Contenido - CNO-Gas

3 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS

Contenido

INTRODUCCIÓN 7

RESUMEN EJECUTIVO 11

CONTEXTO SOCIOECONÓMICO 21

Colombia 23

Latinoamérica 26

GAS NATURAL EN EL MUNDO 27

Cifras Mundiales 29

Norteamérica: Estados Unidos, Canadá y México 38

LATINOAMÉRICA: EL SECTOR GAS NATURAL EN CIFRAS 43

Mercados Desarrollados 49 Argentina 52

Brasil 64

Colombia 74

Comparativo Mercados Desarrollados 76

Mercados Emergentes 79 Bolivia 80

Chile 92

Ecuador 104

Perú 108

Uruguay 117

Venezuela 125

Comparativo Mercados Emergentes 133

Mercados sin Desarrollo 137 Costa Rica 138

El Salvador 139

Guatemala 140

Honduras 141

Nicaragua 142


Contenido

Panamá 143

Paraguay 144

Comparativo Mercados sin Desarrollo 145

GAS NATURAL EN COLOMBIA 147

Exploración 149

Reservas 151

Producción y Suministro 152

Transporte 155

Cobertura 157

Consumo 161

Gas Natural Vehicular 164

Precios y Tarifas 169 Gas en boca de pozo 169

Componentes Tarifarios 170

Tarifa a Usuario Final 175

Subsidios y Contribuciones 178

Cifras Financieras de las Empresas del Sector 179

Proyecciones UPME de Demanda y Producción 188

ANEXOS 191

Aspectos jurídicos y regulatorios del sector 2008 - 2009 193 Normatividad CREG 193

Normatividad del Ministerio de Minas y Energía 209

Conceptos Relevantes de SSPD 210

Detalle de la cobertura nacional a diciembre 31 de 2008 219 Cobertura por departamentos y municipios 219

Poblaciones atendidas por empresa 226


Contenido

Abreviaturas y Siglas 231

Unidades y Factores de Conversión 234

Glosario de Términos 236

Directorio del Sector 239

BIBLIOGRAFÍA 241


Introducción El desarrollo del mercado del gas natural en Colombia presenta una dinámica

permanente, por lo que, año tras año, se mantiene el interés y el compromiso de

realizar esta reseña que recopila información del sector y del análisis evolutivo de

éste.

Para esta nueva edición, basada en la tendencia de integración regional

energética y en los cambios de pensamiento que involucra la alternativa de

abastecerse a tráves del gas natural licuado, se evidenció la necesidad de

aprender y compartir con todos los interesados por este sector, la información

relevante de los países latinoamericanos y su grado de desarrollo en relación con

la utilización del gas natural, un combustible que cada vez más se impone de

manera relevante en la canasta energética de los países de nuestra región. Se

destaca, en este enfoque, la posición privilegiada en cuanto a madurez, que

Colombia ocupa en el panorama latinoamericano.

El informe ha sido diseñado con un primer capítulo que involucra el contexto

socioeconómico de Colombia y la región latinoamericana, seguidamente se

presentan las cifras del gas natural en el mundo, con un detalle especial para

Norteamérica. El tercer capítulo, cubre el mercado del gas natural en

Latinoamérica, con la mencionada clasificación por nivel de desarrollo del sector

en cada uno de los países analizados, para focalizar la atención en aquellos con

mayor madurez, pero sin descuidar una mención a aquellos países que por sus

características y recientes logros irán ganando relevancia en los próximos años.

Vale la pena aclarar que no se tuvo en cuenta a México como parte de este

capítulo, debido a que su trascendencia está orientada al mercado

norteamericano.

Finalmente, se extiende el estudio al análisis evolutivo del año 2008 de la

información del sector del gas natural en Colombia.


Resumen Ejecutivo Cifras de Colombia

Concepto 2007 2008

Crecimiento del PIB 7.5% 2.5%

Variación anual IPC 5.7% 7.7%

TRM fin de año $/US$ 2,014.8 2,243.6

TRM promedio año $/US$ 2,078.4 1,966.3

Variación TRM fin de año (10.0%) 11.4%

Variación TRM promedio (11.9%) (5.4%)

DTF E.A.- promedio año 8.1% 9.7%

Resumen Ejecutivo - Cifras Macroeconómicas

(20%)

(10%)

0%

10%

20%

30%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Variación TRM Fin de Año

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Sísmica 2D - Km Equivalentes

7,190 7,490 7,1886,336

7,2116,711 6,476 6,176 6,385

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Reservas de Gas Natural - Gpc

Concepto 2007 2008 Variación Periodo

Exploración - pozos A3 70 96 37%9,970 16,286 63%

ContratosFirmados 54 59 9%Vigentes 158 194 23%

6,176 6,385 3%1,200 1,182 (1%)

Llanos Orientales 977 913 (7%)La Guajira 168 208 24%Valle del Magdalena 45 55 22%Putumayo 7 5 (34%)Catatumbo 2 1 (45%)

Gpc 272 319Mpcd 745 874

Resumen Ejecutivo - Cifras Nacionales

17%Producción sin reinyección o suministro

Producción de gas natural - GpcReservas de gas natural - Gpc

Sísmica 2D - Km Equivalentes

Resumen Ejecutivo



TransporteEmpresas Transportadoras 9 9 0%

Km de gasoductos 6,887 6,973 1%Distribución

Empresas distribuidoras 31 30 (3%)Poblaciones atendidas 422 471 12%

MMm3 7,555 7,473 (1%)Mpcd 731 723 (1%)

RegiónCosta Caribe 304 294 (3%)Interior del país 427 429 0.5%

SectoresResidencial 99 106 7%No residencial 158 1,629 934%

Consumo residencial - m3/usuario - mes 19.1 18.9 (0.9%)Usuarios 4,611,866 5,015,381 9%

Residenciales 4,535,094 4,930,723 9%

No residenciales 76,772 84,658 10%

Cobertura potencial 90% 92%

Cobertura efectiva 72% 71%GNV

Vehículos 235,058 280,638 19%

Estaciones de servicio 394 507 29%Precios y tarifas

Boca de pozo - US$/MbtuGuajira 1er semestre 2.4 3.7 57%Guajira 2o semestre 2.8 5.0 80%

Tarifa a usuario regulado - $/m3

Residencial (Estrato IV - 20 m3) 693 817 18%Comercial (300 m3) 691 832 21%Industrial (25,000 m3) 638 778 22%

Tarifa a Industrial no regulado (1,000,000 m3) 423 503 19%Precio promedio del GNV - $/m3 1,051 1,297 23%

Consumo

Resumen Ejecutivo - Cifras Nacionales

Resumen Ejecutivo


Resumen Ejecutivo - Cifras Financieras

Empresas del Sector Gas Natural en Colombia

39%

61%

Activo Sector Gas Natural2008

Distribución

Transporte

8,999,790

10,332,374

2007 2008

Activo Sector Gas Natural - $MM

Variación 15%

80%

20%

Ingresos Operacionales Sector Gas Natural - 2008

Distribución

Transporte

2,991,744

3,752,928

2007 2008

Ingresos Operacionales Sector Gas Natural - $MM

Variación 25%

57%43%

Utilidad Operacional Sector Gas Natural - 2008

Distribución

Transporte

618,124

746,700

2007 2008

Utilidad Operacional Sector Gas Natural - $MM

Variación 21%

Resumen Ejecutivo


Cifras mundiales


Reservas probadas - TpcMundial 6,253 6,534 5%Norteamérica 314 313 (0.1%)Sur y Centroamérica 257 258 1%

Producción - GpcdMundial 285 296 4%Norteamérica 75 78 4%Sur y Centroamérica 15 15 2%

Consumo - Billones de m3

Mundial 2,938 3,019 3%Norteamérica 812 824 1%Sur y Centroamérica 138 143 4%

GNV mundialVehículos 7,127,297 9,649,549 35%Estaciones de servicio 13,653 15,137 11%

Resumen Ejecutivo - Cifras Mundiales

5,537

6,534

4,800

5,600

6,400

7,200

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Reservas Probadas de Gas Natural en el Mundo - Tpc

Crecimiento Promedio

Anual2%

2,425 2,5302,684

2,8433,019

2000 2002 2004 2006 2008

Consumo de Gas Natural en el Mundo Billones de m3


Petróleo WTI - US$/Bl 72.2 100.1 39%Carbón US - US$/Ton 51.1 116.1 127%Gas Henry Hub - US$/Mbtu 7.0 8.8 27%Fuel Oil New York - US$/Gl 1.3 1.8 41%

Precios - Cifras Mundiales

Resumen Ejecutivo


Latinoamérica

Mercados desarrollados

Mercados emergentes

Mercados sin desarrollo

Paises no incluidos en el estudio

Brasil

Argentina

Venezuela

Colombia

Perú

Bolivia

Paraguay

UruguayChile

Ecuador

Panamá

Nicaragua

Costa Rica

HondurasGuatemala

El Salvador

Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualPoblación (Miles de habitantes) 419,600 420,400 429,152 1.1%

Mercados desarrollados 274,300 274,900 281,838 1.4%

Mercados emergentes 98,400 98,600 99,483 0.5%

Mercados sin desarrollo 46,900 46,900 47,831 1.0%

Inversión extranjera directa 7,701 57,541 50,213 155.4%

Mercados desarrollados (722) 40,642 33,545 582%

Mercados emergentes 7,327 15,772 16,459 49.9%Mercados sin desarrollo 1,096 1,127 209 (56.3%)

Cifras Latinoamérica


AnualReservas Tpc 268.7 271.1 269.9 0.2%

Mercados desarrollados 43.3 42.4 41.3 (2%)Mercados emergentes 225.4 228.7 228.6 1%

Producción - Gpcd 19.0 18.9 19.1 0.3%Mercados desarrollados 10.2 10.0 10.2 0.3%Mercados emergentes 8.9 9.0 8.9 0.4%

Consumo - Billones de m3 105.5 106.9 109.7 1.9%Mercados desarrollados 63.3 66.2 70.3 5%Mercados emergentes 42.2 40.7 39.4 (3%)

Usuarios 12,895,013 13,636,668 14,400,573 5.7%Mercados desarrollados 12,292,998 12,969,663 13,674,810 5%Mercados emergentes 602,015 667,005 725,763 10%

Vechículos con GNV 2,999,336 3,498,789 3,783,986 12.3%Mercados desarrollados 2,924,915 3,380,507 3,614,646 11%Mercados emergentes 74,421 118,282 169,340 51%

Cifras Latinoamérica

Resumen Ejecutivo


Latinoamérica: Mercados desarrollados

Brasil

Colombia

Argentina



AnualCrecimiento del PIB

Argentina 8.5% 8.7% 6.8%Brasil 4.0% 5.7% 5.9%Colombia 6.8% 7.5% 2.5%

Reservas - TpcArgentina 15.8 15.6 15.6 (0.4%)Brasil 20.8 20.6 19.3 (4%)Colombia 6.7 6.2 6.4 (3%)

Producción - MpcdArgentina 4,995 4,935 4,887 (1%)Brasil 1,713 1,756 2,083 10%Colombia 3,444 3,287 3,239 (3%)

Consumo - MMm3

Argentina 36,419 38,531 38,928 3%Brasil 19,671 20,159 23,871 10%Colombia 7,204 7,555 7,473 2%

Cifras Latinoamérica - Mercados Desarrollados


AnualConsumo medio residencial - m3/usuario mes

Argentina 95.5 112.4 103.2 4%Brasil 15.0 15.7 16.2 4%Colombia 19.0 19.1 18.9 (0.2%)

UsuariosArgentina 6,768,800 6,996,700 7,221,498 3%Brasil 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6%Colombia 4,245,957 4,611,866 5,015,381 9%

Vehículos con GNVArgentina 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10%Brasil 1,325,823 1,467,219 1,588,331 9%Colombia 169,119 235,058 280,638 29%

Consumo de GNV - MMm3

Argentina 3,043 2,858 2,728 (5%)Brasil 2,600 2,562 2,421 (4%)Colombia 505 765 806 26%

Cifras Latinoamérica - Mercados Desarrollados

Resumen Ejecutivo


Mercados emergentes

Venezuela

Perú

Ecuador

Bolivia

Uruguay

Chile

Mercados emergentes



Bolivia 4.8% 4.6% 5.8%Chile 4.3% 5.1% 3.8%Ecuador 3.9% 2.5% 6.5%Perú 7.6% 8.9% 9.4%Uruguay 7.0% 7.4% 11.5%Venezuela 10.3% 8.4% 4.8%

Reservas - TpcBolivia 26.1 25.1 25.1 (2%)Chile 2.8 2.8 2.7 (2%)Ecuador N.D. N.D. 0.2 N.D.Perú 30.2 30.0 29.8 (0.7%)Uruguay 0 0 0 0%Venezuela 166.2 170.9 170.9 1%

Producción - MpcdBolivia 1,313 1,509 1,512 7%Chile 213 195 178 (9%)Ecuador 72 50 54 (14%)Perú 172 259 329 38%Uruguay 0 0 0 0%Venezuela 7,109 6,958 6,868 (2%)

Cifras Latinoamérica - Mercados Emergentes


AnualConsumo - MMm3

Bolivia 1,922 2,142 2,150 6%Chile 7,950 4,426 2,604 (43%)Ecuador 749 520 559 (14%)Perú 993 1,307 1,616 28%Uruguay 96 90 82 (7%)Venezuela 30,527 32,188 32,383 3%

UsuariosBolivia 71,643 93,305 112,295 25%Chile 478,125 519,543 555,599 8%Ecuador N.D. N.D. N.D. N.D.

Perú 5,080 7,705 12,039 54%Uruguay 47,167 46,452 45,830 (1%)Venezuela N.D. N.D. N.D. N.D.

Vehículos con GNVBolivia 63,432 86,315 99,657 25%Chile 5,500 8,009 8,064 21%Ecuador N.D. N.D. N.D. N.D.

Perú 5,489 23,958 57,419 223%Uruguay N.D. N.D. N.D. N.D.

Venezuela N.D. N.D. 4,200 N.D.

Cifras Latinoamérica - Mercados Emergentes

Resumen Ejecutivo



Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa RicaPanamá

Paraguay


178131

202

127

71

226

426

Costa Rica El Salvador

Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay

Consumo de Energía Primaria - Tbtu2006

44 44

72

48

28

92

28



Consumo de Petróleo - Mbpd2007



Costa Rica 8.8% 7.3% 3.3%El Salvador 4.2% 4.7% 3.0%Guatemala 5.3% 5.7% 3.3%Honduras 6.3% 6.3% 3.8%Nicaragua 3.9% 3.8% 3.0%Panamá 8.5% 11.5% 9.2%Paraguay 4.3% 6.8% 5.0%

Inflación Costa Rica 9.4% 10.8% 16.3%El Salvador 4.9% 4.9% 5.3%Guatemala 5.8% 8.8% 10.9%Honduras 5.3% 8.9% 10.9%Nicaragua 9.5% 16.9% 15.2%Panamá 1.8% 6.4% 7.7%Paraguay 12.5% 6.0% 8.3%

Inversión extranjera directa - MMUS$Costa Rica 1,371 1,634 2,048 12%El Salvador 278 200 280 0.4%Guatemala 531 658 769 20%Honduras 674 815 899 15%Nicaragua 287 382 400 18%Panamá 2,498 1,907 1,800 (15%)Paraguay 156 194 209 16%

Cifras Latinoamérica - Mercados sin Desarrollo


Contexto Socioeconómico Colombia

Durante el año 2008, se presentaron variaciones del PIB con una tendencia trimestral decreciente. Los resultados de la inflación, durante los últimos dos años, han superado las metas inicialmente establecidas por el gobierno.

Concepto 2006 2007 2008

Crecimiento PIB 6.8% 7.5% 2.5%

TRM - $/dólarPromedio año 2,358.0 2,078.4 1,966.3Fin de año 2,238.8 2,014.8 2,243.6Variación TRM fin de año (2.0%) (10.0%) 11.4%Variación TRM promedio año 1.6% (11.9%) (5.4%)

Inflación anual 4.5% 5.7% 7.7%

IPP fin de año 5.5% 1.3% 9.0%DTF E.A.

Promedio año 6.3% 8.1% 9.7%Fin de año 6.8% 9.0% 10.3%Libor 180 días

Promedio año 5.3% 5.3% 3.1%Fin de año 5.4% 4.9% 2.2%Tasa de desempleo (Dic) 11.7% 10.7% 11.2%

Riesgo país (EMBIG) 1.7% 1.9% 5.4%

Fuente: DANE, Cálculo del Banco de la República, Cepal.

Variables Macroeconómicas Colombianas

5.4 5.9

7.7 8.3 8.4

7.1 6.6

8.4

4.1 3.9 2.9

(0.7)

I II III IV I II III IV I II III IV

2006 2007 2008

Variación PIB

6.8%

9.0%

10.3%

4.5%5.7%

7.7%

2006 2007 2008

Inflación - DTF

DTF E.A. Inf lación

Contexto Socioeconómico


Las importaciones y las exportaciones han mantenido un crecimiento promedio anual similar durante el periodo 2006 - 2008, 23% y 24%, respectivamente.

Concepto 2007 I Trimestre

II Trimestre

III Trimestre

IV Trimestre Total

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 3.9% 3.8% 5.6% 2.1% (0.6%) 2.7%

Explotación de minas y canteras 2.9% 4.5% 8.1% 10.0% 6.6% 7.3%

Industria manufacturera 9.5% 1.8% 1.2% (2.6%) (8%) (2%)

Electricidad, gas y agua* 3.7% 0.7% 1.7% 1.2% 1.0% 1.2%

Construcción 11.5% 0.6% 4.4% 16.1% (8.0%) 2.8%

Edificaciones 1.1% 24.8% 26.5% 25.8% (0.6%) 18.7%

Obras civiles 19.1% (15%) (8%) 9.5% (12.6%) (7.1%)

Comercio, reparaciones, restaurantes y hoteles 8.7% 2.1% 2.9% 0.2% (0.1%) 1.3%

Transporte, almacenamiento y comunicación** 11.0% 8.8% 4.5% 2.3% 0.8% 4.0%

Sector financiero y servicios a empresas 7.3% 7.0% 5.0% 6.4% 4.0% 5.6%

Servicios sociales, comunales y personales 4.7% 3.2% 3.2% 1.6% 0.5% 2.1%

PIB 7.5% 4.1% 3.9% 2.9% (0.7%) 2.5%

Fuente: DANE, Cálculos del Banco de la República.Incluye * Distribución y ** Transporte de gas.

2008Crecimiento del PIB (Actividad Económica)

26,162

32,897

39,669

24,391 29,991

37,626

2006 2007 2008

Balanza Comercial - MMUS$

Importaciones totales Exportaciones totales

Concepto 2007 I Trimestre

II Trimestre

III Trimestre

IV Trimestre 2008

Consumo final 6.9% 3.6% 2.8% 1.4% 1.3% 2.3%Hogares 7.6% 4.2% 2.8% 1.5% 1.7% 2.5%Gobierno 4.5% 1.4% 2.9% 1.2% (0.1%) 1.3%

Formación bruta de capital 13.7% 8.1% 9.9% 13.1% 0.0% 7.7%Demanda interna 8.5% 4.7% 4.5% 4.1% 1.0% 3.5%Exportaciones totales 11.4% 14.5% 9.0% 3.4% 6.3% 8%Importaciones totales 13.9% 12.9% 9.4% 8.1% 10.3% 10.1%PIB 7.5% 4.1% 3.9% 2.9% (0.7%) 2.5%

Fuente: DANE, Cálculos del Banco de la República.

Crecimiento del PIB por tipo de Gasto



Los analistas citados en la fuente de información, exponen la siguiente opinión: “Estas proyecciones suponen que la actual crisis económica y financiera global es profunda y se extenderá por lo menos durante 2009 y buena parte de 2010”. De acuerdo con documentos de investigación del Banco de la República, se espera que la desaceleración en los mercados se refleje en las cifras de los indicadores de los próximos dos años.

Concepto PIB Real Inflación TRM

Fin de añoDTF E.A.

Tasa Desempleo

Analistas localesAlianza Valores 2.5% 5.2% 2,540 7.5% 12.5%ANIF 2.3% 5.5% N.D. 7.9% 13.0%Banco de Bogotá 3.2% 5.5% 2,450 9.0% 11.0%Banco Santander 2.5% 5.5% 2,460 8.4% 13.0%Bancolombia 2.7% 5.6% 2,330 9.1% 13.6%BBVA Colombia 3.0% 4.5% 2,442 8.2% 11.6%

Promedio 2.7% 5.3% 2,444 8.4% 12.5%Analistas externos

Citi Bank 2.5% 5.0% 2,400 8.3% 13.8%Deutsche Bank 2.0% 4.9% 2,350 N.D. 12.0%Goldman Sachs 2.0% 5.1% 2,550 N.D. N.DJP Morgan 2.5% 5.5% 2,500 8.5% N.D

Promedio 2.3% 5.1% 2,450 8.4% 12.9%Fuente: Banco de la República.Nota: Proyecciones realizadas a enero de 2009.

Proyecciones para el 2009

Concepto 2009 2010

PoblaciónMiles de habitantes 44.865 45.672Crecimiento 1.8% 1.8%

Crecimiento PIB (1.6%) 2.1%IPC fin de año 5.9% 4.8%Devaluación 35.6% 14.2%

Fuente: Banco de la República.Nota: Proyecciones realizadas a enero de 2009.

Otras Proyecciones para el 2009 - 2010

7.0% 6.8% 7.5%

2.5%2.5%

(1.6%)

2.1%

2005 2006 2007 2008 2009 2010

Comportamiento del PIB

Histórico Esperado



Latinoamérica

Colombia

BrasilPerú

Ecuador

ArgentinaChile

Bolivia

Paraguay

Uruguay

VenezuelaPanamá

Costa Rica

NicaraguaEl Salvador

Honduras

Guatemala

Centroamérica

Suramérica

Países no incluidos

Concepto 2006 2007 2008

Población (miles de habitantes)

40,600 40,800 40,999

PIBMillones US$ 87,458 93,512 97,611Promedio per cápita US$ 2,514 2,646 3,817Crecimiento promedio 6% 7% 4%Inflación promedio 6% 9% 11%Tasa de desempleo 7% 6% N.DVariación consumo de gas 0% 0% 0%

Fuente: CEPAL, BID.

Variables Macroeconómicas - Centroamérica

Concepto 2006 2007 2008

Población (miles de habitantes)

379,000 379,600 388,153

PIB Millones US$ 1,607,379 1,716,560 1,817,559Promedio per cápita US$ 4,017 4,256 6,556Crecimiento promedio 6% 7% 6%Inflación promedio 6% 8% 11%Tasa de desempleo 10% 9% 8%Variación consumo de gas 7% 2% 3%

Fuente: CEPAL, BID.

Variables Macroeconómicas - Suramérica

Cifras Mundiales


Cifras Mundiales

En 2008, el barril de petróleo alcanzó precios superiores a los 140 US$, razón por la cual muchos países consumidores de este hidrocarburo han iniciado una serie de programas con el objeto de diversificar su canasta energética y disminuir su dependencia de este combustible. . El crecimiento del 2% en el consumo de energía primaria a nivel mundial en 2008, está soportado por incrementos en los consumos de carbón y gas natural principalmente.

Combustible 2007 2008 Variación Periodo

Petróleo 3,939 3,928 (0.3%)Gas natural 2,652 2,726 2.8%Carbón 3,194 3,304 3%Energía nuclear 623 620 (0.5%)Hidroelectricidad 696 718 3%

Total 11,104 11,295 2%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Canasta Energética Mundial - Mtep

35%

24%

29%

6%6%

Canasta Energética Mundial - 2008

Petróleo

Gas natural

Carbón

Energía nuclear

Hidroelectricidad

2,425 2,512 2,558 2,652 2,726

10,291 10,624 10,843 11,104 11,295

0%

2%

4%

6%

0

5,000

10,000

15,000

2004 2005 2006 2007 2008

Canasta Energética Mundial

Gas natural - Mtep Otros energéticos - MtepVariación gas natural Variación consumo de energía

Cifras Mundiales


Las reservas de gas natural a nivel mundial en el año 2008, presentaron un incremento significativo del 5%, destacándose el crecimiento de Europa y Eurasia, región en la cual sus reservas aumentaron un 10%. Las reservas reportadas por B.P. solo incluye las reservas probadas de los países. Un gran descubrimiento de gas natural en Turkmenistan, el yacimiento Yuzhni Iolotan, considerado uno de los más grandes del mundo, aproximadamente 200 Tpc, llevó a esta nación, antigua integrante de la URSS, a ser el 4º país con más reservas en el mundo.

Región 2007 2008 Variación Periodo

Oriente Medio 2,619 2,681 2%Europa y Eurasia 2,027 2,221 10%Asia Pacífico 523 543 4%África 514 518 1%Norteamérica 314 313 (0.1%)Sur y Centroamérica 257 258 1%


Reservas Mundiales de Gas Natural - Tpc

41%

34%

8%

8%5% 4%

Reservas de Gas Natural - 2008

Oriente Medio

Europa y Eurasia

África

Asia Pacíf ico

Norteamérica

Sur y Centroamérica

País 2007 2008 Variación Periodo

Rusia 1,530 1,529 (0.03%)Irán 993 1,046 5%Qatar 899 899 0%Turkmenistan 86 281 228%Arabia Saudita 258 267 4%Estados Unidos 238 238 0%Emiratos Árabes 227 227 (0.1%)Nigeria 184 184 0%Venezuela 171 171 0%Algeria 159 159 0%Top 10 países 4,745 5,001 5%Resto del mundo 1,507 1,533 2%

Mundo 6,253 6,534 5%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Reservas Mundiales de Gas Natural - Tpc

Cifras Mundiales


Consecuente con su bajo nivel de reservas, Sur y Centroamérica es la región con la menor producción de gas natural a nivel mundial. La producción de gas natural de Europa y Eurasia se soporta un 55% en Rusia, mayor productor de gas natural del mundo. Se observa en la producción, la ausencia de países como Emiratos Árabes, Nigeria y Venezuela, quienes a pesar de sus grandes reservas no se encuentran explotándolas a plenitud.


Europa y Eurasia 102 105 3%Norteamérica 75 78 4%Asia Pacífico 38 40 3%Oriente Medio 35 37 6%África 20 21 5%Sur y Centroamérica 15 15 2%

Total 285 296 4%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Nota: Reporta producción sin incluir reinyección.

Producción Mundial de Gas Natural - Gpcd

36%

27%

13%

12%

7%5%Producción de Gas Natural

Europa y Eurasia

Norteamérica

Asia Pacífico

Oriente Medio

África



Rusia 57 58 1%Estados Unidos 52 56 7%Canadá 18 17 (5%)Irán 11 11 4%Noruega 9 10 10%Algeria 8 8 2%Arabia Saudita 7 8 5%Qatar 6 7 21%Indonesia 7 7 3%Reino Unido 7 7 (4%)Top 10 países 182 189 4%Resto del mundo 103 107 4%

Mundo 285 296 4%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Producción Mundial de Gas Natural - Gpcd

Cifras Mundiales


Oriente Medio fue la región que mayor crecimiento presentó con un 8% en 2008, particularmente destacándose el 17% obtenido por los Emiratos Árabes. China es el país con el mayor crecimiento en consumo de gas natural en el último año, 16%. Este país acordó con Turkmenistan, importar 30 billones de m3 anuales de gas natural durante el periodo 2009 - 2038.


Europa y Eurasia 1,138 1,144 0.5%Norteamérica 812 824 1%Asia Pacífico 457 485 6%Oriente Medio 303 327 8%Sur y Centroamérica 138 143 4%África 89 95 6%


Consumo Mundial de Gas Natural - Billones de m3

38%

27%

16%

11%5% 3%

Consumo Mundial - 2008

Europa y Eurasia

Norteamérica

Asia Pacíf ico

Oriente Medio


África


Estados Unidos 653 657 1%Rusia 426 420 (1%)Irán 113 118 4%Canadá 97 100 3%Reino Unido 91 94 3%Japón 90 94 4%Alemania 83 82 (1%)China 70 81 16%Arabia Saudita 74 78 5%Italia 78 78 (0.2%)Top 10 países 1,774 1,801 2%Resto del mundo 1,164 1,217 5%

Mundo 2,938 3,019 3%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Consumo Mundial de Gas Natural - Billones de m3

Cifras Mundiales


En términos generales, en 2008 todos los combustibles sufrieron significativos incrementos de precio. El precio del barril de petróleo WTI alcanzó el máximo histórico de 147.27 US$/Bl en julio11 de 2008. Las cifras presentadas son promedios del año. Aun cuando el gas natural presentó los menores incrementos de precio, no sucedió igual con el LNG, cuyo aumento fue del 62%. El precio del fuel oil que se presenta en el cuadro, sirve de referencia para el cálculo de los precios del gas en boca de pozo de La Guajira en Colombia.


