PLan de Abastecimiento Combustibles 2021

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3 PLAN DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
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Tema: CONFIABILIDAD
Noviembre 2021
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PLAN INDICATIVO DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS – ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD
DOCUMENTO DE CONSULTA
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7 REPUBLICA DE COLOMBIA
8 Ministerio de Minas y Energía
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10
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12
13
14
15 Christian Rafael Jaramillo Herrera
16 DIRECTOR GENERAL
17
18 SUBDIRECCIÓN DE HIDROCARBUROS
19
20
21 Bogotá D.C – Colombia
22
23
24 .
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2
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27 CONTENIDO
28
29 1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................. 5
30 2. NECESIDADES DE CONFIABILIDAD ............................................................................................. 7
31 3. EJERCICIO DE CONFIGURACIONES PARA PROVEER CONFIABILIDAD ......................... 15
32 3.1 Análisis Probabilístico ................................................................................................................ 15
33 3.1.1 Alternativas analizadas de infraestructura para confiabilidad ................................. 15
34 3.1.2 Escenario 2: Cabotaje por Buenaventura – Costos y Tarifas de Confiabilidad ... 21
35 Flujos comprometidos por confiabilidad – Escenario Alternativa 2 ............................................. 24
36 3.1.3 Escenario 3: Poliducto Coveñas – Puerto Salgar: Costos y Tarifas de
37 Confiabilidad .......................................................................................................................................... 26
39 3.1.4 Escenario 5: Férreo Ciénaga-Puerto Salgar – Costos y Tarifas de Confiabilidad27
41 3.2 Análisis Determinístico ............................................................................................................... 30
42 3.2.1 Almacenamiento Estratégico Determinístico ...................................................................... 30
43 4. CONCLUSIÓN .................................................................................................................................... 31
44 ANEXO 1: METODOLOGÍA EMPLEADA PARA ESTIMAR Y COMPARAR LOS COSTOS DIRECTOS DE LA
45 INFRAESTRUCTURA........................................................................................................................................ 32
46 Valor esperado de demanda no abastecida (VEDNA)– Escenario Base ................................... 34
47 Costos indicativos de infraestructura de almacenamiento estratégico – Escenario Base ....... 37
48 Costo indicativo financiero del combustible almacenado – Escenario Base ............................. 39
49 Costos indicativos de Infraestructura de Confiabilidad ................................................................. 40
50 Estimación de remuneración de costos directos para infraestructura de confiabilidad............ 40
51 ANEXO 2: COSTOS INDICATIVOS DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE .................................................. 43
52 A2.1 Costos Indicativos de Poliductos .......................................................................................... 43
53 A2.2 Costos Indicativos de Sistemas de Bombeo ...................................................................... 44
54 A2.3 Costos Indicativos de Sistema de Almacenamiento ........................................................ 44
55 ANEXO 3: RELACIÓN DE UTILIZACIÓN DE DRA (DRAG REDUCING AGENT)................................................... 46
56 ANEXO 4: COSTOS DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES POR CARROTANQUE ............................................ 47
57 ANEXO 5: ESCENARIO 2 - COSTOS DE INFRAESTRUCTURA DE ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO .............. 51
58 Costos Estimados de Infraestructura de Confiabilidad– Escenario Alternativa 2 ..................... 51
3
59 Proyección de tarifas de remuneración para la nueva infraestructura de confiabilidad–

60 Escenario 2 .......................................................................................................................................... 52
61 Efecto potencial en la tarifa de transporte como resultado del cabotaje Cartagena-
62 Buenaventura y de evitar la ampliación del poliducto Puerto Salgar–Cartago –Escenario 2 . 53
64 Costos Indicativos de Infraestructura de Confiabilidad– Escenario Alternativa 3 ..................... 56
66 Escenario 3 .......................................................................................................................................... 56
68 Costos Indicativos de Infraestructura de Confiabilidad– Escenario Alternativa 5 ..................... 59
70 Escenario 5 .......................................................................................................................................... 59
71 Resumen: Comparación de los Costos y Tarifas por Confiabilidad para las Alternativas .............................. 61
72 REFERENCIAS ................................................................................................................................................. 62
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75 1. INTRODUCCIÓN
76
77 En coherencia con el análisis de la infraestructura existente en el sistema de suministro de
78 combustibles líquidos publicado en el primer documento del Plan Indicativo de Abastecimiento de
79 Combustibles Líquidos, en este segundo documento se evalúa la confiabilidad del sistema. Esto
80 es, se realizaron los ejercicios para determinar las vulnerabilidades del sistema ante ocurrencia
81 de fallas. Para ello se hacen dos (2) tipos de análisis: el probabilístico y el determinístico.
82 El problema de confiabilidad está planteado como la ausencia de soluciones integrales que
83 permitan asegurar la continuidad del funcionamiento de la cadena de distribución para atender las
84 necesidades en la demanda, incluso en presencia de fallas.
85 Este documento tiene por objeto realizar una consulta al público interesado con respecto a:
86 i. La definición de las necesidades de confiabilidad.
87
88 ii. La identificación de proyectos que permitan responder a las necesidades de confiabilidad.
89
90 iii. Las posibles configuraciones de soluciones que integren proyectos de manera tal que se
91 garantice la continuidad del suministro en presencia de fallas en el sistema.
92 El punto de partida del análisis de confiabilidad es la identificación de las vulnerabilidades en la
93 cadena de distribución de combustibles líquidos. Específicamente, se busca cuantificar la
94 demanda desabastecida como resultado de las fallas en alguno de los componentes de la cadena
95 y los tiempos durante los cuales esa demanda ha estado desabastecida.
96 Ambos componentes (volumen de demanda desabastecida y duración del desabastecimiento)
97 están basados en la información histórica proveída por el Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol,
98 Cenit y en menor medida por otros agentes de la cadena de distribución.
99 Las vulnerabilidades, traducidas a demanda desabastecida (Valor Esperado de Demanda No
100 Abastecida – en adelante VEDNA) se interpretan como las necesidades en términos de producto
101 (gasolinas, diésel, Jet Fuel y GLP) para distintas regiones del país. Esto cumple con el inciso (i)
102 de los objetivos de la consulta, definiendo unas necesidades de confiabilidad para la cadena. En
103 este tema en particular, se invita a los interesados a plantear sus observaciones con respecto a
104 los volúmenes que deben ser garantizados en el suministro, el número de días que se plantea
105 basado en información histórica de interrupción de suministro y la regionalización de las
106 necesidades.
107 Una vez planteadas las necesidades, es decir, teniendo un objetivo de volumen de producto cuyo
108 suministro debe estar asegurado para un número de días para cada región, se realiza un ejercicio
109 para analizar la confiabilidad de los proyectos que han sido identificados durante la elaboración
110 del Plan Indicativo, planteados por agentes (existentes y potenciales) de la cadena de distribución.
111 El ejercicio de combinar soluciones para los distintos trayectos que deben recorrer los productos
112 es, en este sentido, un ejercicio ilustrativo que construye configuraciones distintas para abastecer
113 la demanda ante fallas en la cadena y está elaborado a partir de la información indicativa de los
114 distintos proyectos y en algunos casos, empleando también información de terceros como fuente
115 para aquella información que no fue directamente suministrada por los proyectos.
5
116 Dentro del análisis probabilístico se parte del escenario base que se encuentra en el PIACL-
117 Análisis de Abastecimiento1 (diésel, gasolina corriente, gasolina extra, jet A1 y GLP) y de la
118 simulación de fallas (n-1) dentro del sistema. El espectro de tiempo analizado es de 2021 a 2035.
119 Por su parte, el análisis determinístico compara los costos de contar con almacenamiento en
120 función de los días de producto almacenado, sin asumir fallas en el sistema.
121 Como parte del ejercicio que ilustra algunas de las configuraciones presentadas, se estiman los
122 costos de cada una de ellas y su eventual impacto (aproximado) sobre el precio final de venta al
123 público. Se trata de una aproximación precisamente porque los costos empleados hasta el
124 momento son costos directos del desarrollo de dichas obras y, por ende, no incorporan los costos
125 indirectos, de externalidades o de efectos del entorno.
126 Desde el punto de vista metodológico, en un contexto en el cual la cadena de distribución pueda
127 contar con varias configuraciones para resolver el problema de abastecimiento, la manera más
128 eficiente de determinar cuál es la mejor configuración (que logre el objetivo con el menor costo)
129 es mediante un proceso competitivo.
130 Al igual que ha ocurrido en el sector eléctrico y en el sector de gas natural, la multiplicidad de
131 oferentes en igualdad de oportunidades en un proceso de selección permite decantar no
132 solamente el proponente con el menor costo, sino las configuraciones mismas, que pueden ser
133 combinaciones de transporte intermodal y almacenamiento que provean el nivel de confiabilidad
134 deseado.
135 En ese sentido, los efectos calculados sobre el precios final que se presentan en este documento
136 son también ilustrativos. El costo (directo, indirecto, con externalidades y efectos del entorno) final
137 será definido en el proceso competitivo, en función de la valoración de la inversión y de los riesgos
138 que realicen los proponentes.
139 Así mismo, las configuraciones de confiabilidad contenidas en este documento buscan analizar el
140 abanico de opciones que están identificadas, en términos de los distintos tipos de transporte y
141 almacenamiento. Esto incluye tanto proyectos funcionales actualmente, como proyectos que se
142 encuentran en desarrollo a partir de iniciativa privada.
143 Las configuraciones exactas que permitan responder a las necesidades de confiabilidad serán
144 desarrolladas por proponentes, considerando, como se ha mencionado anteriormente, tanto sus
145 requerimientos de inversión como los demás aspectos indirectos y externos, y con información
146 exacta sobre cada uno de los componentes del tipo de transporte, su probabilidad de falla y sus
147 alternativas de respaldo.
148 Para desarrollar este análisis se emplean los registros disponibles en el Sistema de Información
149 de Combustibles Líquidos – SICOM, la información reportada directamente por los agentes de la
150 cadena, la entregada por el Ministerio de Minas y Energía y aquella obtenida de los estudios
151 contratados por la UPME. Además, se utilizan los resultados del análisis presentado en el
152 documento del Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos (PIACL)– Análisis de
153 Abastecimiento, publicado en la página web de la entidad el pasado 10 de noviembre de 2021.
154 La retroalimentación que reciba la UPME permitirá avanzar en el análisis de la problemática, que
155 no es una problemática homogénea a nivel nacional, en la depuración de las cifras. Sobre todo,
1
https://www1.upme.gov.co/Paginas/Hidrocarburos.aspx Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles
Líquidos 2021.
6
156 permitirá profundizar en la identificación de riesgos asociados a las soluciones de manera individual
157 (transporte por poliducto, transporte férreo, transporte fluvial, cabotaje, almacenamiento) y de los
158 riesgos conjuntos de las posibles configuraciones para su posterior valoración.
159 Además, tanto las externalidades como los efectos del entorno local tienen un impacto sobre la
160 vida del proyecto que debe ser considerado desde el proceso de planeación, de manera que las
161 recomendaciones y las posteriores adopciones por parte del Ministerio de Minas y Energía sean
162 viables (que se puedan llevar a cabo en los términos anticipados), eficaces (que logren resolver
163 el problema planteado) y eficientes (que logren el resultado empleando la menor cantidad de
164 recursos).
165 Para ello, la UPME viene trabajando en el desarrollo de una metodología de enfoque territorial,
166 que permita incorporar esas particularidades del territorio dentro del análisis y una metodología
167 de valoración de externalidades, que permita considerar los costos y los beneficios netos a nivel
168 social de las distintas alternativas. Estas dos metodologías se encuentran en desarrollo. Se tiene
169 previsto contar con ellas a partir de enero de 2022 y a partir de ese momento serán utilizadas en
170 el plan.
171 El presente documento tiene la siguiente estructura:
172 En primer lugar, se plantean las necesidades identificadas de confiabilidad. En segundo lugar, se
173 presentan los resultados de un ejercicio de simulación, que toma tres (3) configuraciones para
174 atender las necesidades identificadas. Para estos 3 escenarios se hace una simulación de los
175 flujos comprometidos y se determina la capacidad requerida para cubrir los requerimientos de la
176 demanda en presencia de fallas en el sistema. Después se presenta el análisis determinístico
177 realizado para identificar la capacidad de almacenamiento necesaria, en función de la información
178 histórica, para contar con la firmeza en una solución de confiabilidad.
179 Los anexos contienen los soportes metodológicos empleados para el análisis y los ejercicios
180 numéricos de simulación de costos directos de los distintos escenarios analizados.
181 2. NECESIDADES DE CONFIABILIDAD

182
183 2.1 Contexto

184
185 Desde el punto de vista de la oferta en la cadena de distribución de combustibles líquidos en
186 Colombia está centrada en el suministro a partir de las dos grandes refinerías (REFICAR2 y CIB3).
187 Adicionalmente, como se explicó en detalle en el primer documento del Plan Indicativo de
188 Abastecimiento de Combustibles Líquidos (PIACL-Análisis de Abastecimiento) para cumplir con
189 los volúmenes necesarios para atender la demanda y con los estándares de calidad de los
190 productos, es necesario importar producto e internarlo, puesto que la mayor parte de la demanda
191 está concentrada en el centro del país.
192
193 El siguiente mapa contiene los balances de entradas de producto al sistema en la costa norte y
194 hasta Sebastopol y Lizama en el interior, incluyendo los movimientos por cabotaje, por poliducto y
2
Refinería de Cartagena.
3
Complejo Industrial de Barrancabermeja.
7
195 por carrotanque. La tabla que acompaña el mapa especifica los valores correspondientes a los
196 flujos por los distintos tramos del poliducto y medios alternos de transporte.
197
198 Las tablas fueron construidas con la información reportada por Cenit y Ecopetrol.
199
200 Flujos de producto Costa Atlántica
201
202 Fuente: Ecopetrol, Cenit. Elaboración: UPME, 2021.
203
8
Producto (en kBD) GM DO JP GLP Nafta

