FREYRE & Asociados SERVICIO DE CONSULTORIA PARA LA ACTUALIZACIÓN DEL ESTUDIO DE CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL Y PROFUNDIZACIÓN EN EL ANALISIS DE LOS RIESGOS DE CONTINUIDAD DEL SERVICIO ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE SUMINISTRO EN LOS CAMPOS DE PRODUCCIÓN
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ACTUALIZACIÓN DEL ESTUDIO DE CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL Y PROFUNDIZACIÓN EN EL ANALISIS DE LOS RIESGOS DE CONTINUIDAD DEL SERVICIO ASOCIADOS A LA INFRAESTRUCTURA DE SUMINISTRO EN LOS CAMPOS DE PRODUCCIÓN
Consultaría realizada para la CREG Por SNC-Lavalin Itansuca y Freyre & Asociados
Bogotá D.C. , marzo de 2012 3/8/2012
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ANTECEDENTES – INFORME 2010 “DETERMINACIÓN Y VALORACIÓN ECONÓMICA DE ALTERNATIVAS TÉCNICAS PARA ASEGURAR LA CONTINUIDAD Y CONFIABILIDAD DE LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE GAS NATURAL A LOS USUARIOS DE LOS MERCADOS RELEVANTES DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACION” Proyectos de Seguridad de Abastecimiento Barco Regasificador GNL Atlántico Barco Regasificador GNL Pacífico Proyectos de Confiabilidad Plantas de Peak-shaving GNL Plantas de Propano-Aire Almacenamiento subterráneo Inversión de confiabilidad en Cusiana Mercado de cortes
3/8/2012
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ANTECEDENTES - INFORME 2010 Datos: 2018
PROYECTOS (Incluyen las inversiones de transporte necesarias)
Costos de Gas MMu$s /año
Costos de Restric. Exportac. MMu$s /año
Costos de Restric. MMu$s /año
Situación al 2018 con Buque Regasificador GNL en el Atlántico y en el Pacífico
2,016.7
-
6.8
Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico y Almac. Subterráneo
1,886.9
-
66.9
Situación al 2018 con Buque Regasificador GNL en el Atlántico
1,969.2
-
89.1
Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico e inversión de confiabilidad en Cusiana
1,981.7
-
72.4
Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico y Planta de PS GNL en Bogota
1,957.8
-
83.5
Situación al 2018 con Buque Regasificador en el Atlántico y 7 plantas de Propano - Aire
1,969.2
-
89.1
Costos Comb. P.Confiab. MMu$s /año -
Costos de Transp.
Costo de Inversion
Costo Total
MMu$s /año
MMu$s /año
MMu$s /año
247.1
185.3
2,455.9
367.3
220.8
2,633.9
-
388.8
201.8
2,649.0
-
390.4
214.6
2,659.0
386.4
229.3
2,670.9
92.0
13.9
-
388.8
244.2
2,691.4
3/8/2012
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ANTECEDENTES – INFORME 2010
El lugar óptimo de instalación de una planta de regasificación depende fundamentalmente de la evolución futura de las cuencas productivas en Colombia y no puede analizarse solamente considerando la situación de producción actual; Cuando estén disponibles deberían ser considerados en el análisis los costos reales de las inversiones en infraestructura obtenidos a partir de un estudio de prefactibilidad. El proyecto más eficiente a los fines de asegurar la Seguridad de Abastecimiento sería la instalación de Buques regasificadores, primero en el Pacífico y luego en el Atlántico para compensar y anticipar la declinación prevista en la producción de La Guajira. La razón principal de este resultado se debe a que esto permite introducir en el sistema una redundancia de abastecimiento en el extremo final del sistema de transporte y se requieren menores inversiones en ampliaciones de transporte. Respecto de los proyectos de confiabilidad, resultaría más conveniente la utilización coordinada de un sistema de cortes a usuarios con capacidad de sustitución o disposición para liberar su capacidad a un determinado precio. 3/8/2012
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INFORME 2010 INFORME 2012 DIFERENCIAS • • • • • • • •
• •
Plantas GNL del Atlántico y Pacífico de acuerdo con propuestas de inversores Proyecciones de demanda UPME Dic. 2011 Proyecciones de producción 2011 Nuevas estadísticas de interrupciones de producción y transporte programadas y no programadas Nuevos precios de Gas Natural y GNL Análisis de los años 2016, 2018 y 2020 por Seguridad de Abastecimiento Análisis de condiciones climáticas (El Niño, La Niña y Normal) Análisis de otros beneficios: 1. Generación de seguridad, 2. Obligaciones de Energía Firme, 3. Confiabilidad Distribución de los beneficios entre el sector eléctrico y el gas natural Distribución geográfica de los beneficios de las instalaciones de GNL
3/8/2012
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INFORME 2012
Demanda y producción de gas natural Demanda y Producción de Gas Natural 1,600.0
SISTEMA ELECTRICO (respaldos firmes)
1,400.0
1,200.0
GNL
MPCD
1,000.0
Demanda sin El Niño 800.0
1. GENERACIÓN DE SEGURIDAD 2. OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME (OEF) DURANTE «EL NIÑO»
Demanda con El Niño Producción Nacional
600.0
CONFIABILIDAD
SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO
400.0
200.0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
3/8/2012
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Dependencia de la demanda de factores climáticos plurianuales En 60 años, 9 eventos en los cuales los períodos de calentamiento superaron los 1.5°C.
