PROYECCIONES DE PRECIOS DE GAS NATURAL Y · PDF fileinflacionario inherente al petróleo...

República de Colombia Ministerio de Minas y Energía Unidad de Planeación Minero Energética, UPME. www.upme.gov.co Subdirección de Planeación Energética Grupo de Hidrocarburos Carrera 50 No. 26 – 20 PBX: (57) 1 2220601 FAX: (57) 1 2219537 Bogotá D.C. Colombia Febrero 2012

PROYECCIONES DE PRECIOS DE GAS NATURAL Y COMBUSTIBLES LIQUIDOS PARA GENERACIÓN

ELECTRICA Febrero de 2012

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CONTENIDO 1. METODOLOGÍA DE PROYECCION DE PRECIOS .................................................................. 3 1.1 ESCENARIOS DE PRECIOS WTI ............................................................................................. 4 1.2 ESCENARIO MACROECONÓMICO ......................................................................................... 5 2. GAS NATURAL .......................................................................................................................... 6 2.1 PRECIOS DEL GAS EN BOCA DE POZO ................................................................................ 6 2.1.1 Guajira y Opón ........................................................................................................................... 6 2.1.2 Precio del Gas Cusiana ............................................................................................................. 9 2.2 TARIFAS DE TRANSPORTE ................................................................................................... 10 2.3 RESULTADOS ......................................................................................................................... 11 3. JET FUEL ................................................................................................................................ 18 4. FUEL OIL ................................................................................................................................. 23 5. ACPM ....................................................................................................................................... 28

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1. COMPORTAMIENTO DEL PRECIO WTI

La evolución del precio del crudo WTI es el parámetro esencial para realizar prospectiva de consumo y precios de los energéticos utilizados en los distintos usos finales. El comportamiento del precio de este marcador muestra un incremento continuo desde los primeros meses de enero de 2010, salvo por lo ocurrido en agosto del 2011, cuando mostró una reducción del 11% respecto del mes anterior. En general, durante el 2011 el precio se incrementó en 10% al pasar de niveles de US$89.4/Bl a principios del año, hasta US$98.5/Bl cerrando el año, con una media de US$95/Bl. La recuperación de los pecios según los expertos se explica por los crecimientos de demanda en países emergentes como China e India, pero el aumento inesperado de las últimas semanas de diciembre y enero de 2012, fue originado por la crisis geopolítica con Irán y los eventos en el norte de África, estabilizándose el precio en la cota de los US$100/Bl Como lo presenta la gráfica No 1, después de los máximos alcanzados a mediados del 2008, el precio del crudo descendió hasta valores cercanos a los US$40/Bl, en un corto periodo volvió a escalar hasta los US$110/Bl en el primer trimestre del 2011.

Gráfica No. 1. Precio WTI

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos.

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US$/Barril

Precio WTI

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Iniciando el mes de febrero, parece existir un equilibrio frágil, mientras se acentúan las dificultades por un posible bloqueo a Irán con la consecuente influencia directa en el precio del crudo, dicho escenario es contrarrestado con la problemática de los países europeos que iniciaron el año con alta incertidumbre y potencial recesión económica, como consecuencia entre otras de la reducción de calificación por la agencia crediticia Standard and Poor's (S&P) que sufrieron nueve países y en particular el caso de Grecia que no ha logrado un acuerdo con sus acreedores privados y se acerca la fecha de vencimiento de sus acreencias. A pesar de los esfuerzos realizados tanto en el viejo continente como en Estados Unidos, las autoridades mundiales han encendido las alarmas por el incremento progresivo en el precio del WTI, no solo por el riesgo inflacionario inherente al petróleo y sus derivados, sino por posibles consecuencias en el crecimiento de la economía mundial, factor que es notable a la hora de medir los riesgos de los altos precios del petróleo. Es evidente que incrementos fuertes en los precios del petróleo como lo ocurrido en años anteriores, seguidamente han mostrado desbalances en la economía mundial, ya que países industrializados importadores de crudo se han visto afectados por mayores costos, en tanto el poder adquisitivo de los consumidores ha decaído, además de impactar otras materias primas, las acciones y las monedas. Un ejemplo de ello es lo vivido por Estados Unidos, que en las últimas recesiones económicas casi todas han sido precedidas por incrementos fuertes del precio del petróleo. En el caso de nuestro país -exportador de crudo, precios altos de crudo inevitablemente impactan positivamente la balanza comercial con lo cual se genera crecimiento económico y balance fiscal positivo de corto plazo, pero con eventuales efectos negativos en la inflación. Sin embargo incrementos profundos del precio, pueden llegar a causar inestabilidad en la economía global con un rezago inferior al año que a la postre son un choque negativo por reducción de la demanda. Según expertos como La Agencia Internacional de la Energía - AIE y la Organización de Países Exportadores de Petróleo - OPEP contemplan en el corto plazo una caída en la demanda del crudo, acentuada por lo ocurrido entre octubre y diciembre de 2011, cuando se produjo la primera caída trimestral del consumo global de petróleo desde 2009, en aquella ocasión por efecto directo de recesión que causó la crisis financiera. Ahora uno de los factores adicionales es el deterioro en las expectativas de crecimiento económico mundial, causado por problemas en Europa, una eventual desaceleración en China o una recesión en Estados Unidos. Otros expertos consideran que en el corto plazo la demanda de crudo podrá continuar la senda creciente en razón a las necesidades internas de los BRICs, no sin antes mencionar la gran incertidumbre que reina en Europa y que eventualmente puede afectar las economías emergentes.

1.1 ESCENARIOS DE PRECIOS WTI

Este análisis, considera en el largo plazo tres escenarios de precios del WTI que corresponden a los definidos en el “Annual Energy Outlook 2012” denominados de Referencia, Alto y Bajo, en lo concerniente al largo plazo. Para el corto plazo (16 meses), se consideró el Caso Base del “Short-Term Outlook” publicado el 10 de enero de 2012 por el U.S Energy Information Administration EIA, información que se aprecia la proyección de precios WTI bajo los tres escenarios planteados (Gráfica No 2). Cabe anotar que se utiliza como indexador de los precios de la energía el WTI, dado que se trata del crudo de referencia en la Costa del Golfo de México.

5

Gráfica No. 2. Escenarios de Precio de WTI - dólares constantes de diciembre de 2011.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos.

En términos reales, se estima que bajo el escenario de referencia los precios del crudo WTI oscilaran entre los US$$ 95/Bl en 2011 y US$$ 144.6/Bl en 2035, con una tasa de crecimiento medio anual de 1.87% en el horizonte de análisis. Estima el EIA que el precio del WTI en este escenario alcanzará un aumento del 52% en los 24 años, en tanto que el escenario alto crece 116% y el bajo se contrae en un 33%.

1.2 ESCENARIO MACROECONÓMICO

Para efectos de la proyección se tomó en cuenta el escenario macroeconómico de referencia empleado por U.S Energy Information Administration tanto para corto como para el largo plazo, el cual señala un crecimiento medio anual del PIB cercano al 2% en el horizonte 2011-2035. El crecimiento económico proyectado muestra una senda menor en los primeros años del período de análisis que luego crece de manera gradual. Según este escenario de referencia los precios del crudo en el periodo 2012 – 2035, crecen a una tasa interanual de 1,8% alcanzando los 144,6 dólares constantes de 2011 por barril; ante la perspectiva de la recuperación económica y como consecuencia de un crecimiento en la demanda de crudo, superior a la oferta El IPC de Estados Unidos corresponde al supuesto utilizado en el escenario macroeconómico del Annual Energy Outlook 2012, cuya tasa de crecimiento medio es de 2.2% en el periodo de 2016-2035 y de 1.73% en el horizonte 2011-2015. Con respecto a Colombia, la información de estimación de IPC provino del Ministerio de

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US$constes d

ic‐2010

Referencia Alto Bajo Real

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Hacienda y Crédito Público, equivalente a 3% promedio año en el horizonte 2011 – 2015, y para efectos del ejercicio la misma tasa se extendió al 2030. Simultáneamente, los datos históricos de las variables económicas fueron tomados del DANE y Banco de la República. Tanto las variables macroeconómicas nacionales y las de Estados Unidos utilizadas en todo el ejercicio de proyección de precios son las mismas en cada uno de los energéticos analizados.

2. GAS NATURAL

En la estimación de los precios de gas natural con destino a la generación de electricidad, se utilizó la metodología que evalúa los tres segmentos principales de la cadena a saber: i) estimación del precio del gas en boca de pozo de las principales fuentes de suministro, Guajira y Cusiana, ii) estimación de los cargos de transporte de los diferentes tramos del sistema y, iii) estimación del costo total del gas natural en puerta de planta de cada una de las generadoras térmicas que utilizan este energético, para los próximos 20 años considerados en el ejercicio de evaluación El precio del gas natural en boca de pozo se fija según la fuente de suministro y de acuerdo con la normatividad vigente estos pueden ser regulados y no regulados La estimación del precio del gas natural en boca de pozo de los campos regulados de Guajira y Opón se realiza siguiendo el procedimiento establecido en la Resolución CREG 119 de 2005, 187 de 2010 y 199 de 2011. Para la determinación del precio de gas de Cusiana, se realizó un ejercicio de NETBACK con el cual se determina cuál es el precio que dicho gas debe tener, para que sea competitivo en un punto determinado del Sistema Nacional de Transporte frente al de Guajira, teniendo en cuenta que su precio en boca de pozo se determina libremente desde que su capacidad de producción superó los 180 MPCD. En los últimos años los valores del gas no regulado han sido fijados por el sistema de subastas no necesariamente guiados por el valor NETBACK del gas de otros campos. El costo de transporte de cada tramo de gasoducto es proyectado aplicando las resoluciones vigentes. El valor del transporte del gas a cada planta de generación corresponde a la suma de los costos de los tramos necesarios para llevar el gas desde su fuente de suministro hasta la planta. El precio final corresponde a la suma del precio del gas natural en boca de pozo y el costo del transporte del campo productor a la planta de generación.

2.1 PRECIOS DEL GAS EN BOCA DE POZO

2.1.1 Guajira y Opón Para los campos regulados la regulación se considera como parámetro de evaluación la evolución de los precios del Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur obtenido de “Indice Platts US Gulf Coast Residual”

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De acuerdo con la Resolución CREG 119 de 2005, el Precio Máximo Regulado del gas natural debe ser actualizado semestralmente, el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año para el gas producido en los campos de la Guajira; y entre el 1 de enero y el 1 de julio de cada año para el gas natural producido en el caso de los campos de Opón. La fórmula es la siguiente:

2

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−

−− ×=

t

ttt INDICE

INDICEPMRPMR

Donde:

tPMR

= Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU).

1−tPMR = Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1).

1−tINDICE = Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1

2−tINDICE = Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior (t-2).