Cabotaje Cartagena-Pozos Colorados 4,2 30,9 1,8 4,5 -
Importación Cartagena - - - 5,1 -
Refinación Cartagena 27,1 58,8 7,0 1,7 -
Importación Barranquilla 7,0 2,8 - - -
Importación Pozos Colorados 47,2 0,0 0,9 0,0 41,8
Cartagena-Baranoa 10,9 8,4 2,1
Poliducto Pozos Colorados-Galán 45,2 28,1 - - 41,8
Otros medios Costa-Interior 6,1 2,8 2,6 4,3 -
Refinación Barrancabermeja 59,7 65,4 20,8 2,8
Poliducto Galán-Lizama 13,6 13,7 1,0
Poliducto Galán-Sebastopol
204 95,0 75,5 21,4 - 41,8
206
207 Con respecto a los flujos de producto en el interior del país,
208
209 Flujos de producto en el interior del país
210
212
9
TRAMO MEDIO GM: DO: JP: GLP: Nafta

Poliducto 34,6 24,4 5,0 - -
Sebastopol-Medellín
Carrotanque - - - 4,3 -
Poliducto 17,5 11,7 1,4 - -
Medellín-Cartago
Sebastopol-Pto. Salgar Poliducto 45,1 34,6 16,1 - -
Poliducto 14,1 11,6 0,1 - -
Pto. Salgar-Cartago
Carrotanque 5,7 -
Pto. Salgar-Mansilla Poliducto 28,9 22,6 16,0 - -
Poliducto 9,7 7,9 - -
Pto. Salgar-Gualanday
Poliducto 6,7 6,8 - - 41,8
Sebastopol-Sutamarchán
Carrotanque - - - 0.5 -
Poliducto 5,3 4,3 - - -
Sutamarchán-Tocancipá
213 Carrotanque - - - 0,5 -
215
216 Finalmente, los flujos del sur del país se presentan en el siguiente mapa y su correspondiente tabla.
217
218 El punto de entrega al suroccidente del país en los tramos finales del poliducto, hasta Yumbo se
219 conecta con el poliducto Buenaventura-Yumbo (bidireccional), que permite la entrada desde la
220 Costa Pacífica. Adicionalmente, el puerto de Tumaco está habilitado como fuente de suministro y
221 ha sido empleado para atender la región Nariño/Cauca/Putumayo en condiciones de limitación por
222 carrotanque desde Yumbo.
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10
246 Flujos de producto al interior del país
247
TRAMO MEDIO GM: DO: JP: GLP:
Poliducto 21,0 13,3 1,3 -
Cartago-Yumbo
Carrotanque - - - 5,2
Yumbo-Cauca/Nariño/Putumayo Carrotanque 2,0 1,2 - 3,7
Buenaventura Cabotaje 0,1 0,1 - -
248 Tumaco Cabotaje 0,4 0,2 - -
249 Fuente: Ecopetrol-Cenit. Elaboración: UPME, 2021.
250
251 2.2 Internación de producto
252 El primer elemento de confiabilidad es central a la logística de la cadena de distribución. La

253 internación implica transportar los productos, desde la costa Caribe hasta los centros de consumo
254 en el resto del país. El producto, como se describió en el primer documento del PIACL, puede ser
255 producido nacionalmente en REFICAR o importado.
256 Tradicionalmente, la internación de producto implicaba el cabotaje desde Cartagena (REFICAR y
257 plantas aledañas) hasta Pozos Colorados, luego usando el poliducto o por medio fluvial hasta CIB.
258 Actualmente, además de Cartagena, se interna producto importado por Barranquilla. Además, en
259 adición al uso poliducto y la navegación fluvial, se envía producto por medio de carrotanques.
260 En este contexto, solía el problema solía estar planteado como la necesidad de una “conexión
261 entre refinerías”. Sin embargo, la diversificación de fuentes de suministro adicionales a REFICAR,
11
262 amplía el espectro del análisis, más allá de la conexión, a un problema más genérico de
263 internación de producto.
264 En breve, para la internación de producto desde la Costa Caribe hasta el interior del país se
265 emplean distintas modalidades de transporte, en función de la disponibilidad de infraestructura
266 para recibo y entrega, y de las condiciones logísticas. Y, como se mencionó en la introducción, la
267 UPME ha identificado proyectos (adicionales a las empleadas actualmente) que permitirían
268 ampliar las opciones de internación.
269 Sin embargo, en este momento no existe una solución integral que permita determinar de manera
270 anticipada cuál es el modo de transporte que se debe usar para optimizar el uso de la
271 infraestructura y los costos asociados y que garantice el suministro de los productos al interior del
272 país en condiciones de falla.
273 Puesto que el objetivo es encontrar una solución de confiabilidad que permita tener firmeza
274 suficiente con respecto a la disponibilidad de producto, una solución integral podrá tener cuantas
275 capas de seguridad sean necesarias para alcanzar ese objetivo, combinando las distintas
276 modalidades de transporte y, por supuesto, incorporando de manera eficiente el almacenamiento
277 en la medida en que sea necesario.
278 2.3 Necesidades regionales de confiabilidad
279 A partir de la información histórica sobre fallas en los componentes del sistema de transporte, se
280 estimaron los volúmenes de combustible que deben ser abastecidos ante una falla en el
281 suministro, en promedio, de acuerdo con la demanda proyectada para el periodo 2026-2045.
282 La siguiente tabla resulta de un análisis regional de las fallas históricas y estima el volumen que
283 se requiere (flujo en kBD) para evitar un desabastecimiento. Además, identifica, también a partir
284 de los reportes de información, el tiempo (cuántos días) que en promedio se debe contar con ese
285 volumen para evitar un desabastecimiento.
286 Al hablar del flujo (kBD) que debe estar disponible, no hay una restricción sobre la forma en la que
287 ese volumen se ponga a disposición de la demanda: puede ser un volumen que se encuentra
288 almacenado, puede ser un volumen que tenga varias formas de ser transportado, de manera que
289 logre llegar al centro de consumo en presencia de fallas, o puede ser una combinación de
290 almacenamiento y transporte.
291 Con respecto al tiempo, los días que se requiere contar con ese volumen plantean un escenario
292 en el que, a partir de ese número de días, la falla de corrige. Esto es, por supuesto, una estimación
293 basada en un promedio. Se puede incrementar la confiabilidad aumentando el número de días, lo
294 que incrementa los costos, no solo de la infraestructura necesaria para almacenar o para
295 transportar, sino (especialmente en el caso del almacenamiento) también los costos del
296 combustible en inventario.
297 Un elemento importante es la regionalización de estas necesidades. De acuerdo con la
298 información histórica, las contingencias que se han presentado en la cadena de distribución son
299 de diferente naturaleza y, por ende, tienen distintos tiempos de resolución, algunos más
300 predecibles que otros. Por ejemplo, las zonas propensas a derrumbes puede tener frecuencias
301 que se podrían anticipar en épocas de alta hidrología, mientras que un evento asociado a un
302 entorno social complejo puede tener tiempos distintos tanto en frecuencia como en duración.
12
303 La regionalización permite acotar las necesidades de confiabilidad a las condiciones particulares
304 de cada región. Una generalización a nivel nacional podría dar señales sobre (o sub) estimadas
305 del flujo y de los tiempos en distintas regiones. En la siguiente tabla se presentan las plantas de
306 abasto que conforman las regiones para las cuales se determinan las necesidades de
307 confiabilidad.
308 Tabla 2-1: Definición de regiones y plantas de abasto que las componen
Región Planta de Abasto Región Planta de Abasto

Tocancipá Ayacucho
Mansilla Galán
Puente Aranda Magdalena Velazquez
Centro
ElDorado Medio Vasconia
Sutamarchán Sebastopol
(Llanos Orientales) Puerto Salgar
Santa Marta Lizama
Cartagena NorEste Chimitá
Coveñas Cúcuta
Baranoa Medellín
Costa Atlántica NorOeste
Turbo Quibdó
San Andrés Orito
Riohacha Popayán
SurSurOeste
Montería Mocoa
Manizales Pasto
Pereira Gualanday
CQR
Cartago Tolima-Huila Neiva
Armenia Florencia
Apiay Buenaventura
Llanos
Arauca SurOeste Buga
Orientales
309 Yopal Yumbo
310 Elaboración: UPME, 2021.
311
312 Para el cálculo, en cada región (𝑟) el volumen en firme (𝑉! ) de combustible que se estima debe
313 disponerse a fin de cubrir las contingencias estadísticamente establecidas (numeral 0), el cual se
314 define como:
315 𝑉! = 𝑓! ∙ 𝑛!
316 Donde:
317 𝑓! : corresponde al flujo medio de combustible que abastece cada región, proyectado entre los
318 años 2026-45.
319 𝑛! : Corresponde al tiempo que debe abastecerse la región (𝑟) en situación de pérdida del
320 suministro en razón a fallas de los elementos del sistema, estimado en días:
13
321
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑁𝑜 𝐴𝑏𝑎𝑠𝑡𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 (2026 − 45) !
322 𝑛! ≈ ∙ 365 𝑑í𝑎𝑠
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑎 𝑃𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑎𝑑𝑎 (2026 − 45) !
323
324 La siguiente tabla tiene los dos componentes de la ecuación anterior que determinan las
325 necesidades de confiabilidad de cada región para los cuatro productos: (i) el flujo, que debe estar
326 disponible en el momento de una falla (almacenado o transportado) y (ii) el tiempo continuo que
327 debe durar ese suministro de confiabilidad para superar la falla sin interrumpir el servicio.
328 Tabla 2-2: Necesidades en firme de combustibles necesario para cubrir contingencias
Flujo (kBD) Tiempo (días)
REGIÓN Gasolina Diésel Jet Fuel GLP Gasolina Diésel Jet Fuel GLP
CENTRO 38.94 35.82 28.00 7.04 6 6 7 5

COSTA ATLÁNTICA 25.59 23.84 8.74 2.02 3 3 7 3
CQR 8.39 9.37 0.15 1.64 6 4 7 7
LLANOS ORIENTALES - - - 1.66 - - - 7
MAGDALENA MEDIO 5.86 2.28 5.95 0.53 2 2 3 5
NORESTE 16.24 12.68 0.65 3.54 4 4 7 5
NOROESTE 13.89 15.84 5.13 5.85 3 3 7 7
SURSUROESTE 1.01 1.03 0.03 4.04 14 14 14 14
TOLIMA-HUILA 9.79 9.97 0.03 1.97 7 7 7 7
SUROESTE 17.77 19.82 1.78 2.30 7 7 7 7
329 TOTAL 137.47 130.64 50.46 30.59 5 5 7 7
330 Elaboración: UPME. 2021.
331
332 Para ilustrar la lectura de la tabla, se toma como ejemplo la región Noroeste, que abarca las
333 plantas de Medellín y Quibdó (y por ende la demanda que se abastece desde estas plantas). La
334 información histórica del suministro y de las fallas en esta región indica que se requiere mantener
335 un flujo de 16.24 kBD de gasolina (corriente y extra) durante 4 días continuos. Los totales en la
336 última fila de la tabla son promedios ponderados, que permiten para tener la noción aproximada
337 de la dimensión de la necesidad a nivel agregado.
338 El propósito de la tabla anterior es entonces establecer la dimensión de las necesidades a nivel
339 regional. De cara a la solución de confiabilidad, podría entonces haber soluciones para cada
340 región y soluciones que integran 2 o más regiones. La funcionalidad de esas soluciones depende,
341 entre otros aspectos, del diseño de la relación entre los distintos modos de transporte, de la
342 relación del transporte con los almacenamientos y, por supuesto, de los costos que implica cada
343 configuración.
344 La UPME ha identificado hasta la fecha proyectos para: (i) la construcción de un corredor férreo
345 entre Ciénaga y La Dorada y su integración con el resto del sistema de transporte; (ii) la ampliación
346 de capacidad e incorporación de la navegación fluvial por el Río Magdalena entre Santa Marta y
347 Barrancabermeja y su integración con el resto del sistema de transporte; (iii) la ampliación de
348 capacidad de varios ductos existentes para cubrir las necesidades de confiabilidad; (iv) la
14
349 reconversión de ductos para habilitarlos de manera que puedan conectar las refinerías, por
350 ejemplo el oleoducto OVG-Vasconia-Barrancabermeja; (v) la habilitación de capacidad de
351 almacenamiento de derivados, en los casos de la Santa Marta, Cartagena, Tumaco y
352 Buenaventura.
353 En el siguiente numeral se desarrolla un ejercicio para analizar algunas de las configuraciones
354 identificadas. Se trata de algunas alternativas que combinan los distintos proyectos, pero no se
355 pretende determinar cuál de ellas es la óptima en esta instancia. El barrido de los distintos
356 proyectos, desde el punto de vista de los interesados, puede ampliar la cantidad de proyectos
357 disponibles, operativos actualmente o en desarrollo.
358
359 3. EJERCICIO DE CONFIGURACIONES PARA PROVEER CONFIABILIDAD
360 3.1 Análisis Probabilístico

