, Juanambu, Kona, La Cañada Norte, La Cira Infantas, La Hocha, La Salina, Liebre, Lisama, Llanito, Loma Larga, Los Ángeles, Mamey, Mana, Matachín Norte Y Sur, Moqueta, Moriche, Nare, Opón, Palagua, Palermo, Palogrande, Payoa, Payoa West, Peñas Blancas, Pijao, Provincia, Puli, Rio Ceibas, Rio Opia, San Francisco, Santa Lucia, Santiago, Teca, Tello, Tempranillo, Tempranillo Norte, Toqui Toqui, Underriver, Velásquez, Yaguará y Yarigui Cantagallo.

Zona Aislada: Abejas, Araguato, Arauca, Bazar, Begonia, Calona, Campo Rico, Canaguey, Candalay, Caño Limón, Caño Rondón, Caño Yarumal, Caribe, Caricare, Carmentea, Centauro Sur, Cerrito, Chipiron, Churuyaco, Cohembi, Coren, Guanapalo, Guarilaque, Guasar, Hormiga, Jiba Unificado, Jordán, Kananaskis, La Casona, La Punta, Las Maracas, Loro, Mansoya, Morrocoy, Oripaya, Orito, Paravare, Pirito, Quilili, Quillacinga, Quinde, Quriyana, Ramiriquí, Redondo, Remache Sur, Rio Zulia, Rumba, San Antonio, Santa Clara, Santo Domingo Centro, Santo Domingo Juape, Santo Domingo Norte, Sardinata, Sirenas, Sucio, Sucumbíos, Tarotaro, Tenay, Terecay, Tibú, Vigía, Vigía Sur y Yurilla.

CONCENTRA espera que este documento responda a las necesidades de información de los interesados. Para CONCENTRA el suministro de información oportuna y de calidad le permitirá a nuestros clientes tomar mejores decisiones estratégicas.

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2. EVOLUCIÓN DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN

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El Decreto 1073 de 2015 estableció la obligación de los productores y los productores-comercializadores de gas natural de declarar anualmente al MME la información correspondiente al PP, PTDV y PC, para cada campo de gas natural o punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte – SNT.

De acuerdo a lo anterior, en este capítulo se hace una comparación de la información declarada en el año 2015, publicada por el MME en la Resolución 31289 de 2015 (Declaración 2015) y la información declarada en el año 2016, publicada por el MME en la Resolución 31132 de 2016 (Declaración 2016).

2.1. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN

La siguiente gráfica expone la comparación del Potencial de Producción publicado en la Declaración 2016 y la Declaración 2015. La Declaración 2016 se presenta incluyendo la Planta de Regasificación – PR y sin incluirla.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía |Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Con relación a la Declaración 2015, se tiene que la principal novedad para el 2016 es la declaración, por parte de CALAMARI LNG S.A. ESP, del Potencial de Producción asociado al punto de importación de gas natural licuado denominado Terminal Mamonal (Planta de Regasificación), para el período entre diciembre de 2016 y diciembre de 2024.

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Esta planta, cumplirá la función de transformar el gas importado por vía marítima, de estado líquido a estado gaseoso, con el fin de poder inyectar este en el SNT. La planta de regasificación estará ubicada en la Bahía de Cartagena y quedará conectada por gasoducto al punto de entrada del SNT de Mamonal. De esta manera, la planta tendrá la capacidad para importar 400 GBTUD de gas natural licuado para atender, inicialmente, la demanda de las plantas termoeléctricas de Termobarranquilla (Tebsa), Termocandelaria y Zona Franca Celsia.

Adicional a la Planta de Regasificación, en la Declaración 2016 se destaca el aumento en el número de campos que declaran Potencial de Producción, pasando de 140 (Declaración 2015) a 162 (Declaración 2016). Así mismo cabe mencionar los hallazgos de gas natural establecidos al sur de la Costa Atlántica, en donde campos como Nelson y Clarinete permiten compensar la declinación natural en la producción de los campos de La Guajira.

En la siguiente tabla se presenta el Potencial de Producción promedio anual para la Declaración 2015 y la Declaración 2016 (incluyendo la información asociada a la Planta de Regasificación y sin incluir dicha información), así como la diferencia porcentual entre un año y otro.


De acuerdo con la información del MME, durante el periodo 2016 – 2024, el Potencial de Producción presenta un aumento promedio de 36%, lo cual implica que se pasará en promedio de 1.077 GBTUD, en la Declaración 2015, a 1.468 GBTUD en la Declaración 2016. Sin embargo, sin tener en cuenta la información asociada a la Planta de Regasificación, el Potencial de Producción aumentaría solo 3% pasando, en promedio para el periodo 2016 - 2024, de 1.077 GBTUD (Declaración 2015), a 1.109 GBTUD (Declaración 2016).