Petróleo - US$/BlWTI 72.2 100.1 39%Brent 72.4 97.3 34%

Carbón - US$/TonUS Central 51.1 116.1 127%Northwest Europe 86.6 149.8 73%Coking Coal Import 88.2 179.0 103%

Gas Natural - US$/MbtuGas Henry Hub 7.0 8.8 27%Alberta Canadá 6.2 8.0 30%LNG 7.7 12.6 62%

Fuel Oil New York - US$/Gl 1.3 1.8 41%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009, EIA.

Precios Internacionales

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

0

20

40

60

80

100

120

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

US$

/ Bl

Petróleo - WTI

WTI Variación WTI

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

2

4

6

8

10

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

US$

/ M

btu

Gas - Henry Hub

Henry Hub Variación Henry Hub

Cifras Mundiales


El año 2008 fue excelente para la industria del GNV a nivel mundial, 2,522,252 vehículos convertidos, para un crecimiento del 35% con respecto a 2007, son cifras indiscutibles que así lo corroboran. Pakistán, que en el transcurso de 2008, convirtió 450,000 vehículos a gas natural para un total acumulado de 2 millones de conversiones, pasó a ocupar el 1er puesto a nivel mundial desplazando a Argentina. Irán con 740,000 conversiones en 2008, para alcanzar un acumulado de un millón de vehículos convertidos, fue el país con mayor crecimiento.


Pakistán 1,550,000 2,000,000 29%Argentina 1,678,230 1,745,677 4%Brasil 1,467,219 1,588,331 8%Irán 263,662 1,000,000 279%India 334,820 650,000 94%Italia 432,900 580,000 34%China 127,120 400,000 215%Colombia 235,058 280,638 19%Bangladesh 80,000 150,253 88%Estados Unidos 146,876 146,876 0%Ucrania 100,000 120,000 20%Otros países 711,412 987,774 39%

Total 7,127,297 9,649,549 35%Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.

Vehículos con GNV en el Mundo

3,784,962

3,016,905

1,429,2231,155,080

162,053 101,326

Vehículos con GNV - 2008

Sur y Centroamérica Oriente MedioAsia Pacíf ico Europa y EurasiaNorteamérica África

39%

31%

15%

12%2% 1%


Oriente Medio

Asia Pacíf ico

Europa y Eurasia

Norteamérica

África

Cifras Mundiales


Si se toma como parámetro de comparación el estándar de 700 vehículos por estación, establecido por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, países como Irán e India están incurriendo en un déficit de estaciones ya que duplican dicho parámetro. Colombia, presenta un indicador de vehículos por debajo de la media mundial. Estados Unidos y Alemania, reflejan un indicador muy por debajo de los parámetros de los demás países.


Pakistán 1,923 2,600 35%Argentina 1,753 1,801 3%Brasil 1,514 1,649 9%Estados Unidos 1,600 1,600 0%China 486 1,000 106%Alemania 781 800 2%Italia 609 700 15%Colombia 394 507 29%Irán 402 500 24%India 325 463 42%Bangladesh 211 337 60%Otros países 3,655 3,180 (13%)

Total 13,653 15,137 11%Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.

Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular

2,000

1,404

969 963829 769

637

Irán India Argentina Brasil Italia Pakistán Mundo

Relación Vehículos por Estaciones - 2008

637

554 536

446400

92 81

Mundo Colombia Ucrania Bangladesh China Estados Unidos

Alemania

Cifras Mundiales


La región del Asia Pacífico es la mayor importadora a nivel mundial de LNG, siendo Japón y en menor escala Corea del Sur, los países que lideran éste renglón.

Definitivamente con el LNG, se abre un abanico de posibilidades, tanto para importadores como exportadores, asimilándose éste mercado cada vez más a una competencia perfecta. A pesar de los múltiples proyectos en Sur y Centroamérica, Trinidad y Tobago sigue siendo el único productor – exportador de LNG, Perú espera arrancar en 2010; Venezuela y Bolivia por su parte, no concretan ni aún en el mediano plazo, los proyectos que han planeado.

Trinidad &

TobagoOmán Qatar Algeria Egipto Nigeria Australia Indonesia Malasia Otros

Norteamérica 13.6Estados Unidos 7.5 0.1 1.6 0.3 0.5 9.9México 1.3 0.1 1.1 1.0 0.1 3.6

Sur y Centroamérica 1.7Argentina 0.3 0.1 0.4República Dominicana 0.5 0.5Puerto Rico 0.8 0.8

Europa 55.3Bélgica 0.1 2.7 0.1 (0.3) 2.5Francia 0.1 7.6 1.1 3.6 0.3 12.6Grecia 0.1 0.7 0.2 0.9Italia 1.6 1.6Portugal 0.0 2.6 0.1 2.6España 4.3 0.2 5.1 4.9 4.9 7.5 1.8 28.7Turquía 4.3 0.1 1.0 5.3Reino Unido 0.5 0.1 0.4 0.1 1.0

Asia Pacífico 156.0China 0.2 0.3 0.2 3.6 0.01 0.16 4.4India 0.2 0.4 8.0 0.7 0.3 0.4 0.2 0.7 10.8Japón 0.7 4.3 10.9 1.1 2.2 2.4 15.9 18.8 17.5 18.4 92.1Corea del Sur 0.8 6.0 11.6 0.5 2.1 0.2 0.5 4.1 8.3 2.4 36.5Taiwán 0.2 0.1 1.1 0.1 0.1 1.4 4.0 3.6 1.5 12.1

Total exportaciones 17.4 10.9 39.7 21.9 14.1 20.5 20.2 26.8 29.4 25.6 226.5Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Importadores Total Importaciones

Comercio Internacional de LNG en el 2008 - Billones de m3

Exportadores

6% 1%

24%

69%

Importaciones de LNG

Norteamérica


Europa

Asia Pacíf ico

17%

13%

12%

10%9%

9%

8%

22%

Exportaciones de LNG

Qatar

Malasia

Indonesia

Algeria

Nigeria

Australia

Trinidad y Tobago

Otros países

Cifras Mundiales


Trinidad y Tobago es el país representativo del continente americano en materia de exportaciones de LNG. Es el principal comercializador de los países de la región. Las exportaciones de LNG de Trinidad y Tobago a Estados Unidos sufrieron una caida de 5.3 billones de m3 en el año 2008; sin embargo, las exportaciones totales de LNG de la isla solo disminuyeron en 0.8 billones de m3, lo que significó una mayor diversificación de clientes.


Norteamérica 13.4 8.8 (35%)Estados Unidos 12.8 7.5 (41%)México 0.6 1.3 106%

Sur y Centroamérica 1.1 1.6 46%Argentina 0 0.3 100%República Dominicana 0.4 0.5 31%Puerto Rico 0.7 0.8 9%

Europa 2.6 5.0 93%Bélgica 0.1 0.1 14%Francia 0.1 0.1 33%Grecia 0.0 0.1 100%España 2.1 4.3 107%Reino Unido 0.4 0.5 21%

Asia Pacífico 1.1 2.0 86%Turquía 0.1 0.0 (100%)India 0.2 0.2 14%Japón 0.6 0.7 18%Corea del Sur 0.2 0.8 281%Taiwán 0 0.2 100%

Total 18.2 17.4 (4%)Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Exportaciones de LNG desde Trinidad y Tobago - Billones de m3

Trinidad y Tobago

Norteamérica


Norteamérica: Estados Unidos, Canadá y México

El consumo total de energía en Norteamérica disminuyó un 2% con respecto al año anterior, confirmando este indicador el comienzo de la desaceleración de la economía de ésta región. Se repite en la canasta energética norteamericana la tendencia observada a nivel mundial, otros energéticos como el gas natural y la hidroelectricidad ganando terreno ante el petróleo.


Petróleo 1,134 1,077 (5%)Gas natural 739 751 2%Carbón 615 607 (1%)Energía nuclear 215 215 (0%)Hidroelectricidad 146 149 2%

Total 2,849 2,799 (2%)Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Canasta Energética Norteamericana - Mtep

38%

27%

22%

8%5%

Canasta Energética Norteamericana2008

Petróleo

Gas natural

Carbón

Energía nuclear

Hidroelectricidad

708 702 693 739 751

2,800 2,816 2,794 2,849 2,799

-5%

0%

5%

10%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2004 2005 2006 2007 2008

Canasta Energética Norteamericana

Gas natural - Mtep Otros energéticos - Mtep

Variación gas natural Variación consumo de energía

Norteamérica


Las reservas norteamericanas en 2008 se mantuvieron prácticamente estables, sólo México con una disminución de 0.4 Tpc ocasionó una mínima variación en el total de la región. La producción de gas natural en la región en éste periodo presentó un crecimiento del 4%, soportado básicamente por un incremento de 4 Gpcd en la producción de Estados Unidos. A pesar de una disminución en el consumo de energía en la región, el consumo de gas natural alcanzó un crecimiento cercano al 2%, destacándose el incremento del consumo de México, 7%.


Reservas - Tpc 313.5 313.1 (0.1%)Estados Unidos 237.7 237.7 0%Canadá 57.7 57.7 0%México 18.1 17.6 (2%)

Producción - Gpcd 75 78 4%Estados Unidos 52 56 7%Canadá 18 17 (5%)México 5 5 1%

Consumo - Billones de m3 812 824 2%Estados Unidos 653 657 0.7%Canadá 97 100 4%México 63 67 7%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Cifras Relevantes del Gas Natural en Norteamérica

76%

18%

6%

Reservas de Gas Natural Norteamérica - 2008

Estados Unidos

Canadá

México

72% 80%

22% 12%7% 8%

Producción Consumo

Producción y Consumo de Gas en Norteamérica - 2008

Estados Unidos Canadá México

Norteamérica


Estados Unidos

El crecimiento del consumo de gas por parte de los sectores residencial y comercial permitieron un mínimo incremento global dada la disminución del consumo del sector eléctrico. Las importaciones de gas en 2008 en Estados Unidos disminuyeron en 627 Gpc, como resultado de incrementos en la producción.


Gpc 19,089 20,561Gpcd 52 56Gpc 23,047 23,215Bm3 653 657

Residencial 134 138 3%Comercial 85 88 3%Industrial 188 188 0.01%Eléctrico 194 189 (3%)Vehicular 1 1 20%Otros sectores 52 54 5%

Fuente: EIA.

Producción y Consumo de Gas Natural en Estados Unidos

7%

0.7%

Producción

Consumo

21%

13%

29%

29%

8%

Consumo de Gas Natural en Estados Unidos - 2008

Residencial

Comercial

Industrial

Eléctrico

Otros sectores


Importaciones 4,608 3,981 (14%)Gasoducto 3,837 3,629 (5%)LNG 771 352 (54%)

Exportaciones 822 1,006 22%Gasoducto 774 956 24%LNG 48 50 3%Balanza comercial (3,785) (2,975) (21%)

Fuente: EIA.

Balanza Comercial de Gas Natural en Estados Unidos - Gpc

Norteamérica


En 2008, a pesar del considerable incremento en el precio del gas en boca de pozo del 27%, el usuario residencial solo se vió afectado con una variación del 5%. En 2007, el precio en boca de pozo representaba el 48% del precio residencial, mientras que en 2008 este porcentaje subió a 59%. En términos generales, todos los sectores se vieron afectados con los precios de gas natural más altos de los últimos cinco años.

Concepto Variación Periodo

Boca de pozo - US$/Kpc 27%City gate - US$/Kpc 13%Tarifas a usuario final US$/Kpc US$/m3 US$/Kpc US$/m3

Eléctrico 7.3 0.3 9.4 0.3 28%Industrial 7.7 0.3 9.6 0.3 25%Vehicular 16.4 0.6 17.6 0.6 8%Comercial 11.3 0.4 12.0 0.4 6%Residencial 13.1 0.5 13.7 0.5 5%

Fuente: EIA, Energy Efficiency and Renewable Energy.

Precios de Gas Natural en Estados Unidos

2007

6.48.1

8.19.2

2008

0

5

10

15

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Precios del Gas Natural en Estados Unidos - US$/Kpc

Eléctrico Industrial Comercial

Residencial Boca de pozo

0.000.701.402.102.803.504.204.90

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Precios de Combustible en Estados Unidos - US$/Gl

Gasolina Diesel GNV

Propano Etanol Biodiesel


Latinoamérica Para el estudio del sector gas natural en Latinoamérica y con el propósito de poder comparar cifras con un menor grado de dispersión, se dividió esta región en tres tipos de mercados: desarrollados, emergentes y sin desarrollo. Entre las variables que se tuvieron en cuenta para considerar los mercados como desarrollados se encuentran:

• Número de usuarios residenciales y no residenciales mayores a 1,000,000.

• Desarrollo equilibrado del consumo de gas en todos los sectores (Eléctrico, industrial, comercial, residencial y GNV).

En cuanto a la clasificación como mercados emergentes, se tuvo en cuenta que estos presentaran alguna preponderancia en cualquiera de los eslabones de la cadena del gas y es por eso que se encuentran casos de países con significativas reservas como Venezuela y Bolivia, con un mínimo desarrollo en otros sectores, contrastando con países como Chile y Uruguay, que tienen mínimas reservas, pero sus sectores de consumo se encuentran altamente desarrollados. En el último grupo, los mercados sin desarrollo, se encuentran aquellos países que no poseen ningún tipo de reservas y que a la vez su experiencia con el gas natural es muy escasa.

Vale la pena aclarar que no se tuvo en cuenta a México como parte de este capítulo debido a que su trascendencia y relevancia está dirigida hacia el mercado norteamericano, incluso

muchas estadísticas internacionales, como las de British Petroleum y las de Energy Information Administration, lo presentan como integrante activo de esta región.

Mercados Desarrollados

• Argentina• Brasil• Colombia

Mercados Emergentes

• Bolivia• Chile• Ecuador• Perú• Uruguay• Venezuela

Mercados sin Desarrollo

• Costa Rica• El Salvador• Guatemala• Honduras• Nicaragua• Panamá• Paraguay

El Gas Natural en Latinoamérica

Latinoamérica



Mercados emergentes


Paises no incluidos en el estudio

Brasil

Argentina

Venezuela

Colombia

Perú

Bolivia

Paraguay

UruguayChile

Ecuador

Panamá

Nicaragua

Costa Rica

HondurasGuatemala

El Salvador

Latinoamérica


En la canasta energética de la región, el petróleo es el combustible con la mayor participación; sin embargo, en los últimos años, el gas natural ha mostrado una tendencia de crecimiento, logrando posicionarse como uno de los energéticos más importantes.

Nota: La producción incluye reinyección.


Petróleo 260 270 4%Hidroeléctricidad 153 153 0%Gas natural 124 129 4%Carbón 22 23 4%Energía nuclear 4 5 9%

Total 564 580 3%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.

Canasta Energética Latinoamericana - Mtep

47%

26%

22%

4% 1%

Canasta Energética Latinoamericana2008

Petróleo

Hidroeléctricidad

Gas natural

Carbón

Energía nuclear

210

215

220

225

230

235

240

245

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Reservas de Gas NaturalLatinoamérica - Tpc

19.0 18.9 19.1

2006 2007 2008

Producción de Gas Natural Latinoamérica - Gpcd

106 107 110

2006 2007 2008

Consumo de Gas NaturalLatinoamérica - Billones de m3

3,474,053

3,784,962

2007 2008

Vehículos con GNV en Latinoamérica

VariaciónPeriodo

9%

Latinoamérica


Infraestructura de transporte de gas natural en Latinoamérica

Gasoductos binacionales en proyecto

Gasoductos actualesGasoductos en proyecto

Gasoductos binacionales actuales

Colombia

Brasil

Venezuela

Ecuador

Perú

Bolivia

Paraguay

ArgentinaChile

Brasilia

Bogotá

La Paz

MontevideoBuenos Aires

Asunción

Lima

Santiago

Caracas

QuitoManaus

Porto Velha

Carauari

Fortaleza

Salvador

Rio de Janeiro

Belo Horizonte

Florianópolis

Porto Alegre

Mar de Plata

Rio Grande

Punta Arenas

Concepción

Valparaiso

TocopillaMejillones

Taltal

Barranquilla

Medellín

Uruguay

Cali

Campo Amistad

Planta de LNG Quintero

Camisea

Aguaytia




Brasil

Colombia

Argentina

Argentina


Argentina Extensión geográfica (Km2): 3,761,274

Población (Miles de habitantes): 40,482

Buenos Aires

PIB PIB per cápita IPC

DesempleoInversión extranjera / PIB

CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - $a/US$

2009 2010PIB (1.5%) 0.7%IPC 7% 7.3%

Variables Macroeconómicas

18.3%Peso Argentino - $a

3.1Proyección FMI

Cifras 2008

Fuente: Cepal, FMI, BP.

Tasa anual de variación6.8%5.8%7.9%

Porcentaje8.0%1.6%Tasa 10.1%17.3%

9,517

2,005

2,776

878

3,449 3,954 3,100

4,997

4,900

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Inversión Extranjera Directa NetaMMUS$

8.5% 8.7%

6.8%

(2%)

7.0% 7.1%5.9%

4.6%2.9% 2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Argentina Países no desarrollados Países desarrollados

Datos Energéticos Año

Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 508 2008

Consumo gas natural (MMm3) 38,928 2008

Consumo carbón (MM toneladas) 0.4 2008

Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 98 2006

Consumo total energía primaria (Mtep) 74.68 2008

Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,196 2006

Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 162 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Enargas.

Argentina


• El primer descubrimiento de gas natural se da en el año 1913.

• Creación de la empresa estatal, Gas del Estado en 1946, da inicio al desarrollo del sector.

• En 1949, se construye gasoducto que lleva gas a Buenos Aires y en 1972 se inaugura el primer gasoducto internacional Bolivia - Argentina.

• El gas natural vehicular inicia actividades en 1984. Actualmente éste país es uno de los líderes a nivel mundial en este sector.

• La Ley 24706 de 1992, implanta marco regulatorio y privatiza Gas del Estado,

dando paso a 2 transportadoras y 8 distribuidoras.

• A mediados de los años 90´s comienzan exportaciones a Chile, Brasil y Uruguay.

• Entre 2004 y 2007, crisis por desabastecimiento de gas, suspensión temporal de exportaciones a Chile.

• En mayo de 2009 llegó a costas argentinas una plataforma de regasificación flotante de LNG, capaz de inyectar al sistema 8 MMm3/día. El LNG provendrá de Trinidad y Tobago y Egipto.

Fuente: ENARGAS.

Gas natural en canasta energética (2008) 54%Número de pozos perforados (2008) 120Reservas de gas natural - Tpc (2008) 15.6Producción de gas natural - Mpcd (2008) 4,887Red de gasoductos - Km (2007) 15,040Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 38,928Total usuarios (2008) 7,221,498

Residenciales 6,883,722No residenciales 337,776

Vehículos con GNV (2008) 1,745,677Estaciones de servicio (2008) 1,801

Resumen cifras relevantes de gas natural

95.5

112.4

103.2

2006 2007 2008

Consumo Residencial de Gas Natural - m3/usuario - mes

Argentina


Argentina


Exploración y producción

El 59% de los pozos perforados en 2008 se concentra en 3 empresas: Repsol YPF con 29 pozos, Total Austral con 22 y Apache Energía con 20.

Entre Repsol YPF y Total Austral se sustenta el 52% de la producción total de gas natural en Argentina.


AnualReservas de gas natural - Tpc 15.8 15.6 15.6 (0.4%)

Producción de gas natural - Mpcd 4,995 4,935 4,887 (1%)


Reservas y Producción de Gas Natural

157

116131 120

2005 2006 2007 2008

Actividad ExploratoriaPozos Perforados

Fuente: Sistema Informativo de Petróleo y Gas de Argentina.

Operador 2008 Participación

Repsol YPF 1,325 27%Total Austral 1,227 25%Pan American Energy 637 13%Pesa (Petrobras) 447 9%Pluspetrol 384 8%Petrolera LF Company 187 4%Tecpetrol 177 4%Otros operadores 502 10%

Total producción 4,887 100%Fuente: Instituto Argentino de Petróleo y Gas.

Producción de Gas Natural - Mpcd

Argentina


Transporte

Transportadora de Gas del Sur Descripción Longitud

(Km)Diámetro

(Pulg)Capacidad

(Kpcd) HP

Neuba II Troncal L. De la Lata (Neuquén) 590 36 1.0Cerri (Bs. As.)

Paralelos 91 30Plantas 4 Compresoras 109,000

Oeste Neuba I Troncal Barrosa (Neuquén)Cerri (Bs. As.) 573 24 0.5


G. San Martín Troncal San Sebastian (Tierra de Fuego)Cerri (Bs. As.) 1,969 30-24 0.9

Paralelos 1,225 30-24Plantas 14 Compresoras 337,300

Tramos Finales San Martín Cerri (Bs. As.)Neuba I Cerri Pacheco (Bs. As.) 1,909 30 1.7Neuba II Cerri - Las Heras (Bs. As.)Paralelos 395 36Plantas 5 Compresoras 84,280

Anillo Bs. As.* Alta Ps. Buchanan - Las Heras 83 36-30

Cordillerano Regional Plaza Huincul - Collón Curá (Neuquén) 244 8 0.1


Plaza Huincul Conesa Regional Plaza Huincul - Senillosa (Neuquén) 67 10-8 0.02

Mainque - Conesa (Río Negro) 220 8 0.02

Plantas 1 Compresora 5,760468 18-16-12

10-8-6Total TGS 8,042

Fuente: ENARGAS. *Buenos Aires - Argentina

Gasoductos de Interconexión y Derivaciones

Sistema de Transporte de Gas Natural en Argentina - 2007

Transportadora de Gas del Norte Descripción Longitud

(Km)Diámetro

(Pulg)Capacidad

(Kpcd) HP

Norte Troncal C. Durán (Salta)San Jerónimo (Santa Fé)

Paralelos C. Durán (Salta)San Jerónimo (Santa Fé)

Plantas 9 Compresoras 164,180Centro Oeste Troncal L. De La Lata (Neuquén)

San Jerónimo (Santa Fé)Gasoductos Area Cuyo 1,257 30-18 1.2

Paralelos 890 30-24Plantas 8 Compresoras 169,400

Tramos Finales Troncal San Jerónimo (Santa Fé)

Pachecho (Bs. As) 295 24-22

Paralelo San Jerónimo (Santa Fé) 0.6

Gral. Rodriguez (Bs. As) 297 30San Jerónimo, Santa Fé, Paraná 268 24-16-12

Total TGN 6,998Total 15,040

Fuente: ENARGAS.

1,455 24 0.9

1,268 24-16

Argentina


Gasoducto Comodoro Rivadavia – Buenos Aires

1,600 Km

Argentina1949

Gasnor S.A.

Gasnea

Litoral Gas

Gas Natural Ban Metrogas

Gamuzzi Gas Pampeana

Gamuzzi Gas del Sur

Distribuidora de Gas Cuyana

Distribuidora de Gas del Centro

Transportadora de Gas del Norte

Transportadora de Gas del Sur

Argentina2007

Gasoductos 15,040 Km

Fuente: ENARGAS.

237 253281

340

2006 2007

Contratos de Transporte

TGS TGN

Argentina


Durante el año 2008, el 60% del volumen de gas fue transportado por TGS y el 40% por TGN. Las transportadoras están en la obligación de presentar a Enargas los contratos firmados con sus clientes. Especialistas en asuntos de energía de Argentina, ven con preocupación los años de reserva de gas, no aparecen nuevos yacimientos, intranquilidad que se aumenta por la representatividad del gas en el total de la energía primaria que se consume en el país


AnualTransportadora

TGS - Volumen transportado 2,324 2,401 2,371 4%TGS - Capacidad 2,621 2,729 2,729 4%TGN - Volumen transportado 1,707 1,628 1,555 (2%)TGN - Capacidad 2,027 2,027 2,027 2%

Gas transportado por el sistema 4,031 4,029 3,927 1%Capacidad 4,648 4,756 4,756 3%Cuenca

Neuquina 2,300 2,307 2,262 (0.6%)Austral y San Jorge 1,001 988 990 6%Noroeste 730 734 675 3%

Gas transportado por el sistema 4,031 4,029 3,927 1%Ingresos a distribución 72 72 63 0.1%

Total sistema 4,103 4,101 3,990 1%Consumo en boca de pozo 62 62 43 (10%)

Gas recibido de productores 4,165 4,162 4,032 1%Fuente: ENARGAS.

Gas Transportado en el Sistema - Mpcd

58%

25% 17%

Gas Transportado Según Cuenca

Neuquina

Austral y San Jorge

Noroeste

10.4 10.3 10.6

2006 2007 2008

Factor R/P - Años

Argentina


Cobertura y consumo

Empresa 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualMetrogas 2,060,100 2,101,700 2,142,244 2%

Residencial 1,982,200 2,021,800 2,060,853 2%

No residencial 77,900 79,900 81,391 2%

Ban 1,320,900 1,355,000 1,389,258 3%Residencial 1,273,300 1,305,900 1,338,695 3%

No residencial 47,600 49,100 50,563 3%

Litoral 521,100 544,300 567,509 4%Residencial 496,800 518,500 540,302 4%

No residencial 24,300 25,800 27,207 5%

Camuzzi Pampeana 1,050,800 1,089,400 1,126,326 3%Residencial 990,600 1,025,600 1,059,180 3%

No residencial 60,200 63,800 67,146 5%

Camuzzi Sur 486,700 510,000 531,833 4%Residencial 440,400 461,300 480,540 4%

No residencial 46,300 48,700 51,293 5%

Centro 508,900 533,500 558,392 5%Residencial 487,800 511,200 534,845 5%

No residencial 21,100 22,300 23,547 6%

Cuyana 423,300 443,200 464,211 5%Residencial 405,400 424,100 443,906 5%

No residencial 17,900 19,100 20,305 6%

Gasnor 355,100 371,000 385,397 4%Residencial 344,100 359,600 373,574 4%

No residencial 11,000 11,400 11,822 4%

Gasnea 41,900 48,600 56,328 16%Residencial 38,800 44,900 51,827 15%

No residencial 3,100 3,700 4,501 22%

Total 6,768,800 6,996,700 7,221,498 3%Residencial 6,459,400 6,672,900 6,883,722 3%No residencial 309,400 323,800 337,776 4%

Fuente: ENARGAS.

Usuarios de Gas Natural

Argentina


El consumo residencial disminuyó en el último año, 1.3 MMm3/día, como consecuencia de un invierno más moderado que el de 2007.

El GNV ha disminuido el consumo, después de fuertes crecimientos en 2003 y 2004 de 30% y 15% respectivamente.

Sector 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualResidencial 7,401 9,000 8,522 7%Comercial 1,101 1,241 1,208 5%Industrial 12,526 12,176 12,426 (0.4%)Eléctrico* 11,430 12,176 12,983 7%GNV 3,043 2,858 2,728 (5%)Otros 918 1,080 1,060 7%

Total 36,419 38,531 38,928 3%Fuente: ENARGAS. * Incluye consumos de gas en boca de pozo.

Consumo de Gas Natural - MMm3

20% 23% 22%3% 3% 3%

34% 32% 32%

31% 32% 33%

8% 7% 7%3% 3% 3%

2006 2007 2008

Consumo de Gas Natural por Sector

Residencial Comercial Industrial

Eléctrico GNV Otros


AnualMetrogas 8,890 8,809 8,900 0.1%Ban 3,903 4,104 4,146 3%Litoral 3,831 3,862 3,902 0.9%Centro 2,210 2,336 2,360 3%Gasnor 3,574 3,911 3,951 5%Cuyana 2,284 2,325 2,349 1%Camuzzi Pampeana 6,589 6,913 6,985 3%Camuzzi Sur 4,877 5,970 6,032 11%Gasnea 261 300 303 8%

Total 36,419 38,531 38,928 3%Fuente: ENARGAS.