361 3.1.1 Alternativas analizadas de infraestructura para confiabilidad
362
363 El siguiente mapa incluye varias de las alternativas identificadas en términos de modos de
364 transporte para la internación de producto. La línea azul continua representa los poliductos
365 existentes y las líneas punteadas representan el transporte férreo (azul oscuro), el cabotaje desde
366 Cartagena hasta Buenaventura, el poliducto desde Coveñas hasta Puerto Salgar.
367 Se incluyen aquellas modalidades de transporte cuyo destino no se encuentra conectado al
368 sistema de transporte por poliducto y que emplean hoy en día principalmente carrotanques (y en
369 algunos casos transporte fluvial) para llegar a plantas más alejadas. El alcance del presente
370 documento no incluye estas modalidades, que son de una naturaleza diferentes por tratarse de
371 volúmenes mas pequeños y requieren, por lo tanto, un estudio específicamente dedicado a las
372 condiciones del entorno local.
373 A partir de estas alternativas se han construido los escenarios denominados 2, 3 y 5, para los
374 cuales se analizan los flujos de producto con la finalidad de determinar las capacidades necesarias
375 para la infraestructura que permita garantizar la confiabilidad.
376 Estos escenarios, como se especifica en este documento, no son una lista exhaustiva de posibles
377 configuraciones. Se trata de 3 combinaciones que permiten ilustrar la forma en la cual se podrían
378 atender necesidades de confiabilidad para atender la demanda en condiciones de falla de un
379 elemento del sistema.
15
11,4
Puerto Bolívar
Poliducto existente
San Andrés y Terrestre, cabotaje, fluvial

Providencia <78 Pozos Riohacha Fluvial Magdalena
Colorados
Barranquilla Férreo
Santa Marta
Baranoa Poliducto Yumbo-Pasto
27
Cartagena
Tanque conectado al sistema
Copey
Tanque no conectado al sistema
KBD Nominación CENIT dic2021 (GM,DS,JF,GLP)
KBD Capacidad esperada
<78 Volúmenes y capacidades en KBD
Montería Ayacucho
100
Turbo
131
Cúcuta
26 Chimitá
Galán Arauca
Lizama
Sebastopol 237,8 Puerto
9,4 Carreño
56
Medellín 54,6
109,1
Sutamarchán
27,4 Puerto
Quibdó Aguazul
21,4 Salgar
14,8
Manizales Tocancipá
69,1 El Porvenir
Pereira
Cartago
Mansilla ElDorado 39,9
Armenia 21,6 38,5 Pt. Aranda
Apiay
28,9 Gualanday
Buga
Buenaventura Puerto
à 7,3 Inírida
Yumbo
10,8
Neiva
25
San José del
Popayán Guaviare
Tumaco
Florencia
Mocoa
Pasto Mitú
Leticia
380
16
381
382 A continuación, se presentan algunas configuraciones que integran proyectos identificados y se
383 hace una valoración de los costos directos de construcción de infraestructura estimados para
384 cuatro soluciones alternativas de aumento de confiabilidad. Estas alternativas se comparan con el
385 escenario base (en el que no se construye nueva infraestructura por confiabilidad). Cada una de
386 las configuraciones se explica a continuación (ver Error! Not a valid bookmark self-reference.):
387 ❶ - Escenario Base: Según lo expuesto en el primer documento del PIACL – Análisis de
388 Abastecimiento, para asegurar el suministro en condiciones normales de operación del sistema
389 (sin fallas en sus elementos) se requiere:
390 • Ampliación de la capacidad de transporte entre Galán y Lizama.

391 • Ampliación de la capacidad de transporte entre Puerto Salgar y Cartago (con máximo flujo
392 de combustibles entre Sebastopol y Medellín.
393 • Traslado de suministro de la planta de abasto de Mansilla a la planta de Tocancipá.
394 Partiendo del escenario base descrito, se plantean las siguientes configuraciones por confiabilidad:
395 ② - Habilitación cabotaje desde Cartagena e importación vía Buenaventura (sin ampliar
396 capacidad de transporte del poliducto Buenaventura-Yumbo): Permitiría una entrada
397 alternativa de combustibles a Yumbo desde el Océano Pacífico de cerca de 20 kBD.
398
399 Gráfica 3.1-1: Cabotaje de combustible entre Cartagena y Buenaventura, relación de flujos
17
Barranquilla
.
.
.
.
Canal de
Panamá
.
.
Tumaco
400
401 Fuente: UPME.
402 Desde el punto de vista de la confiabilidad, para llevar el combustible al suroccidente y sur del país el
403 cabotaje es una alternativa que ha sido planteada con capacidad de hasta 20 kBD a Buenaventura. Esto
404 implica una reducción del flujo transportado por cabotaje/poliducto desde Cartagena en la misma magnitud
405 Mas adelante se realiza un ejercicio de costos directos de esta alternativa, pero cabe resaltar que es
406 necesario tener en cuenta las implicaciones del paso por el Canal de Panamá, desde el punto de vista de los
407 costos, el punto de vista logístico y la valoración de las externalidades.
408 ③ - Poliducto Coveñas - Galán - Sebastopol - Puerto Salgar: Permitiría una entrada alternativa
409 de combustibles fósiles desde el Mar Caribe hasta el interior del país por poliducto, con la
18
410 reconversión de un oleoducto existente. Para habilitar la infraestructura necesaria para realizar la
411 importación de productos por Coveñas.
412 Gráfica 3.1-2: Propuesta de nuevo poliducto Coveñas - Sebastopol - Puerto Salgar
Barranquilla/
413
414 Fuente: UPME.
415 Para conectar las refinerías, tradicionalmente se ha planteado la construcción de un poliducto

416 (adecuación de un oleoducto en un tramo con entrada en Coveñas) hasta Puerto Salgar. Para el
417 desarrollo de este proyecto, se requeriría una capacidad del poliducto Coveñas-Galán de 150 kBD,
418 con una longitud de 480 km, una capacidad de 280 kBD en el trayecto Galán-Sebastopol con una
419 longitud de 115 km y una capacidad de 150 kBD en el trayecto Sebastopol-Puerto Salgar,
420 equivalente a 135 km.
421 ⑤ - Transporte Férreo Ciénaga - Galán - Sebastopol – Puerto Salgar: Permitiría, al igual que
422 en los dos casos anteriores, una entrada alternativa de combustibles fósiles desde el Mar Caribe
423 hasta el interior del país a través de un nuevo puerto en Ciénaga y la adecuación del corredor
19
424 férreo existente. La opción de usar Ciénaga tiene el potencial de resolver la restricción de
425 capacidad que hoy en día tiene Pozos Colorados.
Barranquilla/
Tumaco
426
427 Fuente: UPME, 2021.
428 En la alternativa del transporte férreo, para poder internar los volúmenes necesarios se requiere
429 capacidad Ciénaga-Galán (510 km) de 150 kBD, una capacidad de 280 kBD entre Galán y
430 Sebastopol (115 km) y una capacidad de 150 kBD entre Sebastopol y Puerto Salgar (135 kBD).
431 Además de las alternativas analizadas, existen otras posibilidades que han sido manifestadas por
432 los agentes y que pueden entrar a formar parte de la solución de confiabilidad para internación de
433 producto y conexión entre refinerías. Por ejemplo, el transporte de productos mediante navegación
434 por el Río Magdalena, aunque no representa una solución completa desde las fuentes de
435 producción o internación, puede viabilizar la entrega de capacidades adicionales y podría
436 integrarse total o parcialmente como medio de respaldo de otra configuración.
20
437 En general, cualquier configuración puede incluir proyectos que utilicen ductos actualmente
438 ociosos, tanques que no se encuentran en operación, y otras combinaciones de transporte que
439 permitan que, a través de la multimodalidad, se garantice el suministro de producto permanente.
440 Gráfica 3.1-3: Opciones de infraestructura para mejora de la confiabilidad
⑤
Coveñas
Canal de
Panamá
③
❶
②
441
442 Fuente: UPME.
443
444 3.1.2 Escenario 2: Cabotaje por Buenaventura – Costos y Tarifas de Confiabilidad
445 En esta alternativa se considera el transporte de combustibles (gasolina y diésel) entre los puertos
446 de Cartagena y Buenaventura, de manera que se reduciría el flujo vía cabotaje entre Cartagena y
447 Pozos Colorados y el flujo por poliducto entre Pozos Colorados y Yumbo. La cantidad que se
448 analizada es hasta 20 kBD, según se presenta en la Gráfica 3.1-5. Tal capacidad implicaría el uso
449 de DRA en el tramo Buenaventura – Yumbo con sus consecuentes costos, según se presenta en
450 la Gráfica 3.1-6.
21
451 Gráfica 3.1-4: Cabotaje de combustible entre Cartagena y Buenaventura, relación de flujos
452 - Escenario 2
.
.
.
.
Canal de
Panamá
.
.
453
454 Fuente: UPME.
455
456
457
458
459
22
460 Gráfica 3.1-5: Flujo propuesto entre Cartagena y Buenaventura – Escenario 2
461
462 Fuente: UPME.
463 Gráfica 3.1-6: Costos relativos al uso de DRA en el poliducto Buenaventura - Yumbo
$120
Valor Presente [MUSD]
$100
$80
$60
$40
$20
$0
10 12 14 16 18 20 22 24 26
Capacidad de Transporte [kBD]
Capacidad efectiva de transporte SIN DRA

464 Capacidad efectiva de transporte requerida 2035 CON DRA
465 Fuente: UPME.
466
467
23
468 Tabla 3.1-1: Comparación de tarifas y costos de transporte entre Cartagena y

469 Buenaventura para el Escenario Base y el Escenario 2 4
kBD MB/año USD/B MUSD/año MUSD

Costo
Tramo Costos
Flujo Tarifa Agregado de
Anual
20 años
Tarifa Cabotaje Cartagena - Pozos Colorados 18.3 6.68 1.56 10.39 74.07
Escenario
Base Tarifa Poliducto Pozos Colorados - Galán - Yumbo 18.3 6.68 23.63 157.84 1,125.64
Total: 168.22 1,199.71
Escenario 2: Tarifa Cabotaje Cartagena - Buenaventura 18.3 6.68 4.19 27.95 199.36
Cabotaje
Cartagena - Tarifa Poliducto Buenaventura - Yumbo 18.3 6.68 2.91 19.44 138.62
Buenaventura
470 Total: 47.39 337.98
471 Fuente: UPME.
472
473 Los costos de transporte del escenario base son, en el agregado, mayores a los costos de la
474 configuración del escenario 2.
475 Flujos comprometidos por confiabilidad – Escenario Alternativa 2
476
477 A continuación, la
478
479
480
481
482
483
484
485
486
487
488 Gráfica 3.1-7 presenta para los diferentes elementos del sistema los flujos máximos que se
489 comprometerían en caso de falla en cada uno de estos, con una reducción en los riesgos de
490 desabastecimiento en el interior del país al contar con una vía alternativa de suministro por la Costa
491 Pacífica.
492
4
Las tarifas por poliducto y cabotaje se basan en información de Cenit y Ecopetrol, información que tiene un carácter
indicativo en cuanto estas magnitudes pueden variar.
24
493
494
495
496
497
498
499
500
501
502
503 Gráfica 3.1-7: Flujo comprometido según los diferentes elementos del sistema en el año
504 2025, Escenario 2
505
506 Fuente: UPME.
507
508
25
509 3.1.3 Escenario 3: Poliducto Coveñas – Puerto Salgar: Costos y Tarifas de

510 Confiabilidad
511 En esta alternativa se considera el transporte por poliducto entre los puertos de Coveñas y Puerto
512 Salgar como vía alternativa al poliducto Pozos Colorados – Puerto Salgar, según se presenta en
513 la Gráfica 3.1-10. Esta línea de transporte estaría interconectada con las plantas de abasto y
514 estaciones de la existente línea de poliductos, y tendría su misma capacidad de transporte.
515 Gráfica 3.1-8: Propuesta de nuevo poliducto Coveñas - Puerto Salgar - Escenario 3
516
517 Fuente: UPME.
518
26

520
521 A continuación, la Gráfica 3.1-9 presenta para los diferentes elementos del sistema los flujos
522 máximos que se comprometerían en caso de falla en cada uno de estos, con una reducción en los
523 riesgos de desabastecimiento en el interior del país al contar con una vía alternativa de suministro
524 con el transporte férreo entre Ciénaga y Puerto Salgar.
525
527 2025, Escenario Alternativa 3
528
529 Fuente: UPME.
530
531 3.1.4 Escenario 5: Férreo Ciénaga-Puerto Salgar – Costos y Tarifas de Confiabilidad
532 En esta alternativa se considera el transporte férreo de combustibles entre los puertos de Ciénaga
533 y Puerto Salgar como vía alternativa al poliducto Pozos Colorados – Puerto Salgar, según se
534 presenta en la Gráfica 3.1-10. Esta línea férrea estaría interconectada con las plantas de abasto y
535 estaciones de la existente línea de poliductos, y tendría su misma capacidad de transporte.
536
537
538
539
27
540
541
542
543
544
545
546 Gráfica 3.1-10: Propuesta de línea férrea entre Ciénaga y Puerto Salgar - Escenario 5
547
548 Fuente: UPME.
28