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2.2. PRODUCCIÓN TOTAL DISPONIBLE PARA LA VENTA - PTDV

A continuación se presenta la comparación de la Producción Total Disponible para la Venta – PTDV publicada en la Declaración 2016 y la Declaración 2015.


En el periodo 2016 – 2024, la PTDV presenta una caída de 1%, pasando en promedio de 457 GBTUD (Declaración 2015) a 454 GBTUD (Declaración 2016).

Si se toma un periodo de análisis más corto: 2016 – 2020, la PTDV promedio pasa de 408 GBTUD (Declaración 2015) a 350 GBTUD (Declaración 2016), lo que representa una caída de 14%. Esto es debido a que en el año 2015 se llevó a cabo el proceso de comercialización en el cual se pactaron contratos con duración de 1 año y de 5 años, los cuales empezaban a regir en diciembre de 2015.

Por otra parte, en el periodo 2021 – 2024, la PTDV promedio pasa de 518 GBTUD (Declaración 2015) a 585 GBTUD (Declaración 2016), lo que representa un aumento de 13%, esto debido al vencimiento de contratos pactados previamente, por lo cual se da una liberación de gas que puede ser comercializado, generándose de esta manera un aumento en la PTDV de la Declaración 2016, para el periodo mencionado.

La siguiente tabla presenta la PTDV promedio anual para la Declaración 2015 y la Declaración 2016, así como la diferencia porcentual entre un año y otro.

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Se debe tener en cuenta que el total del Potencial de Producción declarado por la Planta de Regasificación, en la Declaración 2016, se encuentra comprometido por lo que no impacta la PTDV.

2.3. PRODUCCIÓN COMPROMETIDA - PC

A continuación se presenta la comparación de la Producción Comprometida – PC publicada en la Declaración 2016 y la Declaración 2015. La Declaración 2016 se presenta con y sin la Planta de Regasificación – PR.

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En la siguiente tabla se presenta la Producción Comprometida promedio anual para la Declaración 2015 y la Declaración 2016 (incluyendo la información asociada a la Planta de Regasificación y sin incluir dicha información), así como la diferencia porcentual entre un año y otro.


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Durante el periodo 2016 – 2024, la Producción Comprometida presenta un aumento de 63%, lo cual implica que se pasará en promedio de 620 GBTUD, en la Declaración 2015, a 1.013 GBTUD en la Declaración 2016. Esto debido a que el total del Potencial de Producción de la Planta de Regasificación se encuentra comprometido desde diciembre de 2016 hasta diciembre de 2024.

Sin embargo, sin tener en cuenta la información asociada a la Planta de Regasificación, el Potencial de Producción aumenta 5% pasando, en promedio para el periodo 2016 - 2024, de 620 GBTUD (Declaración 2015), a 654 GBTUD (Declaración 2016). El mayor aumento en la Producción Comprometida se da para el año 2016 con un 20%, esto es debido a que en el proceso de comercialización efectuado en el año 2015, se pactaron principalmente contratos a un año, los cuales estarán vigentes durante 2016.

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3. INFORMACIÓN PROMEDIO ANUAL 2016 - 2025

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En este capítulo se presenta de forma agregada la información publicada por el MME en la Declaración 2016 (Resolución MME 31132 de 2016).

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3.1. AGREGADO NACIONAL

La siguiente gráfica muestra la información mensual del Potencial de Producción y la PTDV, en el período 2016 – 2025, para la totalidad de los campos declarados al MME.

En la siguiente tabla se presenta la información anual promedio del Potencial de Producción y PTDV, en el período 2016 – 2025, para la totalidad de los campos declarados al MME.


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3.2. AGREGADO POR CAMPO

La siguiente gráfica muestra el Potencial de Producción mensual en el periodo 2016 – 2025, para los principales campos, aquellos con una producción mayor a 30 GBTUD y aquellos campos que son agrupados como se describe en la Introducción de este documento.



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A continuación se presenta la evolución del promedio anual de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV), para los principales campos de producción y aquellos que son agrupados.