INDICE = US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil precio de cierre, según la serie de la publicación Platt’s de Estándar & Poor’s

Para el gas de los campos de la Guajira el precio correspondiente al segundo semestre de 2011 fue 5.8033 US$/MBTU. Por lo tanto, el precio estimado para el primer semestre de 2012 es:

1−tPMR = 5.8033 US$/MBTU

1−tINDICE = 101.3129 PMRt = 5.8033 x 0.9925 = 5.7598 US$/MBTU

2−tINDICE = 102.0773

Para efectuar la proyección del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo, se comparó el comportamiento del precio del combustible de referencia1, con el comportamiento de los precios del petróleo WTI y del Fuel Oil No. 6, combustibles para los cuales se dispone de proyecciones de largo plazo y por supuesto de sus tasas de crecimiento. Conforme con la evolución mensual de los precios del WTI, del Fuel Oil No. 6 y del precio de cierre del US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil, se presenta una mayor correlación entre el comportamiento del precio histórico de los dos últimos combustibles, que con el precio del WTI, razón por la cual para efectos de la proyección de precios del gas natural en el horizonte 2012 -2030 se tomará las tasas de crecimiento 1 US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil precio de cierre

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determinadas en cada uno de los escenarios de la proyección del Residual Fuel No. 6, disponible en el Anual Energy Outlook 200122. La gráfica No 3 presenta los resultados del comportamiento de los precios en los últimos 7 años y la relación existente en los mismos. Cabe destacar el desacople de los precios entre el Fuel Oil y WTI, presentado entre junio y diciembre del 2011, que alcanzan diferencias cercanas a los US$13/Bl, pero que luego vuelven a aproximarse en enero de 2012.

Gráfica No. 3. Evolución de precios US Gulf Coast Residual Fuel No.6 1.0% Sulfur fuel oil.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, cálculos propios.

Con base en los criterios anteriormente mencionados se procedió a aplicar la fórmula establecida mediante las resoluciones CREG 119 de 2005, CREG 187 de 2010 y 199 de 2011, cuyos resultados son presentados en la gráfica No 4. Dichos resultados proyectan una banda de precios en términos constantes de 2011 que oscila entre US$4.3 /MBTU y US$9.3 /MBTU, con una tasa de crecimiento promedio año de 2.44% en el horizonte de planeación para el escenario de referencia, mientras que los escenarios bajo y alto muestran tasas de crecimiento interanuales de -3.1% y 5.02% respectivamente. En el escenario de referencia se presenta una disminución en el corto plazo que llega a los US$5.4 /MBTU en 2013, revirtiéndose desde el siguiente año hasta alcanzarlos US$7.4 /MBTU al final del periodo de estimación.

2 http://www.eia.doe.gov/

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/ Barril

No.6 1%S G.Coast Promedio Residual Fuel 1%S Precio WTI

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Gráfica No. 4. Proyección de Precios en Boca de Pozo de Guajira.


2.1.2 Precio del Gas Cusiana El precio en boca de pozo del gas de Cusiana es libre desde que su capacidad de producción superó los 180 MPCD, situación que se dio en junio de 2006; de conformidad con lo establecido en el artículo 1 de la Resolución CREG 119 de 2005, como se mencionó anteriormente. En consecuencia, se realiza un análisis “Netback” que no es otra cosa que la evaluación de la competitividad del precio del gas Cusiana con respecto al precio de los campos de la Guajira, a fin de poder establecer la proyección y estimar la tendencia futura del precio boca de pozo para Cusiana y de esta forma determinar los costos del gas natural para generación de electricidad. No obstante, en los últimos años los valores del gas no regulado han sido fijados por el sistema de subastas que no necesariamente están guiados por el valor “Netback” del gas de otros campos. Si bien se han registrado diferencias de precios en los distintos contratos, se espera que a largo plazo las señales apunten a una uniformización razonable de los precios del gas únicamente en los principales campos (ej Cusiana y Guajira) por tal razón la UPME utiliza este supuesto para la determinación del precio de gas natural del Campo Cusiana En este sentido, se definieron puntos de arbitraje en el Sistema Nacional de Transporte, sobre los cuales ciertos agentes pueden elegir libremente la fuente de suministro, dado el precio del gas en dicho punto. Los puntos del Sistema Nacional de Transporte analizados corresponden a los nodos Barrancabermeja, Sebastopol y Vasconia.

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Jun‐30

US$constes dic2011 / MBTU

Escenario Bajo Escenario Refrencia Escenario Alto Valor Real

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La estimación del precio del gas de Cusiana se obtuvo entonces, a partir del precio del gas de la Guajira situado en cada uno de los puntos de arbitraje seleccionados. Se asumió que el precio del gas de Cusiana en dicho punto no puede ser superior al precio del gas de la Guajira. Desde este punto se descuentan los costos de transporte hasta la planta de generación para obtener finalmente el precio máximo de gas de Cusiana. Los resultados del ejercicio para el escenario de referencia o escenario medio se muestran a continuación:

Gráfica No. 5. Proyección Precio Boca Pozo Gas Cusiana.

Fuente: UPME En este ejercicio de planeación, para la determinación de los precios de gas para plantas térmicas se asumió el precio del gas de Cusiana con referencia al nodo Sebastopol, cuya tasa de crecimiento promedio año es de 2.29% y una banda de precios que varía entre US$5.7/ MBTU y US$7.8/ MBTU, en términos reales de diciembre de 2011.

2.2 TARIFAS DE TRANSPORTE

Para determinar el precio máximo de transporte por gasoducto, se consideraron las resoluciones vigentes expedidas por la CREG y aplicables a cada uno de los tramos de los sistemas de la Costa y del Interior, al momento de la realización del ejercicio, considerando que las tarifas se mantienen con el mismo valor del último

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ic‐2011/ M

BTU

Vasconia Sebastopol Barranca

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año después del vencimiento de las resoluciones. Adicionalmente, se supuso una pareja de cargos regulados, cargo fijo / cargo variable, 50% / 50%, durante todo el periodo de proyección.

• PROMIGAS: Resolución CREG 070 de 2003 • TGI: Resoluciones CREG 076 de 2002 (Cusiana – El Porvenir) y CREG 125 de 2003 • TRANSORIENTE: Resolución CREG 0111 y 0195 de 2011

Cabe resaltar que mediante las Resoluciones CREG 110 de agosto 25 de 2011 y 117 de Agosto 25 de 2011, se establecieron los nuevos cargos regulados de transporte para los sistemas de transporte de PROMIGAS S.A E.S.P. y TGI S.A E.S.P. No obstante dado que los actos administrativos fueron recurridos, se mantienen vigentes las Resoluciones70 de 2003 y 076de 2002 y 125 de 2003 respectivamente. Para determinar el costo de transporte del gas de cada planta térmica, se consideraron los puntos de entrada y salida de gas estipulados en los contratos actuales de transporte. A partir de la terminación de los contratos, se toma el menor costo de suministro (boca de pozo más transporte), desde las alternativas de abastecimiento que tiene cada planta generadora.

2.3 RESULTADOS

Las tablas que se presentan a continuación, muestran los resultados del ejercicio de estimación de precios máximos de gas natural para las plantas de generación térmicas bajo el escenario de referencia. En las mismas, se incluyen tanto la Cuota de fomento (3 % de la tarifa de transporte), como el impuesto de transporte (6% de la tarifa de transporte). Los precios de gas natural para las plantas de generación térmicas se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2011 .

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Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU).

Fuente: UPME

AÑO SEMESTRE

2012 1 0,390 5,760 6,150 0,522 5,760 6,282 0,707 5,760 6,466

2012 2 0,390 5,577 5,967 0,522 5,577 6,099 0,707 5,577 6,284

2013 1 0,390 5,549 5,939 0,522 5,549 6,071 0,707 5,549 6,256

2013 2 0,390 5,468 5,859 0,522 5,468 5,991 0,707 5,468 6,175

2014 1 0,390 5,554 5,944 0,522 5,554 6,076 0,707 5,554 6,260

2014 2 0,390 5,675 6,065 0,522 5,675 6,197 0,707 5,675 6,381

2015 1 0,390 5,762 6,152 0,522 5,762 6,284 0,707 5,762 6,469

2015 2 0,390 5,823 6,213 0,522 5,823 6,345 0,707 5,823 6,529

2016 1 0,390 5,911 6,301 0,522 5,911 6,433 0,707 5,911 6,617

2016 2 0,390 5,995 6,385 0,522 5,995 6,517 0,707 5,995 6,702

2017 1 0,390 6,084 6,474 0,522 6,084 6,606 0,707 6,084 6,791

2017 2 0,390 6,147 6,537 0,522 6,147 6,669 0,707 6,147 6,854

2018 1 0,390 6,236 6,627 0,522 6,236 6,759 0,707 6,236 6,943

2018 2 0,390 6,308 6,698 0,522 6,308 6,830 0,707 6,308 7,014

2019 1 0,390 6,398 6,788 0,522 6,398 6,920 0,707 6,398 7,104

2019 2 0,390 6,443 6,833 0,522 6,443 6,965 0,707 6,443 7,149

2020 1 0,390 6,533 6,923 0,522 6,533 7,055 0,707 6,533 7,239

2020 2 0,390 6,554 6,944 0,522 6,554 7,076 0,707 6,554 7,260

2021 1 0,390 6,643 7,033 0,522 6,643 7,165 0,707 6,643 7,350

2021 2 0,390 6,684 7,074 0,522 6,684 7,206 0,707 6,684 7,390

TermoGuajira

TERMICAS COSTA

Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

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Tabla 1. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU) – Continuación.

Fuente: UPME

AÑO SEMESTRE

2022 1 0,390 6,773 7,163 0,522 6,773 7,295 0,707 6,773 7,480

2022 2 0,390 6,812 7,202 0,522 6,812 7,334 0,707 6,812 7,519

2023 1 0,390 6,902 7,292 0,522 6,902 7,424 0,707 6,902 7,608

2023 2 0,390 6,969 7,359 0,522 6,969 7,491 0,707 6,969 7,675

2024 1 0,390 7,058 7,448 0,522 7,058 7,580 0,707 7,058 7,765

2024 2 0,390 7,071 7,461 0,522 7,071 7,594 0,707 7,071 7,778

2025 1 0,390 7,160 7,550 0,522 7,160 7,682 0,707 7,160 7,867

2025 2 0,390 7,161 7,551 0,522 7,161 7,683 0,707 7,161 7,867

2026 1 0,390 7,248 7,639 0,522 7,248 7,771 0,707 7,248 7,955

2026 2 0,390 7,243 7,634 0,522 7,243 7,766 0,707 7,243 7,950

2027 1 0,390 7,330 7,720 0,522 7,330 7,852 0,707 7,330 8,036

2027 2 0,390 7,311 7,701 0,522 7,311 7,833 0,707 7,311 8,018

2028 1 0,390 7,396 7,786 0,522 7,396 7,918 0,707 7,396 8,103

2028 2 0,390 7,360 7,750 0,522 7,360 7,882 0,707 7,360 8,066

2029 1 0,390 7,443 7,833 0,522 7,443 7,965 0,707 7,443 8,150

2029 2 0,390 7,389 7,779 0,522 7,389 7,911 0,707 7,389 8,096

2030 1 0,390 7,470 7,860 0,522 7,470 7,992 0,707 7,470 8,177

2030 2 0,390 7,331 7,722 0,522 7,331 7,854 0,707 7,331 8,038

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TermoGuajira Termicas en Barranquilla Termicas en CartagenaTERMICAS COSTA

14

Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU).