550
551 A continuación, se presenta para los diferentes elementos del sistema los flujos máximos que se
552 comprometerían en caso de falla en cada uno de estos con una reducción en los riesgos de
553 desabastecimiento en el interior del país al contar con una vía alternativa de suministro con el
554 transporte férreo entre Ciénaga y Puerto Salgar.
555
556
558 2025, Escenario 5
559
560 Fuente: UPME.
561
29
562 3.2 Análisis Determinístico

563 3.2.1 Almacenamiento Estratégico Determinístico
564 El análisis probabilístico antes presentado está basado en los indicadores de indisponibilidad de
565 los elementos del sistema nacional de suministro de petróleo y derivados. En contraste, el análisis
566 determinístico estima los costos asociados al almacenamiento estratégico en plantas de abasto y
567 su consecuencia en la tarifa, en función del número de días de demanda que éste suministre en
568 caso de que se interrumpa el suministro a éstas.
569 Al igual que en la parte anterior, se llama la atención sobre el carácter redundante que tiene el
570 almacenamiento estratégico que no solo sirve para superar fallas de la misma planta de abasto,
571 sino también de plantas vecinas, según la duración de la falla y las circunstancias geográficas lo
572 permitan. Como ejemplo, en la Gráfica 3.2-1 están las limitaciones de suministro en Yumbo/Mulaló.
573 En primera instancia el almacenamiento estratégico local serviría para surtir la demanda de la zona,
574 después también los de plantas adyacentes como Buga, Buenaventura y Popayán servirían, en
575 caso de ser necesario, y así sucesivamente.
576 Gráfica 3.2-1: Metodología de estimación del volumen de almacenamiento estratégico
577
578 Fuente: UPME, a partir de información de Cenit y SICOM
579
580 A continuación, la Gráfica 3.2-2 presenta la tarifa para remunerar los costos de almacenamiento
581 estratégico en función del número de días de demanda acumulados, esto incluyendo los costos de
582 tal infraestructura y financieros del combustible almacenado y siguiendo la metodología expuesta.
583
584 Gráfica 3.2-2: Metodología de estimación del volumen de almacenamiento estratégico
30
225
Tarifa de Remuneracion de Almacenamiento

200
Estratégico [COP/gal] 175
150
125
100
75
50
25
0
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
585 Días de Almacenamiento
586 Fuente: UPME.
587Fuente: UPME.
588
589 4. CONCLUSIÓN
590
591 Los análisis presentados en este documento son estimaciones obtenidas utilizando la información
592 de los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos y otros interesados. Los
593 escenarios fueron diseñados con los medios de transporte y almacenamiento disponibles o en
594 desarrollo y considerando las posibles combinaciones que permitan llevar el combustible desde la
595 costa norte hasta el interior.
596 Para la UPME invita a todos los interesados a que presenten sus comentarios, sobre las
597 necesidades de confiabilidad identificadas, la metodología para determinar dichas necesidades y
598 más ampliamente, sobre las configuraciones de los proyectos que permitan responder a esas
599 necesidades.
600 Se reconoce desde la UPME que la complejidad de establecer la configuración óptima puede
601 requerir una mayor participación de la iniciativa privada, con el fin de diseñar soluciones integrales
602 que incorporen los distintos medios de transporte disponibles actualmente y aquellos que se
603 encuentran en desarrollo, además de la combinación entre infraestructura de transporte y de
604 almacenamiento clasificado como estratégico, es decir, aquel que responde a las necesidades de
605 confiabilidad, distinto al almacenamiento operativo y al comercial.
606
31
607 ANEXO 1: METODOLOGÍA EMPLEADA PARA ESTIMAR Y COMPARAR LOS

608 COSTOS DIRECTOS DE LA INFRAESTRUCTURA
609
610 Las alternativas planteadas en el ejercicio y su almacenamiento estratégico asociado, en términos

611 cuantitativos, busca reducir el valor esperado de demanda no abastecida. Para cada una de ellas
612 se estiman los costos asociados de inversión y operativos.
613 𝐶"#$ = 𝐶%&'!."!)&*+ + 𝐶%&'!.-./0*$!
614 Donde:
615 𝐶"#$ : Costos totales de la alternativa
616 𝐶%&'!."!)&*+ : Costos de inversión, operativos y de mantenimiento de infraestructura de transporte y

617 almacenamiento operativo.
618 𝐶%&'!.-./0*$! : Costos de inversión, operativos y de mantenimiento de infraestructura de
619 almacenamiento estratégico.
620 Los costos de infraestructura en transporte (𝐶%&'!."!)&*+ ) y los costos de infraestructura en
621 almacenamiento ( 𝐶%&'!.-./0*$! ) son complementarios, pues un incremento en la capacidad de
622 transporte (nuevos poliductos, sistemas de bombeo y almacenamiento operativo) reduce la
623 necesidad de disponer de almacenamiento estratégico (para suministrar a la demanda en caso de
624 falla de los elementos del sistema), según se muestra en la
625 Gráfica 0-1.
626 Gráfica 0-1: Componentes de los costos de infraestructura para confiabilidad
Costos
Costos Totales
Costo
Óptimo
Infraestructura
Aumenta volumen de Aumenta capacidad de
Óptima
almacenamiento transporte por confiabilidad
estratégico del sistema del sistema
627
32
628 Elaboración: UPME.
629 Para cada configuración se determinan:

630 i. Los costos de la infraestructura de transporte y
631
632 ii. Los costos de almacenamiento necesario para cubrir el potencial desabastecimiento
633 generado bajo tal infraestructura.
634 Nuevas vías alternativas de transporte en el sistema implicarían un menor riesgo de
635 desabastecimiento en las plantas de abasto y, por tanto, menor necesidad de almacenamiento
636 destinado a cubrir el potencial desabastecimiento por fallas del sistema. Se trata entonces de
637 determinar el escenario con la combinación de infraestructura de transporte y almacenamiento por
638 confiabilidad de menor costo directo y de menor tarifa para el usuario final.
639 La metodología probabilística basada en la indisponibilidad estadística de los elementos se
640 complementa con la metodología determinística, en la que se estiman los costos y tarifas
641 necesarias para que cada planta de abasto del país cuente con almacenamiento para suplir cierta
642 cantidad (N) de días de pérdida de suministro de combustible (sin tener en cuenta factores de
643 indisponibilidad de los elementos del sistema).
644 Al final de este capítulo, se comparan los costos directos estimados y los efectos potenciales de
645 estas inversiones en el precio de venta al público.
646 El análisis realiza la simulación del sistema de transporte por ductos, incluyendo el transporte de
647 crudo y el de derivados. Es decir, el modelo simula que toda la demanda que se atiende en el país
648 (incluso aquella que hoy en día no se transporta por poliducto) entra al sistema de transporte. El
649 resultado indica cuáles son los volúmenes comprometidos, es decir, cuáles son los tramos en los
650 cuales el volumen que debe ser transportado excede las capacidades.
651 La Gráfica 0-2 presenta para los elementos del sistema de transporte por poliducto los flujos
652 máximos que estarían comprometidos en caso de falla en cada uno de estos. Los ductos y
653 elementos de mayor capacidad son los que más comprometerían el suministro de combustibles en
654 caso de que salgan de operación.
655 En particular, la línea que conecta los nodos de Pozos Colorados, Barrancabermeja, Sebastopol y
656 Puerto Salgar exigiría algún tipo de acción para reducir el riesgo de desabastecimiento al interior
657 del país.
658
659
660
661
662
663
664
665
33
666
667
668 Gráfica 0-2: Falla en elementos del sistema en el año 2025
669
670 Fuente: UPME.
671
672 Valor esperado de demanda no abastecida (VEDNA)– Escenario Base
673 El valor Esperado de Demanda No Abastecida (VEDNA_PA) corresponde a la demanda que se
674 dejaría de atender en las plantas de abasto debido a fallas probabilísticas en los diferentes
34
675 elementos del sistema5. Esta magnitud cambia en el tiempo a medida que la demanda de tales
676 plantas aumenta o se dan cambios en la infraestructura del sistema. La
677
678 Gráfica 0-3 presenta estos valores en su promedio para el periodo 2026-2045.
679
680 Gráfica 0-3: Nodos de demanda y VEDNA-PA promedio 2026-45
0.4
0.3
0.3
kBD (2026-45)
0.2
0.2
0.1
0.1
0.0
San José del…

Galán
Apiay
Quibdó
Ayacucho
Baranoa
Turbo
Yumbo
Gualanday
Cúcuta
Arauca
Lizama
Medellín
Pereira
Puente Aranda
Manizales
Chimitá
Montería
Aguazul
Tocancipá
Cartagena
Leticia
Puerto Carreño
Copey
Popayán
Mocoa
Buenaventura
San Andrés
Puerto Salgar
Cartago
Buga
Florencia
Sebastopol
Armenia
Neiva
Mansilla
Puerto Inírida
Sutamarchán
Pasto
Gasolina Diésel Jet Fuel GLP
681
682 Fuente: UPME.
683 Los principales volúmenes de demanda no abastecida para el periodo 2026-2045 están en Yumbo,
684 particularmente para gasolina y diésel, seguidos de Neiva, Tocancipá, Puente Aranda, Gualanday
685 y Baranoa. En el caso del Jet Fuel, la condición más crítica está en Puente Aranda. Este caso en
686 particular fue ya identificado desde el análisis de abastecimiento presentado en el primer
687 documento del PIACL. Para GLP, Pasto, Medellín y Yumbo son los principales nodos con riesgo
688 de desabastecimiento.
689 Para visualizar de otra manera el riesgo de suministro en plantas de abasto (𝑖), se presenta un
690 segundo indicador VEDNA_PA% que corresponde a la relación entre primer indicador y la
691 demanda correspondiente, así:
5
Metodológicamente, para establecer este indicador para cada planta de abasto:
i)- Se determina la demanda desabastecida que habría en caso de falla (salida de operación) de cada uno de los
elementos del sistema;
ii)- Para cada elemento que falla, se multiplica tal demanda desabastecida (i) por la probabilidad de falla del elemento
que la causa, denominando a este producto demanda desabastecida ponderada;
iii)- Se suman tales demandas desabastecidas ponderadas (el número de sumandos es el número de elementos del
sistema que pueden fallar).
35
L 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑃𝐴 𝑀𝐸𝐷𝐼𝑂 1 L2324567

692 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑃𝐴 % 1 =
L 𝐷𝐸𝑀𝐴𝑁𝐷𝐴_𝑃𝐴 𝑀𝐸𝐷𝐼𝐴 1 L
2324567
693
694
695 En términos porcentuales con respecto a la demanda media, el nodo más crítico es Leticia para
696 diésel, Jet Fuel y gasolina. Neiva, Florencia y Pasto tienen los principales riesgos de
697 desabastecimiento de GLP.
698
699 Gráfica 0-4: Nodos de demanda y VEDNA_PA% promedio 2026-45 en plantas de abasto
1.0%
0.8%
0.6%
0.4%
0.2%
0.0%
Galán
Sebastopol
Apiay
Ayacucho
Baranoa
Turbo
Gualanday
Cúcuta
Arauca
Yumbo
Lizama
Medellín
Pereira
Manizales
Quibdó
Chimitá
Montería
Buenaventura
Aguazul
Tocancipá
Copey
Popayán
San Andrés
Pto. Salgar
Cartago
Buga
Pte. Aranda
Leticia
Pto. Carreño
Mocoa
Cartagena
S. José Guav.
Florencia
Armenia
Neiva
Sutamarchán
Pasto
Mansilla
Pto. Inírida
Gasolina Diésel Jet Fuel GLP

700
701 Fuente: UPME.
702
703 A escala nacional también se determina, para cada año (𝑡), el VEDNA nacional (𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑁$ ) y el
704 (𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑁%$ ), los cuales se muestran en la siguiente gráfica.
705 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑁$ = P 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑃𝐴1,$

1
706
𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑁 $
707 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑁% $ =
𝐷𝐸𝑀𝐴𝑁𝐷𝐴_𝑁 $
708
709 La siguiente gráfica presenta los valores de demanda desabastecida (y su porcentaje con respecto
710 a la demanda media) para el periodo completo hasta 2045. Es posible concluir que el riesgo de
36
711 desabastecimiento a nivel nacional continúa creciendo para todos los productos. Aunque los
712 volúmenes son mayores para gasolina y diésel (áreas azul y amarilla, respectivamente), el riesgo
713 para el Jet Fuel y el GLP tiene un crecimiento proporcionalmente mayor al de la gasolina y el diésel.
714
715
716
717 Gráfica 0-5: VEDNA_N y VEDNA_N% – Escenario Base
8 2.00%
7 1.75%
6 1.50%
5 1.25%
kBD
4 1.00%
3 0.75%
2 0.50%
1 0.25%
- 0.00%
GM DO JP GLP % VEDNAN/DEM.NAL.
718
719 Fuente: UPME.
720
721 Costos indicativos de infraestructura de almacenamiento estratégico – Escenario Base
722 Como resultado del VEDNA_PA en cada planta de abasto (𝑖) y combustible (𝑗), se determina el
723 almacenamiento que sería necesario mantener, asumiendo que se presenta en cada planta una
724 sola falla al año (𝑡). Se tiene que:
725 𝐴𝐿𝑀1,9,$ ∶ 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑥𝑦01 XXXXXXX1,9,$