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4. INFORMACIÓN MENSUAL PERÍODO 2016 - 2020

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De acuerdo con lo dispuesto por la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG en la Resolución CREG 089 de 2013, se tiene que la duración de los contratos en el próximo período de comercialización pueden ser de un (1) año, cinco (5) años o más de cinco (5) años. Con base en esto, en las siguientes secciones se presenta la información del Potencial de Producción y la Producción Total Disponible para la Venta, de los principales campos de producción en el período 2017 – 2021, dado que históricamente los contratos a uno y cinco años son lo que se han pactado mayoritariamente.

Con base en esto, es de esperar que para algunos campos se presente una variación sustancial entre un año y otro en la PTDV, dado que una vez se den por finalizados los contratos vigentes, la cantidad anteriormente comprometida pueda estar disponible para la venta

4.1. AGREGADO NACIONAL


A continuación se presenta la información agregada de Potencial de Producción y Producción Total Disponible para la Venta (PTDV), para la totalidad de los campos declarados al MME, de manera mensual para los años 2017 a 2021.

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4.2. CLARINETE

El campo Clarinete hace parte del contrato E&P VIM5. Este campo es operado y comercializado por CNEOIL AND GAS S.A.S.

A continuación se presenta la información agregada de Potencial de Producción y Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) de manera mensual para los años 2017 a 2021.


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4.3. CUPIAGUA

El campo Cupiagua hace parte del contrato Santiago de las Atalayas. Este campo es operado y comercializado por ECOPETROL.


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4.4. CUSIANA

El campo Cusiana (Cusiana y Cusiana Norte) hace parte del contrato Tauramena y Río Chitamena. Este campo es operado por EQUION ENERGIA LIMITED y comercializado por ECOPETROL, EMERALD ENERGY PLC SUCURSAL COLOMBIA, EQUION ENERGIA LIMITED y SANTIAGO OIL COMPANY.


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4.5. FLOREÑA - PAUTO

El campo Floreña – Pauto (Floreña y Pauto) hace parte del contrato Piedemonte. Este campo es operado por EQUION ENERGIA LIMITED y comercializado por ECOPETROL y EQUION ENERGIA LIMITED.


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4.6. GIBRALTAR

El campo Gibraltar hace parte del contrato Sirirí. Este campo es operado y comercializado por ECOPETROL.


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4.7. GUAJIRA

El campo Guajira (Ballena y Chuchupa) hace parte del contrato Guajira. Este campo es operado por CHEVRON PETROLEUM COMPANY y comercializado por CHEVRON PETROLEUM COMPANY y ECOPETROL.


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4.8. LA CRECIENTE

El campo La Creciente hace parte del contrato La Creciente. Este campo es operado y comercializado por PACIFIC STRATUS ENERGY.


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4.9. NELSON

El campo La Creciente hace parte del contrato Esperanza. Este campo es operado y comercializado por GEOPRODUCTION OIL & GAS COMPANY OF COLOMBIA.


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4.10. REGASIFICACIÓN

El desarrollo y la construcción de esta terminal de regasificación, ubicada en la Bahía de Cartagena, fue adjudicada a La Sociedad Portuario El Cayao – SPEC LNG, formada mayoritariamente por Promigas S.A. ESP. La planta de regasificación (Terminal Mamonal) es operada y comercializada por CALAMARI LNG S.A. E.S.P.

La función que cumplirá la Planta de Regasificación será la transformar el gas natural de estado líquido, transportado por vía marítima, a estado gaseoso con la finalidad de atender, inicialmente, la demanda de las plantas termoeléctricas de Termobarranquilla (Tebsa), Termocandelaria y Zona Franca Celsia.

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Esto, se realizará por medio de un gasoducto con una longitud aproximada de 9km, el cual conecta con el punto de entrada Mamonal del SNT.

La Planta de Regasificación tendrá un Potencial de Producción de 400 GBTUD, los cuales se espera inicien a entregarse en diciembre de 2016 y hasta diciembre de 2024, esta cantidad de gas natural se encuentra comprometida en su totalidad con el denominado Grupo Térmico, conformado por Termobarranquilla (Tebsa), Termocandelaria y Zona Franca Celsia, quienes han respaldado sus obligaciones de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad - ENFICC con este gas.

Esto, puede observarse en la siguiente gráfica donde se presenta la información agregada de Potencial de Producción y Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) de manera mensual para los años 2017 a 2021.


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5. Balance Oferta y Demanda

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A continuación se presenta el balance de oferta y demanda de gas natural para el periodo 2016 a 2025.

