Respuestas Minminas Proposicion No. 039 - Debate Metroplus

CUESTIONARIO SOBRE COMBUSTIBLE A USAR EN SISTEMAS DE TRANSPORTE MASIVO Comisión Quinta Senado de la República 1. En materia de generación de energía para alimentar los sistemas masivos de transporte, cuál considera ese Ministerio que es el mejor tipo de combustible? R/ De acuerdo con lo previsto por el Artículo 6° de la Ley 1083 de 2006, en los procesos licitatorios que se adelanten para adjudicar la prestación del servicio de transporte masivo de pasajeros, deberá preverse que todos los vehículos que se vinculen para el efecto, incluyendo los que cubrirán las rutas alimentadoras, funcionarán con combustibles limpios. De conformidad con lo establecido en la mencionada Ley, se expidió la Resolución 18 0158 de 2007 mediante la cual se determinan los combustibles limpios, teniendo como criterio fundamental el contenido de sus componentes, con el propósito de garantizar un ambiente sano y minimizar los riesgos sobre la salud humana. En este orden de ideas, la Resolución 18 0158 de 2007 consideran como combustibles limpios, los siguientes: a) Hidrógeno. b) Alcohol Carburante o etanol anhídro desnaturalizado. c) Gas Natural. d) Gas Licuado de Petróleo – GLP. e) Biocombustible para uso en motores diesel (Biodiesel). f) Diesel hasta de 50 ppm de azufre. g) Gasolina reformulada. La citada Resolución también establece que la energía eléctrica es una forma de energía limpia que puede ser utilizada para la movilización de vehículos. De lo anterior se concluye que cualquiera de los combustibles mencionados puede ser utilizado para los Sistemas de Transporte de Masivo. Sin embargo, la selección de la mejor alternativa para la movilización de los Sistemas de Transporte de Masivo, no solo debe involucrar el criterio de uso de combustibles limpios, sino además la disponibilidad de los mismos en el largo plazo. En cuanto al suministro de combustibles líquidos, se puede mencionar que el Gobierno Nacional ha venido intensificando las acciones orientadas en continuar promoviendo la exploración y explotación de hidrocarburos. En desarrollo de esta política, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ha intensificado las labores de promoción y asignación de áreas, no solo bajo la asignación de áreas libres, sino a través del desarrollo de Rondas. De esta manera, se avanza en el cumplimiento de las siguientes metas para el presente cuatrienio: i) suscribir, en promedio, 30 nuevos contratos anuales de

exploración y producción; ii) adquirir en promedio 32.000 kilómetros equivalentes de sísmica 2D; y iii) lograr la perforación de, en promedio, 40 nuevos pozos exploratorios por año (pozos a-3). A la fecha se ha logrado la suscripción de 77 nuevos contratos, la perforación de 124 pozos exploratorios y el disparo de 28.856 kilómetros de sísmica equivalente en dos dimensiones. De igual forma, a finales de 2007, la producción de petróleo alcanzó los 558 mil barriles diarios en promedio, 31.000 barriles más que el año anterior y muy superior a la meta promedio para el año 2007 que era de 516.000 barriles por día. Estos resultados muy positivos, alejan el horizonte de una importación neta de petróleo más allá del 2015, dando el tiempo necesario para que se concreten nuevos hallazgos, para lo cual se continuará con intensas actividades en materia de exploración. Basta recordar, que cuando el Presidente Uribe arribó al Gobierno en el año 2002, el panorama de pérdida de la autosuficiencia petrolera estaba en el año 2009. Para el caso del gas natural, es preciso señalar que actualmente no existe certidumbre para que se puedan asumir compromisos de suministro de gas natural en firme para periodos de largo plazo como los requeridos para la viabilización de este tipo de proyectos, dado que los balances volumétricos muestran que a partir del 2013 se prevén restricciones en la oferta de gas natural para atender la demanda, para lo cual se hace necesario contar con proyectos de expansión en la producción de los campos existentes, la entrada en producción de algunos de los proyectos ya contratados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH y/o contar con la importación de este energético, por lo tanto no es recomendable este uso. Caso contrario, es que nuestro país cuenta con una amplia y suficiente oferta de energía eléctrica, la cual sí puede asegurar la atención de este proyecto para el largo plazo, a precios competitivos. Por lo expuesto anteriormente la energía eléctrica es la alternativa a ser utilizada para la operación de Sistemas Integrados de Transporte Masivo, con lo cual se estaría haciendo un uso eficiente de la canasta energética nacional.

2. Dependiendo de la respuesta anterior, favor elaborar cuadro comparativo de costos de operación del sistema METROPLUS de Medellín con base en el tipo de combustible escogido respecto del Gas, Diesel y la Energía Eléctrica. R/ Este Ministerio no cuenta con la información relacionada con los costos operacionales de los Sistemas de Transporte Masivo.

3. Cuál es el aporte financiero para el apalancamiento del proyecto por parte del Gobierno Nacional y a cargo de ese Ministerio. R/ Este Ministerio no participa en representación de la Nación en la cofinanciación de proyectos relacionados con Sistemas de Transporte Masivo.

