Estudio de suministro de gas natural desde Venezuela y Colombia a Costa Rica y Panamá

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Otros Autores:	German Agency for Technical Cooperation
Formato:	Texto
Lenguaje:	Spanish / Castilian
Publicado:	CEPAL 2014
Materias:	GAS NATURAL COMERCIO DE SERVICIOS INFRAESTRUCTURA FISICA REGULACION ECONOMICA NATURAL GAS TRADE IN SERVICES PHYSICAL INFRASTRUCTURE ECONOMIC REGULATION
Acceso en línea:	http://hdl.handle.net/11362/6400
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spelling	oai-11362-64002020-11-19T01:58:04Z Estudio de suministro de gas natural desde Venezuela y Colombia a Costa Rica y Panamá German Agency for Technical Cooperation NU. CEPAL OLADE NU. CEPAL. División de Recursos Naturales e Infraestructura GAS NATURAL COMERCIO DE SERVICIOS INFRAESTRUCTURA FISICA REGULACION ECONOMICA NATURAL GAS TRADE IN SERVICES PHYSICAL INFRASTRUCTURE ECONOMIC REGULATION Incluye Bibliografía El presente estudio concluye que existen buenas perspectivas para abastecer la región sur de América Central con gas natural proveniente de Sudamérica. En efecto, las necesidades de Panamá y Costa Rica podrían ser atendidas, en su mayor parte, con los excedentes que espera Colombia entre 2004 y 2010. Dichos excedentes resultarían del esfuerzo realizado para abastecer el mercado interno elevando la producción hasta un nivel situado entre 1 300 y 1 400 millones de pies cúbicos diarios a partir de las reservas probadas. Más allá del 2010 la ampliación volumétrica y temporal de las exportaciones dependerán del éxito que se obtenga en la comprobación de reservas adicionales, o bien de importaciones desde Venezuela, a fin de constituir una oferta complementaria a la producción nacional, que pueda cubrir las altas variaciones del consumo colombiano, provocadas por la incertidumbre de la generación hidroeléctrica. El proyecto de llevar gas a los países vecinos se realizaría como una oportunidad de negocio en el marco de la política gubernamental que busca incentivar la participación del sector privado y promover la competencia. En este trabajo se demuestra también que el Istmo Centroamericano podría ser abastecido con gas de Venezuela. Los recursos de ese país son de magnitud considerable. En el escenario de mayor demanda, que implica uso intensivo del gas natural en la generación de electricidad y exportaciones masivas mediante gasoducto, los mercados interno y externo se podrían satisfacer holgadamente con las reservas probadas de 1997 hasta más allá de 2020. Ese último año las reservas todavía tendrían un horizonte de entre 19 y 23 años adicionales, ello sin considerar que el número de yacimientos con reservas certificadas crecerá en las próximas dos décadas, en razón de los descubrimientos derivados de la actividad exploratoria y de las mejoras en las técnicas de extracción. Al igual que en el caso anterior, el proyecto se llevaría a cabo como una iniciativa del sector privado en el marco de la nueva legislación venezolana. Si bien las rutas de ductos que aquí se proponen deberían ser estudiadas con mucho más detalle, sobre todo su impacto ambiental, la propuesta diseñada requiere la construcción de una tubería submarina que enlace la costa atlántica de Colombia con la de Panamá. En el punto de llegada se conectaría con un gasoducto terrestre que llevaría el energético hasta su destino final en Panamá y Costa Rica. Asimismo, como se anticipó previamente, los volúmenes disponibles para el Istmo se verían incrementados si el gas de Venezuela ingresa al mercado colombiano. Ello requeriría la construcción de un gasoducto en territorio venezolano que, atravesando el país de este a oeste, enlace las principales zonas productoras con la frontera oriental del país y de ahí con la red troncal de gasoductos de Colombia. En este estudio se diseñó un gasoducto Venezuela-Colombia según tres opciones. La primera consiste en un tubo de 20 pulgadas de diámetro, 937 kilómetros de longitud, capacidad máxima de transporte de 6.0 millones de metros cúbicos diarios, y costo de 376 millones de dólares. Añadiendo