AÑO SEMESTRE

2012 1 1,548 5,760 7,308 2,467 5,760 8,227 1,717 5,760 7,477 1,834 5,760 7,5935

2012 2 1,548 5,577 7,125 2,467 5,577 8,045 1,717 5,577 7,294 1,834 5,577 7,4110

2013 1 1,548 5,549 7,097 2,467 5,549 8,016 1,717 5,549 7,266 1,834 5,549 7,3826

2013 2 1,548 5,468 7,016 2,467 5,468 7,936 1,717 5,468 7,185 1,834 5,468 7,3020

2014 1 1,548 5,554 7,102 2,467 5,554 8,021 1,717 5,554 7,271 1,834 5,554 7,3876

2014 2 1,548 5,675 7,222 2,467 5,675 8,142 1,717 5,675 7,392 1,834 5,675 7,5083

2015 1 1,548 5,762 7,310 2,467 5,762 8,229 1,717 5,762 7,479 1,834 5,762 7,5956

2015 2 1,548 5,823 7,370 2,467 5,823 8,290 1,717 5,823 7,540 1,834 5,823 7,6563

2016 1 1,548 5,911 7,459 2,467 5,911 8,378 1,717 5,911 7,628 1,834 5,911 7,7444

2016 2 1,548 5,995 7,543 2,467 5,995 8,462 1,717 5,995 7,712 1,834 5,995 7,8288

2017 1 1,548 6,084 7,632 2,467 6,084 8,551 1,717 6,084 7,801 1,834 6,084 7,9178

2017 2 1,548 6,147 7,695 2,467 6,147 8,614 1,717 6,147 7,864 1,834 6,147 7,9808

2018 1 1,548 6,236 7,784 2,467 6,236 8,704 1,717 6,236 7,954 1,834 6,236 8,0701

2018 2 1,548 6,308 7,856 2,467 6,308 8,775 1,717 6,308 8,025 1,834 6,308 8,1415

2019 1 1,548 6,398 7,945 2,467 6,398 8,865 1,717 6,398 8,115 1,834 6,398 8,2313

2019 2 1,548 6,443 7,991 2,467 6,443 8,910 1,717 6,443 8,160 1,834 6,443 8,2765

2020 1 1,548 6,533 8,080 2,467 6,533 9,000 1,717 6,533 8,250 1,834 6,533 8,3663

2020 2 1,548 6,554 8,101 2,467 6,554 9,021 1,717 6,554 8,271 1,834 6,554 8,3872

2021 1 1,548 6,643 8,191 2,467 6,643 9,110 1,717 6,643 8,360 1,834 6,643 8,4767

2021 2 1,548 6,684 8,231 2,467 6,684 9,151 1,717 6,684 8,401 1,834 6,684 8,5172

PRECIO GAS NATURAL

TERMICAS DEL INTERIOR

T. Centro (ISAGEN)

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO (US$

Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

T. Merilectrica Termopalenque T. Sierra (EEPPM)

15

Tabla 3. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU).

Fuente: UPME

AÑO SEMESTRE

2022 1 1,548 6,773 8,321 2,467 6,773 9,240 1,717 6,773 8,490 1,834 6,773 8,6067

2022 2 1,548 6,812 8,360 2,467 6,812 9,280 1,717 6,812 8,529 1,834 6,812 8,6460

2023 1 1,548 6,902 8,449 2,467 6,902 9,369 1,717 6,902 8,619 1,834 6,902 8,7353

2023 2 1,548 6,969 8,517 2,467 6,969 9,436 1,717 6,969 8,686 1,834 6,969 8,8024

2024 1 1,548 7,058 8,606 2,467 7,058 9,525 1,717 7,058 8,775 1,834 7,058 8,8917

2024 2 1,548 7,071 8,619 2,467 7,071 9,539 1,717 7,071 8,788 1,834 7,071 8,9050

2025 1 1,548 7,160 8,708 2,467 7,160 9,627 1,717 7,160 8,877 1,834 7,160 8,9936

2025 2 1,548 7,161 8,709 2,467 7,161 9,628 1,717 7,161 8,878 1,834 7,161 8,9944

2026 1 1,548 7,248 8,796 2,467 7,248 9,716 1,717 7,248 8,966 1,834 7,248 9,0821

2026 2 1,548 7,243 8,791 2,467 7,243 9,711 1,717 7,243 8,960 1,834 7,243 9,0770

2027 1 1,548 7,330 8,878 2,467 7,330 9,797 1,717 7,330 9,047 1,834 7,330 9,1634

2027 2 1,548 7,311 8,859 2,467 7,311 9,778 1,717 7,311 9,028 1,834 7,311 9,1446

2028 1 1,548 7,396 8,944 2,467 7,396 9,863 1,717 7,396 9,113 1,834 7,396 9,2296

2028 2 1,548 7,360 8,907 2,467 7,360 9,827 1,717 7,360 9,077 1,834 7,360 9,1934

2029 1 1,548 7,443 8,991 2,467 7,443 9,910 1,717 7,443 9,160 1,834 7,443 9,2767

2029 2 1,548 7,389 8,937 2,467 7,389 9,856 1,717 7,389 9,106 1,834 7,389 9,2228

2030 1 1,548 7,470 9,018 2,467 7,470 9,938 1,717 7,470 9,187 1,834 7,470 9,3040

2030 2 1,548 7,331 8,879 2,467 7,331 9,799 1,717 7,331 9,048 1,834 7,331 9,1651


TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

T. Merilectrica Termopalenque T. Centro (ISAGEN)

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

T. Sierra (EEPPM)

16

Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU) – Continuación.

Fuente: UPME

AÑO SEMESTRE

2012 1 2,224 5,760 7,983 0,000 0,539 0,539 3,631 5,760 9,391 3,122 5,866 8,988 0,000 0,928 0,928

2012 2 2,224 5,577 7,801 0,000 0,537 0,537 3,631 5,577 9,208 3,122 5,683 8,805 0,000 0,933 0,933

2013 1 2,224 5,549 7,772 0,000 0,538 0,538 3,631 5,549 9,180 3,122 5,655 8,777 0,000 1,031 1,031

2013 2 2,224 5,468 7,692 0,000 0,532 0,532 3,631 5,468 9,099 3,122 5,574 8,696 0,000 1,045 1,045

2014 1 2,224 5,554 7,777 0,000 0,538 0,538 3,631 5,554 9,185 3,122 5,660 8,782 0,000 1,139 1,139

2014 2 2,224 5,675 7,898 0,000 0,532 0,532 3,631 5,675 9,306 3,122 5,780 8,903 0,000 1,152 1,152

2015 1 2,224 5,762 7,985 0,000 0,538 0,538 3,631 5,762 9,393 3,122 5,868 8,990 0,000 1,242 1,242

2015 2 2,224 5,823 8,046 0,000 0,532 0,532 3,631 5,823 9,454 3,122 5,928 9,051 0,000 1,257 1,257

2016 1 2,224 5,911 8,134 0,000 0,538 0,538 3,631 5,911 9,542 3,122 6,017 9,139 0,000 1,343 1,343

2016 2 2,224 5,995 8,219 0,000 0,532 0,532 3,631 5,995 9,626 3,122 6,101 9,223 0,000 1,359 1,359

2017 1 2,224 6,084 8,308 0,000 0,538 0,538 3,631 6,084 9,715 3,122 6,190 9,312 0,000 1,441 1,441

2017 2 2,224 6,147 8,371 0,000 0,531 0,531 3,631 6,147 9,778 3,122 6,253 9,375 0,000 1,459 1,459

2018 1 2,224 6,236 8,460 0,000 0,538 0,538 3,631 6,236 9,868 3,122 6,342 9,464 0,000 1,537 1,537

2018 2 2,224 6,308 8,531 0,000 0,531 0,531 3,631 6,308 9,939 3,122 6,414 9,536 0,000 1,556 1,556

2019 1 2,224 6,398 8,621 0,000 0,538 0,538 3,631 6,398 10,029 3,122 6,503 9,626 0,000 1,630 1,630

2019 2 2,224 6,443 8,666 0,000 0,531 0,531 3,631 6,443 10,074 3,122 6,549 9,671 0,000 1,651 1,651

2020 1 2,224 6,533 8,756 0,000 0,538 0,538 3,631 6,533 10,164 3,122 6,638 9,761 0,000 1,721 1,721

2020 2 2,224 6,554 8,777 0,000 0,531 0,531 3,631 6,554 10,185 3,122 6,659 9,782 0,000 1,744 1,744

2021 1 2,224 6,643 8,867 0,000 0,538 0,538 3,631 6,643 10,274 3,122 6,749 9,871 0,000 1,810 1,810

2021 2 2,224 6,684 8,907 0,000 0,531 0,531 3,631 6,684 10,315 3,122 6,789 9,912 0,000 1,834 1,834


T. Piedras T. Yopal 1,2

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

T. Dorada (CHEC) T. Valle (EPSA) T. Emcali

17

Tabla 2. Precio Plantas Térmicas Interior País – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic 2011) / MBTU) – Continuación.