Probabilidad de ocurrencia del Fenómeno de “El Niño” en un año dado (es decir la inversa del período de recurrencia) es 9/60=0.15.
3/8/2012
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Propuestas de instalaciones de regasificación
GNL ATLANTICO
GNL PACÍFICO
PLANTA DE REGASIFICACIÓN EN CARTAGENA
BARCO REGASIFICADOR EN BUENAVENTURA (FSRU)
ALMACENAMIENTO VAPORIZACIÓN CAPEX OPEX
ALMACENAMIENTO VAPORIZACIÓN CAPEX
160,000 m3 400 MPCD (OEF) 352 MMUS$ 36.5 MMUS$/año
OPEX
~ 160,000 m3 262 MPCD (OEF) 263 MMUS$ + (253 MMUS$ gasoducto Buenaventura-Cali) 18 MMUS$/año + (3 MMUS$)
Costos ±30%
r 15.02%
n 20 años
(Adoptado por los inversores)
3/8/2012
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Modelo del sistema de gas natural de Colombia P. BALLENA LA GUAJIRA MAGDALENA GNL ATLANTICO
VENEZUELA
ATLÁNTICO CESAR
BOLIVAR
CORDOBA SUCRE
QOUT
LA CRECIENTE PAYOA Y PROVINCIA BARRANCA BERMEJA MAG MEDIO
QIN
GILBRATAR
DDi Q QINQQOUT Re stri CAi CA
BUCARAMANGA
i
ANTIOQUIA VASCONIA
IN
OUT
i
CUNDBOY CUSIANA
MARIQUITA CQR BOGOTA
GBS VILLAVICENCIO
GNL PACIFICO TOLIMA HUILA VALLE DEL CAUCA SUMINISTRO SUR
OPTIMIZACIÓN DIARIA DEL ABASTECIMIENTO
I PG Q TT Re str Crestr CA PCA i
i
i
j
j
j
i
i
i
i
i
3/8/2012
i
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Simulación de Montecarlo Demanda diaria en cada nodo
Capacidad de inyección y de transporte
Eventos con una distribución de Poisson
Duración del evento
Profundidad del corte
3/8/2012
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Datos de demanda Demanda y Producción de Gas Natural
Residencial, Comercial, GNV, Industrial, Refinería y Petroquímica (2016-2020):
1,600.0
1,400.0
Proyección de demanda de la UPME dic. 2011 – Escenario Alto
1,200.0
MPCD
1,000.0
Demanda sin El Niño 800.0
Demanda con El Niño Producción Nacional
600.0
400.0
200.0
Generación térmica (20162020) 1. Demanda hidraulicidad media (UPME) 2. Demanda potencial máxima con «El Niño» 3. Generación de seguridad (XM) Exportaciones excedentes
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
3/8/2012
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Demanda de generación térmica
1. Demanda hidraulicidad media 2016 (UPME) = 252 MPCD
2. Demanda potencial máxima con «El Niño» = 547 MPCD
3. Generación de seguridad = 177 MPCD
3/8/2012
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Datos de producción Potencial de producción normalizado informado por los productores al Ministerio de Minas y Energía (2011)
Demanda y Producción de Gas Natural 1,600.0
1,400.0
1,200.0
MPCD
1,000.0
Demanda sin El Niño 800.0
Demanda con El Niño Producción Nacional
600.0
400.0
200.0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 3/8/2012
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Datos de producción
2016 = 1066 MPCD
2020 = 929 MPCD
(Se estimó una factibilidad de contratación en firme del 97 % para P. Ballena y del 89% para Cusiana y Cupiagua de los volúmenes potenciales de producción informados. Para el resto de los campos se adoptó, en base a datos históricos de contratación, un valor del 85%). 3/8/2012
Incrementos de capacidad de transporte (2016)
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P. BALLENA LA GUAJIRA MAGDALENA GNL ATLANTICO
VENEZUELA
ATLÁNTICO CESAR
BOLIVAR
GBS-Cundiboy (278 MMUS$) Cundiboy-Vasconia (156 MMUS$) Vasconia-Antioquía (96 MMUS$) Mariquita-Tolima (187 MMUS$)