Nota: Cifra real 2008 ponderada con base en el detalle del 2007.

Argentina


Gas natural vehicular

El consumo de GNV entre 2006 y 2008 presenta una disminución significativa de 0.85 MMm3/día, aún cuando hubo un incremento de 315,000 conversiones. El crecimiento en EDS ha sido menor que el de las conversiones, por lo que el índice de vehículos/EDS pasó de 874 en 2007 a 969 en 2008.


AnualMetrogas 675 614 586 (7%)Ban 665 621 592 (6%)Litoral 284 266 254 (5%)Centro 362 347 331 (4%)Gasnor 244 240 229 (3%)Cuyana 299 288 275 (4%)Camuzzi Pampeana 401 372 355 (6%)Camuzzi Sur 66 64 61 (4%)Gasnea 47 47 45 (3%)

Total 3,043 2,858 2,728 (5%)Fuente: ENARGAS.


2,640

3,036

3,1683,043

2,8582,728

2003 2004 2005 2006 2007 2008

Venta de GNV - MMm3


Anual

Estaciones de servicio 1,636 1,753 1,801 5%

Vehículos con GNV 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10%

Consumo de GNV - MMm3 3,043 2,858 2,728 (5%)

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group, ENARGAS.

Gas Natural Vehicular

Argentina


El 55% del parque automotor con GNV de Argentina se encuentra en la provincia de Buenos Aires y la Capital Federal.

En los últimos ocho años se han convertido en Argentina 1,300,000 vehículos a GNV, para un promedio de 162,500 vehículos/año.

Por todas las cifras anteriormente mostradas, es indiscutible que dentro del grupo de mercados del GNV a nivel mundial, entre los más desarrollados, se encuentra Argentina.

Provincia 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualBuenos Aires 671,478 796,236 834,093 11.5%

Capital Federal 129,212 142,780 129,240 0.01%

Córdoba 170,111 198,288 209,379 10.9%

Mendoza 126,491 150,237 157,643 11.6%

Santa Fé 128,025 139,782 151,492 9%

Otras provincias 204,655 250,907 263,831 14%

Total 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10%

Vehículos con GNV

Fuente: ENARGAS, International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.

48%

7%12%

9%

9%

15%


Buenos Aires

Capital Federal

Córdoba

Mendoza

Santa Fé

Otras provincias

450

1,459 1,4301,678 1,746

2000 2005 2006 2007 2008

Vehículos con GNVCifras en Miles

Argentina


Tarifa a usuario final

Cargo Variable $/factura US$/factura

$/m3 20 m3 / mes 20 m3 / mesMetrogas 7.8 0.15 10.7 0.17 3.4Ban 10.1 0.17 13.4 0.22 4.3Litoral 8.1 0.13 10.6 0.17 3.4Centro 7.9 0.26 13.1 0.21 4.2Gasnor 7.9 0.11 10.1 0.16 3.2Cuyana 7.7 0.14 10.6 0.17 3.4Camuzzi Pampeana 7.8 0.16 11.0 0.18 3.6Camuzzi Sur 7.7 0.09 9.5 0.15 3.1Gasnea 7.8 0.15 10.7 0.17 3.4

Promedio país 8.1 0.15 11.1 0.18 3.6Fuente: Enargas.Nota: ($) corresponde a pesos argentinos. Tasa de cambio: 3.1 $a/US$

Cargo Fijo $/factura Empresa

Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008

US$/m3

Cargo Variable $/factura US$/factura

$/m3 300 m3 / mes 300 m3 / mesMetrogas 11.0 0.18 66.0 0.07 21.3Ban 14.4 0.25 88.9 0.10 28.7Litoral 11.2 0.20 72.2 0.08 23.3Centro 11.2 0.34 112.6 0.12 36.3Gasnor 11.2 0.18 66.6 0.07 21.5Cuyana 10.9 0.20 72.1 0.08 23.3Camuzzi Pampeana 11.2 0.22 75.7 0.08 24.4Camuzzi Sur 11.1 0.15 55.8 0.06 18.0Gasnea 11.5 0.22 78.7 0.08 25.4

Promedio país 11.5 0.22 76.5 0.08 24.7Fuente: Enargas.Nota: ($) corresponde a pesos argentinos. Tasa de cambio: 3.1 $a/US$

Cargo Fijo $/facturaEmpresa

Tarifas a Usuario Final - Servicio General con Contrato - 2008

US$/m3

Brasil


Brasil Extensión geográfica (Km2) 8,547,403 Población (Miles de habitantes) 196,343

Brasilia



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - R$/US$

2009 2010PIB (1.3%) 2.2%IPC 4.8% 4.0%


6.4%Porcentaje

7.9%1.9%Tasa

Tasa anual de variación5.9%

4.8%

Proyección FMI

7.8%36.7%

4.5%

Cifras 2008Variables Macroeconómicas

Reales - R$1.8

30,498 24,715

14,108

9,894 8,339

12,550

(9,380)

27,518

20,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Inversión Extranjera Directa NetaMM US$

4.0%

5.7% 5.9%

(1.3%)

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

3% 3%

1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Brasil Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 2,397 2008

Consumo gas natural (MMm3) 23,871 2008

Consumo carbón (MM toneladas) 15 2008


Consumo total energía primaria (Mtep) 228 2008


Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 377 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Abegas.

Brasil


• Primeras reservas de gas natural se

descubren en 1940, en el estado de Bahía.

• Petrobras, empresa estatal, creada en 1953, monopolizó durante más de 40 años los derechos de exploración y producción.

• Reformas constitucionales entre 1995 y

1997 crean ente regulador y abren las puertas del sector a la empresa privada.

• Actualmente el abastecimiento de gas natural proviene tanto de fuentes internas

como externas. Bolivia, principal fuente externa.

• Mercado con fuerte integración vertical entre

el upstream y los demás eslabones de la cadena. Petrobras lidera el mercado, maneja importaciones de Bolivia y domina reservas, producción y transporte.

• Petrobras desarrolla un proyecto para instalar dos plantas de LNG que abastecerían el 17% de la demanda, disminuyéndose así la dependencia del gas boliviano.

Fuente: Abegas.

Participación gas natural - Canasta energética 10%Número de Pozos perforados 422Reservas de gas natural - Tpc 19.3Producción de gas natural - Mpcd 2,083Red de gasoductos - Km 7,405

Nacionales 3,940Internacionales 3,465

Consumo de gas natural - MMm3 23,871Número de usuarios 1,437,931

Residenciales 1,411,833No residenciales 26,098

Vehículos con GNV 1,588,331Estaciones de servicio 1,649

Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural - 2008

15.0

15.7

16.2

2006 2007 2008

Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes

Brasil


Brasil



Solo el 20% de las reservas se encuentran en tierra, principalmente en el campo Urucu (Amazonas) y en campos del estado Bahía.

Del 80% de reservas que se encuentran costa afuera, la gran mayoría están en Bahía de Campos (Río de Janeiro), éstas son el 42% del total de las reservas del país.

Localización 2006 2007 2008 Participación2008

Río de Janeiro 9.7 9.6 9.0 47%Amazonas 3.1 3.2 3.0 15%Espíritu Santo 2.5 2.5 2.3 12%Sao Paulo 2.4 2.4 2.2 11%Bahía 1.9 1.8 1.7 9%Otros 1.19 1.17 1.1 6%

Total 20.8 20.6 19.3 100%Probadas 12.3 12.9 11.5 60%

No probadas 8.5 7.8 7.8 40%Fuente: Agencia Nacional de Petróleos, BP Statistical Review of World Energy 2009.

Reservas de Gas Natural - Tpc

7.8 7.9 8.7

11.5 10.812.3 12.9

11.5

2000 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Reservas Probadas de Gas Natural - Tpc

Variación Promedio

Anual6%

Localización 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualTierra 4.6 4.1 3.9 1%Costa afuera 16.1 16.5 15.4 17%

Total 20.8 20.6 19.3 13%Fuente: Agencia Nacional de Petróleos, BP Statistical Review of World Energy 2009.


Brasil


El 41% de la producción no llega a ser parte de la oferta al mercado.

Más del 75% de la producción es de gas asociado.

La totalidad del gas importado en el segundo semestre de 2008 provino de Bolivia. En el primer trimestre de 2008 se importaron 1.2 MMm3/día de Argentina.

A comienzos de 2009, se importaron de Bolivia 24 MMm3/día, a partir de mayo se solicitó el máximo, 30 MMm3/día.

Brasil está obligado a importar mínimo 19.5 MMm3/día hasta 2019, esta cifra representa el 63% de sus requerimientos de importación del año 2008, que permitieron balancear su demanda.


Anual

Producción 1,713 1,756 2,083 10%(-) Consumo propio 271 279 279 1%(-) Quema y pérdida 179 188 211 9%(-) Reinyección 307 338 376 11%

Producción nacional líquida 956 951 1,218 13%

(+) Importación 947 999 1,092 7%Mpcd 1,903 1,950 2,310MMm3 19,671 20,159 23,871

Gas comercializado por distribuidoras 15,355 15,053 18,101 9%Otros consumos 4,315 5,107 5,769 16%

Fuente: Agencia Nacional de Petróleos.

Balance de Gas Natural - Mpcd

Oferta (Consumo nacional) 10%

13%

10%

18%59%

Producción de Gas Natural - 2008

Consumo propio

Quema y pérdida

Reinyección

Producción nacional líquida

53%

47%

Oferta de Gas Natural - 2008

Producción nacional líquida

Importación

Brasil


Transporte

Gasoducto Diámetro (Pulg)

Extensión (Km)

Malha I 1,066Guamaré - Cabo 12 424Pilar - Cabo 12 204Guamaré - Pecém 382Santa Rita - São Miguel de Taipu 25Açu - Serra do Mel 12/10 31

Malha II 844Atalaia - Santiago/Catu 14 230Santiago/Catu - Camaçari I 14 32Santiago/Catu - Camaçari II 18 32Candeias - Camaçari 12 37Candeias - Aratu (Trecho Candeias - Dow Química) 14 15Dow - Aratu - Camaçari 14 27Atalaia - Itaporanga 14 29Catu - Carmópolis (Trechos Itaporanga - Carmópolis / Catu - Itaporanga) 26 265Carmópolis - Pilar 26 177

Malha III 575Lagoa Parda - Aracruz 8 38Aracruz - Vitória 8 62Serra - Viana 8 46

26/16 11713

Cabiúnas - Vitória 28 300Malha IV 1,454

Cabiúnas - Reduc 16 183Reduc - Regap 16 357Reduc - Esvol 18 95Esvol - Tevol 14 6Esvol - São Paulo 22 325RBPC - Capuava 12 37RBPC - Comgás 12 2Betim - Ibirité 12 0.1Campinas - Rio 28 450

Total extensión gasoductos de producción nacional 3,940Trecho Norte: 24 a 32 1,418Trecho Sur: 16 a 34 1,165

Lateral Cuiabá 18 267Uruguaiana - Porto Alegre 24 615

Total extensión gasoductos de importación 3,465Total 7,405

Fuente: Agencia Nacional de Petróleos.

Sistema de Transporte de Gas Natural en Brasil - 2008

Bolivia - Brasil

Cacimbas - Vitória

Brasil


Cobertura y consumo

Excepto las térmicas, de las cuales hay tres menos que en 2006, los demás sectores presentan crecimientos en sus usuarios en el periodo en estudio.

El 97% de los usuarios se encuentran en los dos grandes centros urbanos del país, los estados de Río de Janeiro y Sao Paulo.


AnualResidencial 1,253,728 1,335,811 1,411,833 6%Comercial 20,550 21,190 21,798 3%Industrial 2,514 2,498 2,543 1%GNV 1,378 1,514 1,649 9%Cogeneración 32 38 46 20%Eléctrico 21 19 18 (7%)Otros 18 27 44 56%

Total 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6%Fuente: Abegas.


51%44%

5%

Usuarios de Gas Natural por Empresa - 2008

Ceg

Comgas

Otras empresas


AnualCeg 710,761 724,786 735,656 2%Comgas 517,827 572,129 630,503 10%Gas Natural Sao Paulo S 25,400 28,761 31,586 12%Ceg Rio de Janeiro 17,158 19,555 21,537 12%Otras empresas 7,095 15,866 18,649 62%

Total 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6%Fuente: Abegas.


Brasil


El sector industrial presentó un crecimiento durante el periodo de análisis de 2.9 MMm3 /día.

El crecimiento del consumo en Brasil se ha sustentado en la generación eléctrica. En el periodo 2006 - 2008 éste se incrementó en 5.1 MMm3 /día.


AnualIndustrial 8,353 9,254 9,427 6%GNV 2,600 2,562 2,421 (4%)Residencial 225 241 264 8%Comercial 213 213 222 2%Eléctrico 3,000 1,979 4,861 27%Cogeneración 686 696 823 10%Otros 278 107 83 (45%)

Total 15,355 15,053 18,101 9%Fuente: Abegas.


2006

2007

2008

54%

61%

52%

20%

13%

27%

17%

17%

13%

9%

8%

8%

Consumo de Gas Natural por Sector

Industrial Eléctrico GNV Otros

Región 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualNordeste 2,173 2,371 2,443 6%Sudeste 10,286 10,554 13,861 16%Sur 2,253 1,782 1,680 (14%)Centro - Oeste 643 346 118 (57%)

Total 15,355 15,053 18,101 9%Fuente: Abegas.


Brasil



Departamentos sin cobertura

R$/factura US$/factura

20 m3/mes 20 m3/mesGas Natural 15.37 3.08 77.04 2.14 42.80

Comgas 15.03 3.38 82.59 2.29 45.88

Ceg Río de Janeiro 0 3.73 74.62 2.07 41.45

Promedio 10.13 3.40 78.08 2.17 43.38


Cargo FijoR$/factura

Cargo VariableR$/m3Empresa US$/m3

R$/factura US$/factura

300 m3/mes 300 m3/mesGas Natural 32.00 2.33 731.30 1.35 406.28

Comgas 61.78 2.52 816.96 1.51 453.87

Ceg Río de Janeiro 0 3.79 1,136.88 2.11 631.60

Promedio 31.26 2.88 895.05 1.66 497.25Fuente: AGENERSA, ARSESP.Tasa de cambio: 1.8 R$/US$.

Empresa Cargo FijoR$/factura

Cargo VariableR$/m3

Tarifas a Usuario Final - Sector Comercial - 2008

US$/m3

Brasil



Durante los últimos ocho años, los vehículos convertidos a GNV en Brasil, han presentado un crecimiento promedio año del 28%.

El índice vehículos/estación, del periodo 2006 - 2008 se encuentra entre 962 - 969, superior a los 700 establecidos en Colombia como nivel óptimo por el Ministerio de Minas y Energía.

Contrastan las cifras de conversiones y consumo de GNV en 2008, mientras las primeras aumentaron en casi 120,000, el volumen disminuyó en 0.5 MMm3/día.


Anual

Estaciones de servicio de GNV 1,378 1,514 1,649 9%

Vehículos con GNV 1,325,823 1,467,219 1,588,331 9%

Consumo de GNV - MMm3 2,600 2,562 2,421 (4%)

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group, Abegas.


285 381643

8261,052

1,3261,467

1,588

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Vehículos con GNV Miles de Vehículos

962 969 963

2006 2007 2008

Vehículos/Estaciones

Colombia


Colombia Extensión geográfica (Km2) 1,141,815 Población (Miles de habitantes) 45,014

Bogotá



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio $/US$

2009 2010PIB 0% 1.2%IPC 5.4% 4.0%Fuente: Cepal, FMI, BP.

Tasa anual de variación

Porcentaje

Tasa

2.5%1.7%

3.4%

9.7%17.1%5.4%

Peso Colombiano - $

Proyección FMI

11.2%

2,243.6

Variables MacroeconómicasCifras 2008

7.7%

2,111

2,526

1,277 783

2,873 5,590

5,558

8,127 8,645

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


6.8%7.5%

2.5%

0.0%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

3%3%

1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Colombia Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 234 2008

Consumo gas natural (Mpcd) 723 2008

Consumo carbón (MM toneladas) 2 2008


Consumo total energía primaria (Mtep) 30 2008


Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 62 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, UPME.

Colombia


Comparativo Mercados Desarrollados


Comparativo Mercados Desarrollados

40,482

196,343

45,014

6.8%5.9%

2.5%

Argentina Brasil Colombia

Población y Crecimiento PIB - 2008

Población - Miles de habitantes Crecimiento PIB

54%

10%24%

32%

46%36%

1%

6%8%

2%

1%

11%36% 33%


Consumo Energético - 2008

Gas natural Petróleo CarbónEnergía nuclear Hidroeléctrica

15.619.3

6.410.6

31.0

20.0


Reservas y Factor R/P de Gas Natural 2008

Reservas - Tpc Factor R/P - Años

38,928

23,871

7,473

Argentina

Brasil

Colombia

Consumo - MMm3 - 2008

15,040

7,405 6,973

23

9


Transporte de Gas Natural

Km Empresas transportadoras

7,221,498

1,437,931

5,015,381

9

2730


Cobertura de Gas Natural - 2008

Usuarios Empresas distribuidoras

1,745,677

1,588,331

280,638

1,8011,649

507


Gas Natural Vehicular - 2008

Vehículos EDS

3.57

43.38

7.29

Argentina

Brasil

Colombia

Tarifa Promedio Residencial US$/factura (20 m3/mes) - 2008

Mercados Emergentes


Mercados Emergentes

Venezuela

Perú

Ecuador

Bolivia

Uruguay

Chile

Bolivia


Bolivia Extensión geográfica (Km2) 1,098,591 Población (Miles de habitantes) 9,601

La Paz



CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - Bs/US$

Proyección FMI2009 2010

PIB 2.2% 2.9%IPC 6.5% 6.1%

7.7


N.D.2.3%Tasa 3.6%

Cifras 2008

8.8%


Porcentaje


Boliviano - Bs

734

703

674

195 63

(242)

278 200

280

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


4.8% 4.6%

5.8%

2.2%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

2.9%2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Bolivia Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 59 2007Consumo gas natural MMm3 2,150 2008Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 5.1 2007Consumo total energía primaria (Tbtu) 218 2006


Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 12 2006

Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Superintendencia de Hidrocarburos.

Bolivia


• El análisis del sector gas se ha hecho con

base en las reservas probadas de gas natural que ascienden a 25 Tpc; sin embargo, según fuentes oficiales como YPFB, este país cuenta con un total de reservas de 52 Tpc.

• País productor y exportador de gas desde inicio de los años 70´s. Sin embargo, su consumo interno es muy reducido.

• Ley de hidrocarburos de 1996 incentivó la exploración,130 pozos perforados entre 1998 y 1999. Reservas aumentaron significativamente entre 1998 y 2003.

• Nacionalización de hidrocarburos en 2005,

creó un periodo de total inestabilidad en la inversión extranjera. Solo 12 pozos

perforados entre 2006 y 2007.

• Actualmente existen contratos de exportación a Brasil (30 MMm3/día), Argentina (16 MMm3/día, extendibles a 27 en 2010) y Uruguay (4 MMm3/día).

• Producción de gas natural entre 2006 y 2008 no sobrepasa los 41 MMm3/día, causa de incumplimientos en compromisos de exportación. A comienzos de 2008 solo se enviaban a Argentina 2.8 MMm3/día.

• A finales de 2008, se estructuró una alianza estratégica entre Gasprom (Multinacional rusa), Total y la estatal Boliviana YPFB, para invertir 4,500 MM US$ en el sector gas de Bolivia.

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

Reservas de gas natural - Tpc (2008) 25.1Producción de gas natural - Mpcd (2008) 1,512Red de gasoductos - Km (2006) 4,562Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 2,150Número de usuarios (2008) 112,295

Residenciales 108,359No residenciales 3,936

Vehículos convertidos a GNV (2008) 99,657Estaciones de servicio (2008) 96

Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural

27.5

24.427.2

2006 2007 2008


Bolivia


Bolivia



En mayo de 2009, la estatal YPFB abrió licitación para lograr la certificación de las reservas de gas, con el apoyo técnico de Noruega y Canadá. La última certificación, 27.6 Tpc, corresponde a diciembre de 2004.


AnualReservas - Tpc 26.1 25.1 25.1 (2%)

Producción - Mpcd 1,313 1,509 1,512 7%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009, Superintendencia de Hidrocarburos.


0200400600800

1,0001,2001,4001,600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


Crecimiento Promedio

Anual21%


AnualPetrobras 751 838 844 6%Andina 231 243 236 1%Chaco 148 179 182 11%British Gas 53 52 53 (0.5%)Pluspetrol 38 43 46 11%Petrobras Energía 36 41 39 5%Repsol 31 77 79 58%Vintage 25 35 34 17%

Total 1,313 1,509 1,512 7%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.


Bolivia


Transporte

Gasoductos Longitud(Km)

Diámetro(Pulg)

Capacidad(Mpcd) Empresa

Carrasco - Yapacaní 76 12 3/4 176

Yapacaní - Colpa 114 16 176

Colpa - Río Grande 88 24 274

Carrasco - Valle Hermoso 4 8 5/8 32 Transredes

Colpa - Mineros 64 6 5/8 - 4 1/2 10

Frontera - Yacuiba 367 24 72

Yacuiba - Caigua 100 24 468

Caigua - Taquiperenda 101 24 460

Taquiperenda - Saipurú 104 24 438

Saipurú - Río Grande 136 24 480

Villamontes - Tarijá 174 4 1/2 8

Tarijá - El Puente 85 4 1/2 6

Taquiperenda - Tarabuco 300 10 3/4 - 8 5/8 - 6 5/8 21

Tarabuco - Sucre 44 6 5/8 21

Tarabuco - Cbba 282 10 3/4 - 6 5/8 10

Piraimiri - Cerrillos 13 4 - 6 - 8 40 Transredes

Sucre - Potosí 100 6 5/8 - 4 1/2 5 Transredes

Río Grande - Parotani 454 10 3/4 75

Parotani - Oruro 127 6 5/8 28

Oruro - La Paz 199 6 5/8 25

Mineros San Ramón 111 3 1/2 - 2 Comsur

Río Grande - Santa Cruz 46 12 3/4 86 Transredes

Caranda - Colpa 33 10 3/4 Transredes

El puente - Camargo 71 2 3/8 - 3 1/2 - 4 1/2 Prefectura Chuquisaca

Madrejones - Campo Durán 20 12 3/4 88 Pluspetrol

Río Grande - Mutún 557 32 1,062 Transbolivia

Chiquitos - San Matías 360 18 99 Oriente Boliviano

Yacuiba - Río Grande 431 32 622 Transierra

Total 4,562Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.

Sistema de Transporte de Gas - 2006

Transredes

Transredes

Transredes

Transredes

Transredes

Bolivia


Sistema de transporte de gas

La Paz

Oruro

TransredesPetrobrasGas TransbolivianoGas Oriente Boliviano

Sucre

Potosí

Santa Cruz

TarijáEl Puente

Camargo

Est. Chiquitos

A Brasil

Mutún A Brasil

San Ramón

MinerosCarrasco

A Campo Durán

Prefectura de Chuquisaca

Comsur

Bolivia


Exportaciones

Durante 2008, las exportaciones de gas natural a Brasil se mantuvieron cercanas a los 30 MMm3/día, cifra máxima contratada. En el mismo periodo se enviaron a Argentina 4 MMm3/día, inferior a los 16 MMm3/día que se proyectaba exportar para este año. El cálculo de este factor R/P se llevó a cabo con las reservas probadas, 25 Tpc, de haber tomado las reservas totales, que según fuentes oficiales bolivianas estarían en 51 Tpc, este factor ascendería a 92 años.


AnualBrasil 888 1,075 1,083 10%

Por Mutún 867 1,071 1,081 12%Por San Matías 21 4 2 (69%)

Argentina 176 101 99 (25%)Por Madrejones 34 27 28 (9%)Por Pocitos 142 75 70 (30%)


Exportaciones de Gas Natural - Mpcd

17%

9%

8%

83%

91%

92%

2006

2007

2008

Exportaciones de Gas Natural

Argentina Brasil

199

45

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Factor R/P - Años

Decrecimiento Promedio

Anual(17%)

Bolivia


Cobertura y consumo

El gobierno boliviano proyecta para el año 2009, instalar 100,000 conexiones domiciliarias de gas natural en 7 departamentos. La mayor cantidad, 35,000, en La Paz, y 21,000 en Santa Cruz y Cochabamba.

Sector 2006 2007 2008 * Variación 2007 - 2008

Industrial 1,127 1,190 1,228 3%Comercial 2,127 2,458 2,708 10%Residencial 68,389 89,657 108,359 21%

Total 71,643 93,305 112,295 20%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.* Cifras a julio.


1% 2%

97%

Usuarios de Gas Natural - 2008

Industrial

Comercial

Residencial

Empresa 2007 2008 * Variación

Emcogas 15,989 18,130 13%

Emdigas 8,058 8,254 2%

Emtagas 30,080 33,404 11%

Sergas 6,284 7,456 19%

YPFB 32,289 44,408 38%

Cosermo 605 643 6%

Total 93,305 112,295 20%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.* Cifras a julio.


Bolivia


Emcogas, líder en ventas de gas en 2008, se encuentra en trámites para transferir en julio de 2009, la administración del servicio de distribución de gas natural de Cochabamba a la entidad estatal YPFB, por vencimiento del contrato que era a 20 años.

Sector 2006 2007 2008*Variación Promedio

AnualDistribuidoras de gas por redes 736 848 898 10%Eléctrico 842 843 775 (4%)Consumo propio 199 323 322 27%Refinerías 86 90 99 7%Otros sectores 59 38 56 (3%)


Consumo de Gas - MMm3

Nota: Este consumo no incluye exportaciones de gas natural.* Proyección anual con cifras reales a marzo de 2008.

42%

36%

15%

5% 2%

Consumo de Gas

Gas por redes

Eléctrico

Consumo propio

Refinerías

Otros sectores

Empresa 2006 2007 2008 *Variación Promedio

Anual Emcogas 230 261 285 11%Emdigas 47 49 51 4%Sergas 191 241 268 18%YPFB 216 246 272 12%Otras empresas 52 51 22 (35%)

Total 736 848 898 10%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.* Proyección anual con cifras reales a julio.

Consumo de Gas Natural por Distribuidoras - MMm3

Bolivia



Bs$/factura US$/factura20 m3/mes 20 m3/mes

Emcogas 0.00 1.31 26.11 0.17 3.4

Emdigas 10.00 1.20 33.93 0.22 4.4

Emtagas 21.21 0.00 21.21 0.14 2.8

Sergas 0.00 1.26 25.25 0.16 3.3

YPFB 0.00 0.79 15.87 0.10 2.1

Promedio 6.24 0.91 24.47 0.16 3.2Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.Nota: Bs (Bolivianos) moneda nacional Bolivia. Tasa de cambio 7.7 Bs/US$.


Empresa Cargo FijoBs$/factura

Cargo VariableBs$/m3 US$/m3

3.4

4.4

2.8

3.3

2.1

3.2

Emcogas Emdigas Emtagas Sergas YPFB Promedio

Tarifa a Usuario Residencial US$/factura mes

50.944.3

29.5

24.6

10.4

31.9

Emcogas Emdigas Emtagas Sergas YPFB Promedio

Tarifa a Usuario ComercialUS$/factura mes

Bs$/factura US$/factura300 m3/mes 300 m3/mes

Emcogas 0.00 1.31 391.61 0.17 50.9

Emdigas 0.00 1.14 340.93 0.15 44.3

Emtagas 0.00 0.76 227.25 0.10 29.5

Sergas 0.00 0.63 189.43 0.08 24.6

YPFB 80.00 0.00 80.00 0.03 10.4Promedio 16.00 0.77 245.84 0.11 31.9

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.Nota: Bs (Bolivianos) moneda nacional Bolivia. Tasa de cambio 7.7 Bs/US$.

Empresa Cargo FijoBs$/factura

Cargo VariableBs$/m3

Tarifas a Usuario Final - Sector Comercial - 2008

US$/m3

Bolivia



El 8% de crecimiento anual de las EDS está muy por debajo del 25% al que crecen los vehículos. El índice vehículos/EDS es de 1,039, uno de los más altos de la región.

Solo hasta 2005, se inició la penetración del GNV a La Paz y un año antes a la provincia de Tarijá, estos mercados apenas comienzan su desarrollo.