Fuente: UPME

AÑO SEMESTRE

2022 1 2,224 6,773 8,997 0,000 0,538 0,538 3,631 6,773 10,404 3,122 6,879 10,001 0,000 1,896 1,8962022 2 2,224 6,812 9,036 0,000 0,531 0,531 3,631 6,812 10,443 3,122 6,918 10,040 0,000 1,921 1,9212023 1 2,224 6,902 9,125 0,000 0,538 0,538 3,631 6,902 10,533 3,122 7,007 10,130 0,000 1,979 1,9792023 2 2,224 6,969 9,192 0,000 0,530 0,530 3,631 6,969 10,600 3,122 7,075 10,197 0,000 2,007 2,0072024 1 2,224 7,058 9,282 0,000 0,538 0,538 3,631 7,058 10,689 3,122 7,164 10,286 0,000 2,061 2,0612024 2 2,224 7,071 9,295 0,000 0,530 0,530 3,631 7,071 10,702 3,122 7,177 10,299 0,000 2,090 2,0902025 1 2,224 7,160 9,383 0,000 0,538 0,538 3,631 7,160 10,791 3,122 7,266 10,388 0,000 2,139 2,1392025 2 2,224 7,161 9,384 0,000 0,530 0,530 3,631 7,161 10,792 3,122 7,267 10,389 0,000 2,170 2,1702026 1 2,224 7,248 9,472 0,000 0,538 0,538 3,631 7,248 10,879 3,122 7,354 10,476 0,000 2,216 2,2162026 2 2,224 7,243 9,467 0,000 0,530 0,530 3,631 7,243 10,874 3,122 7,349 10,471 0,000 2,249 2,2492027 1 2,224 7,330 9,553 0,000 0,538 0,538 3,631 7,330 10,961 3,122 7,436 10,558 0,000 2,290 2,2902027 2 2,224 7,311 9,534 0,000 0,530 0,530 3,631 7,311 10,942 3,122 7,417 10,539 0,000 2,325 2,3252028 1 2,224 7,396 9,619 0,000 0,538 0,538 3,631 7,396 11,027 3,122 7,502 10,624 0,000 2,362 2,3622028 2 2,224 7,360 9,583 0,000 0,529 0,529 3,631 7,360 10,991 3,122 7,466 10,588 0,000 2,399 2,3992029 1 2,224 7,443 9,667 0,000 0,538 0,538 3,631 7,443 11,074 3,122 7,549 10,671 0,000 2,432 2,4322029 2 2,224 7,389 9,613 0,000 0,529 0,529 3,631 7,389 11,020 3,122 7,495 10,617 0,000 2,470 2,4702030 1 2,224 7,470 9,694 0,000 0,538 0,538 3,631 7,470 11,101 3,122 7,576 10,698 0,000 2,499 2,499

2030 2 2,224 7,331 9,555 0,000 0,529 0,529 3,631 7,331 10,962 3,122 7,437 10,559 0,000 2,539 2,539

T. Yopal 1,2T. Dorada (CHEC) T. PiedrasPRECIO BOCA POZO (US$

Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE


Constantes dic 2010

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

T. Valle (EPSA) T. Emcali



Constantes dic 2010

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO BOCA POZO

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

18

3. JET FUEL En la proyección del precio del JET A1 se empleó la regulación vigente definida en el artículo 116 de la Ley 1450 de 2011, la Ley 681 de 2001 y las Resoluciones Minminas 80299 de 2001 y 180088 de 2003. La metodología incluyó la estimación de: i) Precio Máximo de Venta; ii) El cálculo del ingreso iii) Estimación del costo del transporte, y iv) Proyección del costo total del combustible en puerta de planta durante el horizonte de análisis.

Donde PMV = Precio de venta de la gasolina de aviación Jet A-1 al Distribuidor Mayorista IP = Ingreso al productor IVA = Impuesto al Valor Agregado TI = Valor del transporte a través del sistema de poliductos La estimación del ingreso al productor, se realizó comparando el precio publicada por ECOPETROL de manera semanal y los precios del DOE-EIA tanto para el valor WTI como para Jet Fuel Costa del Golfo, estableciéndose la respectiva correlación. Ver gráfica No 6.

Gráfica No. 6. Evolución de Precios de Jet Fuel Fuel Oil Nacional y otros combustibles.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL.

PMV = IP+IVA+ TI

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

Ene-

03Ab

r-03

Jul-0

3Oc

t-03

Ene-

04Ab

r-04

Jul-0

4Oc

t-04

Ene-

05Ab

r-05

Jul-0

5Oc

t-05

Ene-

06Ab

r-06

Jul-0

6Oc

t-06

Ene-

07Ab

r-07

Jul-0

7Oc

t-07

Ene-

08Ab

r-08

Jul-0

8Oc

t-08

Ene-

09Ab

r-09

Jul-0

9Oc

t-09

Ene-

10Ab

r-10

Jul-1

0Oc

t-10

Ene-

11Ab

r-11

Jul-1

1Oc

t-11

US$

/ Barril

JET‐A Ecopetrol WTI JET FUEL‐G.Coast

19

La comparación del comportamiento de los precios del JET- A1 colombiano y el precio spot del JET FUEL en la Costa del Golfo muestran una mayor correlación con rezago de un mes, frente a la existente entre el combustible nacional y la evolución del precio del WTI. Por tanto, para la proyección del JET – A en el periodo 2012- 2030 se utilizaron las tasas de crecimiento del JET FUEL disponibles en el Anual Energy Outlook 2012. En la gráfica No 7 se presentan los resultados de la estimación de proyección del ingreso al productor de JET-A en la refinería de Barrancabermeja.

Gráfica No. 7. Proyección de Ingreso al Productor JET- A1.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, ECOPETROL y cálculos propios.

Para determinar el Precio máximo de venta del JET - A1 se aplicó la normatividad colombiana vigente, adicionándose un 16% al valor del IP correspondiente al IVA, luego se estimó el costo del transporte desde la refinería de Barrancabermeja hasta la planta. En el caso de Termocentro (planta térmica que utiliza el JET - A1 como combustible) se consideró que la comercialización del producto la hace directamente ECOPETROL S.A razón por la cual no se considera el margen al Distribuidor Mayorista. La proyección de los costos de transporte se efectuó con la estimación del IPC colombiano, según lo establecido por la Resolución Minminas No 180088 de 2003 y 181701 de 2003 y 181300 de 2007. La gráfica No. 8 esquematiza la proyección del precio del JET- A1 en la planta de Termocentro para los escenarios analizados. Los resultados muestran una banda de precios que varía entre los 53 y 17 dólares constantes de diciembre de 2011 por millón de BTU, en los escenarios bajo y alto. En el escenario de referencia

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

Ene‐09

Oct‐09

Jul‐1

0

Abr‐11

Ene‐12

Oct‐12

Jul‐1

3

Abr‐14

Ene‐15

Oct‐15

Jul‐1

6

Abr‐17

Ene‐18

Oct‐18

Jul‐1

9

Abr‐20

Ene‐21

Oct‐21

Jul‐2

2

Abr‐23

Ene‐24

Oct‐24

Jul‐2

5

Abr‐26

Ene‐27

Oct‐27

Jul‐2

8

Abr‐29

Ene‐30

Oct‐30

US$

constan

tes Dic 2011 / Galón

JET‐A Alto JET‐A Bajo JET‐A Referencia Precio Histórico

20

o medio se presenta un crecimiento de 28.48% en el horizonte de planeación 2012-2030, correspondiente a un tasa de incremento interanual de 1.32%.

Gráfica No. 8. Proyección Precio de JET- A1 en Termocentro.


A continuación se presentan los resultados del ejercicio de estimación de precios máximos de venta del JET-A en puerta de planta bajo los escenarios analizados, valores que se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2011 y discriminados por IP, Impuestos y transporte:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

US$

constantes 2011/ MBT

U

TOTAL BASE TOTAL BAJO TOTAL ALTO

21

Tabla No 3 Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2011 / MBTU.

Fuente: UPME

Tabla No 3 Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2011 / MBTU (Continuación)

Fuente: UPME

AÑOIP

US$/MBTUIVA

US$/MBTUTransporteUS$/MBTU

PRECIO TOTALUS$/MBTU

2012 28,29 4,53 0,62 33,432013 28,60 4,58 0,62 33,802014 29,35 4,70 0,62 34,672015 30,72 4,91 0,62 36,252016 31,64 5,06 0,62 37,322017 32,22 5,16 0,62 38,002018 32,62 5,22 0,62 38,452019 32,90 5,26 0,62 38,782020 33,21 5,31 0,62 39,142021 33,49 5,36 0,62 39,462022 33,77 5,40 0,62 39,792023 34,09 5,45 0,62 40,172024 34,45 5,51 0,62 40,582025 34,85 5,58 0,62 41,052026 35,23 5,64 0,62 41,492027 35,51 5,68 0,62 41,812028 35,76 5,72 0,62 42,102029 36,06 5,77 0,62 42,452030 36,37 5,82 0,62 42,81

Escenario Base Termocentro

AÑOIP

US$/MBTUIVA



2012 15,18 2,43 0,62 18,232013 15,35 2,46 0,62 18,422014 14,76 2,36 0,62 17,742015 14,58 2,33 0,62 17,532016 14,61 2,34 0,62 17,572017 14,53 2,33 0,62 17,482018 14,53 2,33 0,62 17,482019 14,55 2,33 0,62 17,502020 14,57 2,33 0,62 17,522021 14,60 2,34 0,62 17,562022 14,43 2,31 0,62 17,362023 14,32 2,29 0,62 17,232024 14,26 2,28 0,62 17,162025 14,24 2,28 0,62 17,142026 14,24 2,28 0,62 17,142027 14,42 2,31 0,62 17,352028 14,48 2,32 0,62 17,422029 14,46 2,31 0,62 17,402030 14,31 2,29 0,62 17,22

Escenario Bajo Termocentro

22

Tabla No 3 Precio Planta Termocentro-US$ constantes de Diciembre de 2011 / MBTU (Continuación)

Fuente: UPME

AÑOIP

US$/MBTUIVA



2012 30,90 4,94 0,62 36,472013 33,66 5,39 0,62 39,662014 32,80 5,25 0,62 38,672015 34,59 5,53 0,62 40,752016 35,47 5,68 0,62 41,772017 36,21 5,79 0,62 42,632018 36,99 5,92 0,62 43,532019 37,52 6,00 0,62 44,142020 39,08 6,25 0,62 45,952021 40,10 6,42 0,62 47,142022 41,18 6,59 0,62 48,382023 41,78 6,69 0,62 49,092024 42,10 6,74 0,62 49,462025 42,69 6,83 0,62 50,142026 43,17 6,91 0,62 50,692027 43,55 6,97 0,62 51,142028 44,07 7,05 0,62 51,742029 44,73 7,16 0,62 52,512030 45,05 7,21 0,62 52,88

Escenario Alto Termocentro

23

4. FUEL OIL

El cálculo del precio futuro del Fuel Oil colombiano de mediano y largo plazo, incluyó un análisis análogo al realizado para la determinación del Precio Máximo Regulado del gas natural en boca de pozo del campo Guajira. Se evaluó la correlación del los precios de Fuel Oil Cartagena y Barrancabermeja con el precio del WTI estableciéndose una correlación del 87%, mientras que la correspondiente entre el combustible nacional y el Residual Fuel en la Costa del Golfo es de 96%. Por tanto, el análisis incluyó como variable determinante para la proyección del precio del Fuel Oíl colombiano las tasas de crecimiento estimada por el Departamento de Energía de los Estados Unidos en su publicación Annual Energy Outlook 2012 para el Residual Fuel bajo los tres escenarios considerados. Ver gráfica No. 9.

Gráfica No. 9. Evolución de Precios de Fuel Oíl Nacional y otros combustibles.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos y ECOPETROL.