4. ¿A la fecha que disponibilidad de Gas Natural existe y con qué infraestructura se cuenta para que llegue a las zonas o regiones y especialmente al departamento de Antioquia? R/ A 31 de mayo de 2008 la producción de gas natural alcanzó los 926,1 GBTU/D y se estima que el comportamiento proyectado de la producción alcanzará los 1023,5 GBTUD en marzo de 2009, con ocasión de la entrada en operación de la compresión en el campo de Chuchupa, tal como se muestra a continuación:

Fuente. Consejo Nacional de Operación de Gas.

Adicionalmente, teniendo en cuenta el incremento de la demanda y la declinación de algunas fuentes de suministro, el Ministerio de Minas y Energía continúa implementado las medidas necesarias para asegurar el abastecimiento de gas natural en el corto, mediano y largo plazo, estableciendo como principales estrategias para el logro de este

objetivo, el impulso a las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos y el desarrollo de intercambios internacionales de gas natural. Tal como se observa en la siguiente gráfica, se muestra la cronología de los proyectos que aportarán producción en el mediano plazo: Gibraltar, en enero de 2010, con una producción de 30 MPCD la cual se encuentra actualmente totalmente contratada. El Proyecto LTO2 en Cusiana que según cronograma preliminar estaría disponible para diciembre de 2009 una producción adicional de 70 MPCD, la cual será ofrecida en el segundo semestre de 2008, de los cuales 22MPCD son de ECOPETROL, 14 MPCD son de la ANH y los 34MPCD restantes serán ofrecidos por la BP (este volumen incluye las participaciones de Tepma). Proyecto Planta de Gas de Cupiagua (140 MPCD) a partir de marzo de 2011, 100% producción de Ecopetrol, cuyo ofrecimiento al mercado todavía no ha sido definido por esta empresa. Importación de 150 MPCD de gas natural desde Venezuela, a partir de enero de 2012.

 





1,300

IMPORTACIÓN

COMPRESION GUAJIRA

1,200

DISPONIBILIDAD (GBTUD)

1,100

MANEJO PRESION

1,000 900 800 700

70 MPCD 140 MPCD

600

LA 70 MPCD CRECIENTE

500 400 300 200

Otros campos Interior

Gibraltar

Otros Costa+La Creciente

Guajira

oct-20

may-20

jul-19

dic-19

feb-19

abr-18

sep-18

jun-17

nov-17

ene-17

ago-16

oct-15

mar-16

may-15

jul-14

dic-14

feb-14

abr-13

sep-13

jun-12

Cusiana

nov-12

ene-12

ago-11

mar-11

oct-10

may-10

jul-09

feb-09

abr-08

sep-08

jun-07

nov-07

ene-07

-

dic-09

GIBRALTAR

100

Importación

Fuente. Ecopetrol

Existen otros proyectos, como la Creciente, en el departamento de Sucre o el de Gas Metano Asociado al Carbón, en el departamento del Cesar, que si bien ya declararon a la ANH, un descubrimiento de gas, actualmente se encuentran en la etapa de pruebas extensas de producción, con lo cual hoy en día no es posible, por parte de este Ministerio, asegurar que contaremos con esta disponibilidad de gas en el mediano y largo plazo.

De otra parte, y frente a la anterior situación, el Ministerio de Minas y Energía se encuentra diseñando algunos instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional en el corto mediano y largo plazo, a través de: i) procedimientos de comercialización que permitirán asignar el gas natural disponible prioritariamente a la atención de la demanda interna y entre ésta, a los usuarios residenciales-comerciales, ii) reflejar el precio de escasez de este energético en el mercado colombiano, el cual estará altamente influenciado por el comportamiento creciente que viene registrando el petróleo y los demás combustibles sustitutos, iii) interrupción de las exportaciones cuando se requieran para asegurar el abastecimiento nacional, reconociendo el costo de oportunidad, iv) procedimiento de certificación de reservas, a través de organismos especializados, v) reconocimiento tarifario de inversiones en confiabilidad que presenten los Agentes, para asegurar la continuidad del servicio, bajo criterios de eficiencia que determinará la CREG. En relación con la infraestructura que interconecta las principales fuentes de suministro de gas natural con el Departamento de Antioquia, se muestran en la gráfica a continuación:

Desde los campos de Guajira y Cusiana hasta el nodo de Sebastopol la empresa transportadora es TGI S.A. E.S.P. y de Sebastopol hasta la ciudad de Medellín la empresa transportadora es Transmetano S.A. E.S.P.

Dichas capacidades de transporte, actualmente se encuentran contratadas por lo Agentes hasta el año 2011. No obstante para las ampliaciones de producción desde los campos Gibraltar y Cusiana previstas para el 2009-2010, se requerirá de nuevas inversiones en nuevos sistemas de transporte por ductos, como es el caso del gasoducto Gibraltar-Bucaramanga, que ya se encuentra en la etapa de licenciamiento ambiental y negociación de tierras, o de inversiones en compresión, para el caso del gasoducto Cusiana-el Provenir – Vasconia, que los Agentes ya se encuentran evaluando.

5. Con qué reservas se cuenta actualmente de Gas Natural. R/ De conformidad con la información recibida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, las reservas totales de gas natural a 31 de diciembre de 2007 son de 6.859.05 GPC (Giga Pies Cúbicos) de las cuales 3.881,35 GPC son reservas probadas.