Concepto 2006 2007 2008 *Variación Promedio

AnualEstaciones de servicio de GNV 82 88 96 8%

Vehículos con GNV 63,432 86,315 99,657 25%

Consumo de GNV - MMm3 184 243 297 27%

Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Cifras a julio.


51%34%

9%6%


Cochabamba

Santa Cruz

El Alto

Otras ciudades

Ciudad 2006 2007 2008*Variación Promedio

Anual El Alto 4,963 7,970 9,504 38%La Paz 102 254 411 101%Cochabamba 36,021 45,445 50,756 19%Santa Cruz 19,145 28,141 33,640 33%Sucre 1,145 1,806 2,124 36%Oruro 483 720 1,045 47%Tarijá 1,573 1,979 2,177 18%

Total 63,432 86,315 99,657 25%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Cifras a julio.

Vehículos con GNV

Bolivia


Entre Cochabamba y Santa Cruz se encuentra el 83% del consumo de GNV del país, estas regiones tienen más de 10 años con acceso al GNV.


Anual El Alto 21 27 31 23%La Paz 4 5 7 36%Cochabamba 96 114 129 16%Santa Cruz 58 87 119 42%Sucre 2 4 5 49%Oruro 1 2 3 47%Tarijá 2 3 4 46%

Total 184 243 297 27%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Proyección anual con cifras reales a julio.


43%

40%

10%

7%

Ventas de GNV - 2008

Cochabamba

Santa Cruz

El Alto

Otras ciudades


AnualEl Alto 14 15 18 13%La Paz 3 3 3 0%Cochabamba 29 32 33 7%Santa Cruz 25 28 31 11%Sucre 3 3 2 (18%)Oruro 2 2 3 22%Tarijá 6 5 6 0%

Total 82 88 96 8%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Cifras a julio.

Estaciones de GNV

Chile


Chile Extensión geográfica (Km2) 2,006,096 Población (Miles de habitantes) 16,454

Santiago de Chile



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - $ /US$

2009 2010PIB 0% 3.0%IPC 3% 3.0%Fuente: Cepal, FMI, BP.

3.7%Peso Chileno - $

Proyección FMI

7.7%


5.4%Tasa 7.8%15.2%

522.4

Cifras 2008Tasa anual de variación

3.8%2.8%8.9%

Porcentaje

873

2,590 2,207 2,701

5,610

4,801 4,482

10,627 11,170

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


4.3%5.1%

3.8%

0.1%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

2.9%2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Chile Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 358 2008Consumo gas natural MMm3 2,604 2008Consumo carbón (MM toneladas) 3 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 46 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 28 2008

Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,823 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 65 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, CNE.

Chile


• Reservas muy limitadas, desde los años

50´s se han descubierto en la cuenca de Magallanes 23 yacimientos, 12 aún con algunas reservas.

• En la última década, el consumo de gas se incrementó a un ritmo mucho mayor que la producción, situación que obliga a depender de importaciones.

• Importaciones de gas desde Argentina iniciaron en 1996 alcanzando los 22 MMm3/día. Entre 2004 y 2008 se presentan interrupciones temporales en estos envíos.

• Para cubrir déficit actual, Chile mira hacia el LNG, apuntándole a una independencia energética, por el múltiple acceso a la oferta que se tiene con él.

• En el segundo semestre de 2009, entraría en operación la planta de regasificación de LNG Quintero (una de las primeras en Suramérica), se espera procesar entre 10 y 15 MMm3 /día que podrían ampliarse hasta 20 MMm3 /día, lo que permitiría satisfacer las necesidades de suministro actuales en un 90% aproximadamente.

Fuente: CNE - Comisión Nacional de Energía de Chile.

Participación gas natural - Canasta energética (%) (2007) 16%Reservas de gas natural - Tpc (2008) 2.7Producción de gas natural - Mpcd (2008) 178Red de gasoductos - Km (2008) 4,468

Nacionales 1,117Internacionales 3,351

Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 2,604Número de usuarios (2008) 555,599

Residenciales 542,651No residenciales 12,948

Vehículos convertidos a GNV (2008) 8,064Estaciones de servicio (2008) 15


62.1

47.8

38.4

2006 2007 2008


Chile


Chile



La estatal ENAP tiene presupuestado invertir en exploración 600 millones de dólares en el periodo 2007-2011. De estos se invirtieron 300 millones en 2008 en la exploración de petróleo y gas natural en la austral región de Magallanes; sin embargo, hasta finales de 2008, los resultados no han sido los más alentadores. El 100% de la producción de gas natural de Chile se da en la cuenca de Magallanes, siendo sus principales destinos la multinacional Methanex, primer productor mundial de metano, y la ciudad de Punta Arenas, atendida por la distribuidora Gasco Magallanes.


Anual

Reservas de gas natural - Tpc 2.8 2.8 2.7 (2%)

Producción de gas natural - Mpcd 213 195 178 (9%)

Fuente: CNE - Comisión Nacional de Energía de Chile.


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

2003 2004 2005 2006 2007 2008


236 250 246211 204

222 213195

178

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Producción de Gas Natural - MpcdVariación Promedio Anual (7%)

Chile


Transporte

Chile


Infraestructura de Transporte de Chile

I: Tarapacá

II: Antofagasta

III: Atacama

IV: Coquimbo

V: ValparaisoRegión Metropolitana

VI: O’ HigginsVII: Maule

VIII: Bio BíoIX: Araucanía

X: Los Lagos

XI: Aisén del General Carlos Ibañez Campo

XII: Magallanes y Antárticachilena City Gates

Santiago de Chile

Norandino

Del Pacífico (De Argentina)

Gas Andes (De Argentina)

Fuente: CNE.

Atacama (De Argentina)

Electrogas

GasoductosZonas

Planta de regasificación de LNG Quintero

Chile


En 2004, comenzó la crisis argentina de gas, situación que ha reducido las importaciones de gas a las cifras más bajas desde sus inicios en 1996. A partir del segundo semestre de 2009, Chile dejará de depender exclusivamente del gas argentino, ya que comenzará a recibir las importaciones de LNG con destino a la planta de Quintero. El 9 de junio de 2009, zarpó desde Trinidad y Tobago la nave "Methane Jane Elizabeth" que llegará a Chile a través del estrecho de Magallanes con la primera importación de LNG, con una carga total de 142,699 m3, equivalente al suministro de Santiago por un periodo de entre 58 y 87 días, avaluada a precio actual en 20 millones de dólares.

Usos/Región 2005 2006 2007Variación Promedio

AnualUso energético 460 397 241 (28%)

Región Norte 170 120 50 (46%)

RM* - Región Centro 250 237 172 (17%)

Región Sur 39 39 19 (30%)Uso petroquímico

Región de Magallanes 169 196 74 (34%)

Total 629 592 316 (29%)

Importaciones de Gas Natural - Mpcd

Fuente: Cámara de Comercio de Santiago de Chile, Servicio Nacional de Aduanas XII Región. *Región Metropolitana.

0

200

400

600

800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Importaciones de Gas Natural - Mpcd

27% 20% 16%

40%40% 55%

6%7%

6%27% 33% 23%

2005 2006 2007

Importaciones de Gas Natural

II Región RM ‐ V Región VIII Región Magallanes

Chile


Consumo

El sector más afectado con los recortes de gas de Argentina, después de la generación eléctrica, es la industria, toda vez que se le da prioridad al resto de sectores en detrimento de este último. El combustible sustituto del gas natural en las térmicas ha sido el carbón, la industria recurrió principalmente al diesel y el sector residencial al GLP. Diciembre fue el mes donde se presentó el mayor consumo de gas natural en Chile durante 2008, un poco más de 300 MMm3. En condiciones normales de suministro, esa es la cantidad de gas que consume la multinacional Methanex, que antes de los recortes consumía el 25% del total del gas consumido en este país.


AnualEléctrico 2,226 987 494 (53%)Petroquímica y refinería 4,208 2,537 1,557 (39%)Residencial 438 433 354 (10%)Industrial 942 332 79 (71%)Comercial 87 97 93 3%GNV 33 22 12 (40%)Otros 16 17 16 0.3%

Total 7,950 4,426 2,604 (43%)Fuente: CNE.


53% 57% 60%

28% 22% 19%

12% 8% 3%

6% 10% 14%2% 3% 5%

2006 2007 2008

Consumo de Gas Natural

Petroquímica y ref inería EléctricoIndustrial ResidencialOtros

0

50

100

150

200

250

300

350

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Consumo de Gas Natural - 2008MMm3

Chile


La mayor concentración de usuarios se encuentra en la región Metropolitana, que comprende Santiago de Chile y sus alrededores, ésta es atendida por la empresa Metrogas, que a 2008 alcanzaba una participación de mercado del 75% de las viviendas ubicadas en zonas donde existen redes de gas natural. Con la llegada del LNG a Chile en el segundo semestre de 2009, el gobierno ha emplazado a la industria a regresar al gas natural, recordándole a las empresas que tienen Resolución de Calificación Ambiental que están obligadas a usar gas natural y que el uso del diesel fue algo excepcional, producto de la crisis energética. Lo anterior, debido a la elevada contaminación existente, especialmente en la región Metropolitana.

Región 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualAntofagasta - II 0 2,816 3,187 13%Valparaiso - V 74,840 76,928 77,972 2%O´Higgins - VI 10 5 2 (55%)Bio Bío - VIII 13,807 15,509 16,805 10%Araucanía - IX 5,845 6,324 6,560 6%Magallanes - XII 46,779 47,068 48,181 1%Metropolitana 336,844 370,893 402,892 9%

Total 478,125 519,543 555,599 8%Fuente: CNE.


72%

14%

9%5%


Metropolitana

Valparaiso - V

Magallanes - XII

Otras regiones

98%

2%

Residencial

No residencial

Chile


Chile basa sus proyecciones de consumo en la confiabilidad del suministro que le generan sus proyectos de regasificación de LNG en Quintero y Mejillones.

Si se suspende el suministro de gas de Argentina, para 2014 se necesitarían cerca de 30 MMm3/día de gas provenientes del LNG, bajo el supuesto de mantener la producción actual de 5 MMm3/día.

Sector 2010 2011 2012 2013 2014Variación Promedio

AnualResidencial 545 577 609 641 674 5%

Comercial 190 197 203 210 216 3%

Industrial 1,598 1,633 1,669 1,706 1,744 2%

Eléctrico 5,263 5,260 5,349 5,452 5,564 1%

Petroquímico 3,626 3,545 3,609 3,592 3,571 (0.4%)

Refinerías y procesos ENAP* 1,036 1,043 1,123 1,207 1,216 4%

GNV 33 34 34 35 36 2%

Total 12,292 12,289 12,597 12,842 13,021 1%Fuente: CNE. * Empresa Nacional de Petróleos.

Proyección de Consumo de Gas Natural - MMm3

7%

43%

27%

13%

10%

Proyección Consumo de Gas Natural 2014

Residencial y comercial

Eléctrico

Petroquímico

Industrial

Otros sectores

Zona 2010 2011 2012 2013 2014Variación Promedio

AnualNorte 1,729 1,719 1,721 1,729 1,729 0%Centro 2,856 2,984 3,043 3,134 3,206 3%Metropolitana 1,563 1,603 1,653 1,708 1,765 3%O´Higgins 221 157 167 190 212 (1%)Sur 1,568 1,548 1,668 1,750 1,797 3%Magallanes 4,356 4,279 4,345 4,331 4,313 (0.2%)

Total 12,292 12,289 12,597 12,842 13,021 1%Fuente: CNE.

Proyección de Consumo de Gas Natural - MMm3

Chile



2006 2007 2008 US$/m3 US$/factura

Lipigas N.D. 8,372 8,649 0.8 16.6Energas 10,807 12,102 15,456 1.5 29.6GasValpo 10,829 11,798 15,165 1.5 29.0Metrogas 10,207 11,039 16,939 1.6 32.4GasSur 13,476 14,038 18,116 1.7 34.7Intergas 10,636 11,721 15,070 1.4 28.8Gasco Magallanes 2,296 2,368 2,478 0.2 4.7

Promedio 9,708 10,205 13,125 1.3 25.1Fuente: CNE.Nota: Tasa de cambio 522.4 $ chilenos/US$.

Tarifas a Usuario Final Sector Residencial

2008 (20 m3/mes)Empresa

$/factura - mes

16.6

29.6 29.032.4

34.7

28.8

4.7

25.1

Lipigas Energas GasValpo

Metrogas Gassur Intergas GascoMagallanes

Promedio

Tarifa a Usuario Final Sector Residencial US$/factura

224.3

403.1 387.0 374.2417.0

362.5

40.0

315.4

Lipigas Energas GasValpo

Metrogas Gassur Intergas GascoMagallanes

Promedio

Tarifa a Usuario Final Sector Comercial - US$/factura

2006 2007 2008 US$/m3 US$/factura

Lipigas N.D. 113,612 117,173 0.7 224.3Energas 149,573 162,971 210,558 1.3 403.1GasValpo 138,543 152,864 202,194 1.3 387.0Metrogas 130,526 149,418 195,485 1.2 374.2GasSur 162,475 169,547 217,853 1.4 417.0Intergas 130,294 142,979 189,378 1.2 362.5Gasco Magallanes 19,209 19,864 20,888 0.1 40.0

Promedio 121,770 130,179 164,790 1.1 315.4Fuente: CNE.Nota: Tasa de cambio 522.4 $ chilenos/US$.

2008 (300 m3/mes)Empresa

$/factura - mes

Tarifas a Usuario Final Sector Comercial

Chile



Fuente: CNE.

El inicio del GNV en Chile se remonta al año 1988 en Punta Arenas, con una flota de aproximadamente 2,000 taxis.

La desconfianza en el suministro no ha permitido el crecimiento del sector.

Con las importaciones de LNG, queda garantizado el suministro de gas, situación que favorecerá al sector del GNV; sin embargo, existe la incertidumbre de si los precios de GNV se puedan manejar con esta nueva alternativa.


Anual

Estaciones de servicio de GNV N.D. 15 15 0%

Vehículos con GNV 5,500 8,009 8,064 21%

Consumo de GNV - MMm3 33 22 12 (40%)

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.


0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Vehículos Convertidos a GNV

Variación Promedio Año

19%

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Precio Promedio del GNV - 2008$ US/m3

Ecuador


Ecuador Extensión geográfica (Km2) 270,670 Población (Miles de habitantes) 14,354

Quito



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - US$/US$

2009 2010PIB (2.0%) 1.0%IPC 4.0% 3.0%


Proyección FMI

6.9%1.3%Tasa N.D.N.D.

42.4%Dólar USA - US$

1.0

Porcentaje



720

1,330 1,275

872 837

493 271

193

700

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


3.9%

2.5%

6.5%

(2.0%)

7.0% 7.1%

5.9%4.6%

3%3%

1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Ecuador Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 204 2008Consumo gas natural MMm3 559 2008Consumo carbón 0 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 13 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 12 2008

Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 5,626 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 25 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.

Ecuador



• En 2002, inició operaciones Machala Power, único proyecto de generación eléctrica, con una capacidad instalada de 140 MW, que utiliza gas natural en Ecuador, proveniente del campo Amistad en el golfo de Guayaquil.

• El Ministerio de Energía y Minas anunció en septiembre de 2008 que PDVSA y Enap de Chile, participarán junto a Petroecuador en empresas mixtas que explorarán gas natural en el golfo de Guayaquil.

• En abril de 2009, se firmó un contrato entre Petroecuador y la española Ros Roca Indox Cryo Energy, para construir una planta que licúe el gas natural procedente del golfo de Guayaquil.

• El gobierno ecuatoriano apunta a un cambio en la matríz energética como salida a problemas de productividad que afronta el país, razón por la cual ha volcado su atención al gas natural.

75%

21%

4%

Matríz Energética - 2008

Petróleo

Hidroeléctrica

Gas Natural

Agente Comentarios Relevantes

MME Ministerio de Energía y Minas es la entidad que regula el funcionamiento del sector hidrocarburífero.

DNH Dirección Nacional de Hidrocarburos, adscrita al MME, encargada de ejecutar la política sectorial, controla toda la industria petrolera pero no tiene autonomía financiera, administrativa, ni económica.

PetroecuadorEmpresa estatal, explora en el golfo de Guayaquil en asocio con empresas extranjeras, planea poner en marcha un proyecto de licuefacción de gas natural que daría paso a la distribución del producto en todo el país.

EDCPetrolera estadounidense (subsidiaria de Noble Energy, de Houston), explota el gas del campo Amistad en el golfo de Guayaquil, su producción es entregada a la térmica de la cual también es propietaria. Contrato venció en octubre de 2008 y su prórroga se encuentra en estudio.

PDVSAExplora en el bloque 4 del golfo de Guayaquil, mediante contrato de exploración a riesgo. Posee 2 taladros en territorio ecuatoriano realizando perforaciones y participa en plan de optimización de la producción del campo Sacha.

ENAPEstatal petrolera de Chile, firmó convenios con Petroecuador en septiembre de 2008 para explorar en el bloque 40 (golfo de Guayaquil).

Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Ecuador

Entidades Gubernamentales

Exploración - Producción

Ecuador


Exploración y consumo

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos.

Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos.

Petrocomercial, filial de la estatal Petroecuador, afirma que a abril de 2009 existen reservas probadas de gas natural de 0.2 Tpc. Se está a la espera de que la DNH apruebe el nuevo plan de desarrollo de la compañía EDC que muestra reservas probadas de aproximadamente 0.6 Tpc. El principal campo de producción de gas natural en Ecuador, es el campo Amistad (66 Km costa afuera), actualmente operado por dos compañías EDC y Petroecuador. Se prevé, a partir del mes de noviembre del presente año, iniciar trabajos de exploración en la zona costera del país, actividad que será realizada por las empresas ENAP y PDVSA.

Concepto 2008Reservas probadas - Petrocomercial 0.2

Reservas por aprobar - DNH 0.6

Fuente: Petrocomercial.


020406080

100120140

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Pozos Perforados

Exploratorio Desarrollado Avanzada

90%

10%

Campo Amistad

EDC

Petroecuador


Anual

Eléctrico 749 520 559 (14%)



Ecuador


Proyectos de Gas Natural y LNG en Ecuador

Pichincha

Guayas

AzuayEl Oro

Campo Amistad Cuenca

Guayaquil

Machala

Gasoductos en proyecto

Objetivo

Obra

Inversión US$ 105,000,000 Operador PropuestoEmpresa de economía mixta conformada por: Petroecuador(40%), Aportes Industriales (20%), Municipio de Cuenca (15%) y Austrogas (5%)

Entrega estudios : Abril 2009 Al primer año: US$ 77,000,000

Inicio de obras : Agosto 2009 Primeros 5 años: US$ 478,000,000

Final de obras : Junio 2011 Al 2020 : US$ 1,220,000,000

Objetivo

Obra

Inversión US$ 49,268,000 Constructor escogido ROS ROCA INDOX CRYO ENERGY

Entrega ofertas : Noviembre 2008

Escogencia oferta : Febrero 2009Tiempo de ejecución: 823 días

Proyectos del Sector Gas en Ecuador

Gasoducto Zona SurSustituir consumos de diesel, gasolina, fuel oil y GLP en los sectores residencial, industrial, generación eléctrica y GNV en las provincias de El Oro y Azuay.

En 20 Años: US$ 630,000,000, promedio de US$31,000,000 por año.

PlazosAhorros en sustituciónde Diesel

PlazosAhorros por reducción de

importación de combustibles

Fuente: Petrocomercial.

Dos gasoductos: Machala - Cuenca y Machala - Guayaquil, con una longitud conjunta de 330 Km.

Planta de Licuefacción - Provincia de El Oro

Reducir el costo de la energía, mejorar la balanza comercial, consolidar una industria gasífera competitiva, reducir la importación de combustibles y mejorar el ambiente, abasteciendo de gas natural a las provincias de Pichincha, Guayas, Azuay y El Oro.

Provisión, instalación y puesta en marcha de una planta de licuefacción con capacidad de 10 MMm3/día en la provincia de El Oro, cantón El Guabo.

Perú


Perú Extensión geográfica (Km2) 1,285,216 Población (Miles de habitantes) 29,181

Lima



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - S/US$

2009 2010PIB 3.5% 4.5%IPC 4.1% 2.5%



Porcentaje

Proyección FMI

5.2%Nuevo Sol - S/

8.3%5.1%Tasa 3.3%16.7%

3.1


810 1,070

2,156

1,275

1,599 2,579

3,467

5,343

6,500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


7.6%

8.9% 9.4%

3.5%

7.0% 7.1%5.9%

4.6%

3% 3%1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Perú Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 172 2008Consumo gas natural MMm3 1,616 2008Consumo carbón (MM toneladas) 0.5 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 22 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 16 2008

Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 3,683 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 30 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Minem.

Perú


• El descubrimiento de los yacimientos de

Camisea en 1984, modificó el panorama del sector gas en el país.

• En 1999, Ley No. 27133, Ley de promoción del desarrollo de gas natural, da inicio al desarrollo del sector.

• Explotación de Camisea se inició en 2004, a través del consorcio liderado por la firma argentina Pluspetrol y la americana Hunt Oil.

• Agosto de 2004, se entrega concesión para

la distribución de gas natural en Lima

y El Callao a la firma belga Tractebel. Actualmente las empresas AEI y Promigas, son sus principales accionistas.

• A finales de 2005 se inician las operaciones

de GNV en la ciudad de Lima, 5,500 vehículos fueron convertidos en el primer año.

• Perú LNG reportó en mayo de 2009, el

arribo a Palma Melchorita del equipo central de la planta de LNG. Se pronostica el primer embarque destinado a la exportación, para mayo de 2010.

Fuente: Osinerg. (*) 0 – 300 m3/mes

Participación gas natural - Canasta energética (%) 19%Número Pozos perforados 192Reservas de gas natural - Tpc 29.8Producción de gas natural - Mpcd 329Red de gasoductos - Km 733Consumo de gas natural - MMm3 1,616Número de usuarios 12,039Vehículos convertidos a GNV 57,419Estaciones de servicio 60

Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural - 2008

12.5

17.9 18.1

2006 2007 2008

Consumo Usuarios Regulados Primer Rango de Consumo* - m3/usuario - mes

Perú



PeruPetro Agencia encargada de licitar las áreas de exploración.

DGH Dirección General de Hidrocarburos, adscrita al Ministerio de Minas y Energía.

Osinergmin Ente regulador del estado para el sector gas. Funciones para con el sector: fijar las tarifas para la distribución y el transporte de gas natural por red de ductos.

Pluspetrol PerúProductora encargada de la explotación del Lote 88 (Camisea). Líder indiscutible de la producción de gas, en 2007 manejó una participación del 74% del total de la producción país. Principales clientes: las generadoras térmicas Edegel S.A. y Enesur, y la distribuidora Calidda.

Aguaytia Productora encargada de la explotación del Lote 31C.(Aguaytía), en 2007 manejó una participación del 11% del total de la producción país. El gas natural que produce lo despacha a Termoselva S.R.L.

PetrotechProductora encargada de la explotación del Lote Z-2B, en 2007 manejó una participación del 11% del total de la producción país. El gas natural que produce lo despacha a la Empresa Eléctrica del Piura y a Procesadora de Gas de país.

GMP Graña y Montero Petrolera. Productora encargada de los lotes I y V,en marzo de 2009 adquirió planta de tratamiento de gas en Talara.

Repsol YPF Participa en diversas áreas del sector hidrocarburos: en exploración, en la operación de la refinería La Pampilla (Relapasa); proyecto de exportación de LNG.

TGP Transportadora de Gas del Perú. Maneja la concesión del transporte de gas de Camisea. Principales accionistas: Techint (Argentina), Hunt Oil, Pluspetrol, Sonatrach, SK Corp y la peruana Graña y Montero.

Calidda Gas Natural de Lima y Callao. Atiende la capital del país y la provincia del Callao. Principales accionistas: Grupo Ashmore y Promigas.

Gastalsa Empresa de Gas de Talara S.A. Atiende la provincia de Talara (departamento de Piura).

Peru LNGConsorcio encargado de la construcción de la planta de LNG para exportación localizada en Palma Melchorita (Provincia de Cuzco). Principales accionistas: Hunt Oil (50%), SK Energy de Corea (20%), Repsol YPF de España (20%) y Marubeni de Japón (10%).

Distribución

LNG

Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Perú



Transporte

Perú



Después de una intensa actividad sísmica en 2007, en el que se alcanzó un máximo histórico de 11,019 Km de sísmica 2D, en 2008 esta actividad disminuyó a 2,503 Km, una cifra muy cercana al promedio de los últimos 10 años. La estatal Perupetro comunicó que entre 2008 y abril de 2009 se suscribieron 13 contratos de exploración con multinacionales extranjeras, que significaron ingresos por 650 millones de dólares. Con estos contratos se llegó a un total de 92 vigentes a esta fecha.


AnualPozos perforados 85 186 192 50%

Sísmica 2D (Km) 30 11,019 2,503 813%

Fuente: Minem.

Actividad Exploratoria

0

50

100

150

200

250

0

3,000

6,000

9,000

12,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Sís

mic

a 2D

(Km

)


Sísmica 2D (Km) Pozos perforados

Pozos

2 4 2 2 615 16

2429 29 29 27 31

45

61

84

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Contratos

Suscritos Vigentes

Perú


Existe controversia con la cifra de reservas probadas, B.P. y Pluspetrol reportan 11.8 Tpc, según informe elaborado por la consultora internacional Gaffney, Cline & Associates y contratado por Pluspetrol estas ascienden a 8.8 Tpc, mientras que el Ministerio de Minas del Perú reporta 18 Tpc. Vale recordar que las reservas probadas son aquellas que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones, estas se subdividen en desarrolladas y no desarrolladas. A su vez las no probadas, en las cuales existen incertidumbres técnicas y económicas para su recuperación, se subdividen en probables y posibles.

Tipo 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualProbadas 11.8 12.0 11.8 0.3%No probadas 18.4 18.0 18.0 (1%)

Total 30.2 30.0 29.8 (1%)Fuente: Pluspetrol, BP Statistical Review of World Energy 2009.


0

5

10

15

20

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


Probadas No probadas

13%

27%

23%

37%

Reservas - 2008

Desarrolladas

No desarrolladas

Probables

Posibles

Probadas

No probadas

Perú


Pluspetrol, con la explotación del lote 88 en Camisea (Cuzco-Selva Sur ) y un par de campos menores alcanza, a 2008, una participación del 78% del total de la producción de gas natural del país.

Campo de Aguaytía (Ucayali), posee el 12% de participación de la producción total del país, explotado por Aguaytía Energy, tiene asociado una central térmica y una planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural.

Departamento 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualPiura 31 31 33 3%

Cuzco 103 189 255 57%

Ucayali 38 38 41 4%

Total 172 259 329 38%Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.

Producción Fiscalizada de Gas Natural - Mpcd

10%

78%

12%

Producción Fiscalizada - 2008

Piura

Cuzco

Ucayali

Empresa Campo 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualGMP 3 4 5 31%Sapet 3 2 2 (14%)Petrobras 10 10 11 4%Olympic 1 1 1 (11%)Petrotech 14 14 14 0.04%Pluspetrol Corp Cuzco 103 189 255 57%Aguaytia Ucayali 38 38 41 4%

Total 172 259 329 38%Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.

Producción Fiscalizada de Gas Natural - Mpcd

Piura

Perú


Transporte

Piura

Cuzco

Ucayali

Campo Camisea

Campo Aguaytía

Campo Noroeste

Lima

Gasoducto gas de Camisea

Gasoducto gas de Aguaytía

PucallpaAguaytía

City Gate – Lurín

Fuente: Servicio Nacional de Metrología

AyacuchoPunto de Derivación

Ubicación Diámetro (Pulg)

Extensión (Km)

Capacidad Actual (Mpcd)

Capacidad Futura (Mpcd)

Camisea - Ayacucho 32 211

Ayacucho - Punto de derivación 24 311

Punto de derivación - Lurín (City Gate) 18 211

Total 733Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.

Sistema de Transporte de Gas Natural Perú - 2008

215 1,179

Perú


Cobertura y consumo

Los usuarios de gas natural en Perú se circunscriben a los conectados por la empresa Calidda en la ciudad de Lima. El número de usuarios potenciales de este mercado superaría el millón, de acuerdo con datos recientes disponibles.