Según la normatividad vigente del Ministerio de Minas y Energía, el precio final del Fuel Oil incluye el ingreso al productor, el cual está bajo el régimen de libertad, adicionado al IVA (16%), más el costo de transporte para entrega en Barrancabermeja y Cartagena, determinado en este caso por ECOPETROL único productor nacional. Vale la pena mencionar que desde diciembre de 2010 los precios del ingreso al productor en las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena se igualaron

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

Ene‐08

Mar‐08

May‐08

Jul‐0

8

Sep‐08

Nov

‐08

Ene‐09

Mar‐09

May‐09

Jul‐0

9

Sep‐09

Nov

‐09

Ene‐10

Mar‐10

May‐10

Jul‐1

0

Sep‐10

Nov

‐10

Ene‐11

Mar‐11

May‐11

Jul‐1

1

Sep‐11

Nov

‐11

US$/Bl

Barranca Cartagena WTI No. 6 Residual Fuel

24

Donde PMV = Precio de venta del Fuel Oíl al Distribuidor Mayorista IP = Ingreso al productor IVA = Impuesto al Valor Agregado TI = Tarifa de transporte dependiendo del sitio de entrega La gráfica No.10 representa la proyección del ingreso al productor colombiano en US$ constantes de 2011 por Barril. La estimación señala una banda de precios entre 30 y 165 US$/Bl, con un valor promedio cercano a los 117 US$/Bl. En el escenario de referencia se observa una tasa de crecimiento aproximada al 1.62% promedio año, mientras que el escenario alto indica 2.95% y -5.9% en el escenario bajo.

Gráfica No. 10. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de Fuel Oíl.


Teniendo en cuenta que las entregas del producto se efectúan en las refinerías de Barranca y Cartagena, el precio del combustible en cada uno de los sitios de entrega incluye el valor del IVA, calculado con respecto al ingreso al productor, más una tarifa correspondiente a transporte y manejo del producto. No se considera la porción de transporte del combustible para entrega en sitio de la planta de generación. El transporte asociado al precio final, se estima con base en las expectativas de inflación nacional determinadas por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Las plantas de generación de electricidad que utilizan Fuel Oíl se localizan en Cartagena, Barranquilla y Yumbo, estimación que se aprecia en la gráfica No 11.

PMV = IP+IVA+ TI

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

Ene‐20

12

Sep‐20

12

May‐201

3

Ene‐20

14

Sep‐20

14

May‐201

5

Ene‐20

16

Sep‐20

16

May‐201

7

Ene‐20

18

Sep‐20

18

May‐201

9

Ene‐20

20

Sep‐20

20

May‐202

1

Ene‐20

22

Sep‐20

22

May‐202

3

Ene‐20

24

Sep‐20

24

May‐202

5

Ene‐20

26

Sep‐20

26

May‐202

7

Ene‐20

28

Sep‐20

28

May‐202

9

Ene‐20

30

Sep‐20

30

US$

constantes 2011/Bl

Esc. Base Esc. Bajo Esc. Alto Real

25

Gráfica No. 11. Proyección Precio de FUEL OIL Escenario de Referencia.


En la siguiente tabla se observan los resultados de la proyección de precios máximos de venta de Fuel Oil, para las plantas de generación térmica durante el horizonte de planeación en los escenarios referencia, bajo y alto, valores que se encuentran en dólares constantes de diciembre de 2011

110

120

130

140

150

160Ene‐20

12

Sep‐20

12

May‐201

3

Ene‐20

14

Sep‐20

14

May‐201

5

Ene‐20

16

Sep‐20

16

May‐201

7

Ene‐20

18

Sep‐20

18

May‐201

9

Ene‐20

20

Sep‐20

20

May‐202

1

Ene‐20

22

Sep‐20

22

May‐202

3

Ene‐20

24

Sep‐20

24

May‐202

5

Ene‐20

26

Sep‐20

26

May‐202

7

Ene‐20

28

Sep‐20

28

May‐202

9

Ene‐20

30

Sep‐20

30

US$

constante 20

11/Bl

Cartagena Barranquilla Yumbo

26

Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU.

Fuente: UPME

Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.

Fuente: UPME

Barranquilla Cartagena Yumbo

2012 15,56 3,07 2,72 4,06 18,63 18,28 19,61

2013 15,89 3,08 2,73 4,06 18,96 18,62 19,95

2014 16,67 3,08 2,74 4,07 19,75 19,40 20,73

2015 17,66 3,09 2,74 4,07 20,75 20,41 21,74

2016 18,34 3,09 2,75 4,08 21,43 21,09 22,42

2017 18,72 3,10 2,75 4,08 21,81 21,47 22,80

2018 19,02 3,10 2,75 4,09 22,12 21,78 23,11

2019 19,22 3,10 2,76 4,09 22,32 21,98 23,31

2020 19,40 3,11 2,76 4,09 22,51 22,16 23,50

2021 19,57 3,11 2,77 4,10 22,68 22,34 23,67

2022 19,74 3,11 2,77 4,10 22,86 22,51 23,84

2023 19,95 3,12 2,77 4,11 23,07 22,72 24,05

2024 20,14 3,12 2,78 4,11 23,26 22,92 24,25

2025 20,32 3,13 2,78 4,11 23,45 23,11 24,44

2026 20,49 3,13 2,79 4,12 23,62 23,28 24,61

2027 20,64 3,14 2,79 4,13 23,78 23,43 24,77

2028 20,82 3,15 2,80 4,14 23,97 23,62 24,96

2029 21,00 3,16 2,81 4,15 24,15 23,81 25,14

2030 21,01 3,17 2,82 4,16 24,18 23,83 25,16

Año

Escenario Referencia US$ constantes 2011/ MBTU

Otros CostosIngreso Productor

Precio Planta Barranquilla

Precio Planta Cartagena

Precio Planta Yumbo


2012 8,42 1,93 1,58 2,92 10,35 10,01 11,34

2013 6,64 1,82 1,48 2,81 8,47 8,12 9,45

2014 6,18 1,80 1,46 2,79 7,99 7,64 8,97

2015 6,03 1,78 1,44 2,77 7,82 7,47 8,80

2016 5,99 1,76 1,42 2,75 7,75 7,41 8,74

2017 5,92 1,75 1,40 2,73 7,66 7,32 8,65

2018 5,86 1,73 1,39 2,72 7,59 7,25 8,58

2019 5,81 1,72 1,37 2,70 7,52 7,18 8,51

2020 5,76 1,70 1,35 2,69 7,46 7,11 8,44

2021 5,73 1,69 1,34 2,67 7,42 7,07 8,40

2022 5,64 1,67 1,33 2,66 7,32 6,97 8,30

2023 5,52 1,66 1,31 2,64 7,18 6,84 8,17

2024 5,44 1,64 1,30 2,63 7,09 6,74 8,07

2025 5,39 1,63 1,29 2,62 7,03 6,68 8,01

2026 5,37 1,62 1,28 2,61 6,99 6,65 7,98

2027 5,37 1,61 1,27 2,60 6,98 6,64 7,97

2028 5,36 1,61 1,26 2,59 6,97 6,62 7,95

2029 5,26 1,60 1,26 2,59 6,86 6,52 7,85

2030 5,25 1,60 1,25 2,58 6,85 6,50 7,83

AñoIngreso

Productor

Otros CostosPrecio Planta Barranquilla


Precio Planta Yumbo

Escenario Bajo US$ constantes 2011/ MBTU

27

Tabla 4. Precio en Planta de FUEL OÍL en US$ constantes de diciembre de 2010 / MBTU – Continuación.

Fuente: UPME


2012 17,91 4,43 3,10 4,43 22,35 21,01 22,35

2013 18,72 4,48 3,14 4,48 23,20 21,86 23,20

2014 19,46 4,49 3,15 4,49 23,94 22,61 23,94

2015 20,42 4,50 3,16 4,50 24,92 23,59 24,92

2016 21,33 4,51 3,17 4,51 25,84 24,51 25,84

2017 21,90 4,52 3,18 4,52 26,41 25,08 26,41

2018 22,64 4,52 3,19 4,52 27,16 25,83 27,16

2019 23,28 4,53 3,20 4,53 27,81 26,48 27,81

2020 23,77 4,54 3,20 4,54 28,31 26,97 28,31

2021 24,35 4,54 3,21 4,54 28,89 27,56 28,89

2022 24,47 4,55 3,22 4,55 29,02 27,68 29,02

2023 24,89 4,56 3,22 4,56 29,44 28,11 29,44

2024 25,12 4,56 3,23 4,56 29,68 28,35 29,68

2025 25,47 4,57 3,24 4,57 30,04 28,70 30,04

2026 25,88 4,57 3,24 4,57 30,45 29,12 30,45

2027 26,39 4,58 3,25 4,58 30,97 29,64 30,97

2028 26,69 4,59 3,26 4,59 31,28 29,95 31,28

2029 27,01 4,60 3,26 4,60 31,61 30,27 31,61

2030 27,03 4,61 3,27 4,61 31,64 30,31 31,64

AñoIngreso

Productor

Otros CostosPrecio Planta Barranquilla


Precio Planta Yumbo

Escenario Alto US$ constantes 2011/ MBTU

28

5. ACPM

La estimación del precio del ACPM o Diesel No 2 se realizó aplicando la normatividad establecida por el Ministerio de Minas y Energía definida en la Resolución 82439 de 1998 y sus modificaciones. La estructura del precio nacional de ACPM contempla los siguientes ítems:

Donde PMVPA = Precio venta del ACPM en planta de Abasto Sobretasa = Impuesto Sobretasa IP = Ingreso al productor Mdm = Margen Distribuidor Mayorista IVA = Impuesto al Valor Agregado I. Global = Impuesto Global Tm = Tarifa de Marcación Tt = Tarifa de transporte Mpc = Margen Plan de Continuidad Remuneración a Ecopetrol A continuación se presenta la evolución del comportamiento de los precios: WTI, promedio de cotizaciones diarias del destilado No. 2 en la Costa del Golfo, ingreso al productor de ACPM colombiano y el Diesel Fuel del DOE-EIA.

Gráfica No. 12. Evolución de Precios de ACPM Nacional y otros combustibles.

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, Ministerio de Minas y Energía y UPME

PMV PA = IP + IVA + I. Global + Tm + Tt + Mpc + Sobretasa + Mdm

20

40

60

80

100

120

140

160

Ene‐04

Mar‐04

May‐04

Jul‐0

4Sep‐04

Nov

‐04

Ene‐05

Mar‐05

May‐05

Jul‐0

5Sep‐05

Nov

‐05

Ene‐06

Mar‐06

May‐06

Jul‐0

6Sep‐06

Nov

‐06

Ene‐07

Mar‐07

May‐07

Jul‐0

7Sep‐07

Nov

‐07

Ene‐08

Mar‐08

May‐08

Jul‐0

8Sep‐08

Nov

‐08

Ene‐09

Mar‐09

May‐09

Jul‐0

9Sep‐09

Nov

‐09

Ene‐10

Mar‐10

May‐10

Jul‐1

0Sep‐10

Nov

‐10

Ene‐11

Mar‐11

May‐11

Jul‐1

1Sep‐11

Nov

‐11

US$

/Ba

rril

Ingreso Productor ACPM Cotización Diaria No.2 USGC WTI

Diesel Fuel USGC Residual Fuel

29

Para la estimación de la proyección del Ingreso al productor, se aplicaron las tasas directamente sobre el valor definido por el Ministerio de Minas y Energía que responde a la metodología paridad de importación del Diesel y se utilizó como indexador el Destillate Fuel Oíl en la Costa del Golfo, dada su correspondencia en el uso final y la disponibilidad de proyección de mediano y largo plazo en el Anual Energy Outlook 2012. Valoradas las correlaciones del comportamiento de los precios de los diferentes combustibles, se observa mayor correspondencia entre el comportamiento de precios del Diesel Fuel con la cotización Diaria No 2 USCG, razón por la cual para estimar la proyección del Ingreso al Productor del ACPM colombiano, se tomaron las tasas del Diesel Fuel. La gráfica No 13, presenta la estimación de la proyección del ingreso al productor colombiano de ACPM, utilizando como indexador la tasas de crecimiento del Diesel Fuel en la Costa del Golfo par los tres escenarios de estimación realizada. Los cálculos indican una franja de precios que varía entre 1.8 US$/ galón constantes de diciembre de 2010 en el escenario bajo y 4.7 US$/ galón en el escenario alto y tasas de crecimiento medio año de -1.1% y 3.3%en le horizonte de análisis.