La oferta de gas natural corresponde a la Producción Potencial de acuerdo con lo publicado por el MME en la Resolución 31132 de 2016. La Demanda se toma de los escenarios de proyección publicados por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME en el documento “Proyecciones de Demanda de Gas Natural 2015-2029 (Revisión diciembre de 2015)”, los cuales se elaboran con base en información de CONCENTRA.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía, Unidad de Planeación Minero Energética |Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

Fuente: Ministerio de Minas y Energía, Unidad de Planeación Minero Energética |Cálculos: Concentra – Inteligencia en Energía

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Incluir la Planta de Regasificación en la oferta de gas natural permite garantizar la atención de la demanda nacional proyectada hasta el año 2022, en cualquiera de los escenarios, y hasta el año 2024 en un escenario medio. A partir de estos años, de acuerdo con las proyecciones estimadas por la UPME, el país podría experimentar faltantes ocasionales de gas en algunos momentos del año

Bajo estas circunstancias, el país tendría alrededor de 6 años para desarrollar y comercializar nuevos hallazgos de gas natural o ampliar la capacidad de importación.

Por otra parte, para el período de análisis enero de 2017 a diciembre de 2021, se observa que la oferta de gas natural siempre es superior a la demanda. Por lo tanto, en el año 2016, se aplicaría el mecanismo de negociación directa, como lo establece la Resolución CREG 089 de 2013.

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6. Consideraciones

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Al comparar la información publicada por MME en la Resolución 31132 de 2016 con la publicada el año anterior en la Resolución 31289 de 2015, se puede observar que la principal novedad es la declaración del Potencial de Producción asociado al punto de importación de gas natural licuado denominado Terminal Mamonal (Planta de Regasificación), para el período entre diciembre de 2016 y diciembre de 2024. Con lo anterior, durante el periodo 2016 – 2024, el Potencial de Producción presenta un aumento de 36%, lo cual implica que se pasará en promedio de 1.077 GBTUD, en la Declaración de Producción 2015, a 1.468 GBTUD en la Declaración de Producción 2016.

Con relación a la Planta de Regasificación, cabe mencionar que en el primer trimestre de 2016 la demanda de gas natural de las plantas termoeléctricas conectadas al SIN fue de 371 GBTUD, periodo en el cual la generación eléctrica de este tipo de plantas fue intensa debido principalmente a la presencia del Fenómeno de El Niño. La cantidad demandada podría ser atendida totalmente por la Planta de Regasificación, sin embargo se debe tener en cuenta que actualmente la infraestructura de transporte no permite que este gas llegue a todas las plantas termoeléctricas en el territorio nacional. Adicional a lo anterior, para algunos días específicos el consumo de gas natural de las plantas termoeléctricas ha alcanzado hasta los 454 GBTUD, por lo cual se hace necesario que continúen los contratos de suministro de gas natural de campos de producción en Colombia.

Igualmente cabe destacar la nueva disponibilidad de gas natural ubicada al sur de la Costa Atlántica. En efecto, para el periodo 2017 – 2021, campos como Nelson y Clarinete aportaran una Producción Potencial promedio de 55 GBTUD y 50 GBTUD respectivamente. No obstante, se debe tener en cuenta que para aprovechar este potencial en su totalidad se requiere la entrada en operación de nueva infraestructura de transporte de gas natural como el Loop San Mateo-Mamonal, conocido como Loop del Sur. Este gasoducto permitirá conectar los campos de producción de gas natural ubicados en los departamentos de Sucre y Córdoba con los centros de consumo.

Por otra parte, se observa como los campos de La Guajira continúan con su declinación natural, su Potencial de Producción pasa de 414 GBTUD en enero de 2016 a 55 GBTUD en diciembre de 2025, lo que representa una caída de 87% en un periodo de tiempo correspondiente a 120 meses, es decir una reducción en su producción promedio mensual equivalente a 0.7%.

Con la inclusión de la Planta de Regasificación, a partir de diciembre de 2016, se garantiza la atención de la demanda proyectada por el gobierno nacional, en todos sus escenarios, hasta el año 2022. De acuerdo con esto se tendrían 6 años para desarrollar las inversiones requeridas para aumentar la oferta de gas natural a tal punto que se logre atender la demanda en los años siguientes.

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Finalmente, al analizar la información de Potencial de Producción de gas natural publicada por el Ministerio de Minas y Energía y las proyecciones de demanda realizadas por la Unidad de Planeación Minero Energética, de manera mensual para el periodo comprendido entre el año 2017 y 2021, se puede establecer que la oferta será superior a la demanda para los próximos 5 años. Con base en lo anterior, para la comercialización de gas natural en el año 2016 se debería aplicar el mecanismo de negociación directa, como lo establece la Resolución CREG 089 de 2013.

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