Tipo de Usuario 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualGeneradores eléctricos 2 1 2 0%Clientes iniciales 6 6 9 22%Distribuidor 1 1 1 0%Clientes independientes 4 1 3 (13%)Regulados 5,067 7,696 12,024 54%

0 - 300 m3/mes 4,891 7,361 11,449 53%301 - 17,500 m3/mes 49 146 318 155%17,501 - 300,000 m3/mes 104 139 171 28%Más de 300,000 19 30 26 17%GNV 4 20 60 287%

Total 5,080 7,705 12,039 54%Fuente: Osinerg.


95%

3% 2%


0 ‐ 300 m3/mes

301 ‐ 17,500 m3/mes

Otros

Tipo de Usuario 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualGeneradores eléctricos 650 706 778 9%Consumidores iniciales 117 130 139 9%Independientes 39 136 210 131%Regulados 186 336 489 62%

0 - 300 m3/mes 1 2 2 84%301 - 17,500 m3/mes 2 4 9 127%17,501 - 300,000 m3/mes 106 141 167 26%Más de 300,000 70 136 153 47%GNV 8 53 157 343%

Total 993 1,307 1,616 28%Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.


Perú




Primeras conversiones se dieron en diciembre de 2005. Crecimiento del GNV confirma un mercado en plena expansión.

Promedio mensual de 3,500 vehículos convertidos en el segundo semestre de 2008. A diciembre de 2008, existían 22 estaciones de servicio en construcción.

Los planes de financiación de las conversiones a GNV en este país son amplios. Algunos de ellos financian hasta el 100%, sin cuota inicial, lo que ha generado una importante dinámica del sector.

2006 2007 2008 US$/m3 US$/factura

Residencial (20 m3) 6.6 6.8 6.9 0.24 4.9

Comercial (300 m3) 5.9 6.2 6.3 0.22 66.6

Industrial (25,000 m3) 4.1 4.6 4.5 0.16 398.6

Fuente: Calidda. Nota: Se asume un poder calorifico de 1,000 Btu/pc.

Tarifas a Usuario Final

US$/MbtuSector

2008


AnualEstaciones de servicio de GNV 4 20 60 287%Vehículos con GNV 5,489 23,958 57,419 223%Consumo de GNV - MMm3 8 53 157 343%

Fuente: Osinerg, NVG Group, Ministerio de Energía y Minas de Perú.


1,3721,198

957

2006 2007 2008

Vehículos con GNV / Estaciones

68

26

Estaciones de Servicio

Abril 2009

Estaciones en operaciónEstaciones en construcción

75%

25%

Vehículos con GNV

Vehículos f inanciadosVehículos sin f inanciación

66,124

Uruguay


Uruguay Extensión geográfica (Km2) 176,215 Población (Miles de habitantes 2006) 3,478

Montevideo



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - $/US$

2009 2010PIB 1.3% 2.0%IPC 7.0% 6.7%

24.4Proyección FMI



Porcentaje

11.5%11.2%8.5%

7.9%3.8%Tasa 3.0%12.0%7.1%

Peso Uruguayo - $


274 291 180

401

315

811

1,495

1,000

1,509

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


7.0% 7.4%

11.5%

1.3%

7.0% 7.1%5.9%

4.6%3% 3%

1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Uruguay Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 42 2007Consumo gas natural MMm3 82 2008Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 6 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 134 2006


Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 6 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.

Uruguay


• País netamente importador de

hidrocarburos, no posee reservas de gas natural ni de petróleo.

• Consumo de gas natural inicia en 1999 con la puesta en marcha del gasoducto del Litoral, proveniente de Argentina y llegando a Paysandú, operado por la estatal Ancap.

• A finales de 2002, llega el gas a

Montevideo, a través del gasoducto Cruz del Sur, que une las reservas de Neuquén

(Argentina) con la capital del país.

• Se considera un mercado reducido, apto

para atender desde Argentina; sin embargo, muy estratégico para acceder a través de él, al sur de Brasil.

• Petrobras proyecta la construcción de una

planta de regasificación y una planta de aire propanado, esta última ubicada en Paysandú, para soporte del suministro.

Fuente: Ministerio de Industria Energía y Minería.

Participación gas natural - Canasta energética (%) (2007) 3%

Importación de gas natural - MMm3 (2008) 100

Red de gasoductos - Km (2008) 456

Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 82

Número de usuarios (2008) 45,830Residenciales 44,585

No residenciales 1,245


27.9

35.6 33.6

2006 2007 2008


Uruguay


Transporte


DNETN Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, ente encargado de la regulación del sector energético.

ANCAP Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland, empresa petrolera estatal, con participación en toda la cadena del gas, principalmente en los sectores transporte y distribución.

OPP Oficina de Políticas Públicas, encargada de entregar las directrices de la polítca energética del país.

URSEAUnidad de Regulación de Servicios de Energía y Agua. Es el órgano regulador de los servicios de energía, incluyendo electricidad, gas y combustibles liquidos; agua y saneamiento. Creado por la Ley No. 17598 de 2002.

PetrobrasA partir de 2008 participa activamente en las rondas exploratorias que entrega la Ancap. Proyectos especiales: planta de aire propanado en Paysandú para soporte de abastecimiento y una construcción de una planta regasificadora de LNG en asocio con Argentina.

Otras empresas Seis empresas quedaron calificadas para un eventual contrato petrolero con Uruguay son: PDVSA (Venezuela), Galp (Portugal), YPF (Argentina), BHP (Canadá), Pluspetrol (Argentina).

GCSGasoducto Cruz del Sur. Consorcio formado por British Gas (40%), Pan American Energy (30%), ANCAP (20%) y Wintershall (10%). Se vincula con gasoducto TGS de Argentina.

Gasoducto del Litoral

También denominado gasoducto Cr Federico Slinger, fue construido y es operado por ANCAP, cruza el río Uruguay desde Argentina a través del puente Paysandú - Colón. Se vincula con el gasoducto TGN de Argentina.

ConectaAtiende la ciudad de Paysandú y el interior del país, principales accionistas: Ancap (45%), Petrobras (55%). Este último participa como operador de la empresa.

MontevideoGasAtiende Montevideo y su provincia, su composición accionaria en la actualidad es: Petrobras (66%) y Pan American (34%).

Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Uruguay



Transporte

Distribución

Gasoducto Tramo Longitud(Km)

Diámetro(Pulg)

Del Litoral Colón - Paysandú 54 10 - 8 - 4 - 2

Gasoducto Cruz del Sur Buenos Aires - Montevideo 402 24 - 18

Total 456Fuente: Ancap, Gasoducto Cruz del Sur.

Infraestructura de Transporte de Uruguay - 2008

Uruguay


Consumo y cobertura

En el año 1997, el gas natural no hacía parte de la matríz energética uruguaya, fue solo a finales de 1999, cuando este combustible empezó a ser utilizado en este país, proveniente de Argentina. Uruguay se encuentra en pos de transformar su matríz energética con el propósito de reducir el impacto de los altos precios del petróleo. Para ello apunta a proyectos como: generar 500 MW para 2015 con fuentes renovables, producir 20 MMlts anuales de alcohol carburante, que se mezclarán con las naftas, y no descarta una planta de regasificación de LNG.


AnualLeña y carbón vegetal 401 431 441 5%Residuos de biomasa 42 41 63 24%Carbón mineral 1 1 2 29%Derivados del petróleo 1,235 1,249 1,345 4%Gas natural 74 84 79 4%Derivados del carbón 1 1 1 11%Electricidad 557 570 613 5%

Total 2,309 2,377 2,544 5%Fuente: Dirección Nacional de Energía.

Consumo Final Energético - Ktep

18%

60%

20%

2%

Consumo Final Energético1997

Leña y carbón vegetal

Derivados del petróleo

Electricidad

Otros

17%

53%

3%

24%

3%2007

Leña y carbón vegetal

Derivados del petróleo

Gas natural

Electricidad

Otros

Uruguay


Ante la ausencia total de producción de gas en Uruguay, el crecimiento en el consumo de gas natural en este país se encuentra supeditado a los volúmenes de gas que puedan ser suministrados desde Argentina.


AnualImportación 116 107 100 (7%)(-) Pérdidas 13 12 12 (6%)Oferta 103 95 88 (7%)(-) Centros de transformación secundarios

1 1 1 12%

(-) Consumo propio 6 5 5 (10%)Consumo 96 90 82 (7%)Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.

Balance de Gas Natural - MMm3

22%

22%

56%

Consumo de Gas Natural - 2008

Residencial

Comercial - Servicios

Industrial


AnualResidencial 15 18 18 11%Comercial - Servicios 13 15 18 18%Industrial 68 57 46 (18%)

Total 96 90 82 (7%)Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.


Uruguay


A pesar de depender totalmente del gas natural importado desde Argentina, al no ser volúmenes significativos, se ha podido mantener el flujo y los consumos de los 3 últimos años presentan un crecimiento promedio anual aceptable. Petrobras es la multinacional que controla la distribución de gas natural en Uruguay, ya que posee participación accionaria mayoritaria (66%) en la empresa Montevideo Gas y en Conecta el 55% de las acciones, compartiendo su manejo con la estatal ANCAP (45%).

Departamento/Sector 2006 2007 2008Variación Promedio

AnualPaysandú 1.7 1.8 2.0 7%

Residencial 0.48 0.53 0.48 (0.1%)Comercial - Servicios 1.3 1.3 1.5 10%

Montevideo 23.5 28.4 30.8 14%Residencial 13.1 16.3 16.3 11%Comercial - Servicios 10.4 12.1 14.6 18%

Canelones 2.2 3.0 3.1 18%Residencial 1.1 1.4 1.4 9%Comercial - Servicios 1.1 1.5 1.7 26%

Total 27.5 33.2 36.0 14%Residencial 14.7 18.2 18.1 11%Comercial - Servicios 12.8 15.0 17.8 18%

Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.

Consumo Residencial y Comercial de Gas Natural - MMm3

5%

86%

9%

Consumo Residencial y Comercial - 2008

Paysandú

Montevideo

Canelones

14%

86%

Participación por empresa 2008

Conecta

Montevideo Gas

Uruguay


Departamentos con Gas Natural

Paysandú

Canelones

MontevideoDepartamentos con gas

Treinta y Tres

Rocha

Maldonado

San JoseColonia

Soriano

Río Negro

Flores

Durazno

Florida Lavalleja

Cerro Largo

Rivera

Tacuarembo

Salto

Artigas

GasoductoGas del Sur(Argentina)

Gasoductodel Litoral(Argentina)

Fuente: South American Energy Markets.

Departamento/Sector 2006 2007 2008Variación Promedio

Anual

Paysandú 1,608 1,581 1,524 (3%)Residencial 1,560 1,529 1,470 (3%)Comercial - Servicios 48 52 54 6%

Montevideo 43,780 42,968 42,297 (2%)Residencial 42,573 41,772 41,169 (2%)Comercial - Servicios 1,207 1,196 1,128 (3%)

Canelones 1,779 1,903 2,009 6%Residencial 1,741 1,846 1,946 6%Comercial - Servicios 38 57 63 29%

Total 47,167 46,452 45,830 (1%)Residencial 45,874 45,147 44,585 (1%)

Comercial - Servicios 1,293 1,305 1,245 (2%)Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.


Uruguay



2006 2007 2008 US$/factura

2008 (20 m3)Paysandú 0.79 0.93 1.38 27.7 32%

Montevideo 0.87 0.97 1.36 27.1 25%

Sur 0.81 0.89 1.30 26.0 27%

Promedio 0.82 0.93 1.35 26.9 28%

Tarifa a Usuario Final Sector Residencial


US$/m3

Variación Promedio

AnualRegión

1.38

1.36

1.30

1.35

Paysandú Montevideo Sur Promedio

Tarifa a Usuario Final Residencial US$/m3

1.28

1.03

1.21 1.17

Paysandú Montevideo Sur Promedio

Tarifa a Usuario Final Comercial US$/m3

2006 2007 2008 US$/factura

2008 (300 m3)Paysandú 0.70 0.84 1.28 384.2 35%

Montevideo 0.57 0.65 1.03 309.2 34%

Sur 0.72 0.80 1.21 364.0 30%

Promedio 0.66 0.77 1.17 352.5 33%

Tarifa a Usuario Final Sector Comercial


US$/m3

Variación Promedio

AnualRegión

Venezuela


Venezuela Extensión geográfica (Km2) 916,455 Población (Miles de habitantes) 26,415

Caracas



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - Bs/US$

2009 2010PIB (2.2%) (0.5%)IPC 36.4% 43.5%


Tasa anual de variación4.8%


Proyección FMI

15.9%23%

Bolivar - Bs17.5%

2,150

Porcentaje7.4%

(1.2%)Tasa

3.1%32.7%

4,180 3,479

(244)

722 864 1,422

(2,666)

(1,591)

(3,700)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Inversión Extranjera Directa NetaMM US$ 10.3%

8.4%

4.8%

(2.2%)

7.0% 7.1%5.9%

4.6%

3% 3%1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Venezuela Países no desarrollados Países desarrollados

Año

Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 719 2008Consumo gas natural MMm3 32,383 2008Consumo carbón (MM toneladas) 0.1 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 84 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 81 2008


Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 152 2006

Datos Energéticos

Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.

Venezuela


• Aun cuando existen abundantes reservas de

gas, ocupando el segundo lugar en América después de EEUU, el desarrollo del mercado interno no es coherente con dichas reservas.

• Principales consumos se obtienen en el sector petroquímico, la industria, la generación eléctrica y en los yacimientos.

• Desde 1971, cuando se promulgó la ley que

reserva al Estado el sector gas, la participación del capital privado en grandes proyectos ha sido casi nula.

• El Estado, a través de PDVSA o de sus

filiales, opera la red de gasoductos y las

distribuidoras en las distintas ciudades.

• Existen muchos proyectos para el desarrollo

del sector (plantas de LNG, gasoductos internacionales ,etc); sin embargo, muy pocos se concretan en el corto plazo.

• En mayo de 2009, Venezuela solicitó

incrementar las importaciones de gas procedentes de Colombia con destino a Maracaibo, de 240 a 300 Mpcd. Según contrato firmado en mayo de 2007 por los gobiernos de ambos países, durante 4 años Colombia exportaría gas natural a Venezuela, situación que se revertiría al término de estos cuatro años y Colombia importaría gas natural de Venezuela durante los 16 años siguientes.

Participación gas natural - Canasta energética (%) (2008) 36%

Reservas de gas natural - Tpc (2008) 170.9

Producción de gas natural - Mpcd (2008) 6,868

Importación de gas natural (Colombia) - Mpcd (2008) 147

Red de gasoductos - Km (2006) 4,030

Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 32,383

Vehículos convertidos a GNV (2008) 4,200

Estaciones de servicio (2008) 124



Enagas Ente Nacional de Gas, encargado de regular el sector gas en el país.

Pdvsa Petróleos de Venezuela S.A., Empresa estatal.

Chevron-TexacoOpera un bloque de explotación costa a fuera en la plataforma deltana, en el límite marítimo con Trinidad y Tobago.

Statoil Opera un bloque de explotación costa a fuera en la plataforma deltana.

Corpoven Filial de la estatal Pdvsa, posee una participación del 77% de la operación de transporte.

Maraven Filial de Pdvsa, opera algunos ductos redes al oeste del país.

Lagoven Filial de Pdvsa, opera algunos ductos redes al oeste del país.

Pdvsa Gas Posee una participación del mercado del 86%.

Vdgas Venezolana Distribuidora de Gas Natural. Cubre las ciudades de Puerto la Cruz y Barcelona.Domegas Doméstica de Gas C.A. Cubre la región Capital.

Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Venezuela



Transporte

Distribución

Venezuela



Cerca del 90% de las reservas probadas de gas con que cuenta Venezuela son de gas asociado al petróleo, razón por la cual gran parte de la producción se reinyecta.

Solo el 30% de la producción de gas en Venezuela llega al mercado interno, el restante se utiliza en la industria petrolera o se reinyecta.


Anual

Reservas de gas natural - Tpc 166.2 170.9 170.9 1%

Producción de gas natural - Mpcd 7,109 6,958 6,868 (2%)

Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, PDVSA, B.P.


68%

20%

0.2%

12%

Reservas Probadas de Gas Natural 2008

Oriente

Occidente

Barinas

Faja del Orinoco

Usos 2006Variación

Promedio Anual 2004 - 2006

Participación

Utilización 3,536 2% 50%Reinyectado 3,035 3% 43%Arrojado 501 (2%) 7%

Otros usos 3,572 5% 50%

Transformado en productos y mermas

526 6% 7%

Combustible 992 2% 14%Vendido 2,054 7% 29%

Total 7,109 4% 100%Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.


Venezuela


Transporte

Gasoducto Longitud (Km)

Volumen Transportado

(Mpcd)Occidente 831 190

Costa Oeste 278 93Ulé - Amuay 473 97Interconexión Centro - Occidente 80

Oriente 3,173 1,683Anaco - Barquisimeto 2,246 674Anaco - Puerto Ordáz 616 503Anaco - Puerto la Cruz 311 506

Otros 27 20Estación San Joaquín - Buenavista 11La Toscana - Maturín 13 3Guario - Cadafe Anaco 3 11Entregas directas Oriente 6

Total 4,030 1,893Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.

Sistema de Transporte de Gas Natural en Venezuela - 2006

Fuente: PDVSA.

Gasoductos existentes

Gasoductos nuevos

Gasoductos en perspectivas

Fuente de gas actual

Fuente de gas futura

Colombia

Ballenas

Maracaibo

La Vela

Golfo de Venezuela

Margarita

CopaMayoca Monagas Sur

Morichal

AnacoNM

YP

Sistema de TransporteNorte Llanero

Maracay

Nuevas PlantasCompresoras

CaracasLitoral Norte Paria

ExportaciónGNL

GasoductoVenezuela - Brasil

El Piñal

Ulé

La Fría

CasiguaGuanare

Barinas

BarquisimetoYaritagua

CabrutaSincor /

Petrozuata

Puerto Ordaz

Soto

JosePLC

Rio seco

DCN/Ameriven

PD

Venezuela


Estados y ciudades con suministro de gas natural

Occidente

Centro Occidente

Centro

Oriente Norte

Oriente Sur

Gran Caracas

Zulia

Falcón

Lara Yaracuy

Carabobo

Aragua

San Juan de los Morros Altagracia

Puerto la Cruz

AnacoMaturín

Puerto Ordáz

Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.

Fuentes de gas

Barcelona

Venezuela


Consumo

Fuente: MPPEP y B.P.

Si consolidamos los sectores petroquímico, siderúrgico y cemento como industria, se alcanza en 2006, un consumo de 21,569 MMm3, con una participación del 71% del total consumo, cifra que muestra claramente cual es el principal destino del gas en este país. A diferencia de la mayoría de países latinoamericanos, en los cuales el gas natural hace parte de la matríz energética, Venezuela no ha definido la masificación del consumo del sector residencial como una de sus prioridades y solo hasta ahora comienza a vislumbrarlo como uno más de sus proyectos.


AnualIndustria 10,306 10,370 10,528 1%Siderúrgico 5,120 5,495 5,440 3%Eléctrico 4,983 4,867 5,424 4%Petroquímico 3,885 4,047 4,571 8%Cemento 1,060 1,026 1,030 (1%)Doméstico 860 846 1,038 10%Otros 2,565 2,558 2,495 (1%)

Total 28,778 29,210 30,527 3%Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.


5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


34%

18%18%

15%

15%

Consumo de Gas Natural - 2006

Industria

Siderúrgico

Eléctrico

Petroquímico

Otros

Venezuela



Región Industrial Petroquímico Doméstico y Comercial

Puerto Ordáz 30.9 29.1 N.A.Puerto La Cruz 30.9 29.1 150.6Anaco 27.9 26.0 147.5Maturín 27.9 26.0 N.A.Área Metropolitana 48.3 46.5 167.9San Juan de los Morros 48.5 46.6 N.A.Aragua 52.4 50.6 N.A.Carabobo 57.4 55.5 N.A.Lara - Yaracuy 66.6 64.7 N.A.Altagracia 34.6 32.7 N.A.Barbacoas 28.9 27.0 N.A.Zulia 46.3 45.3 165.5Falcón 56.0 55.0 N.A.

Promedio 42.8 41.1 157.9Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.

Tarifa a Usuario Final - Bs /m3 - 2006

Región Industrial Petroquímico Doméstico y Comercial

Puerto Ordáz 0.014 0.014 N.A.Puerto La Cruz 0.014 0.014 0.070Anaco 0.013 0.012 0.069Maturín 0.013 0.012 N.A.Área Metropolitana 0.022 0.022 0.078San Juan de los Morros 0.023 0.022 N.A.Aragua 0.024 0.024 N.A.Carabobo 0.027 0.026 N.A.Lara - Yaracuy 0.031 0.030 N.A.Altagracia 0.016 0.015 N.A.Barbacoas 0.013 0.013 N.A.Zulia 0.022 0.021 0.077Falcón 0.026 0.026 N.A.

Promedio 0.020 0.019 0.073Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.Nota: Tasa de cambio de Bs $2,150/US$

Tarifa a Usuario Final - US$ /m3 - 2006

Venezuela


Comparativo Mercados Emergentes


Comparativo Mercados Emergentes

(*) Cifras de 2006

9,601 14,354

16,454

29,181

3,478

26,415

5.8%6.5%

3.8%

9.4%

11.5%

4.8%

Bolivia Ecuador Chile Perú Uruguay Venezuela



2,150 5592,604 1,616 90

32,383

Bolivia Ecuador Chile Perú Uruguay Venezuela


2008

0.16

1.26

0.24

1.35

0.07

Bolivia Chile Perú Uruguay Venezuela (*)

Tarifas de Gas Natural Residencial - US$/m3

2008


Mercados Sin Desarrollo

Guatemala

El Salvador

Honduras

Nicaragua

Costa RicaPanamá

Paraguay

Costa Rica


Costa Rica Extensión geográfica (Km2) 51,100 Población (Miles de habitantes 2006) 4,196

San José



CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio -C/ US$


PIB 0.5% 1.5%IPC 10.0% 7.5%

Colones - C


501.6



Porcentaje4.8%6.5%Tasa 5.1%16.3%

400

451 625

548

733 904

1,371

1,634

2,048

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Inversión Extranjera Directa NetaMMUS$ 8.8%

7.3%

3.3%

0.5%

7.0% 7.1%5.9%

4.6%

2.9% 2.5%

1.1%

(0.5%)2006 2007 2008 2009(p)

Crecimiento PIB

Costa Rica Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 44 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón (MM toneladas) 0.1 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 8 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 178 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 4,094 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 6 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.

El Salvador


El Salvador Extensión geográfica (Km2) 21,040

Población (Miles de habitantes) 7,066

San Salvador



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio -US$/US$

2009 2010PIB 0% 0.5%IPC 1.8% 2.4%Fuente: Cepal, FMI, BP.

7.3%Dólar USA - US$

4.0%7.6%


1.0Proyección FMI

Cifras 2008

3.0%1.3%5.3%

N.D.0.9%


Porcentaje

Tasa

734 703 674

195 63

(242)

278

200

280

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


4.2%4.7%

3.0%

0.0%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

3%3%

1%

(1%)2006 2007 2008 2009(p)

Crecimiento PIB

El Salvador Países no desarrollados Países desarrollados


Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 44 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 4 2007Consumo total energía primaria (Tbtu) 131 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 3,929 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 6 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.

Guatemala


Guatemala Extensión geográfica (Km2) 108,890

Población (Miles de habitantes) 13,002

Guatemala



CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - Q/US$


PIB 1% 1.8%IPC 4.8% 5.7%


3.3%0.8%

Porcentaje

1.9%Tasa 5.1%13.3%

Quetzal - Q7.8

N.D.



10.9%

Cifras 2008

230 138

183

218 255

470531

658769

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


5.3% 5.7%

3.3%

1.0%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

2.9%2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009(p)

Crecimiento PIB

Guatemala Países no desarrollados Países desarrollados



Honduras


Honduras Extensión geográfica (Km2) 112,492 Población (Miles de habitantes) 7,639

Tegucigalpa



CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - L/US$


PIB 1.5% 1.9%IPC 9.5% 8.6%


Cifras 2008Tasa anual de variación

4.0%


Tasa 8.9%17.4%

3.8%1.7%10.9%

PorcentajeN.D.

18.9Lempira -L

375 301 269

391

553 599674

815899

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


6.3% 6.3%

3.8%

1.5%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

2.9%2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009(p)

Crecimiento PIB

Honduras Países no desarrollados Países desarrollados



Nicaragua


Nicaragua Extensión geográfica (Km2) 121,428 Población (Miles de habitantes) 5,786

Managua



CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - C$/US$

2009 2010PIB 0.5% 1.0%IPC 7.5% 7.2%


Proyección FMI


PorcentajeN.D.3.5%Tasa 6.5%13.1%


Córdoba - C$19.8

267

150

204

201

250 241 287

382 400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


3.9% 3.8%3.0%

0.5%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

2.9%2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009(p)

Crecimiento PIB

Nicaragua Países no desarrollados Países desarrollados



Panamá


Panamá Extensión geográfica (Km2) 75,517 Población (Miles de habitantes) 3,310

Ciudad de Panamá



CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - US$/US$


PIB 3.0% 4.0%IPC 3.7% 2.8%


1


Tasa anual de variación9.2%7.5%

Cifras 2008

7.7%Porcentaje

6.5%7.8%Tasa 3.6%8.2%5.2%

Dólar USA - US$

624 467

99

818 1,019

918

2,498

1,907

1,800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


8.5%

11.5%

9.2%

3.0%

7.0% 7.1%5.9%

4.6%

2.9% 2.5%1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009(p)

Crecimiento PIB

Panamá Países no desarrollados Países desarrollados



Paraguay


Paraguay Extensión geográfica (Km2) 406,752 Población (Miles de habitantes) 6,831

La Asunción



CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - G/US$


PIB 0.5% 1.5%IPC 4.7% 5.6%


13.6%

Tasa 1.3%

Guaraní - G4,870.0

N.D.


Porcentaje


5.8%

98 78

12 22 32

47

156

194 209

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008


4.3%

6.8%

5.0%

0.5%

7.0% 7.1%

5.9%

4.6%

2.9%2.5%

1.1%

(1%)2006 2007 2008 2009 (p)

Crecimiento PIB

Paraguay Países no desarrollados Países desarrollados



Comparativo Mercados sin Desarrollo


Comparativo Mercados sin Desarrollo

7,066 7,066

13,002

7,639

5,786

3,310

6,1003.3% 3.0% 3.3%

3.8%3.0%

9.2%

5.0%





178131

202

127.071

226

426



Consumo Energía Primaria - 2006Consumo total- Tbtu

4,094 3,929 4,073 5,182 5,5188,701

29,159



Intensidad Energética - 2006Btu/ US$ 2000


Gas Natural en Colombia Exploración

Antes de la creación de la ANH en 2003, la actividad de exploración era realizada por Ecopetrol, ya fuera directamente o mediante contratos de asociación. Con la llegada de la ANH, surgieron las modalidades de contratos de exploración y producción o E&P y los contratos de evaluación técnica o TEA’S. Con los 59 contratos exploratorios firmados en el transcurso de 2008, la ANH logró superar las metas establecidas por el Gobierno Nacional en

el Plan Nacional de Desarrollo 2006 – 2010, que se fijó en 120 contratos exploratorios en los 4 años, al llegar a un acumulado de 125. De igual manera, se cumplieron las metas del cuatrienio establecidas en este Plan Nacional de Desarrollo en lo concerniente a sísmica equivalente 2D y pozos A3, en el primer ítem se llegó a 44,322 Km contra 32,000 Km presupuestados y en el segundo se perforaron 185 pozos y se habían presupuestado 160.

Las multinacionales con las que la ANH logró firmar contratos de exploración y producción por primera vez en el transcurso de 2008 fueron: Hunt Oil, Shona Energy Colombia, Korea National Oil Corporation - KNOC, la petrolera argentina Pluspetrol y la surcoreana S.K Energy.

En 2008, por concepto de propuestas recibidas de contratación directa y que efectivamente se firmaron en ese año, fueron adjudicadas cerca de 3,200,000 ha. El promedio de inversión por hectárea en un contrato E&P fue de US$56/ha, y en los TEA´S 3.10 US$/ha.


Pozos A3 (*) 70 96 37%Sísmica - Kms equivalentes 9,970 16,286 63%

Contratos Contratos firmados 54 59 9%Contratos vigentes 158 194 23%

Fuente: Ecopetrol, Universidad Nacional, ANH.(*) Pozo perforado en un área inexplorada.