otras unidades de compresión el caudal máximo se podría elevar a 7.2 millones de metros cúbicos diarios; la inversión resultante alcanzaría 406 millones de dólares. La tercera opción consiste en ampliar el diámetro de la tubería a 24 pulgadas; en este caso la capacidad aumentaría a 11.7 millones de metros cúbicos diarios y la inversión a 508 millones de dólares. Cabe destacar que la única finalidad de este gasoducto, en sus tres opciones, es transportar los volúmenes de gas que demanda la región sur del Istmo Centroamericano, es decir, el transportista no estaría obligado a satisfacer ni total ni parcialmente la demanda doméstica venezolana. Asimismo, se analizó un gasoducto entre Bahía Las Minas, Panamá, y Puerto Limón, Costa Rica, que alimentaría a una planta termoeléctrica de ciclo combinado de 500 MW. El consumo alcanzaría 2.2 millones de metros cúbicos diarios, la inversión 139 millones de dólares, el valor presente neto de las ventas 265 millones de dólares y la tasa interna de retorno del 12.5%. Por otra parte, se calcularon las tarifas de peaje que permitirían a la empresa transportista recuperar todos sus costos, inclusive el de capital, mediante el método del costo nivelado. Se utilizó una tasa de descuento de 12% en términos reales. En el caso del gasoducto 20 pulgadas y baja capacidad de compresión que uniría Venezuela y Colombia la tarifa variaría entre 0.764 y 0.795 dólares por millón de Btu, según que el costo medio ponderado de las fuentes de financiamiento (WACC); sea de 12% o 12.75% . Si se triplicara la capacidad de compresión esas tarifas se elevarían a 0.75 y 0.779 dólares respectivamente. En cambio, para el gasoducto de 24 pulgadas y alta capacidad de compresión las tarifas se reducirían a 0.589 y a 0.612 dólares. Esta apreciable disminución respecto a los casos anteriores se debe fundamentalmente a la reducción del costo de inversión. Para el gasoducto Bahía Las Minas-Puerto Limón la tarifa alcanzaría de 0.903 dólares (0.687 por inversión y 0.216 por otros costos);. Existe incertidumbre respecto al costo de adquisición del gas en Anaco, Venezuela. La información proporcionada por PDVSA-Gas indica que el precio actual es de 0.40 dólares por millón de Btu (MMBtu);, determinado sobre la base de los costos exploración, desarrollo, producción, tratamiento y endulzamiento, así como el costo de capital. Sin embargo, también indican que para el futuro debe tomarse en cuenta un precio de alrededor de 0.60 dólares por MMBtu, más 20% de regalías (sobre el precio boca de pozo); que se tendría con la nueva ley para el gas no asociado. La incertidumbre es todavía mayor para los requerimientos colombianos de gas importado. Para el escenario de costos de gasoductos presentados en este estudio y con el precio de adquisición mencionado, el precio de entrega de gas venezolano en frontera de Colombia podría variar entre un mínimo de 1.309 dólares por MMBtu hasta un máximo de 1.484 dólares, para una importación de 11.65 y 6.0 millones de metros cúbicos por día, respectivamente. Estos precios serían económicamente competitivos con las fuentes nacionales de Colombia. En cuanto a los precios de entrega de gas natural en el punto de llegada en Panamá, calculado en un estudio independiente, es atractivo para la generación eléctrica, ya que permitiría colocar la producción de plantas termoeléctricas en el mercado spot de Panamá, o en el de América Central. Asimismo, el precio de entrega de gas natural en Puerto Limón, Costa Rica, se encuentra en el límite superior para permitir que una central de generación eléctrica pueda colocar su producción en el mercado spot de América Central, alrededor de los 5.6 centavos/Kwh. 2014-01-02T16:25:54Z 2014-01-02T16:25:54Z 2002-06 Texto Documento Completo 923219601 http://hdl.handle.net/11362/6400 LC/L.1675-P LC/MEX/L.515 es Serie Recursos Naturales e Infraestructura 40 application/pdf COLOMBIA COSTA RICA PANAMA VENEZUELA (REPUBLICA BOLIVARIANA DE) COLOMBIA COSTA RICA PANAMA VENEZUELA (BOLIVARIAN REPUBLIC OF) CEPAL

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