Gráfica No. 13. Proyección del Ingreso al Productor Colombiano de ACPM.


El cálculo de los distintos parámetros que incluye la estructura del precio del ACPM, se realizó a partir de la proyección del IPC colombiano definido por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, variable establecida por las normas legales en los ítems de impuesto global y tarifa de transporte. El cálculo de la remuneración al

50

60

70

80

90

100

110

120

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150

160

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200

Ene‐12

Sep‐12

May‐13

Ene‐14

Sep‐14

May‐15

Ene‐16

Sep‐16

May‐17

Ene‐18

Sep‐18

May‐19

Ene‐20

Sep‐20

May‐21

Ene‐22

Sep‐22

May‐23

Ene‐24

Sep‐24

May‐25

Ene‐26

Sep‐26

May‐27

Ene‐28

Sep‐28

May‐29

Ene‐30

Sep‐30

US$

con

stan

tes 2

011 / Bl

Esc. Base Esc. Bajo Esc. Alto

30

distribuidor mayorista tomó en cuenta la tasa de cambio como lo definen las normas legales y para la determinación de las variables tarifa de marcación y plan de continuidad se utilizo el valor existente al momento de la proyección dado que no existe una normativa que establezca criterios de actualización. Estimada la proyección de todos los elementos que componen la estructura de precio en planta de abasto, se determinaron los precios en las regiones donde se localizan plantas de generación eléctrica que utilizan como combustible ACPM (Cartagena, Sebastopol, Cali, Barranquilla y Santa Marta, Los resultados son expuestos en la gráfica No 14 y dan cuenta de la estimación del precio en planta de abasto, valor que en últimas depende de la distancia desde el centro de refinación hasta dicha centro de abastecimiento en términos de US$ constates de diciembre de 2011 por MBTU, en el escenario base o de referencia.. La tabla 5 incluye una desagregación de la estimación de los precios en las planta de abasto bajo los tres escenario de ingreso a productor utilizados.

Gráfica No. 14. Proyección Precio de ACPM en Planta de Abasto Mayorista.


29

30

31

32

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2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

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2030

US$

con

stan

tes 2

011 / MBT

U

Barranquilla Sebastopol Cali Santa Marta Cartagena

31

Tabla 5. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2011 / MBTU.

Fuente: UPME

Tabla 6. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2011 / MBTU

Continuación.

Año Barranquilla Sebastopol Cali Santa Marta Cartagena2012 29,72 29,93 30,79 29,72 29,602013 30,08 30,29 31,15 30,08 29,952014 30,16 30,35 31,14 30,16 30,042015 30,89 31,06 31,78 30,89 30,782016 32,36 32,57 33,43 32,36 32,242017 32,64 32,84 33,67 32,64 32,522018 32,80 33,00 33,81 32,80 32,682019 32,83 33,02 33,80 32,83 32,722020 33,06 33,25 34,02 33,06 32,952021 33,10 33,28 34,02 33,10 32,992022 33,09 33,26 33,97 33,09 32,982023 33,42 33,60 34,31 33,42 33,322024 33,78 33,96 34,69 33,78 33,682025 34,10 34,28 35,01 34,10 34,002026 34,47 34,65 35,38 34,47 34,362027 34,78 34,96 35,70 34,78 34,682028 35,03 35,21 35,95 35,03 34,922029 35,31 35,50 36,25 35,31 35,202030 35,68 35,87 36,62 35,68 35,58

Escenario de ReferenciaPrecio de Venta Planta de Abasto Mayorista US$ constantes 2011 / MBTU


Escenario de BajoPrecio de Venta Planta de Abasto Mayorista US$ constantes 2011 / MBTU

32

Tabla 7. Precio en Planta de Abasto de ACPM en US$ constantes de diciembre de 2011 / MBTU Continuación

Fuente: UPME


Escenario AltoPrecio de Venta Planta de Abasto Mayorista US$ constantes 2011 / MBTU

33

6. SITUACION DE ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL

De acuerdo con la información suministrada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, a 31 de diciembre de 2010, (a la fecha no se conoce la información de 2011) las reservas totales de gas natural nacionales ascendían 7.058Tera Píes Cúbicos (TPC), de las cuales 5.406 TPC corresponden a la categoría de reservas probadas disponibles para su uso y 1.652 TPC a la de reservas no probadas. De manera regional, la Costa Atlántica agrupa el 51.3% de las reservas probadas y el Interior del país el restante 48.6%. En cuanto a la disponibilidad de gas natural y para efectos del ejercicio de planificación, se consideró la información de producción declarada por los agentes al Ministerio en noviembre de 2011 y la demanda del escenario base calculada y publicada por la UPME en diciembre de 2011. Contrastado el escenarios de demanda base estimada por la UPME y de oferta resultante de los productores se efectuó el balance con una resolución mensual a fin de establecer con detalle los periodos en los cuales se podrían presentarse déficits de gas natural, de forma particular para la Costa Atlántica y el Interior del país. La grafica 15 representa la oferta nacional de gas, en tanto que la gráfica 16, describe el escenario de demanda base de gas natural.

Gráfica No. 15. Declaración de Producción de Gas natural 2011-2020

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

0

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1.000

1.200

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Ene‐11

Jun‐11

Nov‐11

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Sep‐12

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3

Dic‐13

May‐14

Oct‐14

Mar‐15

Ago‐15

Ene‐16

Jun‐16

Nov‐16

Abr‐17

Sep‐17

Feb‐18

Jul‐1

8

Dic‐18

May‐19

Oct‐19

Mar‐20

Ago‐20

MPC

D

Guajira Creciente Otros Costa Cusiana

Gibraltar Provincia ‐Payoa Magdalena Medio Sur

Otros Interior Pauto Floreña Cupiagua

34

Se observa que la máxima producción nacional se alcanzaría en agosto de 2013 con cerca de 1.390 MPCD finalizando en diciembre de 2020 con aproximadamente 850 MPCD, en un escenario que no dispone de nuevas reservas de gas natural

Gráfica No. 16. Estimación de Demanda Nacional de Gas Natural Escenario Base

Fuente: UPME

En cuanto al escenario de demanda base, se estima un crecimiento promedio año del 2.1% éntrelos años 2012 y 2030 excluidas la exportaciones, siendo las refinerías y el sector industrial los de mayor dinamismo con 4.1% y 3.5% respectivamente. El sector termoeléctrico, es el único que registra crecimiento negativo en el horizonte de estudio. Debido a que la producción de gas está concentrada en los campos Guajira y Cusiana localizados en la Costa y en el Oriente colombiano, la infraestructura de transporte se convierte en uno de los elementos de la ecuación sin el cual, el abastecimiento pleno no es posible. Por tal motivo se regionalizó el balance acorde con la hipótesis de oferta de gas en la Costa y de demanda, los resultados señalan diferencias importantes en las magnitudes con respecto a las presentadas en el total nacional. La grafica No 17, presenta el análisis de la Costa Atlántica, considerando dentro de su demanda el gas con destino a la exportación y las necesidades del Interior vía gasoducto Ballena – Barrancabermeja El balance en la Costa indica que el gas natural disponible en la región es suficiente para atender la demanda de la misma bajo el escenario base hasta el año 2018, a partir de 2019 será necesario un fuente extra de gas natural que permita atender todas las necesidades de su uso.

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Ene‐12

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Ene‐18

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Abr‐20

Ene‐21

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Jul‐2

2

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Ene‐24

Oct‐24

Jul‐2

5

Abr‐26

Ene‐27

Oct‐27

Jul‐2

8

Abr‐29

Ene‐30

Oct‐30

MPC

D

Residencial Comercial Industrial GNVRefinería Petroquímico Térmico Exportación

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Gráfica No. 17. Balance Costa Atlántica

Fuente UPME

Gráfica No. 18. Balance Interior País

Fuente UPME

‐

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1.000

MPC

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Oferta Costa Demanda+BB Demanda Costa

Enero 2019

-

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700

800

900

Ene‐11

Dic‐11

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‐12

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6

Jun‐17

May‐18

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Dic‐22

Nov

‐23

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Sep‐25

Ago

‐26

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7

Jun‐28

May‐29

Abr‐30

MPC

D

Oferta Interior Aporte Costa Demanda Interior

Julio 2016

36

La gráfica No 18 presenta el balance de gas en el Interior del País y la estimación indica que a partir de 2016 se podría presentar déficit, que operativamente no sería posible manejar y si en el país no se incrementan los niveles de producción mediante la incorporación de nuevas reservas o con proyectos de recuperación mejorada que permitan extender temporalmente la producción. Con los resultados alcanzados y para efectos del ejercicio de planificación se consideró la importación de gas natural vía una planta de regasificación en el Atlántico, ampliándose de esta forma la disponibilidad de gas tanto en la Costa como en el Interior, lo cual se manifiesta indudablemente en la movilización de gas desde el norte del país hacia la región central. Según expertos, los costos incluidos en la cadena de valor del GNL vienen presentando reducciones en los últimos años10 años, con lo cual los costos de capital de las plantas han bajado desde los US$500 por tonelada anual de capacidad de licuefacción a poco menos de US$200 en dólares nominales y los costos de licuefacción han disminuido entre 35 y 50%.3 De acuerdo con GTI, los costos totales del GNL incluyen: a) producción, b) licuefacción y condensación, c) transporte y navegación y c) regasificación. Este último ítem cuando la infraestructura en tierra dispone de instalaciones de regasificación (particularmente tanques de almacenamiento), adicionan cerca de US$0.30 por millón de BTU al precio del final de GNL en nuevos proyectos. En estas condiciones se evaluó el precio del gas natural licuado en diferentes puntos de suministro y se comparó con el precio del Henry Hub. El Henry Hub es un punto de formación de precios de mercado con referencia geográfica y representa el mercado spot y de futuros de gas natural más grande de los Estados Unidos y muchos intermediarios de gas natural emplean el Henry Hub como su punto de entrega física del contrato o su precio de comparación para sus transacciones spot de gas natural. En América Latina y por la proximidad de los mercados, los precios de referencia para muchos contratos, importaciones y exportaciones de GNL, continúan refiriéndose en la mayoría de los casos al Henry Hub. A continuación se presenta el comportamiento del precio Henry Hub, del WTI y del Gas Natural Líquido de Exportación en Estado Unidos publicado por U.S Energy Information, para evaluar la correspondencia de los mismos en los Estados Unidos y establecer su correlación, en búsqueda del indexador que permitirá la proyección de precios de GNL. Como se observa en la gráfica No 19, se presenta un desacople entre los precios de WTI y Henry Hub, con una tendencia divergente desde enero de 2009, debido al incremento de la oferta de gas no convencional en los Estados Unidos y sin embargo su correlación se aproxima al 59%. En el caso del precio GNL EXP US, se observa cierto grado de volatilidad y una correlación negativa con Henry Hub, y de alrededor de 7% con WTI. Con la intención encontrar un esquema de mayor aproximación para la estimación de los precios GNL en Colombia, se compararon lo precios spot GNL procedentes de distintas fuentes según el LNG MARKETS DAILY de ICIS Heren LNG y el precio Henry Hub para establecer múltiples correlaciones que permitan la mejor estimación de los precios.