CORDOBA SUCRE LA CRECIENTE PAYOA Y PROVINCIA BARRANCA BERMEJA MAG MEDIO ANTIOQUIA
30
VASCONIA MARIQUITA
CUNDBOY
140
CUSIANA
80
CQR BOGOTA
20
GNL PACIFICO
GILBRATAR BUCARAMANGA
GBS VILLAVICENCIO
TOLIMA HUILA VALLE DEL CAUCA SUMINISTRO SUR
3/8/2012
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Estadística de interrupciones de producción Porcentaje Capacidad Puntos de Iny ección
Porcentaje Interrupcion Duracion
Desv io
de Volumen cortado
Iny ección
por año
media
Estandar
cortado min max
horas
horas
MPCD
No programadas
de Volumen
de
P. Ballena La Creciente Mag. Medio Payoa y Provincia Gibraltar Cusiana y Cupiagua Sumistro Sur
401.4 97.3 2.7 4.7 34.2 522.9 2.8
67.00 6.00 6.00 6.00 6.00 12.00 6.00
11.00 46.93 46.93 46.93 46.93 46.93 46.93
39.36 73.60 73.60 73.60 73.60 73.60 73.60
0.20 0.15 0.15 0.15 0.15 0.05 0.15
0.26 1.00 1.00 1.00 1.00 0.59 1.00
Porcentaje de Porcentaje de
Programadas
P. Ballena La Creciente Mag. Medio Payoa y Provincia Gibraltar Cusiana y Cupiagua Sumistro Sur
Interrupcion
Duracion
Desv io
Volumen
Volumen
por año
media
Estandar
cortado min
cortado max
horas
horas
4.00 1.00 1.00 1.00 1.00 4.00 1.00
120.00 360.00 360.00 360.00 360.00 91.00 360.00
90.00 204.00 204.00 204.00 204.00 92.00 204.00
0.44 0.08 0.08 0.08 0.08 0.05 0.08
0.67 1.00 1.00 1.00 1.00 0.59 1.00
3/8/2012
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Estadística de interrupciones de transporte Tramos de transporte P. Ballena - La Guajira La Guajira - Magdalena Magdalena - Atlantico Atlantico - Bolivar Bolivar - Cordoba.Sucre P. Ballena - Cesar Cesar - Barranca Bermeja Bucamaranga - Barranca Bermeja B. Bermeja - Vasconia Vasconia - Antioquia Cundboy - Vasconia Cundboy - Bogota GBS - Cundboy GBS - Villavicencio Villavicencio - Bogota Vasconia - Mariquita Mariquita - CQR CQR - Valle del Cauca Mariquita - Tolima.Hulia
Longitud km 121 77 109 100 190 386 386 156 170 148 150 114 306 149 122 122 219 122 288
Capacidad Interrupcion Duracion
Desv io
Porcentaje
máx ima
media
Estandar
de Volumen de Volumen
horas
horas
por año
MPCD 524.0 524.0 524.0 237.1 102.1 260.0 260.0 29.0 203.0 72.5 134.0 187.6 392.0 29.6 17.8 192.0 158.0 148.0 15.0
1.10 0.61 2.20 1.20 2.20 3.40 3.80 1.23 0.60 1.17 0.20 0.60 2.41 0.60 0.40 2.00 0.20 0.96 1.20
106.12 49.89 71.59 11.54 107.02 42.51 68.63 49.89 18.00 49.89 42.50 18.60 49.89 37.33 36.05 65.68 54.00 49.89 18.83
285.50 67.95 96.62 20.89 168.64 28.49 83.69 67.95 9.00 67.95 21.25 13.50 67.95 15.14 46.90 126.68 27.00 67.95 8.06
0.04 0.05 0.43 0.07 0.18 0.03
Porcentaje
0.94 0.01 0.27 0.01 0.38 1.00 0.37 1.00 0.56 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
Eventos extraordinarios en correspondencia con los deslizamientos del terreno durante el fenómeno de “La Niña” Teniendo en cuenta los eventos ocurridos durante el año 2011, se consideró que durante el fenómeno de “La Niña”, debido a los deslizamientos de suelos asociados a las inundaciones y lluvias torrenciales, se produce la interrupción total de la capacidad de transporte del tramo Mariquita-CQR para dos eventos con una duración media de 8 días consecutivos cada uno. 3/8/2012
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Costo de las restricciones Nodos
Costo ResidenComercial
Costo GNV
Costo Industrial
Costo Termoeléctrica
u$s/MMBTu u$s/MMBTu u$s/MMBTu u$s/MMBTu P. Ballena La Guajira Magdalena Atlántico Bolivar Cordoba-Sucre Cesar Barranca Bermeja Bucamaranga Antioquia Vasconia Cundboy GBS Villavicencio Bogota Mariquita CQR Valle del Cauca Tolima-Huila