XXXXXXX1,9,$ = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑎𝑏𝑐𝑑
726
727
728
729
37
730
731
732 Gráfica 0-6: Metodología de estimación del volumen de almacenamiento estratégico
733
734
735 Fuente: UPME.
736 Para cada año de análisis, el almacenamiento (𝐴𝐿𝑀1,9,$ ) se estima como:
737 𝐴𝐿𝑀1,9,$ = 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴 1,9,$ ∗ 365 𝑑í𝑎𝑠
738 La capacidad de almacenamiento a construir para contar con el volumen necesario es el máximo
739 almacenamiento necesario entre todos los años (𝑡) de análisis:
740 𝑉_𝐴𝐿𝑀1,9 = Máx. ^𝑉_𝐴𝐿𝑀1,9,$ _

$
741 Los costos de inversión, así como de operación y mantenimiento, en infraestructura de

742 almacenamiento se estiman con relación al 𝑉_𝐴𝐿𝑀1,9 , según los costos indicativos del Anexo 1 de
743 este documento. La Tabla 0-1 presenta los resultados por planta de abasto y combustible para
744 este Escenario Base.
745
746
747
748
749
38
750
751
752 Tabla 0-1: Costos indicativos de almacenamiento estratégico
Costos de Operación y Costos del combustible
Volumen de Almacenamiento Costos de Inversión
Mantenimiento almacenado
𝑽_𝑨𝑳𝑴𝒊,𝒋 [kB] . [MUSD] [MUSD, 20 años] [MUSD, 20 años]
GM DO JP GLP GM DO JP GLP GM DO JP GLP GM DO JP GLP
Total Nacional 1,056 817.12 543.97 343.34 112.87 91.383 55.313 55.268 40.248 32.586 19.724 19.708 89.3 69.1 46.0 29.0
Cartagena 0 0 0 0 - - - - - - - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Ayacucho 4 1 0 3 0.9 0.6 - 1.0 0.3 0.2 - 0.3 0.3 0.1 0.0 0.2
Apiay 32 7 0 14 3.7 1.3 0.5 2.4 1.3 0.5 0.2 0.8 2.7 0.6 0.0 1.1
Galán 0 0 17 - - - 2.2 - - - 0.8 - 0.0 0.0 1.4 -
Gualanday 69 49 0 13 7.2 5.3 0.6 2.3 2.6 1.9 0.2 0.8 5.9 4.1 0.0 1.1
Buenaventura 34 16 0 0 3.9 2.1 - - 1.4 0.8 - - 2.9 1.3 0.0 0.0
Baranoa 50 62 44 0 5.5 6.5 4.8 - 1.9 2.3 1.7 - 4.3 5.2 3.7 0.0
Turbo 2 2 0 0 0.7 0.7 - - 0.3 0.3 - - 0.2 0.2 0.0 0.0
Lizama 3 1 0 0 0.9 0.6 - - 0.3 0.2 - - 0.3 0.1 0.0 0.0
San Andrés 21 5 7 3 2.6 1.1 1.3 1.1 0.9 0.4 0.5 0.4 1.7 0.5 0.6 0.3
Chimitá 8 6 3 5 1.3 1.1 0.9 1.3 0.5 0.4 0.3 0.5 0.7 0.5 0.3 0.4
Cúcuta 36 21 0 19 4.1 2.7 0.5 3.0 1.5 0.9 0.2 1.1 3.1 1.8 0.0 1.6
Arauca 8 8 0 7 1.3 1.4 0.5 1.6 0.5 0.5 0.2 0.6 0.7 0.7 0.0 0.6
Sebastopol 0 0 0 0 0.5 0.5 0.5 - 0.2 0.2 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Medellín 38 8 52 38 4.3 1.3 5.6 5.4 1.5 0.5 2.0 1.9 3.2 0.7 4.4 3.3
Puerto Salgar 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Manizales 6 5 0 10 1.1 1.1 0.5 1.9 0.4 0.4 0.2 0.7 0.5 0.4 0.0 0.9
Pereira 25 29 0 10 3.1 3.4 0.5 2.0 1.1 1.2 0.2 0.7 2.1 2.4 0.0 0.9
Cartago 24 0 3 0 2.9 0.6 0.8 - 1.0 0.2 0.3 - 2.0 0.0 0.2 0.0
Armenia 0 0 0 0 - - 0.5 - - - 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Buga 46 5 0 0 5.1 1.0 - - 1.8 0.4 - - 3.9 0.4 0.0 0.0
Yumbo 230 163 48 36 18.3 14.4 5.3 5.1 6.5 5.1 1.9 1.8 19.5 13.8 4.1 3.0
Neiva 89 124 0 23 8.8 11.6 - 3.6 3.1 4.1 - 1.3 7.5 10.4 0.0 2.0
Aguazul 9 2 0 0 1.4 0.7 - - 0.5 0.3 - - 0.7 0.2 0.0 0.0
Tocancipá 99 72 0 10 9.6 7.4 - 2.0 3.4 2.6 - 0.7 8.4 6.1 0.0 0.9
Mansilla 18 6 57 42 2.3 1.2 6.0 5.8 0.8 0.4 2.2 2.1 1.5 0.5 4.8 3.5
Puente Aranda 146 155 297 0 13.2 13.8 21.2 - 4.7 4.9 7.5 - 12.4 13.1 25.1 0.0
S. José Guaviare 1 1 0 0 0.6 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.1 0.1 0.0 0.0
Leticia 8 9 13 0 1.4 1.5 1.9 - 0.5 0.5 0.7 - 0.7 0.8 1.1 0.0
Puerto Inírida 2 3 0 0 0.8 0.8 - - 0.3 0.3 - - 0.2 0.3 0.0 0.0
Puerto Carreño 2 1 0 0 0.7 0.6 - - 0.3 0.2 - - 0.2 0.0 0.0 0.0
Quibdó 0 0 0 4 - - 0.5 1.2 - - 0.2 0.4 0.0 0.0 0.0 0.3
Popayán 0 0 0 19 - - - 3.1 - - - 1.1 0.0 0.0 0.0 1.6
Mocoa 25 18 1 9 3.1 2.4 0.6 1.7 1.1 0.8 0.2 0.6 2.1 1.5 0.1 0.7
Pasto 2 2 0 56 0.7 0.7 - 7.4 0.2 0.2 - 2.6 0.2 0.1 0.0 4.7
753 Florencia 17 34 0 21 2.3 3.9 - 3.3 0.8 1.4 - 1.2 1.5 2.9 0.0 1.8
754 Fuente: UPME. Nota: las filas corresponden a las plantas de abasto (𝑖) y las columnas al combustible (𝑗).
755
756 Costo indicativo financiero del combustible almacenado – Escenario Base
757 El combustible que se almacena estratégicamente para suplir la demanda en caso de fallas del
758 sistema tiene un costo anual (𝐶_ 𝐿𝑖𝑞. 𝐴𝑙𝑚 1,9,$ ) determinado en este estudio por la siguiente ecuación:
759
760 𝐶_ 𝐿𝑖𝑞. 𝐴𝑙𝑚 1,9,$ = 𝑃 9,$ ⋅ 𝑉-;< 1,9 ⋅ 𝑑
761 Donde:
39
762 𝑃 9,$ : precio del combustible (𝑗), para el año (𝑡).
763 𝑑 : tasa anual de descuento (= 12.75%).

764 Y para el agregado de los veinte años (2026-45), el costo financiero del combustible almacenado
765 para cada planta de abasto y combustible sería el siguiente y también en la Tabla 0-1 se presenta:
1
766 𝐶_ 𝐿𝑖𝑞. 𝐴𝑙𝑚 1,9 = P 𝐶_ 𝐿𝑖𝑞. 𝐴𝑙𝑚 1,9,$ ⋅
(1 + 𝑑)$
$=2324,..,2367
767
768 Costos indicativos de Infraestructura de Confiabilidad
769
770 En la Tabla 0-2 se presentan los costos estimados para el escenario base. Este Escenario Base
771 no incluye nuevos poliductos o estaciones de bombeo, solo lo relativo a almacenamiento
772 estratégico:
773 Tabla 0-2: Estimación de costos de infraestructura de confiabilidad, agregado 2026-45
[MUSD] GM DO JP GLP Todos
Costos de
Estaciones de
Poliductos y
- - - - -
Inversión
Bombeo
Costos de
Operación y - - - - -
Mantenimiento
Costos de
112.9 91.4 55.3 55.3 314.8
Inversión
Almacenamiento
Costos de
Operación y 40.2 32.6 19.7 19.7 112.3
Mantenimiento
Costos del
Combustible 89.3 69.1 46.0 29.0 233.4
Almacenado
Total: 242.4 193.1 121.0 104.0 660.5
774
775 Fuente: UPME.
776
777 Estimación de remuneración de costos directos para infraestructura de confiabilidad
778 A partir de la Tabla 0-2 se estima la remuneración de la nueva infraestructura, asumiendo que se
779 aplicaría al total de la demanda nacional de gasolinas (corriente y extra), diésel, Jet A1 y GLP.
780 Aquí se considera también una tasa de descuento anual de 12.75% y tasa de cambio de 3700
781 COP/USD.
782
40
783
784
785 Tabla 0-3: Estimación de remuneración para infraestructura y almacenamiento de
786 confiabilidad – Escenario base
MUSD MUSD/año
Valor
Tipo de Costo Anualidad
Presente
Inversión 314.83 44.15
O&M 112.26 15.74
Financiero de Almacen. de Combustible 233.41 32.73
Total: 660.51 92.62
kBD MB/año MUSD/año USD/B COP/gal MUSD/año

Valor a Valor a
Factor de Demanda Demanda
Remunerar Tarifa de Remuneración Remunerar
Descuento Total Total
(corriente) (VP Dic.2025 )
2021 284.21 103.74
2022 290.92 106.19
2023 310.32 113.58
2024 314.77 114.89
2025 100.00% 315.95 115.32
2026 88.69% 320.90 117.13 $92.62 $0.79 $69.7 $82.14
2027 78.66% 325.75 119.22 $92.62 $0.78 $68.4 $72.85
2028 69.77% 330.25 120.54 $92.62 $0.77 $67.7 $64.62
2029 61.88% 334.93 122.25 $92.62 $0.76 $66.7 $57.31
2030 54.88% 330.05 120.47 $92.62 $0.77 $67.7 $50.83
2031 48.67% 334.25 122.34 $92.62 $0.76 $66.7 $45.08
2032 43.17% 336.07 122.67 $92.62 $0.76 $66.5 $39.98
2033 38.29% 340.23 124.18 $92.62 $0.75 $65.7 $35.46
2034 33.96% 344.73 125.83 $92.62 $0.74 $64.8 $31.45
2035 30.12% 349.33 127.86 $92.62 $0.72 $63.8 $27.89
2036 26.71% 353.85 129.16 $92.62 $0.72 $63.2 $24.74
2037 23.69% 358.68 130.92 $92.62 $0.71 $62.3 $21.94
2038 21.01% 363.50 132.68 $92.62 $0.70 $61.5 $19.46
2039 18.64% 366.15 134.01 $92.62 $0.69 $60.9 $17.26
2040 16.53% 361.49 131.94 $92.62 $0.70 $61.8 $15.31
2041 14.66% 363.88 132.82 $92.62 $0.70 $61.4 $13.58
2042 13.00% 365.84 133.53 $92.62 $0.69 $61.1 $12.04
2043 11.53% 367.22 134.40 $92.62 $0.69 $60.7 $10.68
2044 10.23% 367.93 134.30 $92.62 $0.69 $60.8 $9.47
2045 9.07% 368.30 134.43 $92.62 $0.69 $60.7 $8.40
787 Total (2026-45): 660.51
788 Fuente: UPME.
41
789
42
790
791 ANEXO 2: COSTOS INDICATIVOS DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE

792
793 A2.1 Costos Indicativos de Poliductos
794
795 Gráfica A 1: Costos indicativos de inversión en poliductos
700
600
500
MUSDDic2020
400
300
200
100
0
0 50 100 150 200
6" 10" 16" 20" 24" 30"

796
797
798 Gráfica A 2: Costos indicativos de operación y mantenimiento en poliductos
80
70
MUSD / añoDic2020
60
50
40
30
20
10
0
0 50 100 150 200
6" 10" 16" 20" 24" 30"

799
43
800
801
802 A2.2 Costos Indicativos de Sistemas de Bombeo

803
804 Gráfica A 3: Costos indicativos de inversión en sistemas de bombeo
140
MUSD Dic2020
120
100
80
60
40
20
-
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000
805 BHP
806 Gráfica A 4: Costos indicativos de operación y mantenimiento en sistemas de bombeo
14
MUSD / año Dic2020
12
10
-
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000
807 BHP
808
809 A2.3 Costos Indicativos de Sistema de Almacenamiento
810
44
811 Gráfica A 5: Costos indicativos de inversión en sistemas de almacenamiento
18
16
14
12
MUSDDic2020
10
8
6
4
2
-
0 50 100 150 200 250
812 kB
813 Gráfica A 6: Costos indicativos de operación y mantenimiento en sistemas de

814 almacenamiento
3
MUSD / año Dic2020
-
0 50 100 150 200 250
815 kB
816
817
45
818 ANEXO 3: RELACIÓN DE UTILIZACIÓN DE DRA (DRAG REDUCING AGENT)