151

19

Entrada en Vigencia ANH

Contratos E&PContratos TEA'S

11

13

Antes de ANH

Ecopetrol directoContratos de asociación

Contratos Vigentes - 2008

Tipo de ContratoEmpresas

Establecidas con Anterioridad

Empresas Internacionales

NuevasTotal

Exploración y producción (E&P) 21 1 22

Evaluaciones técnicas (TEA´S) 8 4 12Total 29 5 34

Fuente: ANH.

Empresas Participantes 2008

Exploración


Bajo la modalidad contractual anterior en la cual Ecopetrol actúa directamente, la ANH reporta que para 2008 esta empresa realizó una inversión cercana a los US$16 millones, mientras que en los contratos de asociación, la inversión de Ecopetrol alcanzó los US$85 millones, cifras representadas en adquisición de sísmica y perforación de pozos exploratorios (A3).

Para el año 2007, el porcentaje de éxito obtenido en las perforaciones realizadas fue del 41%. Si en 2008 con el fin de realizar un cálculo parcial, se excluyen los 16 pozos que a la fecha de este reporte aún se encuentran en prueba, el porcentaje de éxito se mantiene en el 41%.

Según la ANH, durante 2008 la actividad exploratoria desarrollada condujo a una inversión cercana a los US$400 millones, representada en adquisición e interpretación de sísmica, perforación de pozos exploratorios (A3), perforación de pozos estratigráficos y estudios geológicos en los diferentes bloques contratados.


ANH - E&P 43 64 49%

Ecopetrol 4 11 175%

Asociados 23 21 (9%)Total 70 96 37%

Fuente: ANH.

Origen Contractual de los Pozos A3

2933

0

16

4147

2007 2008

Pozos Perforados

Productor En prueba Abandonados

Productores En Prueba Abandonados TotalANH - E&P 19 14 31 64Ecopetrol 5 0 6 11Asociados 9 2 10 21

Total 33 16 47 96Fuente: ANH.

Número de Pozos

Resultados de Exploración en Pozos A3 - 2008

67%

11%

22%

Pozos A3

ANH - E&P

Ecopetrol

Asociados

Reservas


Reservas

El incremento del 3% en las reservas de gas natural en el último año, se basa en el aumento de las reservas en las cuencas con escasa participación en el total, específicamente la de Catatumbo, en la que se declararon comerciables las reservas del campo Gibraltar por 426 Gpc. Los campos de Chuchupa – Ballena y Cusiana – Cupiagua, poseen la mayoría de las reservas de gas natural en el país, entre los dos alcanzan un 79% del total de las reservas de Colombia.

Cuencas 2007 2008 Variación Periodo

Llanos Orientales 3,058 3,015 (1%)

La Guajira 2,793 2,634 (6%)

144 85 (41%)

6 11 97%

Otros 175 639 266%

Gpc 6,176 6,385Tpc 6.2 6.4

Fuente: Ecopetrol.

Reservas de Gas Natural - Gpc

Total

Valle Medio del Magdalena

Valle Superior del Magdalena

3%

3,0582,793

325

3,0152,634

735

Llanos Orientales La Guajira Otros

Reservas de Gas Natural en Colombia Gpc

2007 2008

41%

38%

9%7%

3%2%

Reservas de Gas Natural por Campo2008

Chuchupa - Ballena

Cusiana - Cupiagua

Pauto

La Creciente

Gibraltar

Otros

Producción y Suministro


Producción y Suministro

La producción de gas natural en Colombia disminuyó en el año 2008 un 1% con respecto al año anterior; sin embargo, la producción en La Guajira y en el Valle Inferior del Magdalena crecieron un 24% y 512% respectivamente. Cusiana y Cupiagua mantienen el liderazgo en la producción de gas natural en Colombia, con una participación del 72% de la producción del país. En la producción de estos campos se incluye la reinyección de gas natural utilizado en la industria petrolera.

Cuenca 2007 2008 Variación Periodo

977 913 (7%)La Guajira 168 208 24%

45 55 22%Medio 25 24 (3%)Superior 18 18 (4%)Inferior 2 14 512%

Putumayo 7 5 (34%)

Catatumbo 2 1 (45%)Gpc 1,200 1,182

Mpcd 3,287 3,239Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía.

Producción Fiscalizada - Gpc

(1%)Total

Valle del Magdalena

Llanos Orientales

77%

18%

5% 0.5%Producción 2008

Cuencas

Llanos Orientales

La Guajira

Valle del Magdalena

Otros

72%

18%

4%1% 5%

Campos

Cusiana - Cupiagua

Chuchupa - Ballena

Pauto - Floreña

La Creciente

Otros

Suministro de Gas Natural


La Guajira y Cusiana siguen siendo los campos más importantes del país, juntos tienen una participación del 87%; sin embargo, Cusiana disminuyó un 2% con respecto al año anterior. El incremento presentado en el suministro de gas natural para el año 2008, se presenta básicamente por el aumento del suministro en La Guajira y la inclusión del campo La Creciente con 34 Mpcd.

Campo 2007 2008 Variación Periodo

La Guajira 459 569 24%

Cusiana 197 194 (2%)

0 34 100%15 21 40%

52 18 (65%)

Otros 22 38 74%

Mpcd 745 874Gpc 272 319

Fuente: UPME.

Suministro de Gas Natural - Mpcd

17%Total

Pauto - Floreña

Payoa - Salinas

La Creciente

65%

22%

4%3%

2% 4%

Suministro de Gas Natural - 2008

La Guajira

Cusiana

La Creciente

Pauto - Floreña

Payoa - Salinas

Otros

3,287 3,239

745 874

2007 2008

Producción y Suministro de Gas Natural - Mpcd

Producción Suministro

Factor R/P


El factor R/P en Colombia disminuyó para el año 2008, en 2.7 años dado el crecimiento de la producción. A la fecha de cierre de este informe, el Ministerio de Minas y Energía no había publicado las reservas de referencia a 31 de diciembre de 2008, por lo cual no se presenta el factor R/P de referencia actualizado de acuerdo con los parámetros gubernamentales.


Tpc 6.2 6.4 3%Gpc 6,176 6,385 3%Gpc 272 319 17%Mpcd 745 874 17%

Factor R/P - Años 22.7 20.0 (12%)Fuente: Ecopetrol, UPME.Nota: La cifra de producción no incluye el gas reinyectado.

Factor R/P - Reservas Totales

Reservas

Producción

22.7

20.0

2007 2008

Factor R/P - Años

Concepto 2006 2007Reservas de

referencia (Gpc) a 31 de diciembre

4,342 3,881

2007 2008Producción de

referencia (Gpc/año)

382 399

Marzo 31 2007

Mayo 31 2008

Factor R/P (Años) 11.4 9.7

Fuente: Minminas.

Factor R/P de Referencia



Transporte

Promigas reportó la construcción de nuevos gasoductos en el transcurso de 2008, un total de 87 Km representados en tres gasoductos: La Creciente, Piñalito - Bremen y Barú, éste último aunque fue construido en 2006, se reportó únicamente en 2008 cuando Promigas lo compró a Surtigas; su anterior dueño.

En el sistema nacional, se encuentran en curso a través de Transoriente, la construcción del gasoducto Gibraltar - Bucaramanga de 160 Km, que permitiría transportar 40 Mpcd, y una adición de 40 Km al ramal a Oriente de Transmetano, con lo que se atendería los municipios de Rionegro, Marinilla, Santuario y Guarne.

Transportador 2007 2008 Variación Periodo

Coinobras 18 18 0%Progasur 62 62 0%Promigas 2,101 2,188 4%TGI 4,205 4,205 0%Transcogas 126 126 0%Transgastol 51 51 0%Transmetano 155 155 0%Transoccidente 11 11 0%Transoriente 158 158 0%

Total 6,887 6,973 1%Fuente: Resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.

Red de Gasoductos - Kms

Transportador 2007 2008 Variación Periodo

Interior del País 546 568 4%Coinobras 4 3 (14%)Progasur 1.6 2.1 32%TGI 364 371 2%Transcogas 90 99 10%Transgastol 6 8 29%Transmetano 35 35 1%Transoccidente 33 36 8%Transoriente 12 13 11%

Costa Caribe 304 294 (3%)Promigas 304 294 (3%)

Total 850 862 1%Fuente: CREG, UPME, Promigas.Nota: TGI entrega gas a otras transportadoras.

Gas Transportado por Operador - Mpcd

43%

34%23%

Gas Transportado por Operador 2008

TGI

Promigas

Otros



Infraestructura de Transporte de Gas Natural

TGI

Transmetano

Transoriente

TGI

TGI

TransoccidenteProgasur

Transgastol

TGI

Coinobras

Promigas

Tanscogas

Gasoductos actuales

Gasoductos en construcción

Cobertura


Cobertura

A diciembre de 2008, el número de poblaciones que cuentan con el servicio de gas natural en Colombia ascienden a 471, 49 más que en 2007, para un crecimiento del 12%. Estas localidades son atendidas por 30 empresas distribuidoras, una menos que en 2007, como resultado de la fusión entre Gases de Occidente y Gases del Norte del Valle.

Según proyecciones conservadoras de la UPME realizadas para el estudio Balance Probabilístico de Gas Natural 2008 - 2020, se aspira tener a finales de 2020; 6,167,000 usuarios, proyectando un crecimiento promedio anual del 2.9%. Otros escenarios de la UPME pronostican 6,920,000 usuarios para la misma fecha.


Empresas distribuidoras 31 30 (3%)Poblaciones atendidas 422 471 12%Población potencial 6,284,817 6,975,120 11%Residencial anillados 5,630,266 6,388,803 13%

Usuarios conectados 4,611,866 5,015,381 9%

Residenciales 4,535,094 4,930,723 9%

Estrato 1,2 y 3 3,846,566 4,183,435 9%Estrato 4,5 y 6 688,528 747,288 9%

Comerciales 73,747 81,497 11%Industriales 3,025 3,161 4%

Cobertura residencialPotencial 90% 92%Efectiva 72% 71%

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

Cobertura Gas Natural


Costa Caribe 1,088,433 1,140,977 5%

Costa Pacífica 573,924 626,582 9%

Eje Cafetero 241,909 276,027 14%

Zona Central 2,371,832 2,622,109 11%

Zona Oriental 335,768 349,686 4%

Total 4,611,866 5,015,381 9%Fuente: Ministerio de Minas y Energía.


23%

12%

6%52%

7%

Usuarios de Gas Natural ‐ 2008

Costa Caribe

Costa Pacíf ica

Eje Cafetero

Zona Central

Zona Oriental

Cobertura


El mayor crecimiento en usuarios conectados, durante 2008, se presentó en el departamento de Antioquia, con 98,281 nuevas conexiones, 57% de estas en Medellín. Con las cuales Antioquia, que hasta ahora alcanza una cobertura efectiva del 44%, pasa a ocupar el tercer lugar entre los departamentos con más usuarios, desplazando al Atlántico.

Se destaca la llegada del gas natural a varios municipios del departamento del Cauca, a través del denominado “gasoducto virtual”, en el cual el gas se comprime en módulos especiales para su posterior transporte en camiones hasta las estaciones ubicadas en cada municipio. Este proyecto fue liderado por Gases de Occidente.

Departamento 2007 2008 Variación Periodo

Bogotá D.C. 1,373,794 1,449,089 5%

Valle 573,924 620,336 8%

Antioquia 340,851 439,132 29%

Atlántico 395,538 410,562 4%

Santander 269,808 282,540 5%

Bolívar 222,878 232,540 4%

Cundinamarca 189,908 216,348 14%

Tolima 151,885 158,994 5%

Huila 114,461 131,604 15%

Magdalena 118,537 125,459 6%

Córdoba 114,383 120,363 5%

Meta 98,892 107,807 9%

Cesar 95,783 103,484 8%

Otros 551,224 617,123 12%Total 4,611,866 5,015,381 9%

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.


47%

19%

13%

12%

9%

Usuarios de Gas Natural 2007

Bogotá D.C.

Valle

Atlántico

Antioquia

Santander

45%

19%

13%

14%

9%

Usuarios de Gas Natural 2008

Bogotá D.C.

Valle

Atlántico

Antioquia

Santander

Cobertura


Cobertura efectiva de gas natural 2008

Guajira

Magdalena

Cesar

Norte de Santander

Santander

Boyacá Casanare

Meta

Antioquia

Tolima

Cauca

Atlántico

Bolívar

Sucre

Córdoba

Caldas

Risaralda

Quindío

Valle del Cauca

Cundinamarca

Huila

Coberturas mayores de 75%.

Coberturas menores de 75%.

0% de coberturas

Fuente: Minminas.

Cobertura


Durante el año 2008, ingresaron un poco más de 395,000 usuarios residenciales, de los cuales 337,000, es decir el 85%, pertenecen a los estratos 1, 2 y 3. Este porcentaje es similar al de participación de estos estratos del acumulado a diciembre de 2008.

Gas Natural y EPM, con ventas en 2008 cercanas a las 85,000 conexiones residenciales, fueron las distribuidoras de mayor crecimiento en términos absolutos en lo que a nuevos usuarios se refiere en el país.

Empresa 2007 2008 Variación Periodo

Alcanos de Colombia 308,638 337,798 9%E.P.M 332,183 417,545 26%Gas Natural 1,452,587 1,537,382 6%Gases de La Guajira 57,534 61,169 6%Gases de Barrancabermeja 41,295 42,227 2%Gases de Occidente 573,924 620,336 8%Gases del Caribe 569,353 594,133 4%Gasoriente 171,212 176,033 3%Gases del Oriente 65,960 67,146 2%Gas Natural Cundiboyacense 149,829 168,525 12%Gas Natural del Cesar 39,015 43,433 11%Gas Natural del Centro 73,208 82,334 12%Gases del Quindio 65,178 76,082 17%Gas del Risaralda 91,717 104,870 14%Llanogas 97,264 102,292 5%Metrogas 56,295 59,605 6%Surtigas 426,190 446,497 5%Otras distribuidoras 40,484 77,974 93%



Estrato 2007 2008 Variación Periodo

Estrato 1 745,265 828,806 11%

Estrato 2 1,699,239 1,868,275 10%

Estrato 3 1,402,062 1,486,354 6%

Estrato 4 405,458 442,758 9%

Estrato 5 172,541 185,166 7%

Estrato 6 110,529 119,364 8%


Usuarios Residenciales

17%

38%

30%

9%4% 2%

Usuarios Residenciales de Gas Natural2008

Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

Consumo


Consumo

El consumo de gas natural en el país, durante 2008, presentó una disminución de 8 Mpcd con respecto a 2007, siendo el sector eléctrico, con una disminución de 23 Mpcd, el que más se redujo. Lo anterior como consecuencia del fuerte invierno del último año, que favoreció la generación de energía con base en la capacidad instalada de las hidroeléctricas.

Sector 2007 2008 Variación Periodo

Costa Caribe 304 294 (3%)Eléctrico 127 120 (6%)Otros sectores 177 174 (2%)

Industria y comercio 117 113 (4%)Residencial 18 20 12%Petroquímico 10 10 0%Ecopetrol 14 13 (7%)GNV 18 18 0%

Interior del País 427 429 0.5%Eléctrico 30 14 (53%)Otros sectores 397 415 5%

Industria y comercio 173 188 9%Residencial 81 86 6%Petroquímico 3 2 (33%)Ecopetrol 84 79 (6%)GNV 56 60 7%

Mpcd 731 723

MMm3 7,555 7,473Fuente: UPME.

Consumo Nacional de Gas Natural - Mpcd

(1%)Total

18%

41%

15%

13%

11%2%

Consumo Nacional de Gas Natural 2008

Eléctrico

Industria y comercio

Residencial

Ecopetrol

GNV

Petroquímico

Consumo


Vale recordar que del año 2005 en adelante, para que un usuario pueda contratar como no regulado debe consumir más de 100,000 Pcd, son estos grandes consumidores, incluidas las térmicas, los que disminuyeron su consumo en 20 Mpcd en 2008.

Mpcd MMm3 Mpcd MMm3

Regulado 158 1,629 170 1,759 8%Residencial 99 1,019 106 1,095 7%No Residencial 59 610 64 665 9%

No Regulado 573 5,926 553 5,713 (4%)Total 731 7,555 723 7,473 (1%)

Fuente: CREG, SUI.

Consumo Nacional de Gas Natural

2007 Variación Periodo

2008Mercado

24%

76%

Consumo Nacional - 2008

Regulado

No regulado


Alcanos de Colombia 85 93 9%EPM 116 140 20%Gas Natural 592 623 5%Gases del Caribe 216 219 1%Gases de La Guajira 15 17 15%Gases de Occidente 148 162 9%Gases de Barrancabermeja 11 12 6%Gas Natural Cundiboyacense 79 93 18%Gas Natural del Centro 28 32 12%Gases del Oriente 15 14 (6%)Gases del Quindío 16 19 16%Gas del Risaralda 30 34 14%Gasoriente 70 69 (2%)Gasnacer 9 10 19%Llanogas 26 26 2%Metrogas 17 18 1%Surtigas 143 164 14%Otras distribuidoras 12 16 31%

Total 1,629 1,759 8%Residencial 1,019 1,095 7%

No Residencial 610 665 9%Fuente: CREG, SUI.

Consumo Nacional de Gas Natural en el Mercado Regulado - MMm3

Consumo


La Zona Central, que incluye entre otras a las ciudades de Bogotá y Medellín, seguida de la Costa Caribe (incluye 7 departamentos), siguen siendo las regiones del país con el mayor consumo de gas natural, situación que ha mantenido el mismo comportamiento durante los últimos nueve años.

Continúa la tendencia decreciente del consumo medio residencial en el país, en los últimos 8 años este promedio ha disminuido 4 m3. La mayor eficiencia de los nuevos gasodomésticos y los cambios en los hábitos alimenticios de los colombianos, figuran entre las principales causas de dicha disminución.


Costa Caribe 383 409 7%Región Pacífica 148 162 10%Eje Cafetero 77 87 14%Zona Central 908 989 9%Zona Oriental 113 112 (1%)

Total 1,629 1,759 8%Fuente: CREG, SUI.

Consumo Nacional de Gas Natural en el Mercado Regulado - MMm3

23%

9%

5%56%

7%

Consumo Mercado Regulado - 2008

Costa Caribe

Región Pacíf ica

Eje Cafetero

Zona Central

Zona Oriental

Mercado 2007 2008 Variación Periodo

Residencial 19.1 18.9 (1%)No Residencial 700.7 727.1 4%

Fuente: CREG, SUI.

Consumo Medio - m3 / Usuario - mes

23.0 22.3 21.9 20.9 20.2 19.5 19.0 19.1 18.9

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Consumo Residencial - m3/usuario - mes




Bogotá D.C., con un poco más de 12,000 conversiones de GNV en el transcurso de 2008, lideró el crecimiento de conversiones en el país. De un total de 45,580 vehículos convertidos a GNV, el 26% se dieron en la capital del país. En contraste, los menores crecimientos en términos porcentuales en conversiones estuvieron en las ciudades de la Costa Caribe, como consecuencia de la madurez alcanzada por estos mercados.

En el primer semestre de 2009, con el propósito de incentivar las conversiones a GNV en la Costa Caribe, se puso en marcha una iniciativa de Ecopetrol, Chevron, Promigas, Gases del Caribe y Surtigas, en asocio con cerca de 50 talleres certificados, que consiste en suministrar bonos de hasta 1.5 millones de pesos a los propietarios de vehículos interesados en convertirse a GNV. Se estima suministrar unos 10,500 subsidios que suman cerca de 14,000 $MM de pesos.

Ciudad 2007 2008 Variación Periodo

Armenia 3,899 4,600 18%Barranquilla 25,826 28,880 12%Bogotá 83,479 95,651 15%Bucaramanga 11,868 14,459 22%Cali 27,780 34,052 23%Cartagena 10,750 12,789 19%Ibagué 4,933 6,194 26%Medellín 22,635 28,918 28%Montería 3,335 4,329 30%Neiva 1,785 2,644 48%Pereira 6,367 8,220 29%Santa Marta 5,547 6,446 16%Sincelejo 2,155 2,637 22%Villavicencio 7,041 8,294 18%Otras ciudades 17,658 22,525 28%

Total 235,058 280,638 19%Fuente: Minminas, Gazel.

Vehículos con GNV

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

Bogotá Cali Medellín Barranquilla Resto país

Vehículos con GNV

2007 2008

34%

12%11%

10%

33%

Vehículos con GNV ‐ 2008

Bogotá

Cali

Medellín

Barranquilla

Resto país



Con un crecimiento en las conversiones del 19%, se esperarían cifras similares en el crecimiento del consumo del GNV del país; sin embargo, este solo alcanzó un 8%. Fenómenos sociales como el mototaxismo, huelgas de transportadores, construcción de los sistemas de transporte masivo y medidas restrictivas como el pico y placa y días sin carro, han incidido significativamente en el menor crecimiento del consumo de GNV.

Cartagena, es la única ciudad del país con decrecimiento del consumo de GNV, producto no solamente de las razones expuestas anteriormente, sino también debido a la chatarrización y la entrada de vehículos con consumos más eficientes. Medellín, Bucaramanga y Barranquilla, fueron las ciudades que crecieron por debajo del promedio de crecimiento nacional del 8%. Caso contrario el de ciudades como Pereira e Ibagué con crecimientos del 23% y 18% respectivamente.


Armenia 14 16 13%Barranquilla 95 98 4%Bogotá 195 218 11%Bucaramanga 39 40 3%Cali 81 87 8%Cartagena 46 44 (5%)Ibagué 19 22 18%Medellín 65 67 2%Montería 9 10 12%Neiva 11 13 12%Pereira 18 22 23%Santa Marta 22 24 8%Sincelejo 9 10 14%Villavicencio 28 31 11%Otras ciudades 45 53 19%Ajuste cifras UPME 69 51 (26%)

Total 765 806 5%Fuente: Gazel, UPME.

Consumo de GNV en Colombia - MMm3

0

50

100

150

200

250

300

350

Bogotá Barranquilla Cali Medellín Cartagena Resto país

Consumo de GNV ‐MMm3

2007 2008

27%

12%

11%8%6%

36%

Consumo de GNV - 2008

Bogotá

Barranquilla

Cali

Medellín

Cartagena

Resto país



Bogotá con 29 nuevas EDS construidas en el transcurso del año 2008 y con una participación del 38% del total de estaciones de servicio de GNV del país, es la ciudad líder en EDS al servicio de sus usuarios.

Cali, que en lo corrido de 2008 acumuló 23 nuevas EDS, alcanzó a diciembre del mismo año un total de 70 estaciones de servicio de GNV, cifra con la cual pasó a ocupar el segundo puesto a nivel país, desplazando a Barranquilla al tercer lugar con 62 EDS.


Armenia 6 8 33%Barranquilla 52 62 19%Bogotá 104 133 28%Bucaramanga 14 16 14%Cali 47 70 49%Cartagena 21 21 0%Ibagué 14 15 7%Medellín 39 48 23%Montería 4 7 75%Neiva 8 9 13%Pereira 12 20 67%Santa Marta 14 17 21%Sincelejo 4 5 25%Villavicencio 10 15 50%Otras ciudades 45 61 36%

Total 394 507 29%Fuente: Gazel.

Estaciones de Servicio de GNV

52 62

104

133

4770

39 48

152

194

2007 2008


Barranquilla Bogotá Cali Medellín Resto País

26%

14%

12%10%

38%

Estaciones de Servicio de GNV 2008

Bogotá

Cali

Barranquilla

Medellín

Resto país



Gazel, que construyó 34 nuevas estaciones de servicio de GNV en todo el territorio nacional durante 2008, alcanzando una participación del 37% del total de EDS en el país, es la empresa que lidera el sector del GNV en Colombia.

A diciembre de 2008, solo Bogotá con un índice de 719 vehículos/estación supera el estándar óptimo de 700 vehículos/estación establecido por el Ministerio de Minas y Energía. Este hecho muestra una necesidad de construcción de nuevas EDS en la capital.

Barranquilla y Cali, con índices de vehículos/estación por debajo de 500, son ciudades que empiezan a mostrar señales de de saturación del mercado de estaciones de servicio.


Gazel 154 188 22%Independientes 82 107 30%Gas Natural 28 39 39%Energy Gas 15 27 80%Punto Gas 17 19 12%Otras 98 127 30%

Total 394 507 29%Fuente: Gazel.


37%

21%8%

5%

4%

25%


Gazel

Independientes

Gas Natural

Energy Gas

Punto Gas

Otras

597

700803

497591 580

Promedio Minminas Bogotá Barranquilla Cali Medellín

Vehículos Convertidos / Estaciones - 2007

554

700 719

466 486

602

Promedio Minminas Bogotá Barranquilla Cali Medellín

Vehículos Convertidos / Estaciones - 2008



Aun cuando se dieron un poco más de 45,000 conversiones en 2008, para un crecimiento del 19% con respecto a 2007, en 10 ciudades se disminuyó el número de talleres de conversión a GNV. En todo el país se cerraron 52 talleres en 2008, el 50% de estos unicamente en Bogotá.

Medellín, Sincelejo, Neiva e Ibagué, fueron las ciudades del país en las que no disminuyó el número de talleres de conversiones a GNV en el transcurso de 2008, incluso Ibagué y Neiva incorporaron talleres en este periodo.


Armenia 7 6 (14%)Barranquilla 18 15 (17%)Bogotá 105 79 (25%)Bucaramanga 13 11 (15%)Cali 33 27 (18%)Cartagena 13 11 (15%)Ibagué 10 11 10%Medellín 25 25 0%Montería 8 6 (25%)Neiva 7 9 29%Pereira 13 9 (31%)Santa Marta 4 3 (25%)Sincelejo 4 4 0%Villavicencio 13 12 (8%)Otras ciudades 70 63 (10%)

Total 343 291 (15%)Fuente: Gazel.

Talleres de Conversión de GNV

020406080

100120140160180

Bogotá Barranquilla Cali Medellín Otras ciudades

Talleres de Conversión a GNV

2007 2008

27%

9%

9%5%

50%

Talleres de Conversión - 2008

Bogotá

Cali

Medellín

Barranquilla

Otras ciudades

Precios y Tarifas


Precios y Tarifas Gas en boca de pozo

Para el segundo semestre de 2008, el precio del gas de Guajira presentó un incremento del 34% con respecto al primer semestre del año, siendo este el precio más alto desde los últimos 8 años. Estos incrementos se dieron principalmente por el aumento del fuel oil en el periodo agosto de 2007 a agosto de 2008, dado que es el índice de referencia para el cálculo del precio de gas en boca de pozo. Los precios del gas de La Guajira presentaron una importante disminución del 50% durante el primer semestre del 2009, generado por la disminución del precio internacional del fuel oil.

Campo / Periodo 2007 2008 Variación Periodo

2009

La Guajira Res MME 039/75Periodo I 2.4 3.7 57% 3.3Periodo II 2.8 5.0 80%

Tierra firme Res MME 061/83Periodo I 2.8 4.0 44% 4.5Periodo II 2.9 5.2 80%

Costa afuera Res MME 061/83Periodo I 3.1 4.4 44% 5.0Periodo II 3.2 5.8 80%

Fuente: CREG.

Precios Máximos de Gas Natural en Boca de pozo - US$/Mbtu

1.62.1

2.7 2.82.4

2.83.7

5.03.3

0.5

1.5

2.5

3.5

4.5

5.5

I -20

05

II -2

005

I -20

06

II -2

006

I -20

07

II -2

007

I -20

08

II -2

008

I -20

09

Precio Gas Natural Boca de Pozo US$/Mbtu

La Guajira Tierra Firme Costa afuera

0.70.9

1.1 1.2

1.01.2

1.6

2.1

1.4

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

I -20

05

II -2

005

I -20

06

II -2

006

I -20

07

II -2

007

I -20

08

II -2

008

I -20

09

Precio Fuel Oil US$/Galón

Precios y Tarifas


Componentes Tarifarios Suministro

El componente de suministro se ve afectado por el comportamiento de la TRM y del fuel oil. El incremento del componente de suministro durante el año 2008, se debe principalmente al incremento en el precio del fuel oil.