100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0
21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0
16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4
21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0 21.0
3/8/2012
20
Precio del Gas Natural y el GNL Puntos de Iny ección
Precio Gas u$s/MMBTu
P. Ballena La Creciente Mag. Medio Payoa y Provincia Gibraltar Cusiana Sumistro Sur LNG Atlantico LNG Pacifico
5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 9.8 9.8
GN = contratos de largo plazo en un contexto de equilibrio entre oferta y demanda interna de gas (precio regulado de La Guajira en nov. 2011). GNL = 8.3 US$/MMBtu (Brasil spot) + 1.5 US$/MMBtu (flete) = 9.8 US$/MMBtu
3/8/2012
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MODELO DE OPTIMIZACIÓN – CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO AÑOS
SITUACIÓN CLIMÁTICA
INFRAESTRUCTURA
2016 2018 2020
NORMAL «EL NIÑO» «LA NIÑA»
SIN GNL GNL ATLANTICO GNL PACÍFICO GNL ATLANTICO Y PACIFICO
Más allá del año 2020, la estimación de la evolución de la producción nacional de gas y su ubicación geográfica es tan incierta, que no tendría sentido su utilización para la toma de decisiones.
TOTAL = 36 ANALISIS – EN CADA ANÁLISIS SE SIMULAN LOS 365 DÍAS DEL AÑO Y SE OPTIMIZA EL ABASTECIMIENTO DE CADA DÍA
3/8/2012
22
EJEMPLO
3/8/2012
23
RESULTADOS DEL AÑO 2016 VOLUMENES PROMEDIO DIARIOS
3/8/2012
24
RESULTADOS DEL AÑO 2020 VOLUMENES PROMEDIO DIARIOS
3/8/2012
25
RESULTADOS DEL AÑO 2016 COSTOS ANUALES TOTALES
3/8/2012
26
RESULTADOS DEL AÑO 2020 COSTOS ANUALES TOTALES
3/8/2012
27
COSTO ESPERADO DE ABASTECIMIENTO
E EN E X E LN E X E CN EX E X EN LN CN
0.15 El Niño
0.15 La Niña
0.70 Cond. Normal
3/8/2012
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COSTO UNITARIO DE ABASTECIMIENTO
E EN E X E LN E X E CN EX E X EN LN CN
0.15 El Niño
0.15 La Niña
0.70 Cond. Normal
3/8/2012
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E EN E X E LN E X E CN EX E X EN LN CN
0.15 El Niño
0.15 La Niña
0.70
BENEFICIOS DE CONFIABILIDAD Y SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO
Cond. Normal
3/8/2012
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OTROS BENEFICIOS DE LAS PLANTAS DE GNL: GENERACIÓN DE SEGURIDAD (años normales)
(No está incluido el costo de las plantas) 3/8/2012
31
OTROS BENEFICIOS DE LAS PLANTAS DE GNL: RESPALDO DE LAS OBLIGACIONES DE ENERGÍA FIRME («El Niño»)
(No está incluido el costo de las plantas) 3/8/2012
32
BENEFICIOS DE CONFIABILIDAD DE GN (SITUACIÓN DE EQUILIBRIO DE OFERTA Y DEMANDA)
(No está incluido el costo de las plantas) 3/8/2012
33
DISTRIBUCIÓN DE LOS BENEFICIOS DE CONFIABILIDAD ELECTRICIDAD Y GAS
3/8/2012
34
EFECTO REGIONAL DE LAS PLANTAS DE REGASIFICACIÓN PARA EL SISTEMA DE GAS NATURAL CON HIDRAULICIDAD MEDIA
COSTA
CENTRO
BOGOTA
PORCENTAJE DE RESTRICCIONES CON RELACIÓN AL SISTEMA SIN PLANTAS DE GNL
SUROESTE
3/8/2012
35
CONCLUSIONES EN RELACIÓN CON LA SEGURIDAD DE ABASTECIMIENTO •
•
La solución más económica considerando el promedio del costo de abastecimiento de los años 2016 al 2020 es contar con ambas instalaciones de GNL. Estas plantas, que son requeridas por una cuestión de Seguridad de Abastecimiento, son también la inversión más conveniente como solución de Confiabilidad para el sistema de gas natural.