819
820 A continuación, se presenta la relación de incremento de la capacidad de transporte de un
821 poliducto, su diámetro y proporción de uso del DRA. Para este último se asume un costo de
822 2,500 USD/barril, valor de diciembre de 2020.
823
824 Gráfica A 7: Relación de incremento de la capacidad de transporte por utilización de
825 DRA
70%
60%
Δ Capacidad Transporte
50%
40%
30%
20%
10%
0%
0.000% 0.002% 0.004% 0.006% 0.008% 0.010% 0.012%
DRA/Combustible
6" 10" 14" 20"

826
827
828
829
46
830 ANEXO 4: COSTOS DE TRANSPORTE DE COMBUSTIBLES POR

831 CARROTANQUE
832
833
834 Fuente: Ecopetrol. Disponible en:
835 https://www.google.com.co/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=&cad=rja&uact=8&ved=2ahUKEwiTiM7O1p_x
836 AhUbCjQIHcRBCQwQFjAAegQIAxAD&url=https%3A%2F%2Fwww.ecopetrol.com.co%2Fwps%2Fwcm%2Fconnect%2
837 Fba204132-0cd3-49fc-9cb1-df0a716fb3d0%2FTarifas-
838 Carrotanques.pdf%3FMOD%3DAJPERES%26attachment%3Dtrue%26id%3D1583020024201&usg=AOvVaw11psENV
839 k1MfLJBEsNFB8JI
840
47
841 ANEXO 4: ESCENARIOS DE SENSIBILIDAD PARA LA PROYECCIÓN DE DEMANDA DE

842 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (Preliminar)
843 Durante lo corrido del año 2021, y en particular en el segundo semestre, la recuperación económica
844 y otros factores han generado cambios en el consumo de combustibles que por su reciente
845 aparición son motivo aún de análisis para estimar las consecuencias que tendrían en el largo (o si
846 conforman una situación de coyuntura que pueda superarse en el corto plazo). Teniendo en cuenta
847 estos recientes cambios en el consumo se han elaborado los escenarios de sensibilidad en la
848 proyección de demanda, los cuales a continuación se presentan.
849 Gráfica A 8: Escenarios de sensibilidad para la proyección de demanda de gasolina
250
200
150
kBD
100
50
0
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
Consumo Histórico Sensibil. Esc. Alto Sensibil. Esc. Medio
850 Sensibil. Esc. Bajo Demanda Original
851
852 Para cada combustible y con datos hasta el tercer trimestre del año 2021, estas sensibilidades
853 proyectadas consideran cambios en las tasas de crecimiento durante las dos últimas décadas y
854 las expectativas de transición energética en el sector transporte hacia el consumo de energéticos
855 menos contaminantes en el futuro. Su resolución es a nivel de planta de abasto, a fin de tener en
856 cuenta que cada región del país tiene una dinámica propia de evolución de su demanda de
857 combustibles
858
859
860
861
862
48
863 Gráfica A 9: Escenarios de sensibilidad para la proyección de demanda de ACPM
250
200
150
kBD
100
50
0
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
865
866 Gráfica A 10: Escenarios de sensibilidad para la proyección de demanda de Jet Fuel
100
90
80
70
60
kBD
50
40
30
20
10
0
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
868
49
869 Gráfica A 11: Escenarios de sensibilidad para la proyección de demanda de GLP
50
45
40
35
30
kBD
25
20
15
10
5
0
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
2031
2033
2035
2037
2039
871
872 En la medida en que se incorpore nueva información y se tenga una noción mucho más concreta
873 de la dinámica del mercado y de la recuperación posterior a la pandemia, se espera que la
874 incertidumbre asociada al comportamiento de la demanda pueda disminuir.
50
875 ANEXO 5: ESCENARIO 2 - COSTOS DE INFRAESTRUCTURA DE

876 ALMACENAMIENTO ESTRATÉGICO
877 Siguiendo la metodología expuesta, se presentan en la Tabla 0-1 se exponen los costos estimados
878 de almacenamiento estratégico: inversión, operación y mantenimiento, y del combustible
879 almacenado:
880 Tabla 0-1: Costos relativos al almacenamiento estratégico - Escenario 2
Total Nacional 869 827.16 356.02 203.81 100.84 96.175 44.842 39.322 35.959 34.294 15.99 14.022 73.5 69.9 30.1 17.2
Cartagena 93 75 19 14 9.2 7.7 2.5 2.4 3.3 2.7 0.9 0.9 7.9 6.3 1.6 1.2
Ayacucho 20 6 0 3 2.5 1.2 - 1.1 0.9 0.4 - 0.4 1.7 0.5 0.0 0.3
Apiay 20 8 0 6 2.6 1.3 0.5 1.5 0.9 0.5 0.2 0.5 1.7 0.6 0.0 0.5
Galán 1 1 41 - 0.6 0.6 4.6 - 0.2 0.2 1.6 - 0.0 0.1 3.5 -
Gualanday 35 25 0 5 4.0 3.0 0.5 1.3 1.4 1.1 0.2 0.4 3.0 2.1 0.0 0.4
Buenaventura 9 6 0 0 1.4 1.1 - - 0.5 0.4 - - 0.7 0.5 0.0 0.0
Baranoa 46 57 40 0 5.1 6.1 4.5 - 1.8 2.2 1.6 - 3.9 4.8 3.4 0.0
Turbo 2 3 0 0 0.8 0.8 - - 0.3 0.3 - - 0.2 0.2 0.0 0.0
Lizama 43 13 0 0 4.7 1.9 - - 1.7 0.7 - - 3.6 1.1 0.0 0.0
San Andrés 7 2 2 1 1.2 0.7 0.8 0.8 0.4 0.3 0.3 0.3 0.6 0.2 0.2 0.1
Chimitá 22 35 5 13 2.7 4.0 1.0 2.3 1.0 1.4 0.4 0.8 1.8 3.0 0.4 1.1
Cúcuta 30 24 0 10 3.5 3.0 0.5 1.9 1.3 1.1 0.2 0.7 2.5 2.1 0.0 0.8
Arauca 4 4 0 3 0.9 1.0 0.5 1.0 0.3 0.3 0.2 0.4 0.3 0.4 0.0 0.2
Sebastopol 11 3 1 0 1.6 0.8 0.6 - 0.6 0.3 0.2 - 0.9 0.3 0.1 0.0
Medellín 81 91 36 36 8.1 9.0 4.1 5.1 2.9 3.2 1.5 1.8 6.8 7.7 3.1 3.0
Puerto Salgar 3 2 0 0 0.8 0.8 - - 0.3 0.3 - - 0.2 0.2 0.0 0.0
Manizales 5 8 0 6 1.1 1.3 0.5 1.4 0.4 0.5 0.2 0.5 0.5 0.6 0.0 0.5
Pereira 19 25 0 5 2.5 3.0 0.5 1.2 0.9 1.1 0.2 0.4 1.6 2.1 0.0 0.4
Cartago 24 21 1 0 2.9 2.6 0.6 - 1.1 0.9 0.2 - 2.0 1.8 0.1 0.0
Armenia 0 0 0 0 - - 0.5 - - - 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Buga 22 6 0 0 2.8 1.1 - - 1.0 0.4 - - 1.9 0.5 0.0 0.0
Yumbo 72 102 13 16 7.4 9.9 1.8 2.6 2.6 3.5 0.6 0.9 6.1 8.6 1.1 1.3
Neiva 19 26 0 4 2.4 3.1 - 1.2 0.9 1.1 - 0.4 1.6 2.2 0.0 0.4
Aguazul 9 3 0 1 1.5 0.8 - 0.8 0.5 0.3 - 0.3 0.8 0.2 0.0 0.1
Tocancipá 121 119 0 7 11.4 11.2 - 1.5 4.1 4.0 - 0.5 10.2 10.1 0.0 0.6
Mansilla 69 65 79 41 7.1 6.8 8.0 5.8 2.5 2.4 2.9 2.1 5.8 5.5 6.7 3.5
Puente Aranda 71 81 117 0 7.3 8.2 11.1 - 2.6 2.9 3.9 - 6.0 6.9 9.9 0.0
S. José Guaviare 0 0 0 0 0.5 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Leticia 1 1 1 0 0.6 0.6 0.6 - 0.2 0.2 0.2 - 0.1 0.1 0.1 0.0
Puerto Inírida 1 1 0 0 0.6 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.1 0.0 0.0
Puerto Carreño 0 0 0 0 0.6 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Quibdó 0 0 0 3 - - 0.5 1.0 - - 0.2 0.4 0.0 0.0 0.0 0.2
Popayán 0 0 0 7 - - - 1.5 - - - 0.5 0.0 0.0 0.0 0.6
Mocoa 5 5 0 3 1.1 1.1 0.5 1.0 0.4 0.4 0.2 0.3 0.5 0.5 0.0 0.2
Pasto 0 1 0 17 0.6 0.6 - 2.8 0.2 0.2 - 1.0 0.0 0.0 0.0 1.4
881 Florencia 3 7 0 4 0.8 1.2 - 1.1 0.3 0.4 - 0.4 0.3 0.6 0.0 0.3
882 Fuente: UPME. Nota: las filas corresponden a las plantas de abasto (𝑖) y las columnas al combustible (𝑗).
883
884 Costos Estimados de Infraestructura de Confiabilidad– Escenario Alternativa 2
885
51
886 En la Tabla 0-2 se presentan el total de costos para este escenario. Este escenario no incluye
887 nuevos poliductos o estaciones de bombeo, solo lo relativo a almacenamiento estratégico:
888 Tabla 0-2: Costos de infraestructura de confiabilidad, agregado 2026-45 -Escenario 26
Costos de
Estaciones de
Poliductos y
- - - - -
Inversión
Bombeo
Costos de
Operación y - - - - -
Mantenimiento
Costos de
100.8 96.2 44.8 39.3 281.2
Inversión
Almacenamiento
Costos de
Operación y 36.0 34.3 16.0 14.0 100.3
Mantenimiento
Costos del
Combustible 73.5 69.9 30.1 17.2 190.7
Almacenado
889 Total: 210.3 200.4 90.9 70.6 572.2
890 Fuente: UPME.
891 Proyección de tarifas de remuneración para la nueva infraestructura de confiabilidad– Escenario

892 2
893 A partir de la Tabla 0-2, en la Tabla 0-3 se estima la tarifa para remunerar la nueva infraestructura,
894 en donde se asume que ésta aplicaría para el total de la demanda nacional de GM, DO, JP y GLP.
896 COP/USD.
897 Tabla 0-3: Proyección de tarifa nacional de remuneración para infraestructura y
898 almacenamiento de confiabilidad – Escenario 2
6
Teniendo en cuenta que se hace uso de la capacidad de transporte existente entre Buenaventura y Yumbo, no se
incluyen obras de infraestructura nueva de poliductos, estaciones de bombeo o almacenamiento operativo.
52
MUSD MUSD/año
Valor
Presente
Inversión 281.18 39.43
O&M 100.27 14.06
Total: 572.18 80.23

Valor a Valor a
2021 284.21 103.74
2022 290.92 106.19
2023 310.32 113.58
2024 314.77 114.89
2025 100.00% 315.95 115.32
2026 88.69% 320.90 117.13 $80.23 $0.68 $60.3 $71.16
2027 78.66% 325.75 119.22 $80.23 $0.67 $59.3 $63.11
2028 69.77% 330.25 120.54 $80.23 $0.67 $58.6 $55.98
2029 61.88% 334.93 122.25 $80.23 $0.66 $57.8 $49.65
2030 54.88% 330.05 120.47 $80.23 $0.67 $58.7 $44.03
2031 48.67% 334.25 122.34 $80.23 $0.66 $57.8 $39.05
2032 43.17% 336.07 122.67 $80.23 $0.65 $57.6 $34.64
2033 38.29% 340.23 124.18 $80.23 $0.65 $56.9 $30.72
2034 33.96% 344.73 125.83 $80.23 $0.64 $56.2 $27.25
2035 30.12% 349.33 127.86 $80.23 $0.63 $55.3 $24.16
2036 26.71% 353.85 129.16 $80.23 $0.62 $54.7 $21.43
2037 23.69% 358.68 130.92 $80.23 $0.61 $54.0 $19.01
2038 21.01% 363.50 132.68 $80.23 $0.60 $53.3 $16.86
2039 18.64% 366.15 134.01 $80.23 $0.60 $52.7 $14.95
2040 16.53% 361.49 131.94 $80.23 $0.61 $53.6 $13.26
2041 14.66% 363.88 132.82 $80.23 $0.60 $53.2 $11.76
2042 13.00% 365.84 133.53 $80.23 $0.60 $52.9 $10.43
2043 11.53% 367.22 134.40 $80.23 $0.60 $52.6 $9.25
2044 10.23% 367.93 134.30 $80.23 $0.60 $52.6 $8.21
2045 9.07% 368.30 134.43 $80.23 $0.60 $52.6 $7.28
899 Total (2026-45): 572.18
900 Fuente: UPME.
901
902 Efecto potencial en la tarifa de transporte como resultado del cabotaje Cartagena-Buenaventura y
903 de evitar la ampliación del poliducto Puerto Salgar–Cartago –Escenario 2
904
53
905 A partir de lo establecido en la Tabla 3.1-1 se estima en la Tabla 0-4 la potencial reducción de la
906 tarifa a causa de hacer uso del cabotaje entre Cartagena y Buenaventura y evitar la ampliación del
907 poliducto entre Puerto Salgar y Cartago, en donde se asume que ésta aplicaría para el total de la
908 demanda nacional de los productos analizados. Aquí se considera también una tasa de descuento
909 anual de 12.75% y tasa de cambio de 3700 COP/USD.
910 Tabla 0-4: Potencial reducción de la tarifa media nacional de transporte -Escenario 2
MUSD MUSD/año
Valor
Presente
Reducción Costos de Transporte por cabotaje Cartagena-Buenaventura 861.73 120.83
Costos Evitado Poliducto Pto.Salgar-Cartago 443.01 62.12
Total: 1,304.74 182.95