3 GAS TECHNOLOGY INSTITUTE (GTI), Estructura de Costos y Contratos de GNL,

37

Gráfica No. 19. Evolución de los Precios de TWI y Henry Hub

Fuente: Departamento de Energía de los Estados

Gráfica No. 20. Evolución de los Precios Spot de GNL (FOB)

Fuente: LNG MARKETS DAILY

0

5

10

15

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Mar‐08

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Nov

‐08

Ene‐09

Mar‐09

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Jul‐0

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Nov

‐09

Ene‐10

Mar‐10

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Jul‐1

0

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Nov

‐10

Ene‐11

Mar‐11

May‐11

Jul‐1

1

Sep‐11

Nov

‐11

Ene‐12

US$/M

BTU

Henry Hub WTI GNL Export US

2,03,04,05,06,07,08,09,010,011,012,013,014,015,016,017,018,0

03‐10‐2011

10‐10‐2011

17‐10‐2011

24‐10‐2011

31‐10‐2011

07‐11‐2011

14‐11‐2011

21‐11‐2011

28‐11‐2011

05‐12‐2011

12‐12‐2011

19‐12‐2011

26‐12‐2011

02‐01‐2012

09‐01‐2012

16‐01‐2012

23‐01‐2012

30‐01‐2012

06‐02‐2012

13‐02‐2012

20‐02‐2012

27‐02‐2012

US$/ MBTU

Middle East North Africa NigeriaFar East Trinidad Northeast AsiaAustralia N Europe Henry Hub

38

Como se observa en la gráfica No 20, el comportamiento diario de los precios spot (FOB) de GNL, presenta una leve disminución durante diciembre de 2011, pero luego se estabiliza a comienzo de 2012 en todos los casos, salvo lo ocurrido el día 06 de febrero.. La franja en que se mueven los precios se mantiene contigua a los US$ 2 por MBTU entre los más altos, Noreste Asiático y Lejano Oriente, y los precios más bajos, Norte de Europa, lo cual indica que la variación en los mismos es independientemente del lugar de origen y la diferencia de precios final puede asociarse con el costo de transporte. Establecidas las correlaciones entre el precio Spot de las distintas fuentes y el Henry Hub se encontraron correspondencias importantes que en la mayoría de los casos se sitúan por encima del 85%y que en particular con el gas de Trinidad y Tobago se advierte una correlación cercana al 92%, permitiendo estimar que es la mejor opción para Colombia por el costo del transporte. A partir de estos resultados, la proyección del precio de GNL tomo como base el precio de Trinidad y Tobago y la estimación de largo plazo se efectuó con las tasas de crecimiento de la proyección de Henry Hub disponibles en el Anual Energy Outlook 2012. La proyección del precio del GNL en la Costa Atlántica se realizó empleando un costo de transporte equivalente a 0.66 US$/MBTU y de 0.82 US$/MBTU por concepto de regasificación todos ellos en términos reales de 2010, valores que fueron calculados en el estudio PLAN DE ABASTECIMIENTO PARA EL SUMINISTRO Y TRANSPORTE DE GAS NATURAL EN COLOMBIA publicado en 2010.

Gráfica No. 21. Proyección GNL CIF Costa Atlántica Escenario de Referencia

Fuente: Departamento de Energía de los Estados, LNG MARKETS DAILY y Cálculos Propios

La tabla 6 incluye una desagregación de la estimación de los precios en las planta de de generación bajo el escenario de referencia.

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Ago‐12

Mar‐13

Oct‐13

May‐14

Dic‐14

Jul‐1

5

Feb‐16

Sep‐16

Abr‐17

Nov

‐17

Jun‐18

Ene‐19

Ago‐19

Mar‐20

Oct‐20

May‐21

Dic‐21

Jul‐2

2

Feb‐23

Sep‐23

Abr‐24

Nov

‐24

Jun‐25

Ene‐26

Ago‐26

Mar‐27

Oct‐27

May‐28

Dic‐28

Jul‐2

9

Feb‐30

Sep‐30

US$

con

stan

tes 2

011/ M

BTU

Precio GNL CIF Costa Atlántica Precio GNL Trinidad y Tobago

39

Tabla 6. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU.

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS

PRECIO TOTAL GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS


TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS


2012 1 0,390 5,760 6,150 0,522 5,760 6,282 0,707 5,760 6,4662012 2 0,390 5,577 5,967 0,522 5,577 6,099 0,707 5,577 6,2842013 1 0,390 5,549 5,939 0,522 5,549 6,071 0,707 5,549 6,2562013 2 0,390 5,468 5,859 0,522 5,468 5,991 0,707 5,468 6,1752014 1 0,390 5,554 5,944 0,522 5,554 6,076 0,707 5,554 6,2602014 2 0,390 5,675 6,065 0,522 5,675 6,197 0,707 5,675 6,3812015 1 0,390 5,762 6,152 0,522 5,762 6,284 0,707 5,762 6,4692015 2 0,390 5,823 6,213 0,522 5,823 6,345 0,707 5,823 6,5292016 1 0,390 5,911 6,301 0,522 5,911 6,433 0,707 5,911 6,6172016 2 0,390 5,995 6,385 0,522 5,995 6,517 0,707 5,995 6,7022017 1 0,390 6,084 6,474 0,522 6,084 6,606 0,707 6,084 6,7912017 2 0,390 6,147 6,537 0,522 6,147 6,669 0,707 6,147 6,8542018 1 0,390 6,236 6,627 0,522 6,236 6,759 0,707 6,236 6,9432018 2 0,390 6,308 6,698 0,522 6,308 6,830 0,707 6,308 7,0142019 1 0,390 20,217 20,607 0,522 20,217 20,739 0,707 20,217 20,9242019 2 0,390 20,480 20,870 0,522 20,480 21,002 0,707 20,480 21,1872020 1 0,390 20,697 21,087 0,522 20,697 21,219 0,707 20,697 21,4032020 2 0,390 20,879 21,269 0,522 20,879 21,401 0,707 20,879 21,5852021 1 0,390 21,268 21,658 0,522 21,268 21,790 0,707 21,268 21,9752021 2 0,390 21,816 22,206 0,522 21,816 22,338 0,707 21,816 22,522

TERMICAS COSTA ATLÁNTICA

AÑO SEMESTRE

TermoGuajira Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena

40

Tabla 6. Precio Plantas Térmicas Costa Atlántica – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU. Continuación

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS


TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS


TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS


2022 1 0,390 22,292 22,682 0,522 22,292 22,814 0,707 22,292 22,9992022 2 0,390 22,718 23,108 0,522 22,718 23,240 0,707 22,718 23,4242023 1 0,390 23,131 23,521 0,522 23,131 23,653 0,707 23,131 23,8372023 2 0,390 23,536 23,926 0,522 23,536 24,058 0,707 23,536 24,2422024 1 0,390 23,882 24,272 0,522 23,882 24,404 0,707 23,882 24,5892024 2 0,390 24,186 24,576 0,522 24,186 24,708 0,707 24,186 24,8922025 1 0,390 24,443 24,833 0,522 24,443 24,965 0,707 24,443 25,1492025 2 0,390 24,665 25,055 0,522 24,665 25,187 0,707 24,665 25,3722026 1 0,390 25,027 25,417 0,522 25,027 25,549 0,707 25,027 25,7332026 2 0,390 25,493 25,883 0,522 25,493 26,015 0,707 25,493 26,1992027 1 0,390 25,911 26,301 0,522 25,911 26,433 0,707 25,911 26,6182027 2 0,390 26,296 26,686 0,522 26,296 26,818 0,707 26,296 27,0032028 1 0,390 26,470 26,860 0,522 26,470 26,992 0,707 26,470 27,1762028 2 0,390 26,490 26,880 0,522 26,490 27,012 0,707 26,490 27,1972029 1 0,390 26,510 26,900 0,522 26,510 27,032 0,707 26,510 27,2172029 2 0,390 26,530 26,921 0,522 26,530 27,053 0,707 26,530 27,2372030 1 0,390 26,551 26,941 0,522 26,551 27,073 0,707 26,551 27,2572030 2 0,390 26,571 26,961 0,522 26,571 27,093 0,707 26,571 27,277

TERMICAS COSTA ATLÁNTICA

AÑO SEMESTRE

TermoGuajira Termicas en Barranquilla Termicas en Cartagena

41

Tabla 6. Precio Plantas Térmicas Interior – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU.

PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS


2012 1 1,548 5,760 7,308 2,748 5,760 8,508 1,717 5,760 7,477 1,834 5,760 7,5935 2,224 5,760 7,98342012 2 1,548 5,577 7,125 2,748 5,577 8,326 1,717 5,577 7,294 1,834 5,577 7,4110 2,224 5,577 7,80092013 1 1,548 5,549 7,097 2,748 5,549 8,297 1,717 5,549 7,266 1,834 5,549 7,3826 2,224 5,549 7,77252013 2 1,548 5,468 7,016 2,748 5,468 8,217 1,717 5,468 7,185 1,834 5,468 7,3020 2,224 5,468 7,69192014 1 1,548 5,554 7,102 2,748 5,554 8,302 1,717 5,554 7,271 1,834 5,554 7,3876 2,224 5,554 7,77752014 2 1,548 5,675 7,222 2,748 5,675 8,423 1,717 5,675 7,392 1,834 5,675 7,5083 2,224 5,675 7,89812015 1 1,548 5,762 7,310 2,748 5,762 8,510 1,717 5,762 7,479 1,834 5,762 7,5956 2,224 5,762 7,98552015 2 1,548 5,823 7,370 2,748 5,823 8,571 1,717 5,823 7,540 1,834 5,823 7,6563 2,224 5,823 8,04622016 1 1,548 18,806 20,353 2,748 5,911 8,659 1,717 18,806 20,523 1,834 18,806 20,6392 2,224 18,806 21,02912016 2 1,548 18,866 20,414 2,748 5,995 8,743 1,717 18,866 20,583 1,834 18,866 20,6999 2,224 18,866 21,08982017 1 1,548 19,032 20,580 2,748 6,084 8,832 1,717 19,032 20,749 1,834 19,032 20,8656 2,224 19,032 21,25552017 2 1,548 19,275 20,823 2,748 6,147 8,895 1,717 19,275 20,992 1,834 19,275 21,1087 2,224 19,275 21,49852018 1 1,548 19,575 21,123 2,748 6,236 8,985 1,717 19,575 21,292 1,834 19,575 21,4090 2,224 19,575 21,79892018 2 1,548 19,920 21,468 2,748 6,308 9,056 1,717 19,920 21,637 1,834 19,920 21,7535 2,224 19,920 22,14332019 1 1,548 20,217 21,765 2,748 6,398 9,146 1,717 20,217 21,934 1,834 20,217 22,0507 2,224 20,217 22,44062019 2 1,548 20,480 22,028 2,748 6,443 9,191 1,717 20,480 22,197 1,834 20,480 22,3140 2,224 20,480 22,70392020 1 1,548 20,697 22,244 2,748 6,533 9,281 1,717 20,697 22,414 1,834 20,697 22,5302 2,224 20,697 22,92012020 2 1,548 20,879 22,427 2,748 6,554 9,302 1,717 20,879 22,596 1,834 20,879 22,7124 2,224 20,879 23,10232021 1 1,548 21,268 22,816 2,748 6,643 9,391 1,717 21,268 22,985 1,834 21,268 23,1019 2,224 21,268 23,49182021 2 1,548 21,816 23,363 2,748 6,684 9,432 1,717 21,816 23,533 1,834 21,816 23,6493 2,224 21,816 24,0392

TERMICAS DEL INTERIOR T. Dorada (CHEC)

AÑO SEMESTRE

T. Centro (ISAGEN) T. Sierra (EEPPM)

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

T. Merilectrica Termopalenque

42

Tabla 6. Precio Plantas Térmicas Interior – Escenario de Referencia (US$ Constantes Dic. 2011) / MBTU. Continuación

PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS


PRECIO BOCA POZO


PRECIO BOCA POZO


2022 1 1,548 22,292 23,840 2,748 6,773 9,521 1,717 22,292 24,009 1,834 22,292 24,1259 2,224 22,292 24,51582022 2 1,548 22,718 24,266 2,748 6,812 9,561 1,717 22,718 24,435 1,834 22,718 24,5515 2,224 22,718 24,94132023 1 1,548 23,131 24,678 2,748 6,902 9,650 1,717 23,131 24,848 1,834 23,131 24,9642 2,224 23,131 25,35412023 2 1,548 23,536 25,084 2,748 6,969 9,717 1,717 23,536 25,253 1,834 23,536 25,3694 2,224 23,536 25,75932024 1 1,548 23,882 25,430 2,748 7,058 9,806 1,717 23,882 25,599 1,834 23,882 25,7157 2,224 23,882 26,10562024 2 1,548 24,186 25,734 2,748 7,071 9,820 1,717 24,186 25,903 1,834 24,186 26,0195 2,224 24,186 26,40942025 1 1,548 24,443 25,990 2,748 7,160 9,908 1,717 24,443 26,160 1,834 24,443 26,2762 2,224 24,443 26,66602025 2 1,548 24,665 26,213 2,748 7,161 9,909 1,717 24,665 26,382 1,834 24,665 26,4989 2,224 24,665 26,88882026 1 1,548 25,027 26,574 2,748 7,248 9,997 1,717 25,027 26,744 1,834 25,027 26,8603 2,224 25,027 27,25012026 2 1,548 25,493 27,040 2,748 7,243 9,992 1,717 25,493 27,210 1,834 25,493 27,3263 2,224 25,493 27,71622027 1 1,548 25,911 27,459 2,748 7,330 10,078 1,717 25,911 27,628 1,834 25,911 27,7448 2,224 25,911 28,13472027 2 1,548 26,296 27,844 2,748 7,311 10,059 1,717 26,296 28,013 1,834 26,296 28,1297 2,224 26,296 28,51962028 1 1,548 26,470 28,018 2,748 7,396 10,144 1,717 26,470 28,187 1,834 26,470 28,3034 2,224 26,470 28,69332028 2 1,548 26,490 28,038 2,748 7,360 10,108 1,717 26,490 28,207 1,834 26,490 28,3237 2,224 26,490 28,71352029 1 1,548 26,510 28,058 2,748 7,443 10,191 1,717 26,510 28,227 1,834 26,510 28,3439 2,224 26,510 28,73382029 2 1,548 26,530 28,078 2,748 7,389 10,137 1,717 26,530 28,248 1,834 26,530 28,3641 2,224 26,530 28,75402030 1 1,548 26,551 28,098 2,748 7,470 10,219 1,717 26,551 28,268 1,834 26,551 28,3843 2,224 26,551 28,77422030 2 1,548 26,571 28,119 2,748 7,331 10,080 1,717 26,571 28,288 1,834 26,571 28,4046 2,224 26,571 28,7945

TERMICAS DEL INTERIOR T. Centro (ISAGEN) T. Sierra (EEPPM) T. Dorada (CHEC)

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

TARIFA TRANSPORTE

AÑO SEMESTRE

T. Merilectrica

TARIFA TRANSPORTE

Termopalenque

43


PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS

PRECIO TOTAL GAS

NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS


TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS

PRECIO TOTAL GAS

NATURAL

2012 1 0,000 0,539 0,539 3,631 5,760 9,391 3,122 5,760 8,882 0,000 0,928 0,9282012 2 0,000 0,537 0,537 3,631 5,577 9,208 3,122 5,577 8,700 0,000 0,933 0,9332013 1 0,000 0,538 0,538 3,631 5,549 9,180 3,122 5,549 8,671 0,000 1,031 1,0312013 2 0,000 0,532 0,532 3,631 5,468 9,099 3,122 5,468 8,591 0,000 1,045 1,0452014 1 0,000 0,538 0,538 3,631 5,554 9,185 3,122 5,554 8,676 0,000 1,139 1,1392014 2 0,000 0,532 0,532 3,631 5,675 9,306 3,122 5,675 8,797 0,000 1,152 1,1522015 1 0,000 0,538 0,538 3,631 5,762 9,393 3,122 5,762 8,884 0,000 1,242 1,2422015 2 0,000 0,532 0,532 3,631 5,823 9,454 3,122 5,823 8,945 0,000 1,257 1,2572016 1 0,000 0,538 0,538 3,631 18,806 22,437 3,122 18,806 21,928 0,000 1,343 1,3432016 2 0,000 0,532 0,532 3,631 18,866 22,497 3,122 18,866 21,988 0,000 1,359 1,3592017 1 0,000 0,538 0,538 3,631 19,032 22,663 3,122 19,032 22,154 0,000 1,441 1,4412017 2 0,000 0,531 0,531 3,631 19,275 22,906 3,122 19,275 22,397 0,000 1,459 1,4592018 1 0,000 0,538 0,538 3,631 19,575 23,206 3,122 19,575 22,698 0,000 1,537 1,5372018 2 0,000 0,531 0,531 3,631 19,920 23,551 3,122 19,920 23,042 0,000 1,556 1,5562019 1 0,000 0,538 0,538 3,631 20,217 23,848 3,122 20,217 23,339 0,000 1,630 1,6302019 2 0,000 0,531 0,531 3,631 20,480 24,111 3,122 20,480 23,603 0,000 1,651 1,6512020 1 0,000 0,538 0,538 3,631 20,697 24,328 3,122 20,697 23,819 0,000 1,721 1,7212020 2 0,000 0,531 0,531 3,631 20,879 24,510 3,122 20,879 24,001 0,000 1,744 1,7442021 1 0,000 0,538 0,538 3,631 21,268 24,899 3,122 21,268 24,390 0,000 1,810 1,8102021 2 0,000 0,531 0,531 3,631 21,816 25,447 3,122 21,816 24,938 0,000 1,834 1,834


TARIFA TRANSPORTE

T. Piedras T. Valle (EPSA)

TARIFA TRANSPORTE

T. Emcali T. Yopal 1,2

AÑO SEMESTRE

44


PRECIO DE GAS


PRECIO DE GAS

PRECIO TOTAL GAS

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS

PRECIO GAS NATURAL

TARIFA TRANSPORTE

PRECIO DE GAS

PRECIO TOTAL GAS

2022 1 0,000 0,538 0,538 3,631 22,292 25,923 3,122 22,292 25,414 0,000 1,896 1,8962022 2 0,000 0,531 0,531 3,631 22,718 26,349 3,122 22,718 25,840 0,000 1,921 1,9212023 1 0,000 0,538 0,538 3,631 23,131 26,762 3,122 23,131 26,253 0,000 1,979 1,9792023 2 0,000 0,530 0,530 3,631 23,536 27,167 3,122 23,536 26,658 0,000 2,007 2,0072024 1 0,000 0,538 0,538 3,631 23,882 27,513 3,122 23,882 27,004 0,000 2,061 2,0612024 2 0,000 0,530 0,530 3,631 24,186 27,817 3,122 24,186 27,308 0,000 2,090 2,0902025 1 0,000 0,538 0,538 3,631 24,443 28,074 3,122 24,443 27,565 0,000 2,139 2,1392025 2 0,000 0,530 0,530 3,631 24,665 28,296 3,122 24,665 27,787 0,000 2,170 2,1702026 1 0,000 0,538 0,538 3,631 25,027 28,658 3,122 25,027 28,149 0,000 2,216 2,2162026 2 0,000 0,530 0,530 3,631 25,493 29,124 3,122 25,493 28,615 0,000 2,249 2,2492027 1 0,000 0,538 0,538 3,631 25,911 29,542 3,122 25,911 29,033 0,000 2,290 2,2902027 2 0,000 0,530 0,530 3,631 26,296 29,927 3,122 26,296 29,418 0,000 2,325 2,3252028 1 0,000 0,538 0,538 3,631 26,470 30,101 3,122 26,470 29,592 0,000 2,362 2,3622028 2 0,000 0,529 0,529 3,631 26,490 30,121 3,122 26,490 29,612 0,000 2,399 2,3992029 1 0,000 0,538 0,538 3,631 26,510 30,141 3,122 26,510 29,632 0,000 2,432 2,4322029 2 0,000 0,529 0,529 3,631 26,530 30,162 3,122 26,530 29,653 0,000 2,470 2,4702030 1 0,000 0,538 0,538 3,631 26,551 30,182 3,122 26,551 29,673 0,000 2,499 2,4992030 2 0,000 0,529 0,529 3,631 26,571 30,202 3,122 26,571 29,693 0,000 2,539 2,539

T. Yopal 1,2 TERMICAS DEL INTERIOR

T. Piedras

TARIFA TRANSPORTE

T. Valle (EPSA)

TARIFA TRANSPORTE

T. Emcali

AÑO SEMESTRE

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