3/8/2012
36
CONCLUSIONES EN RELACIÓN CON OTROS BENEFICIOS DE LAS INSTALACIONES DE GNL
3/8/2012
37
CONCLUSIONES SOBRE EL EFECTO REGIONAL DE LAS PLANTAS DE REGASIFICACIÓN CON HIDRAULICIDAD MEDIA PORCENTAJE DE RESTRICCIONES CON RELACIÓN AL SISTEMA SIN PLANTAS DE GNL
COSTA
CENTRO
BOGOTA
SUROESTE
3/8/2012
38
RECOMENDACIONES •
De confirmarse el pronóstico de caída de producción en Colombia, sería necesaria la instalación de plantas de GNL para cubrir el déficit entre oferta y demanda de gas natural (particularmente durante el fenómeno de El Niño).
•
Teniendo en cuenta el volumen esperado del déficit y la distribución geográfica de la demanda la solución más conveniente con los datos actuales sería la instalación de dos plantas de GNL, una el Atlántico y otra en el Pacífico.
•
Simultáneamente con la solución al problema de seguridad de abastecimiento, las instalaciones de GNL pueden utilizarse ventajosamente para respaldo de las generaciones de seguridad y de la Oferta de Energía Firme para generación durante el fenómeno de El Niño del sistema eléctrico. 3/8/2012
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RECOMENDACIONES •
Aún en condiciones de equilibrio entre oferta y demanda de gas natural, las plantas de GNL son una solución óptima para la confiabilidad del sistema de gas natural al incorporar fuentes de abastecimiento en ambos extremos del sistema de transporte de Colombia. La planta del Pacífico podría satisfacer en forma prácticamente ilimitada la demanda residencial durante cortes prolongados en el sistema de transporte de Mariquita a Cali como los ocurridos en el año 2011.
•
En resumen, la planta del Atlántico es más eficiente como respaldo de las generaciones de seguridad del sistema eléctrico mientras que la del Pacífico lo es en relación con la confiabilidad del sistema de gas natural.
3/8/2012
40
RECOMENDACIONES •
Respecto del tamaño óptimo de las plantas, es importante tener en cuenta que la capacidad de almacenamiento de las mismas (que es una de las partes más importantes del costo) es, hasta cierto límite, independiente de la capacidad de inyección y solo depende del tamaño de los barcos metaneros. Es decir, que existe un tamaño mínimo de almacenamiento de alrededor de 160,000 m3 para poder descargar la totalidad del contenido de un barco de GNL.
•
Por otra parte, la capacidad de regasificación está dada por la cantidad de vaporizadores que tiene un efecto menor en el costo total de la planta. Por lo tanto, se recomienda realizar un estudio que determine el óptimo de la capacidad de inyección de las plantas de GNL y de la capacidad de transporte desde las mismas (que seguramente tendrá una influencia mayor en el costo total) para maximizar los beneficios de las instalaciones de regasificación propuestas.
3/8/2012
41
RECOMENDACIONES •
El sistema eléctrico debería pagar por los costos evitados de generación de seguridad y de respaldo de la OEF, los que pasarían a ser generados con GNL en lugar de diesel.
•
Estas instalaciones de GNL permitirían además mejorar la confiabilidad del sistema de gas natural. Por ejemplo, en el año 2016 (suponiendo hidraulicidad media) una instalación de GNL en cualquiera de las dos costas permitiría evitar entre 150 y 200 MPCD de restricciones promedio anual al sector industrial.
•
En presencia de cortes totales del sistema de transporte durante deslizamiento de suelos excepcionales entre Mariquita y el Valle del Cauca podrían evitarse también restricciones a usuarios residenciales por unos 474 MPC promedio anual (esto último solo sería posible con una instalación de GNL en el Pacífico).
3/8/2012
42
RECOMENDACIONES •
Cuándo una inversión de transporte (bypass, compresores, etc.) es de confiabilidad?
•
Todo tramo de gasoducto debe ser diseñado para tener una confiabilidad mínima, cualquiera sean las condiciones ambientales (sismos, deslizamientos, severidad climática, debilidad de suelos, etc.). Si las inversiones se realizan para alcanzar esa confiabilidad mínima, entonces son parte del costo y riesgo normal de la industria.
•
En cambio, si la inversión no es para alcanzar la confiabilidad mínima de un segmento, sino permitir el abastecimiento del sistema en forma alternativa, se trata de una inversión de confiabilidad.
3/8/2012
