Proyecciones de gas naturalEn esta sección se presenta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (PAGN) y las proyecciones de demanda de este combustible, actualizadas a junio de 2021 por la UPME en su documento “Proyección de Demanda de Energía Eléctrica y Gas Natural 2021-2035”.
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| Esta demanda se compara con el potencial de producción (oferta) de la declaratoria de producción 2021-2030, publicada por Minminas, y se efectúa un cruce oferta-demanda.
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Plan de abastecimiento de gas natural (Resolución Minminas 40304 de octubre de 2020)
Minminas adoptó el PAGN mediante la Resolución 40304 de octubre de 2020. Para ello, en julio de 2020 recibió de la UPME el “Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019-2028” , en el que se recomendaron los proyectos a incluir.
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A continuación se detallan los ocho proyectos del PAGN.
Promigas, como propietario y operador del tramo Cartagena-Barranquilla, sugiere la incorporación en el PAGN de la ampliación de la capacidad en el sentido Cartagena hacia Barranquilla, que se requeriría para poder transportar gas desde los campos del VIM y la planta de SPEC LNG ubicada en Cartagena.
Proyección de la demanda de gas natural 2021-2035 (junio de 2021)
La demanda proyectada en este documento, actualizado en junio de 2021, consta de tres componentes: estimación del consumo de los sectores agregados (residencial, terciario, industrial, transporte, petroquímico y compresores), reporte de consumo del sector petrolero de acuerdo con las expectativas de Ecopetrol (refinerías y proyectos de extracción), y cálculo del consumo del sector termoeléctrico, de acuerdo con la proyección de demanda de electricidad y de la hidrología del país.
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Proyecciones UPME-Gbtud
El valor esperado para la demanda de gas natural del sector agregado, en el corto plazo (2021-2022) estaría entre 510 y 543 Gbtud. Se espera una demanda con un comportamiento estacional histórico, una disminución del consumo durante los primeros meses del año y un aumento de este hacia los últimos meses, en línea con el comportamiento general de la economía.
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| Entre abril de 2021 y diciembre de 2035, el crecimiento de la demanda sería de 17 %. En promedio, un crecimiento anual de 1,18 %. La UPME estima que los efectos de la pandemia desplazaron el nivel esperado de demanda de este sector entre seis y ocho años.
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Demanda de gas natural sector agregados-Gbtud
Demanda de gas natural escenario medio-Gbtud
La demanda de gas del sector agregado en nuestro país se sustenta en más de 75 % en los consumos de los subsectores industrial y residencial; de allí la relativa ciclicidad de este sector.
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| En este escenario medio no se observa en el horizonte de proyección variaciones significativas en la demanda de subsectores tales como transporte, comercial y compresores; solo crecimientos vegetativos.
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Demanda de gas natural sector petrolero-Gbtud
La demanda de este sector, suministrada a la UPME por Ecopetrol, presenta una revisión a la baja con respecto a lo reportado en 2020. En el escenario bajo se presentan menores consumos a partir de 2026 como resultado de la implementación de proyectos de eficiencia energética y de sustitución de gas natural.
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| El escenario alto supone un incremento en el uso de gas para proyectos de la región Centro a partir de 2024.
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Demanda de gas natural sector termoeléctrico-Gbtud
En este documento, la UPME proyecta el consumo de gas de las térmicas con una revisión a la baja en los escenarios medio y bajo del análisis de junio 2021 respecto a los escenarios 2020. Lo anterior indica una perspectiva de aportes hidrológicos promedio o superiores y, como consecuencia, un menor despacho de las térmicas.
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| Por el contrario, en el escenario alto se establecen supuestos de menores lluvias, por lo que la demanda oscila entre 130 Gbtud y picos por encima de los 600 Gbtud, a lo largo del periodo proyectado.
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Escenarios de demanda de gas natural versus potencial de producción
Con los escenarios de demandas totales planteados por la UPME y los potenciales de producción de la declaratoria de Minminas se detectan posibles déficits de gas entre 2021 y 2030, los cuales deberían ser cubiertos en su mayor parte con el GNL importado y regasificado por SPEC y las nuevas infraestructuras.
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Escenario bajo-Gbtud
En este escenario, la UPME estima una demanda de gas natural con relativa volatilidad, especialmente en los primeros años del horizonte de proyección, con un máximo en septiembre de 2023 (900 Gbtud) y un mínimo en enero de 2027 (750 Gbtud), sustentado, a partir de esa fecha, por menores consumos del sector petrolero por las causas antes expuestas. Se estiman déficits a partir de agosto de 2026.
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Escenario medio-Gbtud
Para este escenario medio de demanda, no se prevén situaciones que generen cambios significativos, a no ser por un eventual fenómeno de El Niño en 2023 de cierta intensidad y el comportamiento estacional histórico del sector agregado que, siguiendo los vaivenes de la economía, genera picos de demanda en los segundos semestres de cada año. Se estiman en este escenario déficits a partir de noviembre de 2025.
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Escenario alto-Gbtud
La mayor volatilidad en la demanda de gas natural entre 2021 y 2036 sucede en este escenario, motivada por menores aportes hidrológicos para los embalses (por lo tanto, picos de demanda para las centrales térmicas) y estimaciones crecientes de consumos de Ecopetrol por proyectos ubicados en la región Centro.
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| El pico máximo de demanda se observa en diciembre de 2033 (1.320 Gbtud), mientras que el mínimo sucedería en enero de 2024 (1.147 Gbtud).
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