Valor a Valor a
2021 284.21 103.74
2022 290.92 106.19
2023 310.32 113.58
2024 314.77 114.89
2025 100.00% 315.95 115.32
2026 88.69% 320.90 117.13 $182.95 $1.56 $137.6 $162.26
2027 78.66% 325.75 119.22 $182.95 $1.53 $135.2 $143.91
2028 69.77% 330.25 120.54 $182.95 $1.52 $133.7 $127.64
2029 61.88% 334.93 122.25 $182.95 $1.50 $131.8 $113.21
2030 54.88% 330.05 120.47 $182.95 $1.52 $133.8 $100.40
2031 48.67% 334.25 122.34 $182.95 $1.50 $131.7 $89.05
2032 43.17% 336.07 122.67 $182.95 $1.49 $131.4 $78.98
2033 38.29% 340.23 124.18 $182.95 $1.47 $129.8 $70.05
2034 33.96% 344.73 125.83 $182.95 $1.45 $128.1 $62.13
2035 30.12% 349.33 127.86 $182.95 $1.43 $126.1 $55.10
2036 26.71% 353.85 129.16 $182.95 $1.42 $124.8 $48.87
2037 23.69% 358.68 130.92 $182.95 $1.40 $123.1 $43.34
2038 21.01% 363.50 132.68 $182.95 $1.38 $121.5 $38.44
2039 18.64% 366.15 134.01 $182.95 $1.37 $120.3 $34.10
2040 16.53% 361.49 131.94 $182.95 $1.39 $122.2 $30.24
2041 14.66% 363.88 132.82 $182.95 $1.38 $121.3 $26.82
2042 13.00% 365.84 133.53 $182.95 $1.37 $120.7 $23.79
2043 11.53% 367.22 134.40 $182.95 $1.36 $119.9 $21.10
2044 10.23% 367.93 134.30 $182.95 $1.36 $120.0 $18.71
2045 9.07% 368.30 134.43 $182.95 $1.36 $119.9 $16.60
911 Total (2026-45): 1,304.74
912 Fuente: UPME.
913
54

916
917 Siguiendo la metodología expuesta, se presentan en la
918 Tabla 0-1 los costos de almacenamiento estratégico: inversión, operación y mantenimiento, y del
919 combustible almacenado:

Total Nacional 245.7 233.8 100.7 57.6 42.0 40.7 20.0 20.9 15.0 14.5 7.1 7.5 20.8 19.8 8.5 4.9
Cartagena 26 21 6 4 3.2 2.7 1.1 1.2 1.1 0.9 0.4 0.4 2.2 1.8 0.5 0.3
Ayacucho 6 2 0 1 1.1 0.7 - 0.8 0.4 0.2 - 0.3 0.5 0.2 0.0 0.1
Apiay 6 2 0 2 1.1 0.7 - 0.9 0.4 0.3 - 0.3 0.5 0.2 0.0 0.2
Galán 0 0 12 - 0.5 0.6 1.7 - 0.2 0.2 0.6 - 0.0 0.0 1.0 -
Gualanday 10 7 0 1 1.5 1.2 0.5 0.8 0.5 0.4 0.2 0.3 0.8 0.6 0.0 0.1
Buenaventura 2 2 0 0 0.8 0.7 - - 0.3 0.2 - - 0.2 0.1 0.0 0.0
Baranoa 13 16 11 0 1.9 2.2 1.7 - 0.7 0.8 0.6 - 1.1 1.4 1.0 0.0
Turbo 1 1 0 0 0.6 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.1 0.1 0.0 0.0
Lizama 12 4 0 0 1.7 0.9 - - 0.6 0.3 - - 1.0 0.3 0.0 0.0
San Andrés 2 1 1 0 0.7 0.6 0.6 0.7 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.0 0.1 0.0
Chimitá 6 10 1 4 1.2 1.5 0.6 1.1 0.4 0.5 0.2 0.4 0.5 0.8 0.1 0.3
Cúcuta 8 7 0 3 1.4 1.2 0.5 1.0 0.5 0.4 0.2 0.4 0.7 0.6 0.0 0.2
Arauca 1 1 0 1 0.6 0.6 0.5 0.7 0.2 0.2 0.2 0.3 0.1 0.1 0.0 0.1
Sebastopol 3 1 0 0 0.8 0.6 0.5 - 0.3 0.2 0.2 - 0.3 0.1 0.0 0.0
Medellín 23 26 10 10 2.8 3.1 1.6 1.9 1.0 1.1 0.6 0.7 1.9 2.2 0.9 0.8
Puerto Salgar 1 1 0 0 0.6 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.1 0.1 0.0 0.0
Manizales 2 2 0 2 0.7 0.7 - 0.9 0.2 0.3 - 0.3 0.1 0.2 0.0 0.1
Pereira 5 7 0 1 1.1 1.2 0.5 0.8 0.4 0.4 0.2 0.3 0.5 0.6 0.0 0.1
Cartago 7 6 0 0 1.2 1.1 0.5 - 0.4 0.4 0.2 - 0.6 0.5 0.0 0.0
Armenia 0 0 0 0 - - 0.5 - - - 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Buga 6 2 0 0 1.2 0.7 - - 0.4 0.2 - - 0.5 0.1 0.0 0.0
Yumbo 20 29 4 4 2.6 3.4 0.9 1.2 0.9 1.2 0.3 0.4 1.7 2.4 0.3 0.4
Neiva 5 7 0 1 1.1 1.3 - 0.8 0.4 0.5 - 0.3 0.4 0.6 0.0 0.1
Aguazul 3 1 0 0 0.8 0.6 - 0.7 0.3 0.2 - 0.2 0.2 0.1 0.0 0.0
Tocancipá 34 34 0 2 3.9 3.9 - 0.9 1.4 1.4 - 0.3 2.9 2.8 0.0 0.2
Mansilla 19 19 22 12 2.5 2.4 2.8 2.1 0.9 0.9 1.0 0.8 1.6 1.6 1.9 1.0
Puente Aranda 20 23 33 0 2.5 2.8 3.8 - 0.9 1.0 1.4 - 1.7 1.9 2.8 0.0
S. José Guaviare 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Leticia 0 0 0 0 0.5 0.5 0.6 - 0.2 0.2 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Puerto Inírida 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Puerto Carreño 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Quibdó 0 0 0 1 - - 0.5 0.7 - - 0.2 0.3 0.0 0.0 0.0 0.1
Popayán 0 0 0 2 - - - 0.9 - - - 0.3 0.0 0.0 0.0 0.2
Mocoa 2 2 0 1 0.7 0.7 0.5 0.7 0.2 0.2 0.2 0.3 0.1 0.1 0.0 0.1
Pasto 0 0 0 5 0.5 0.5 - 1.3 0.2 0.2 - 0.4 0.0 0.0 0.0 0.4
921 Florencia 1 2 0 1 0.6 0.7 - 0.8 0.2 0.3 - 0.3 0.1 0.2 0.0 0.1
922Fuente: UPME. Nota: las filas corresponden a las plantas de abasto (𝑖) y las columnas al combustible (𝑗).
55
923
924 Costos Indicativos de Infraestructura de Confiabilidad– Escenario Alternativa 3
925 En la siguiente tabla se presentan el total de costos para este escenario. Este escenario incluye,
926 además del almacenamiento estratégico, lo relativo al nuevo poliducto, sus sistemas de bombeo y
927 almacenamiento operativo, según los costos indicativos expuestos en el Anexo 1:
928
Costos Inversión Costos O&M Costos Inversión + O&M

Valor Valor Valor
Anualidad Anualidad Anualidad
Presente Presente Presente
Nueva Infraestructura de Transporte
[MUSD] [MUSD/año] [MUSD] [MUSD/año] [MUSD] [MUSD/año]
1 Poliducto Coveñas-Galán, 480 km, 16", 150 kB 585.47 82.09 208.77 29.27 794.24 111.37
1 Poliducto Galán-Sebastopol, 115 km, 20", 280 kB 190.10 26.66 67.79 9.51 257.89 36.16
1 Poliducto Sebastopol-Puerto Salgar, 135 km, 16", 150 kB 175.50 24.61 62.58 8.78 238.08 33.38
4 Estaciones de bombeo de 1000 bhp, 150/280 kBD 115.03 16.13 41.02 5.75 156.05 21.88
Almacenamiento operativo para GM, DO, JP y GLP, en estaciones
202.33 28.37 72.15 10.12 274.48 38.49
de Coveñas, Ayacucho, Galán, Sebastopol y Puerto Salgar
930 Total 1,268.43 177.86 452.30 63.42 1,720.73 241.28
931 Fuente: UPME.

933 3
934
935 A partir de la Tabla 0-2: C, en la Tabla 0-3 se estima la tarifa para remunerar la nueva
936 infraestructura, en donde se asume que ésta aplicaría para el total de la demanda nacional de GM,
937 DO, JP y GLP. Aquí se considera también una tasa de descuento anual de 12.75% y tasa de
938 cambio de 3700 COP/USD.
939 Tabla 0-3: Proyección de tarifas de remuneración para infraestructura y almacenamiento
940 de confiabilidad – Escenario 3
56
MUSD MUSD/año
Valor
Presente
Inversión 1,392.03 195.19
O&M 496.37 69.60
Total: 1,942.32 272.35

Valor a Valor a
2021 284.21 103.74
2022 290.92 106.19
2023 310.32 113.58
2024 314.77 114.89
2025 100.00% 315.95 115.32
2026 88.69% 320.90 117.13 $272.35 $2.33 $204.8 $241.55
2027 78.66% 325.75 119.22 $272.35 $2.28 $201.2 $214.24
2028 69.77% 330.25 120.54 $272.35 $2.26 $199.0 $190.01
2029 61.88% 334.93 122.25 $272.35 $2.23 $196.3 $168.52
2030 54.88% 330.05 120.47 $272.35 $2.26 $199.2 $149.47
2031 48.67% 334.25 122.34 $272.35 $2.23 $196.1 $132.57
2032 43.17% 336.07 122.67 $272.35 $2.22 $195.6 $117.57
2033 38.29% 340.23 124.18 $272.35 $2.19 $193.2 $104.28
2034 33.96% 344.73 125.83 $272.35 $2.16 $190.7 $92.49
2035 30.12% 349.33 127.86 $272.35 $2.13 $187.7 $82.03
2036 26.71% 353.85 129.16 $272.35 $2.11 $185.8 $72.75
2037 23.69% 358.68 130.92 $272.35 $2.08 $183.3 $64.53
2038 21.01% 363.50 132.68 $272.35 $2.05 $180.8 $57.23
2039 18.64% 366.15 134.01 $272.35 $2.03 $179.0 $50.76
2040 16.53% 361.49 131.94 $272.35 $2.06 $181.8 $45.02
2041 14.66% 363.88 132.82 $272.35 $2.05 $180.6 $39.93
2042 13.00% 365.84 133.53 $272.35 $2.04 $179.7 $35.41
2043 11.53% 367.22 134.40 $272.35 $2.03 $178.5 $31.41
2044 10.23% 367.93 134.30 $272.35 $2.03 $178.7 $27.86
2045 9.07% 368.30 134.43 $272.35 $2.03 $178.5 $24.71
941 Total (2026-45): 1,942.32
942 Fuente: UPME.
943
944
57