Empresa Dic-07 Dic-08 Variación Periodo

Alcanos de Colombia 219 345 58%EPM 190 392 106%Gas Natural 184 304 65%Gas Natural Cundiboyacense 180 192 7%Gas Natural del Centro 142 152 7%Gases de Barrancabermeja 216 271 26%Gases de La Guajira 201 420 109%Gases de Occidente 147 216 47%Gases del Caribe 201 424 111%Gas del Risaralda 149 170 14%Gases del Quindío 145 165 14%Gases del Oriente 471 720 53%Gasnacer 201 409 103%Gasoriente 242 552 128%Llanogas 131 147 12%Metrogas 471 723 54%Surtigas 201 420 109%

Promedio 217 354 63%Fuente: SSPD.

Componente de Suministro en Tarifa a Usuario Final - $/m3

(5.4%)

80%

63%

TRM Promedio Fuel Oil Componente de suministro

Componente de Suministro - 2008Variación del Periodo

Precios y Tarifas


Transporte

El componente de transporte se ve afectado por el comportamiento de la TRM, del IPC, del PPI y del volumen transportado. La tendencia a la baja de la TRM presentada durante 2008, se refleja directamente en la disminución del componente de transporte.


Alcanos de Colombia 203 176 (13%)EPM 182 205 12%Gas Natural 113 153 36%Gas Natural Cundiboyacense 108 107 (1%)Gas Natural del Centro 125 139 11%Gases de Barrancabermeja 11 19 64%Gases de La Guajira 50 57 13%Gases de Occidente 197 196 (0.5%)Gases del Caribe 62 84 34%Gas del Risaralda 142 146 3%Gases del Quindío 161 156 (3%)Gases del Oriente N.A. N.A. N.A.Gasnacer 90 99 10%Gasoriente 203 119 (41%)Llanogas 121 127 5%Metrogas 235 129 (45%)Surtigas 74 93 26%

Promedio 130 125 (4%)Fuente: SSPD.

Componente de Transporte en Tarifa a Usuario Final - $/m3

(5.4%)

4%

7.7%

(4%)

TRM promedio

PPI IPC Componente de transporte

Componente de Transporte - 2008Variación del Periodo

Precios y Tarifas


Distribución

Las tarifas de distribución de gas natural son ajustadas con base en la actualización del IPP. Como muestra la gráfica, este cargo presentó un incremento del 10% para el año 2008, situación que se soporta con la variación que tuvo el IPP del 9% con respecto al año anterior.




Cargo de Distribución Dt o Dm - $/m3

1%

5%

9%10%

IPP Cargo de distribución

Cargo por DistribuciónVariación del Periodo

2007 2008

Precios y Tarifas


Comercialización

El margen de comercialización, el cual es actualizado con base en el IPC, presentó un incremento en el cargo promedio del año 2008 del 6%, situación distinta a la ocurrida en 2007, el cual disminuyó un 3% como consecuencia de cambios en la norma regulatoria.




Cargo de Comercialización St o Cm - $/m3

5.7%

(3%)

7.7%6%

IPC Cargo decomercialización

Margen de ComercializaciónVariación del Periodo

2007 2008

Precios y Tarifas


Resumen componentes

La tarifa a usuario final presentó durante el periodo 2007 - 2008, un crecimiento global promedio del 28%, solo dos distribuidoras mostraron disminución en la misma. Al observar el comportamiento de los componentes de la tarifa en los años 2007 y 2008, se destaca el incremento en la participación del componente de suministro, el cual durante 2008, es el más significativo.

Tarifa Tarifa Variación2007 Suministro (*) Transporte (*) Distribución Comercialización Kst 2008 Periodo

Alcanos de Colombia 812 345 176 353 54 (66) 862 6%EPM 650 392 205 194 124 0 915 41%Gas Natural 686 304 153 329 123 0 909 32%Gas Natural Cundiboyacense 408 192 107 102 9 (9) 401 (2%)Gas Natural del Centro 520 152 139 249 9 (7) 541 4%Gases de Barrancabermeja 661 271 19 417 57 0 763 15%Gases de La Guajira 683 420 57 382 100 0 958 40%Gases de Occidente 622 216 196 251 66 (6) 723 16%Gases del Caribe 571 424 84 316 152 0 975 71%Gas del Risaralda 541 170 146 231 9 (6) 550 2%Gases del Quindío 654 165 156 352 9 (36) 645 (1%)Gases del Oriente 1,007 720 N.A. 480 103 0 1,304 29%Gasnacer 740 409 99 400 123 0 1,031 39%Gasoriente 773 552 119 298 86 0 1,055 36%Llanogas 601 147 127 325 84 0 682 14%Metrogas 782 723 129 276 72 0 1,200 54%Surtigas 697 420 93 409 111 0 1,034 48%

Promedio 671 354 125 315 76 (8) 863 29%Fuente: SSPD.(*) Pesos equivalentes ya que la denominación base está en US$/Kpc.

Empresa2008

Componentes Tarifarios de las Empresas Distribuidoras de Gas Natural - $/m3

31%

18%11%

40%

Componentes Tarifarios - 2007

Suministro

Transporte

Comercialización

Distribución

40%

14%9%

37%

Componentes Tarifarios - 2008

Suministro

Transporte

Comercialización

Distribución

Precios y Tarifas


Tarifa a Usuario Final Sector residencial

Precios y Tarifas


El comercio y la industria

Precios y Tarifas



Los precios de GNV para el año 2008 oscilan entre $1,213 /m3 y $1,340/m3, siendo Armenia la ciudad con el precio promedio más alto y Bucaramanga la del precio más bajo. El precio del GNV en Colombia en los últimos ocho años se incrementó en $763/m3 , lo que representa un crecimiento promedio anual del 12%.


Armenia 1,105 1,340 21%Barranquilla 1,004 1,308 30%Bogotá 1,140 1,291 13%Bucaramanga 1,020 1,213 19%Cali 1,094 1,331 22%Cartagena 1,011 1,312 30%Ibagué 1,028 1,265 23%Medellín 1,102 1,249 13%Monteria 1,009 1,323 31%Neiva 1,048 1,276 22%Pereira 1,091 1,317 21%Santa Marta 1,009 1,314 30%Sincelejo 1,009 1,323 31%

Promedio 1,051 1,297 23%Fuente: Gazel.

Precios de Gas Natural Vehicular a Usuario Final- $/m3

534 565 604671 763 829 919

1,051

1,297

0200400600800

1,0001,2001,400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Promedio Histórico Precio GNV$/m3

Precios y Tarifas


Subsidios y Contribuciones

El balance anual entre subsidios y contribuciones continúa siendo deficitario y con una tendencia a la alza, situación que se ha venido presentando desde el año 2004. Entre los años 2007 y 2008, se ha recurrido al Presupuesto General de la Nación (PGN) para cubrir este déficit, en 2008 la nación giró por este concepto 51,910 $MM, para un acumulado en los dos últimos años de 127,601 $MM.

Empresa 2007 2008 Variación Periodo 2007 2008 Variación

PeriodoAlcanos de Colombia 15,983 18,457 15% 1,829 3,315 81%EPM 4,844 8,314 72% 10,319 12,346 20%Gases de Barrancabermeja 1,400 1,743 24% 117 938 699%Gas Natural 34,948 50,027 43% 25,584 34,683 36%Gas Natural Cundiboyacense 2,478 3,042 23% 7,265 8,155 12%Gas Natural del Centro 877 1,226 40% 1,757 2,180 24%Gasoriente 4,455 6,052 36% 2,426 3,960 63%Gases de La Guajira 2,376 3,582 51% 186 367 98%Gases de Occidente 12,942 15,984 24% 8,710 9,885 13%Gases del Caribe 24,005 29,945 25% 11,256 13,363 19%Gases del Oriente 2,664 4,603 73% 128 34 (74%)Gases del Quindío 1,695 2,316 37% 288 329 14%Gas del Risaralda 1,674 2,222 33% 1,208 1,312 9%Gasnacer 1,939 2,988 54% 56 75 35%Llanogas 1,220 1,634 34% 459 479 4%Metrogas 1,819 2,601 43% 393 524 34%Surtigas 20,371 26,400 30% 10,910 13,107 20%Otras empresas 1,684 3,385 101% 103 99 (4%)

Total 137,373 184,521 34% 82,993 105,149 27%Fuente: Minminas, CREG, SUI.

Subsidios Contribuciones

Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos - Subsidios y Contribuciones - $MM

Año Subsidio Contribución Superávit Periodo

Superávit (Déficit)

Acumulado2000 17,092 23,043 5,951 5,1622001 24,611 33,442 8,831 13,9932002 30,077 39,684 9,607 23,6002003 44,069 53,340 9,271 32,8712004 55,985 54,600 (1,385) 31,4852005 78,307 59,939 (18,367) 13,1182006 106,549 76,476 (30,073) (16,955)2007 137,373 82,993 (54,380) (71,335)2008 184,521 105,149 (79,371) (150,707)

Comportamiento del FSSRI - $MM

Cifras Financieras


Cifras Financieras de las Empresas del Sector


Distribuidoras 3,362,856 4,000,289 19%Transportadoras 5,636,934 6,332,085 12%

Total sector 8,999,790 10,332,374 15%


Total sector 4,314,475 5,161,299 20%


Total sector 4,685,315 5,171,074 10%

Fuente: SUI.

Activo

Pasivo

Patrimonio

Balance General Sector Gas Natural - $MM


Distribuidoras 2,369,320 2,995,404 26%Transportadoras 622,424 757,523 22%

Total sector 2,991,744 3,752,928 25%

Distribuidoras 351,104 422,155 20%Transportadoras 267,020 324,545 22%

Total sector 618,124 746,700 21%

Distribuidoras 432,759 580,193 34%Transportadoras 491,034 75,842 (85%)

Total sector 923,793 656,035 (29%)

Fuente: SUI.

Estado de Resultados Sector Gas Natural - $MM

Ingreso operacional

Utilidad operacional

Utilidad neta

Cifras Financieras


Sector 2007 2008

Distribuidoras 38% 42%Transportadoras 54% 55%

Total sector 48% 50%






Total sector 10% 6%



Fuente: SUI.

Indicadores Financieros Sector Gas Natural

Endeudamiento

Margen operacional

Margen neto

Rentabilidad del patrimonio

Rentabilidad del activo

8,999,790

2,991,744

10,332,374

3,752,928

Activo Ingreso operacional

Consolidado Sector

2007 2008

31%

10%

17%

6%

Margen neto Rentabilidad del activo

Consolidado Sector

2007 2008

Cifras Financieras


Balance General Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de

OccidenteGases del

Caribe Gasoriente Surtigas

2007 263,887 509,797 646,237 391,689 483,245 109,589 313,817

Activo 2008 315,901 633,109 731,997 443,654 632,349 119,481 378,217

Variación 20% 24% 13% 13% 31% 9% 21%

2007 42,237 199,694 203,693 205,570 211,168 23,069 174,821

Pasivo 2008 57,384 268,990 242,671 241,614 359,287 20,025 208,687

Variación 36% 35% 19% 18% 70% (13%) 19%

2007 221,650 310,103 442,544 186,119 272,077 86,520 138,996

Patrimonio 2008 258,517 364,119 489,326 202,040 273,062 99,456 169,530

Variación 17% 17% 11% 9% 0.4% 15% 22%

Fuente: SUI.

Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM

18%

16%

16%11%

9%

8%

3%

19%

Activo Distribuidoras - 2008

Gas NaturalEPMGases del CaribeGases de OccidenteSurtigasAlcanosGasorienteOtras distribuidoras

3,362,856

4,000,289

2007 2008

Activo Distribuidoras - $MM

Variación19%

21%

16%

15%14%

13%

3%1%

17%

Pasivo Distribuidoras 2008

Gases del Caribe

EPM

Gas Natural

Gases de Occidente

Surtigas

Alcanos

Gasoriente

Otras distribuidoras

1,289,491

1,677,911

2007 2008

Pasivo Distribuidoras - $MM

Variación30%

Balance General Año Gas del

RisaraldaGas Natural

CundiboyacenseGas Natural del Centro

Gases de la Guajira

Gases del Quindío Llanogas Otras

Distribuidoras

2007 80,310 104,503 72,952 43,039 62,685 69,312 211,795

Activo 2008 89,349 106,403 86,846 44,344 69,092 85,095 264,453

Variación 11% 2% 19% 3% 10% 23% 25%

2007 32,097 53,453 35,976 17,136 18,618 23,383 48,576

Pasivo 2008 31,413 54,222 39,410 16,105 19,111 38,030 80,963

Variación (2%) 1% 10% (6%) 3% 63% 67%

2007 48,214 51,050 36,976 25,903 44,067 45,929 163,219

Patrimonio 2008 57,936 52,181 47,436 28,239 49,981 47,065 183,490

Variación 20% 2% 28% 9% 13% 2% 12%

Fuente: SUI.

Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 100,000 $MM

Cifras Financieras


Estado de Resultados Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de

OccidenteGases del


2007 106,295 213,063 707,464 300,579 335,546 113,614 186,6802008 127,257 320,669 904,079 387,611 382,811 106,537 243,895

Variación 20% 51% 28% 29% 14% (6%) 31%2007 12,373 10,591 144,281 31,730 45,422 21,930 22,1342008 10,943 19,060 189,648 46,209 50,263 17,726 26,720

Variación (12%) 80% 31% 46% 11% (19%) 21%2007 32,843 10,420 115,443 54,596 85,693 14,243 44,6892008 34,151 28,061 147,345 64,829 174,889 12,865 48,820

Variación 4% 169% 28% 19% 104% (10%) 9%

Fuente: SUI.

Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM


Ingreso operacional

Utilidad neta

2,369,320

2,995,404

2007 2008

Ingreso Operacional Distribuidoras

Variación26%

30%

13%

13%11%

8%4%

4%

17%

Ingreso Operacional Distribuidoras 2008

Gas Natural

Gases de Occidente

Gases del Caribe

EPM

Surtigas

Gasoriente

Alcanos


351,104

422,155

2007 2008

Utilidad Operacional DistribuidorasVariación

20%

43%

11%11%

6%

4%4%3%

18%

Utilidad Operacional Distribuidoras 2008

Gas Natural

Gases del Caribe

Gases de Occidente

Surtigas

EPM

Gasoriente

Alcanos


Estado de Resultados Año Gas del



Gases de la Guajira


Distribuidoras

2007 47,901 57,063 49,126 16,849 28,357 35,167 171,616Ingreso 2008 56,440 68,664 32,407 20,015 34,859 44,468 265,692

Variación 18% 20% (34%) 19% 23% 26% 55%2007 5,154 11,155 5,633 2,048 4,213 4,292 30,1482008 7,179 13,167 6,501 1,970 6,103 6,737 19,930

Variación 39% 18% 15% (4%) 45% 57% (34%)2007 8,771 10,987 7,857 3,160 6,584 3,545 33,931

Utilidad neta 2008 12,460 7,853 4,377 3,618 10,341 5,248 25,338Variación 42% (29%) (44%) 14% 57% 48% (25%)

Fuente: SUI.

Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 100,000 $MM


Cifras Financieras


Indicadores Financieros Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de

OccidenteGases del


2007 12% 5% 20% 11% 14% 19% 12%

2008 9% 6% 21% 12% 13% 17% 11%

2007 31% 5% 16% 18% 26% 13% 24%

2008 27% 9% 16% 17% 46% 12% 20%

2007 16% 39% 32% 52% 44% 21% 56%

2008 18% 42% 33% 54% 57% 17% 55%

Fuente: SUI.

Margen neto

Endeudamiento

Margen operacional

Distribuidoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM

20% 21%

14% 14%

5% 6%

2007 2008

Margen Operacional

Máximo Promedio Mínimo

31%

46%

18% 19%

5%9%

2007 2008

Margen Neto


Indicadores Financieros Año Gas del



Gases de la Guajira


Distribuidoras

2007 11% 20% 11% 12% 15% 12% 18%

2008 13% 19% 20% 10% 18% 15% 8%

2007 18% 19% 16% 19% 23% 10% 20%

2008 22% 11% 14% 18% 30% 12% 10%

2007 40% 51% 49% 40% 30% 34% 23%

2008 35% 51% 45% 36% 28% 45% 31%

Fuente: SUI.

Margen neto

Endeudamiento

Margen operacional

Distribuidoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Menores a 100,000 $MM

18%

28%

12% 12%

2%4%

2007 2008

Rentabilidad del Activo


32%

64%

19% 21%

3%8%

2007 2008

Rentabilidad del Patrimonio


Cifras Financieras


Balance General Año Promigas TGI

2007 1,917,418 3,421,787Activo 2008 2,440,881 3,541,774

Variación 27% 4%2007 579,817 2,357,095

Pasivo 2008 688,691 2,657,781Variación 19% 13%

2007 1,337,601 1,064,693Patrimonio 2008 1,752,190 883,993

Variación 31% (17%)

Fuente: SUI.

Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM

56%39%

5%

Activo Transportadoras - 2008

TGI

Promigas

Otras transportadoras

Balance General Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente

2007 19,711 90,335 15,816 117,106 9,429 45,3312008 19,486 84,236 16,372 118,277 11,507 99,553

Variación (1%) (7%) 4% 1% 22% 120%2007 3,590 50,917 1,475 17,506 1,253 13,3322008 2,146 47,729 1,705 23,356 2,098 59,882

Variación (40%) (6%) 16% 33% 67% 349%2007 16,121 39,418 14,341 99,600 8,176 31,9992008 17,340 36,506 14,667 94,921 9,409 39,670

Variación 8% (7%) 2% (5%) 15% 24%

Fuente: SUI.

Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM

Activo

Pasivo

Patrimonio

5,636,934

6,332,085

2007 2008

Activo Transportadoras - 2008

Variación12%

3,024,985

3,483,388

2007 2008

Pasivo Transportadoras - 2008

Variación22%

Cifras Financieras


Estado de Resultados Año Promigas TGI

2007 194,617 352,4332008 205,528 471,419

Variación 6% 34%2007 56,399 187,1042008 39,419 258,326

Variación (30%) 38%2007 182,241 289,990

2008 236,212 (180,700)Variación 30% (162%)

Fuente: SUI.

Ingreso operacional

Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM


Utilidad neta

622,424

757,523

2007 2008

Ingreso Operacional Transportadoras2008 - $MM

Variación22%

Estado de Resultados Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente

2007 2,223 27,132 4,251 30,707 1,468 9,5932008 3,566 28,720 4,682 30,844 3,104 9,660

Variación 60% 6% 10% 0.4% 111% 0.7%2007 162 10,550 976 8,148 667 3,0132008 1,388 9,989 1,231 9,156 976 4,060

Variación 759% (5%) 26% 12% 46% 35%2007 (193) 6,295 1,113 7,349 580 3,659

2008 1,136 4,616 1,329 9,034 1,044 3,171Variación 489% (27%) 19% 23% 80% (13%)

Fuente: SUI.


Utilidad neta

Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM

Ingreso operacional

62%

27%

11%

Ingreso Operacional Transportadoras - 2008

TGI

Promigas

Otras transportadoras 80%

12%

8%

Utilidad Operacional Transportadoras - 2008

TGI

Promigas

Otras transportadoras

Cifras Financieras


Indicadores Financieros Año Promigas TGI

2007 29% 53%

2008 19% 55%

2007 94% 82%

2008 115% (38%)

2007 30% 69%

2008 28% 75%

Fuente: SUI.

Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM

Endeudamiento

Margen operacional

Margen neto

53% 55%

32% 35%

7%

19%

2007 2008

Margen Operacional


Indicadores Financieros Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente

2007 7% 39% 23% 27% 45% 31%

2008 39% 35% 26% 30% 31% 42%

2007 (9%) 23% 26% 24% 39% 38%

2008 32% 16% 28% 29% 34% 33%

2007 18% 56% 9% 15% 13% 29%

2008 11% 57% 10% 20% 18% 60%

Fuente: SUI.

Margen operacional

Endeudamiento

Transportadoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM

Margen neto

94%115%

40%31%

(9%)

(38%)

2007 2008

Margen Neto


75%

60%

57%

28%

20%

Mayor Endeudamiento - 2008

Transmetano Promigas Transcogas Transoriente TGI

Cifras Financieras


Indicadores Financieros Año Promigas TGI

2007 10% 8%

2008 10% (5%)

2007 14% 27%

2008 13% (20%)

Fuente: SUI.


Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM


10% 10%

6%5%

(1%)

(5%)

2007 2008

Rentabilidad del Activo


Indicadores Financieros Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente

2007 (1%) 7% 7% 6% 6% 8%

2008 6% 5% 8% 8% 9% 3%

2007 (1%) 16% 8% 7% 7% 11%

2008 7% 13% 9% 10% 11% 8%

Fuente: SUI.


Transportadoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM


27%

13%11%6%

(1%)

(20%)

2007 2008

Rentabilidad del Patrimonio


9%

1%

19%

3%

2007 2008

Rentabilidad Transportadoras

Rentabilidad Activo Rentabilidad del patrimonio

Proyecciones UPME de Demanda y Producción


Proyecciones UPME de Demanda y Producción

Año Residencial Comercial Industrial Refinería Eléctrico GNV Petroquímico y Otros Total

Variación Promedio

Anual

2009 122 25 258 99 140 87 21 753

2010 128 26 260 118 109 96 34 770 2%

2011 134 27 263 155 91 105 34 809 5%

2015 158 31 283 203 106 141 34 956 4%

Fuente: UPME.

Proyección de la Demanda de Gas Natural (Escenario Base) - Mpcd

0

200

400

600

800

1,000

2009 2010 2011 2015

Proyección de la Demanda de Gas NaturalEscenario Base

Residencial Comercial IndustrialRef inería Eléctrico GNVPetroquímico y Otros

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2009 2010 2011 2015

Proyección de la Demanda de Gas NaturalEscenario Alto

Residencial Comercial Industrial

Ref inería Eléctrico GNV

Petroquímico y Otros

Año Residencial Comercial Industrial Refinería Eléctrico GNV Petroquímico y Otros Total

Variación Promedio

Anual

2009 125 25 259 99 144 91 23 766

2010 134 27 262 118 116 102 41 800 4%

2011 142 29 269 155 108 113 41 856 7%

2015 175 36 300 203 222 158 41 1,133 7%

Fuente: UPME.

Proyección de la Demanda de Gas Natural (Escenario Alto) - Mpcd

Prospectiva UPME


Año Costa Caribe

Costa Pacífica

Zona Central

Zona Oriental Total

Variación Promedio

Anual

2009 27 12 65 18 122

2010 28 13 68 18 128 5%

2011 29 14 71 19 134 5%

2015 34 18 83 24 158 4%

Fuente: UPME.

Proyección de la Demanda de Gas NaturalSector Residencial (Escenario Base) - Mpcd

22%

11%

52%

15%

Proyección Demanda de Gas Natural Sector Residencial - 2015

Costa Caribe

Costa Pacíf ica

Zona Central

Zona Oriental

16%

16%

52%

16%

Proyección Demanda de Gas Natural Sector Comercial - 2015

Costa Caribe

Costa Pacíf ica

Zona Central

Zona Oriental

Año Costa Caribe

Costa Pacífica

Zona Central

Zona Oriental Total

Variación Promedio

Anual

2009 4 4 13 4 25

2010 4 4 13 4 26 4%

2011 4 4 14 4 27 5%

2015 5 5 16 5 31 3%

Fuente: UPME.

Proyección de la Demanda de Gas NaturalSector Comercial (Escenario Base) - Mpcd

Prospectiva UPME


Año Guajira Cusiana La Creciente Otros Total Variación

2009 688 200 60 108 1,056

2010 688 200 60 127 1,076 2%

2011 688 200 77 121 1,087 1%

2015 490 200 77 99 867 (6%)

Fuente: UPME.

Potencial de Producción(Escenario Decreto 2687) - Mpcd

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2009 2010 2011 2015

Proyección de Gas Natural Escenario Base de Demanda y Decreto 2687 Producción

Mpcd

Demanda Oferta

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2009 2010 2011 2015

Proyección de Gas Natural Escenario Base de Demanda y Escenario Alterno de Producción

Mpcd

Demanda Oferta

Año Guajira Cusiana La Creciente Otros Total Variación

2009 686 196 60 130 1,073

2010 686 247 60 123 1,116 4%

2011 686 340 77 107 1,210 8%

2015 285 480 77 87 929 (6%)

Fuente: UPME.

Potencial de Producción(Escenario Alterno) - Mpcd

Anexos


Aspectos jurídicos y regulatorios del sector 2008 - 2009 Normatividad CREG

Sector 1a Prioridad 2a, 3a y 4a Prioridad Total %

Eléctrico 19 5 24 67%

Gas natural 4 1 5 14%

GLP 4 2 6 17%

Temas transversales 1 0 1 3%

Total 28 8 36 100%Fuente: CREG.

Temas a TratarCREG - Agenda Regulatoria 2009

Sector Gas Natural Documento Resolución Consulta

Resolución Definitiva

1a prioridadSistema de información del mercado de gasObjetivo: Consolidar un mecanismo de información pública, que integre datos comerciales y operacionales sobre el suministro y transporte del gas natural, de fácil acceso y que contribuya en las decisiones del sector.

2o Trimestre 3er Trimestre 4o Trimestre

Metodología de remuneración de la actividad de transporteObjetivo: Establecer la metodología de remuneración de la actividad para el periodo 2009 - 2013 y las condiciones para que agentes diferentes a los transportadores desarrollen proyectos asociados a la actividad de transporte.

1er Trimestre 2o Trimestre

Metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercializaciónObjetivo: Definir la metodología y las fórmulas de tarifas para remunerar las actividades de distribución y comercialización gas combustible por red.

4o Trimestre 4o Trimestre

Ajustar la regulación de la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas natural.Objetivo: Definir procedimientos, costos, plazos y responsabilidades en la actividad de revisión de las instalaciones internas de los usuarios.

4o Trimestre 4o Trimestre

3a prioridadCoordinación Gas - ElectricidadObjetivo: Diseñar mecanismos que permitan la coordinación entre los sectores gas y electricidad con el fin de promover la operación eficiente y la atención de la demanda de manera continua y confiable.

Fuente: CREG.

CREG - Agenda Regulatoria 2009

Anexos


Anexos


Año 2008 Transporte CREG 002 de 2008 Proyecto de resolución que modifica el plazo establecido para la entrada en vigencia de la Resolución 054 de 2007, en la que se complementaron las especificaciones de calidad del gas natural inyectado al SNT. Este plazo que era de 8 meses sería ampliado a 12 meses. CREG 028 de 2008 Proyecto de resolución que regula el derecho de acceso y la expansión del SNT de gas natural. Incluye nuevas definiciones: Expansión en sistema existente: Infraestructura que se construye dentro de activos que conforman el SNT, como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en la presente resolución, con el objeto de incrementar la capacidad del sistema de transporte existente. Expansión en nuevas redes: Infraestructura de transporte que a la fecha de expedición de la presente resolución no tiene cargos vigentes, que se construye como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en esta misma, y que no hace parte de una expansión en sistema existente. Sistema de transporte existente: Activos de transporte para los cuales, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la CREG ha definido cargos regulados. Transportador existente: Es el transportador responsable del AOyM de un sistema de transporte existente. Transportador nuevo: Es el transportador responsable del AOyM de los activos asociados a una expansión en sistema de transporte existente no ejecutada por el transportador en dicho sistema de transporte.

Aspectos que trata la resolución: • Se mantiene en la política regulatoria de

que el mecanismo para asignar, de manera competitiva, la capacidad disponible primaria de transporte en el evento en que los requerimientos superen dicha capacidad, sea la subasta.

• Define el procedimiento para verificar la capacidad disponible de la infraestructura existente y los requerimientos de expansión de la misma, del cual se deducen las siguientes posibilidades para la decisión del transportador existente:

o Confirma que si atiende los requerimientos de servicio de capacidad con base en los cargos regulados vigentes, especificando los cargos, términos y opciones contractuales bajo las cuales se suministrará el servicio.

o Indica que no puede generar el acceso

para la capacidad solicitada a partir de los cargos regulados vigentes, publica las ampliaciones requeridas en el sistema de transporte existente para viabilizar la capacidad requerida. Continúa una descripción del procedimiento a seguir en el que finalmente son los interesados los responsables de llevar a cabo una convocatoria pública para dicha expansión.