947
948 Siguiendo la metodología expuesta, se presentan en la Tabla 0-1 se exponen los costos de
949 almacenamiento estratégico: inversión, operación y mantenimiento, y del combustible almacenado:
Total Nacional 279.9 266.5 114.7 65.7 45.4 43.9 21.4 22.0 16.2 15.7 7.6 7.8 23.7 22.5 9.7 5.6
Cartagena 30 24 6 5 3.5 3.0 1.2 1.2 1.3 1.1 0.4 0.4 2.5 2.0 0.5 0.4
Ayacucho 6 2 0 1 1.2 0.7 - 0.8 0.4 0.3 - 0.3 0.5 0.2 0.0 0.1
Apiay 6 2 0 2 1.2 0.8 - 0.9 0.4 0.3 - 0.3 0.5 0.2 0.0 0.2
Galán 0 0 13 - 0.5 0.6 1.9 - 0.2 0.2 0.7 - 0.0 0.0 1.1 -
Gualanday 11 8 0 2 1.7 1.3 0.5 0.8 0.6 0.5 0.2 0.3 1.0 0.7 0.0 0.1
Buenaventura 3 2 0 0 0.8 0.7 - - 0.3 0.3 - - 0.2 0.2 0.0 0.0
Baranoa 15 18 13 0 2.0 2.4 1.8 - 0.7 0.8 0.7 - 1.3 1.6 1.1 0.0
Turbo 1 1 0 0 0.6 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.1 0.1 0.0 0.0
Lizama 14 4 0 0 1.9 1.0 - - 0.7 0.3 - - 1.2 0.4 0.0 0.0
San Andrés 2 1 1 0 0.7 0.6 0.6 0.7 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.0 0.1 0.0
Chimitá 7 11 1 4 1.2 1.7 0.7 1.2 0.4 0.6 0.2 0.4 0.6 1.0 0.1 0.4
Cúcuta 10 8 0 3 1.5 1.3 0.5 1.1 0.5 0.5 0.2 0.4 0.8 0.7 0.0 0.3
Arauca 1 1 0 1 0.6 0.7 0.5 0.8 0.2 0.2 0.2 0.3 0.1 0.1 0.0 0.1
Sebastopol 3 1 0 0 0.9 0.6 0.5 - 0.3 0.2 0.2 - 0.3 0.1 0.0 0.0
Medellín 26 29 12 11 3.1 3.5 1.7 2.1 1.1 1.2 0.6 0.8 2.2 2.5 1.0 1.0
Puerto Salgar 1 1 0 0 0.6 0.6 - - 0.2 0.2 - - 0.1 0.1 0.0 0.0
Manizales 2 2 0 2 0.7 0.8 - 0.9 0.2 0.3 - 0.3 0.1 0.2 0.0 0.2
Pereira 6 8 0 2 1.2 1.3 0.5 0.8 0.4 0.5 0.2 0.3 0.5 0.7 0.0 0.1
Cartago 8 7 0 0 1.3 1.2 0.5 - 0.5 0.4 0.2 - 0.7 0.6 0.0 0.0
Armenia 0 0 0 0 - - 0.5 - - - 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Buga 7 2 0 0 1.3 0.7 - - 0.4 0.3 - - 0.6 0.2 0.0 0.0
Yumbo 23 33 4 5 2.9 3.8 0.9 1.3 1.0 1.4 0.3 0.5 2.0 2.8 0.3 0.4
Neiva 6 8 0 1 1.1 1.4 - 0.8 0.4 0.5 - 0.3 0.5 0.7 0.0 0.1
Aguazul 3 1 0 0 0.8 0.6 - 0.7 0.3 0.2 - 0.2 0.3 0.1 0.0 0.0
Tocancipá 39 38 0 2 4.4 4.3 - 0.9 1.6 1.5 - 0.3 3.3 3.2 0.0 0.2
Mansilla 22 21 26 13 2.8 2.7 3.1 2.3 1.0 0.9 1.1 0.8 1.9 1.8 2.2 1.1
Puente Aranda 23 26 38 0 2.8 3.2 4.3 - 1.0 1.1 1.5 - 1.9 2.2 3.2 0.0
S. José Guaviare 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Leticia 0 0 0 0 0.5 0.5 0.6 - 0.2 0.2 0.2 - 0.0 0.0 0.0 0.0
Puerto Inírida 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Puerto Carreño 0 0 0 0 0.5 0.5 - - 0.2 0.2 - - 0.0 0.0 0.0 0.0
Quibdó 0 0 0 1 - - 0.5 0.8 - - 0.2 0.3 0.0 0.0 0.0 0.1
Popayán 0 0 0 2 - - - 0.9 - - - 0.3 0.0 0.0 0.0 0.2
Mocoa 2 2 0 1 0.7 0.7 0.5 0.8 0.2 0.2 0.2 0.3 0.1 0.1 0.0 0.1
Pasto 0 0 0 5 0.5 0.5 - 1.3 0.2 0.2 - 0.5 0.0 0.0 0.0 0.5
951 Florencia 1 2 0 1 0.6 0.7 - 0.8 0.2 0.3 - 0.3 0.1 0.2 0.0 0.1
952Fuente: UPME. Nota: las filas corresponden a las plantas de abasto (𝑖) y las columnas al combustible (𝑗)
953
954
955
956
957
58
958 Costos Indicativos de Infraestructura de Confiabilidad– Escenario Alternativa 5

959
960 En la Tabla 0-2 se presentan el total de costos para este escenario. Este escenario incluye, además
961 del almacenamiento estratégico, lo relativo a la infraestructura férrea y su almacenamiento
962 operativo:

Almacenamiento
Costos de
Estaciones de
196.8 196.8 196.8 246.0 836.2

Poliductos,
Bombeo y
Operativo
Inversión
Costos de
Operación y 206.5 206.5 206.5 258.2 877.8
Mantenimiento
Costos de
45.4 43.9 21.4 22.0 132.6
Inversión
Almacenamiento
Costos de
Operación y 16.2 15.7 7.6 7.8 47.3
Mantenimiento
Costos del
Combustible 23.7 22.5 9.7 5.6 61.4
Almacenado
964 Total: 488.5 485.4 442.0 539.5 1,955
965 Fuente: UPME.

966
968 5
969
970 A partir de la Tabla 0-2, en la Tabla 0-3 se estima la tarifa para remunerar la nueva infraestructura,
971 en donde se asume que ésta aplicaría para el total de la demanda nacional de GM, DO, JP y GLP.
973 COP/USD.
974 Tabla 0-3: Proyección de tarifas de remuneración nacional para infraestructura y
975 almacenamiento de confiabilidad – Escenario 5
7
Los costos de infraestructura para el transporte férreo se basan en información de Ecopuerto – Voluntad Férrea,
información que tiene un carácter indicativo y no compromete a tales empresas en cuanto estas magnitudes pueden
variar según las condiciones en que se haga tal tránsito de combustibles. Se agradece a estas empresas el suministro
de información.
59
MUSD MUSD/año
Valor
Presente
Inversión 968.87 135.86
O&M 925.06 129.71
Total: 1,955.38 274.18

Valor a Valor a
2021 284.21 103.74
2022 290.92 106.19
2023 310.32 113.58
2024 314.77 114.89
2025 100.00% 315.95 115.32
2026 88.69% 320.90 117.13 $274.18 $2.34 $206.2 $243.18
2027 78.66% 325.75 119.22 $274.18 $2.30 $202.6 $215.68
2028 69.77% 330.25 120.54 $274.18 $2.27 $200.4 $191.29
2029 61.88% 334.93 122.25 $274.18 $2.24 $197.6 $169.66
2030 54.88% 330.05 120.47 $274.18 $2.28 $200.5 $150.47
2031 48.67% 334.25 122.34 $274.18 $2.24 $197.4 $133.46
2032 43.17% 336.07 122.67 $274.18 $2.24 $196.9 $118.37
2033 38.29% 340.23 124.18 $274.18 $2.21 $194.5 $104.98
2034 33.96% 344.73 125.83 $274.18 $2.18 $192.0 $93.11
2035 30.12% 349.33 127.86 $274.18 $2.14 $188.9 $82.58
2036 26.71% 353.85 129.16 $274.18 $2.12 $187.0 $73.24
2037 23.69% 358.68 130.92 $274.18 $2.09 $184.5 $64.96
2038 21.01% 363.50 132.68 $274.18 $2.07 $182.1 $57.61
2039 18.64% 366.15 134.01 $274.18 $2.05 $180.2 $51.10
2040 16.53% 361.49 131.94 $274.18 $2.08 $183.1 $45.32
2041 14.66% 363.88 132.82 $274.18 $2.06 $181.9 $40.20
2042 13.00% 365.84 133.53 $274.18 $2.05 $180.9 $35.65
2043 11.53% 367.22 134.40 $274.18 $2.04 $179.7 $31.62
2044 10.23% 367.93 134.30 $274.18 $2.04 $179.9 $28.04
2045 9.07% 368.30 134.43 $274.18 $2.04 $179.7 $24.87
976 Total (2026-45): 1,955.38
977 Fuente: UPME.
978
60
979 Resumen: Comparación de los Costos y Tarifas por Confiabilidad para las
980 Alternativas
981 La siguiente tabla indica que, en función de los costos directos, los escenarios que privilegian la
982 infraestructura de almacenamiento estratégico sobre la infraestructura de transporte tendrían
983 menores costos asociados y, consecuentemente, implicarían una menor tarifa de remuneración.
984 Se trata, como se ha explicado, de costos directos solamente. No se incluye la valoración de
985 externalidades, los costos indirectos ni los costos asociados a la gestión del entorno local.
986 Comparación de los costos directos en confiabilidad por escenario
Costos [MUSD]
Costo Inversión + O&M Tarifa de Tarifa de
Financieros
Remuneración Remuneración
Infraestruct. Almacenam. Totales
Infraestruct. [USD/B] [COP/gal]
❶ Escenarios Almacenam. Combustible
Transporte
Estratégico
② Base 0.0 427.1 233.4 660.5 0.75 65.9

Probabilísticos
③ Cabotaje a Buenaventura 0.0 381.4 190.7 572.2 0.65 57.0
Poliducto Coveñas-Puerto
⑤ 1,720.7 167.7 53.9 1,942.3 2.20 193.7
Salgar
Ferreo Ciénaga-Puerto
1,714.0 179.9 61.4 1,955.4 2.21 195.0
Salgar
1 0.0 134.0 34.4 168.4 0.19 16.8
3 0.0 246.6 103.1 349.7 0.40 34.9

Determinísticos
días de demanda de
7 almacenamiento estratégico 693.5
0.0 453.0 240.5 0.79 69.2
en cada planta de abasto
15 1,309.2
0.0 793.9 515.3 1.48 130.6
30 2,214.8
987 0.0 1,184.1 1,030.7 2.51 220.9
988 Elaboración: UPME, 2021.
989
61
990
991
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acceso: 10 Febrero 2021].
994
995
63

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Página 1 de 63

59 Proyección de tarifas de remuneración para la nueva infraestructura de confiabilidad–

181 2. NECESIDADES DE CONFIABILIDAD

183 2.1 Contexto

Producto (en kBD) GM DO JP GLP Nafta

TRAMO MEDIO GM: DO: JP: GLP: Nafta

246 Flujos de producto al interior del país

251 2.2 Internación de producto

252 El primer elemento de confiabilidad es central a la logística de la cadena de distribución. La

Región Planta de Abasto Región Planta de Abasto

Flujo (kBD) Tiempo (días)

CENTRO 38.94 35.82 28.00 7.04 6 6 7 5

359 3. EJERCICIO DE CONFIGURACIONES PARA PROVEER CONFIABILIDAD

360 3.1 Análisis Probabilístico

San Andrés y Terrestre, cabotaje, fluvial

KBD Nominación CENIT dic2021 (GM,DS,JF,GLP)

KBD Capacidad esperada

<78 Volúmenes y capacidades en KBD

390 • Ampliación de la capacidad de transporte entre Galán y Lizama.

415 Para conectar las refinerías, tradicionalmente se ha planteado la construcción de un poliducto

460 Gráfica 3.1-5: Flujo propuesto entre Cartagena y Buenaventura – Escenario 2

Capacidad efectiva de transporte SIN DRA

465 Fuente: UPME.

468 Tabla 3.1-1: Comparación de tarifas y costos de transporte entre Cartagena y

kBD MB/año USD/B MUSD/año MUSD

509 3.1.3 Escenario 3: Poliducto Coveñas – Puerto Salgar: Costos y Tarifas de

519 Flujos comprometidos por confiabilidad – Escenario Alternativa 3

549 Flujos comprometidos por confiabilidad – Escenario Alternativa 5

562 3.2 Análisis Determinístico

Tarifa de Remuneracion de Almacenamiento

Estratégico [COP/gal] 175

585 Días de Almacenamiento

586 Fuente: UPME.

607 ANEXO 1: METODOLOGÍA EMPLEADA PARA ESTIMAR Y COMPARAR LOS

610 Las alternativas planteadas en el ejercicio y su almacenamiento estratégico asociado, en términos

616 𝐶%&'!."!)&*+ : Costos de inversión, operativos y de mantenimiento de infraestructura de transporte y

628 Elaboración: UPME.

629 Para cada configuración se determinan:

San José del…

L 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑃𝐴 𝑀𝐸𝐷𝐼𝑂 1 L2324567

Gasolina Diésel Jet Fuel GLP

705 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑁$ = P 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴_𝑃𝐴1,$

725 𝐴𝐿𝑀1,9,$ ∶ 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑥𝑦01 XXXXXXX1,9,$

736 Para cada año de análisis, el almacenamiento (𝐴𝐿𝑀1,9,$ ) se estima como:

737 𝐴𝐿𝑀1,9,$ = 𝑉𝐸𝐷𝑁𝐴 1,9,$ ∗ 365 𝑑í𝑎𝑠

740 𝑉_𝐴𝐿𝑀1,9 = Máx. ^𝑉_𝐴𝐿𝑀1,9,$ _

741 Los costos de inversión, así como de operación y mantenimiento, en infraestructura de

762 𝑃 9,$ : precio del combustible (𝑗), para el año (𝑡).

763 𝑑 : tasa anual de descuento (= 12.75%).

[MUSD] GM DO JP GLP Todos

kBD MB/año MUSD/año USD/B COP/gal MUSD/año

791 ANEXO 2: COSTOS INDICATIVOS DE INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE

795 Gráfica A 1: Costos indicativos de inversión en poliductos

6" 10" 16" 20" 24" 30"

6" 10" 16" 20" 24" 30"

802 A2.2 Costos Indicativos de Sistemas de Bombeo

806 Gráfica A 4: Costos indicativos de operación y mantenimiento en sistemas de bombeo

811 Gráfica A 5: Costos indicativos de inversión en sistemas de almacenamiento

813 Gráfica A 6: Costos indicativos de operación y mantenimiento en sistemas de