CREG 041 de 2008

Modifica y complementa el RUT con base en el proyecto de Resolución 071 de 2007 y son el resultado de revisiones hechas por el CNO, organismo que entre sus funciones se encuentra la de revisar la experiencia en las aplicaciónes operativas y comerciales del RUT y enviar a la CREG un informe con el resultado de dichas experiencias y los posibles cambios sugeridos. Estos cambios son revisados por la Comisión y de ser

Anexos


aceptados surgen las respectivas modificaciones con el objeto de actualizar el RUT acorde con la evolución de la industria.

Inicialmente se modifican y adicionan algunas definiciones, entre las cuales se encuentran:

Condiciones estándar: Define el pie (metro) cúbico estándar como el volumen de gas, real y seco (que cumpla las especificaciones del RUT, en cuanto a concentración de vapor de agua) contenido en un pie (metro) cúbico a una presión de 14.65 psia (1.01 bara), y a una temperatura de 60°F (15.56 oC). Siendo lo novedoso en esta definición, que el gas debe ser seco y que cumpla con las especificaciones de concentración de vapor de agua.

Estaciones entre Transportadores: Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan dos o más transportadores, en el SNT. Las interconexiones internacionales para exportación, que se conecten al SNT, se considerarán como un transportador.

Punto de transferencia de Custodia: Es el sitio donde se transfiere la custodia del gas entre un productor - comercializador y un transportador; o entre un transportador y un distribuidor, un usuario no regulado, un almacenador independiente, un usuario regulado atendido por un comercializador (no localizado en áreas de servicio exclusivo), una interconexión internacional, entre dos transportadores, y a partir del cual el agente que recibe el gas asume la custodia del mismo.

Estaciones para transferencia de custodia: Son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de custodia y cuyos equipos e instrumentos de medición deben cumplir con las normas colombianas o, en su defecto, con las de AGA o ANSI, establecidas para fabricación, instalación, operación y mantenimiento de los equipos e instrumentos. Estas estaciones pueden ser de entrada, de salida o entre transportadores.

En lo que respecta a los objetivos y al alcance de este reglamento, se establecen algunos cambios como:

Se adicionan a los 5 objetivos ya establecidos, el propender por un manejo seguro de la infraestructura del SNT. Se incluye en el alcance además de todos los agentes que utilicen el SNT, a las estaciones para transferencia de custodia y los gasoductos dedicados cuando estos se construyan para interconexiones internacionales. Otras modificaciones tienen relación con los siguientes temas: • Conexiones y estaciones para transferencia

de custodia de salida. • Conexiones y estaciones para transferencia

de custodia de entrada. • Custodia del gas. • Medición de cantidades de energía y

calidad de gas en estaciones de transferencia de custodia de entrada.

• Medición volumétrica. • Sistema de medición. • Propiedad de los sistemas de medición

para transferencia de custodia. • Determinación de la presión absoluta de

flujo. • Determinación del factor de compresibilidad

del gas. • Determinación de la gravedad específica

del gas. • Determinación del poder calorífico. • Primera calibración. • Verificación del equipo de medición. • Acceso a los sistemas de medición. • Registros de medición. • Obligaciones del transportador. • Facturación. Temas Nuevos: • Estaciones para transferencia de custodia

entre transportadores del SNT o con interconexiones internacionales para exportación.

• Medición de cantidades de energía y

calidad de gas en estaciones de transferencia de custodia entre transportadores.

Anexos


CREG 043 DE 2008 Mediante esta resolución y con base en el RUT, TGI demostró que las solicitudes de capacidad de transporte en el tramo del gasoducto Ballena – Barrancabermeja superan la capacidad disponible primaria CDP, por lo que la CREG aprueba a dicha empresa el procedimiento para la realización de una subasta, teniendo en cuenta que los términos generales sobre los que se basa son: 1. Objetivo de la subasta

2. Identificación del producto a subastar 3. Concurrencia de oferentes serios

4. Claridad en el despeje y asignación

5. Principios de eficiencia y neutralidad

6. Modalidad contractual

El ganador de la Subasta, suscribirá un contrato escrito con TGI en los términos predefinidos. CREG 077 de 2008 Modifica el Numeral 4.6.2 del RUT que establecía entre otros que:

“si la atención de un estado de emergencia lo hace necesario, el transportador podrá solicitar al CND un redespacho eléctrico o una autorización de desviación. Si como consecuencia de dicho redespacho, se originan sobrecostos para el SIN, estos sobrecostos serán asumidos, en primera instancia, por el transportador que solicitó el redespacho, sin perjuicio de que éste los traslade al agente que ocasionó la emergencia en el SNT, si a ello hubiere lugar”.

El numeral queda de la siguiente forma “4.6.2 Órdenes Operacionales

Cuando un sistema de transporte esté en estado de emergencia, el transportador

podrá impartir órdenes operacionales a los agentes conectados a su sistema de transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del sistema. En los casos anteriores, el transportador deberá comunicarle al agente las acciones correctivas a tomar de manera inmediata. Si a juicio del transportador, el agente no toma las acciones correctivas o estas son insuficientes, el transportador podrá suspender el servicio hasta lograr la estabilidad de su sistema, sin perjuicio de las compensaciones establecidas en este reglamento o las pactadas según contratos. Cuando en la producción de gas natural o en el sistema de transporte de gas se presenten eventos, durante el día de gas, que disminuyan el suministro de gas natural a uno o varios remitentes, se deberá proceder así: El productor - comercializador o el transportador, según el caso, le informará por escrito a los remitentes, y al CND, cuando se afecte el suministro de gas a plantas termoeléctricas, sobre la ocurrencia del evento y en lo posible la magnitud de la disminución en el suministro o de la capacidad de transporte de gas natural en cada punto de salida afectado.”

Modifica el literal i) del Artículo 2 de la Resolución CREG 063 de 2000 que expresaba:

“Si como consecuencia de la solicitud por parte de un transportador de gas, se modifica el programa de generación de una unidad térmica a gas, se originan sobrecostos para el SIN, estos sobrecostos serán asumidos por el transportador que lo solicitó”.

El ente regulador consideró las modificaciones: “i) Los costos horarios de reconciliación

positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda.

Anexos


Para determinar la generación redespachada en la operación, no se verificará el criterio de confiabilidad probabilística. Si el redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's, los costos horarios de reconciliación positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva. Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el costo horario de reconciliación positiva se asignará en proporción a los ingresos por cargos por uso de nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR´s, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos.

CREG 084 de 2008 Proyecto de resolución para complementar las especificaciones de calidad para la intercambiabilidad de gases en el STN de Gas. CREG 102 y 139 de 2008 Mediante la Resolución CREG 102 de 2008, la CREG estableció los cargos regulados para el gasoducto Cali – Popayán, según solicitud que presentó Progasur; sin embargo, esta empresa presentó un recurso de reposición el cual fue aceptado por la Comisión, razón por la cual mediante la Resolución CREG 139 de 2008 se establecieron nuevos cargos para el gasoducto en cuestión, los cuales se resumen a continuación:

Año 1 Año 215,740,595 0

Inversión Existente (2007 US$)

Programa de Nuevas Inversiones (2007 US$)

0

Tkc (Por servicio de capacidad) 14.80%

Tkv (Por servicio de volumen) 18.80%

Tasas de Costo de Capital

% de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 132.604 265.207 331.509 397.811 530.415 663.018Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 2.390 1.912 1.434 1.195 0.956 0.478 -Cargo fijo AO&M ($/Kpcd-año)

% de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 66.850 133.700 167.126 200.551 267.401 334.251Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 1.205 0.964 0.723 0.602 0.482 0.241 -

% de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 199.454 398.908 498.635 598.362 797.815 997.269Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 3.595 2.876 2.157 1.797 1.438 0.719 -

Fuente: CREG.Nota: Las cifras se muestran con tres decimales.

Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán

Cargos Regulados - Fondo especial cuota de fomento


Cargos Regulados - Cargos máximos regulados en Cali y Popayán

648,866


Cargos Regulados - Progasur

Anexos


CREG 154 de 2008 Modificó los Numerales 4.5.1 y 4.5.2 del anexo general del RUT, estas son:

CREG 157 de 2008 Proyecto de resolución que se emite con el propósito de definir la metodología del costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. Costo de Capital. Para remunerar la actividad de transporte de gas natural se utilizará una tasa de costo de capital calculada con base en la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital conocido por sus siglas en inglés como WACC. Cálculo del Costo de Capital. Los valores de los parámetros, las fórmulas de cálculo, las fuentes de información y los períodos de tiempo de los datos requeridos para el cálculo del

costo de capital de la actividad de transporte de gas natural durante el próximo período tarifario, se establecen en la resolución. Oportunidad del Cálculo. El costo de capital se calculará con los datos y parámetros disponibles al momento de aprobar la resolución definitiva que apruebe la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para el próximo periodo tarifario y su resultado deberá incluirse en dicha resolución. Tasa de Descuento para Cargos Fijos. La tasa de descuento para calcular los cargos fijos que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente período tarifario, será la que se obtenga de restarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital.

Horario Actividades

16:25 Hora límite para el recibo por parte de los CPCs, de las nominaciones efectuadas por sus Remitentes.

18:20 Hora límite para que el CPC informe a sus remitentes sobre el programa de transporte de gas natural factible y la cantidad de energía autorizada.

18:50 Hora límite para el envío de la cantidad de energía confirmada por parte de los remitentes, a los CPCs respectivos.

19:50 Hora límite para la coordinación de programas de transporte entre CPCs.

20:20 Hora límite para que el CPC envíe a sus remitentes el programa de transporte de gas definitivo.

Horario Actividades

15:30 Hora límite para el recibo por parte de los productores - comercializadores o comercializadores, de las nominaciones diarias efectuadas por los remitentes.

16:15 Hora límite para que el productor - comercializador o comercializador autorice a los remitentes la cantidad de energía a suministrar.

18:50 Hora límite para que los remitentes confirmen la cantidad de energía a suministrar.

19:50 Hora límite para que los productores - comercializadores o comercializadores envíen al comprador de gas el programa de suministro de gas definitivo.

Fuente: CREG.

Modificación numeral 4.5.1 Ciclo de Nominación de Transporte

Modificación numeral 4.5.2 Ciclo de Nominación de Transporte

Anexos


Tasa de Descuento para Cargos Variables. La tasa de descuento para calcular los cargos variables que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente período tarifario, será la que se obtenga de sumarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital. Moneda para Cargos Fijos y Variables. Los cargos fijos y variables que remuneran la inversión asociada a la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente período tarifario, estarán expresados en dólares americanos. Fórmulas: Costo de la Deuda:

n = número de meses.

Costo del Capital Propio: ( )er se calcula con la siguiente fórmula:

( ) pfmlfe rrrrr +−+= β Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC): se calcula con la siguiente fórmula: Antes de impuesto.

( ) eeddid rwrwWACC +−= τ1*.. Después de impuestos.

( )τ−+= 1.. eeddia rwrwWACC En términos reales.

( ) ( )EUEUiaiareal InfInfWACCWACC +−= 1....,

A continuación se presentan las tablas que explican cada término de la ecuación.

Nombre Variable Descripción

Betaβ u

β i

Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla.Desapalancado βu y apalancado β i

Ajuste del Beta A Ajuste sobre el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración.

Inflación Local Inf c Inflación en Colombia.

Inflación Externa Inf EU Inflación en Estados Unidos.

Costo de Deuda r d Costo de la deuda.Costo de Capital Propio r e Cálculo del costo del capital propio.Tasa Libre de Riesgo r f Tasa asociada con un activo libre de riesgo.Rendimiento del Mercado r m Tasa que muestra el rendimiento del mercado.Prima de Riesgo en Mercado r m - r f Prima de riesgo de mercado.Riesgo País r p Tasa adicional a reconocer por riesgo país.Tasa de Impuesto τ Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes.Participación de la Deuda w d Proporción de la deuda frente al total de activos (40%).

Participación del Capital Propio w eProporción del capital propio frente al total de activos (60%).

Fuente: CREG.

Cálculo Tasa de Retorno

Anexos


Distribución CREG 046 de 2008 y CREG 008 de 2009 La Resolución 046 fue el proyecto que puso en consideración la CREG y mediante la Resolución CREG 008 de 2009, la comisión decidió ajustar la presión de referencia establecida en el Código de Distribución de Gas Combustible, cambiándola de 14.6959 psi a 14.65 psi absoluta, dejándola concordante con la establecida en el RUT. CREG 050 de 2008 Surtigas presentó solicitud de revisión de los cargos de distribución y comercialización establecidos para su mercado relevante en la Resolución CREG 030 de 2004, por considerar que hubo error en los cálculos realizados por la CREG, que determinaron los gastos de AOyM, la comisión determinó con base en las pruebas que en realidad si hubo error y por considerar que la solicitud está acorde con lo establecido en la Ley 142, la cual especifica que: “excepcionalmente podrán modificarse, de

oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa”, resolvió modificar los cargos, los que se presentan en el cuadro de nuevos cargos de distribución y de comercialización. CREG 051 y 076 de 2008 Mediante la Resolución CREG 051 de 2008 se resolvió positivamente una solicitud de autorización para comercialización conjunta de gas natural presentada por BP Exploration Company (Colombia), Tepma y BP Santiago Oil Company. Se recuerda que mediante la Resolución CREG 093 de 2006 se estableció que los socios de un campo productor o de un contrato debían comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente, con el objeto de promover un ambiente competitivo en

Variable Fuente Periodoβ u Morningstar (Ibbotson) SIC 492 Mediana de los últimos cuatro trimestres.

A “Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, An International Comparison” Alexander y otros, 1996

Inf c DANE Últimos 60 meses.

Inf EUThe Livingston Survey Federal Reserve Bank of

Philadelphia. Consumer Price Index Long-Term OutlookEncuesta más reciente publicada.

r d

Superintendencia Financiera. (Promedio de la tasas de Crédito Preferencial de los establecimientos bancarios)Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencial,

agrupadas en plazos)

60 meses.

r f Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.60 meses.

r m - r fMorningstar (Ibbotson), Reserva Federal de Estados

Unidos y cálculos CREG.Desde 1926.

r pJ.P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado

con base en el EMBI plus de Colombia.60 meses.

τ Estatuto Tributario.Tarifa de impuesto de renta. Actual.

Fuente: CREG.

Cálculo Tasa de Retorno

Anexos


el mercado de gas natural. Sin embargo, en esta misma resolución se indicaba que excepcionalmente la Comisión podría autorizar la comercialización conjunta con base en criterios expresos. La comercializacion conjunta autorizada se puede llevar a cabo, siempre y cuando se cumplan con los siguientes requisitos: • Hasta 10 mmscfd (millones de pies cúbicos

estándar diarios) provenientes del proyecto denominado LTO I, gas natural producido bajo los contratos de asociación Santiago de Las Atalayas, Tauramena y Río Chitamena;

• El 40% de la capacidad del proyecto denominado LTO II, sin superar 56 mmscfd.

Adicionalmente especifica la CREG que cualquier sustitución, cesión o modificación de los contratos de asociación que rigen los proyectos denominados LTO I y LTO II o de las personas expresamente autorizadas en esta resolución, implicaría la terminación de la autorización. En cuanto al texto subrayado se aclara que este no se encontraba en la Resolucion CREG 051 de 2008, si no que fue adicionado por la Resolucion CREG 076 de 2008, ante solicitud presentada por los agentes productores mencionados en ella, aduciendo que al no especificar a qué tipo de contratos especificamente se estaban refiriendo, esto podría generar confusión. CREG 075 y 078 de 2008, y 007 de 2009 Por medio de la Resolución CREG 075 de 2008 se modifica el Artículo 37 de la resolución, y se dictan otras disposiciones para la compra de gas combustible con destino a usuarios regulados. El Artículo 37 de la CREG 011 de 2003 estableció la obligación de comprar gas combustible en condiciones de libre concurrencia y deja por sentado que todo comercializador que atendiese usuarios regulados debía tener contratos vigentes de suministro y transporte de gas combustible que le asegurasen la continuidad en el mercado atendido. Sin embargo, de forma muy particular,

el mecanismo diseñado para que el comercializador le diera cumplimiento a este artículo le negaba a su vez la oportunidad de participar en subastas que fueran organizada por los vendedores, toda vez que esta misma resolución obligaba a buscar el mínimo valor posible para la suma de suministro y transporte mediante convocatorias originadas en los compradores. Las modificaciones a los mecanismos de compra de gas para los usuarios regulados son las siguientes:

a) Realizar convocatorias públicas de compra de gas combustible.

b) Participar en las convocatorias de venta de gas combustible que realice un productor - comercializador o un comercializador.

c) Adelantar negociaciones bilaterales. Siendo los Numerales b) y c) los nuevos mecanismos permitidos. En lo que respecta a las convovatorias de ventas de gas, si el distribuidor-comercializador que atiende usuarios regulados tiene vinculación económica, o pertenece al mismo grupo empresarial del vendedor, podrá participar en las convocatorias públicas de venta de este vendedor, siempre y cuando sea un oferente que no incida en la formación del precio en el procedimiento de comercialización y pueda ser beneficiado en la asignación de gas. En el caso de las negociaciones bilaterales, los distribuidores - comercializadores podrán libremente adquirir el gas a través de este mecanismo con otro agente, siempre y cuando no tengan vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor. La Comisión dispone además en esta modificación que, si agotados los mecanismos descritos anteriormente no se asegura la continuidad, el distribuidor-comercializador podrá complementar los contratos suscritos con infraestructura, contratos de almacenamiento, contratos de respaldo o con el uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible contemplado en su contrato

Anexos


de condiciones uniformes, previa autorización de esta entidad cuando implique cambios a las fórmulas tarifarias para cada actividad. Mediante la Resolución CREG 007 de 2009, se amplia el alcance de los mecanismos de compra de gas combustible con destino a usuarios regulados para los concesionarios en áreas de servicio exclusivo. CREG 088 y 095 de 2008 Mediante la Resolución CREG 095 de 2008 se estableció el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008. Con anterioridad, a través de la CREG 088 de 2008 se había publicado el proyecto de resolución para cumplimiento de los trámites legales. La resolución aplica a todas las personas que intervenien en transacciones comerciales de compraventa de gas natural, sean estas bilaterales o por medio de subastas. Adicionalmente, se aplica para el gas natural propiedad del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la ANH, ya sean estas últimas manejadas por la propia agencia o por terceros. Definiciones relevantes: Cantidades Disponibles Restantes: Corresponden a las cantidades remanentes de gas natural de los campos con precios máximos regulados, que resultan una vez se aplique el procedimiento de asignación establecido en los Numerales 1 a 4 del Artículo 8 del Decreto 2687 de 2008. Comprador Externo: Persona que adquiere gas natural para la atención de demanda ubicada por fuera del territorio nacional. Pequeño Usuario Comercial: Es un usuario conectado a una red de distribución que consume hasta cien mil pies cúbicos diarios (100.000 pcd) de gas natural para el desarrollo de actividades comerciales. Periodo de Precalificación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de publicación del reglamento de la Subasta y el día de su realización.

Precio de Inicio: Es el precio de apertura de la primera ronda de una subasta. Precio de Adjudicación: Corresponde al precio que pagan las ofertas ganadoras por el gas natural adjudicado a través de una subasta. Producción Disponible para Ofertar en Firme de un Productor de Gas Natural – PDOF: Corresponde a la producción disponible para ofertar en firme presentada por los productores y los productores-comercializadores de gas natural al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con la definición del Decreto 2687 de 2008. Reglamento de la Subasta: Reglamento diseñado por el Productor - Comercializador que rige la Subasta, y que en todo caso debe estructurarse de conformidad con las reglas estipuladas en la presente resolución, el Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, y demás normatividad aplicable. Ronda: Período de tiempo durante el cual cada uno de los participantes en la subasta para adjudicación de la poducción disponible para ofertar en firme de un productor de gas natural, envía su oferta al productor-comercializador. Solicitud de Compra: Documento suscrito por el representante legal de un comprador, con el cual se manifiesta al productor-comercializador el interés de adquirir una cantidad de gas natural en firme. Este documento deberá ser remitido en los plazos que para tal fin establezca el productor-comercializador. Subasta: Para los propósitos de la presente resolución, la subasta es un proceso estructurado y dinámico de compra-venta de gas natural con reglas definidas para la formación del precio y adjudicación transparente de la producción disponible para ofertar en firme de gas natural, desarrollada con base en lo dispuesto en la presente resolución. Subasta Ascendente: Subasta abierta de precio ascendente, que inicia a partir del precio de inicio y termina cuando el número de unidades demandadas iguala las unidades ofrecidas para la venta.

Anexos


La resolución trata los siguientes aspectos relevantes: • Procedimientos para comercialización de

la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de gas natural de campos con precios libres.

• Divulgación de la PDOF. • Presentación de solicitudes de

compra. • Solicitudes compra: Deberán

contener como mínimo lo siguiente: i) la identificación del comprador (si es nacional o si es un comprador externo), ii) la estimación y la destinación (residencial y pequeños usuarios comerciales, industrial, petroquímico, gas natural vehicular, generación eléctrica, oficial) de las cantidades requeridas.

• Determinación del procedimiento

de comercialización. • Comercialización del gas natural

proveniente de campos con precios máximos regulados.

• Comercialización de la producción

disponible para ofertar en firme • Comercialización de las cantidades

disponibles restantes • Régimen de precios. • Divulgación de los resultados

• Guías para el desarrollo de subastas para

la comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de campos con precios libres

• Principios generales de la subasta.

1) Publicidad, 2) Neutralidad, 3) Simplicidad y Transparencia 4) Objetividad

• Reglamento de la subasta. Deberá contener como mínimo los siguientes elementos: i) Cronograma, ii) Producto: iii) Curva de oferta iv)Tipo de subasta v) Reglas de actividad vi) Regla de formación

del precios vii) Precio de inicio viii) Garantías

• Políticas de divulgación de

información.

• Subastador único.

• Participación de los compradores externos en las subastas.

• Consumo de gas natural por

productores. • Respaldo físico y otras disposiciones

• Atención de solicitudes de suministro

interrumpible. • Contratación de suministro en firme. • Contratación de suministro con firmeza

condicionada. • Compensaciones. • Disposiciones adicionales. • Contenido mínimo de los contratos de

en firme. Otras disposiciones de la resolución: Modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 093 de 2006, el cual quedará así: “Los socios de un campo productor o de un contrato deberán comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente. Excepcionalmente, la CREG podrá autorizar la comercialización conjunta con base en los criterios señalados en el Artículo 3 de la presente resolución. …Se exceptúa de la autorización cuando la comercialización del gas natural se realice a través de subastas originadas en vendedores.” CREG 128 de 2008 Corrige la Resolución CREG 042 de 2004, de cargos de distribución y comercialización de gas natural para el mercado relevante de Alcanos de Colombia. Dicha corrección consistió en la inclusión del municipio de Coello (Tolima) en el mercado relevante, basados en el argumento que Alcanos efectivamente incluyó en los cálculos las proyecciones de

Anexos


inversiones, demanda y gastos AO&M de distribución de la población de Gualanday, perteneciente al municipio de Coello (Tolima). CREG 129 de 2008 Corrige la Resolución CREG 063 de 2004, de cargos de distribución y comercialización de gas natural para el mercado relevante de Surtigas. La corrección consistió en la inclusión del municipio de Tuchín (Córdoba) en el mercado relevante, dada una ordenanza mediante la cual se elevó a la categoría de municipio y antes figuraba como corregimiento del municipio de San Andrés de Sotavento (Córdoba).

CREG 136 de 2008 Presenta para conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, a los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente periodo tarifario. Otras resoluciones de la CREG sobre distribución y comercialización son:

Resolución Empresa DistribuidoraDepartamento

- Municipios

Cargo Promedio de Distribución

$/m3

Cargo Máximo Base de Comercialización

$/Factura $ del Año

CREG 007 Alcanos de Colombia Cauca: Popayán y Piendamó 300.13 1,072.52 2006

CREG 008 Gases de Occidente Cauca: Santander de Quilichao,Puerto Tejada y Villarrica

2,310.56 2006

CREG 009 Metrogas Norte de Santander: Ocaña 426.14 1,634.68 2006

CREG 010 Gases del Llano Meta: Barranca de Upía 847.24 3,196.23 2006

CREG 011 Proviservicios Santander: El Peñón 720.24 2,310.56 2006

GREG 012 Edalgas Antioquia: San Roque 464.97 1,333.56 2006

CREG 014 Ingeobras Cesar: Copey, Bosconia 251.74 2004

Magdalena: Algarrobo, Ariguaní,Pivijay, Plato

CREG 050 Surtigas Bolívar, Córdoba y Sucre: Todos los municipios 297.21 1,712.49 2002

Antioquia: Caucasia

Magdalena: Santa Ana

CREG 061 Ingeobras Cesar: Astrea 440.06 2,442.16 2007

CREG 062 Publiservicios Boyacá: Paez, Berbeo, San Eduardo y Zetaquira 1,051.63 3,007.03 2007

CREG 063 Ingeobras Cesar: Chimichagua 366.16 2,442.16 2007

CREG 064 Ingeobras Cesar: El Paso 470.25 2,442.16 2007

CREG 065 Ingeobras Magdalena: Nueva Granada 320.15 2,442.16 2007

CREG 066 Alcanos de Colombia Tolima: Valle de San Juan 687.80 2,442.16 2007

CREG 123 Surgas Huila: San Agustín 246.45 2,036.30 2007

CREG 124 Alcanos de Colombia Antioquia: Carmen del Viboral 320.47 1,133.60 2007

CREG 125 Alcanos de Colombia Caquetá: Florencia 258.95 1,727.78 2007

CREG 126 Metanos Antioquia: La Ceja del Tambo 435.93 2,237.84 2007

CREG 130 Gasnacer Cesar: San Martín 708.56 2007

Fuente: CREG.

Cargo Promedio de Distribución y Cargo Máximo Base de Comercialización - Año 2008

Anexos


De Carácter General Creg 144 de 2008 Señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las entidades reguladas por la CREG en el año 2008. El monto total de la contribución en el año 2008, es del 0,905464681% del valor de los gastos de funcionamiento de la entidad sujeta a regulación, dicho monto se determina con base en los estados financieros correspondientes al año de 2007.

Creg 145 a 151 de 2008 Por medio de estas resoluciones, la comisión señaló las contribuciones que deben pagar las entidades reguladas por ella, que no fueron incluidas en las resoluciones que esta entidad dispuso entre los años 2002 y 2007. Esto, por no haber enviado los estados financieros dentro del plazo establecido o en la forma prevista por la norma.

Año 2009 Transporte Creg 022 de 2009 Proyecto de resolución en el cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Distribución y Comercialización Creg 013 de 2009 Niega peticiones interpuestas por el señor Luis Alberto Vicuña y por Gases de Occidente, con las cuales pretendían que la firma Corporación de Soluciones Energéticas - COSENIT fuera sometida a la regulación de la CREG. Lo anterior con el fin de que se impidiera a la firma cuestionada actuar como asesor de la CREG por considerar que se presentan conflicto de intereses. Creg 026 de 2009 Proyecto de resolución mediante el cual se define la metodología para la regulación de precios del gas combustible puesto en plantas de generación de energía eléctrica en las

zonas no interconectadas en que se establezcan áreas de servicio exclusivo. Creg 046 de 2009 Proyecto de resolución con el fin de establecer los criterios de verificación de los motivos para el establecimiento de áreas de servicio exclusivo de gas combustible y dictar otras disposiciones. De Carácter General Creg 010 de 2009 Modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible. Donde se aplica el factor:

o

m

IPCIPC

Donde: m: hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2008.

Anexos


o: hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2008. Debe aplicarse el factor:

10008

08 *Bdic

m

o

dic

IPCIPC

IPCIPC

Donde:

08dicIPC: corresponde al IPC publicado por

el DANE para el mes de diciembre de 2008 con Base 98=100.

oIPC: corresponde al IPC publicado por el

DANE para el mes base de cálculo del cargo correspondiente con Base 98=100.

mIPC: corresponde al IPC publicado por el

DANE con la nueva base (Base 08=100) y con la nueva metodología.

10008BdicIPC: corresponde al IPC

publicado por el DANE para diciembre de 2008, en este caso Base 08=100. Ante cualquier retraso en la publicación del IPC, por parte del DANE, las empresas de energía eléctrica y gas combustible ajustarán los cargos con el último índice vigente.

Anexos


Normatividad del Ministerio de Minas y Energía Resolución 18 2115 de 2007 y Resolución 18 0004 de 2008 Se declara un racionamiento de gas natural programado en el punto de entrega del nodo de Barrancabermeja, entre el 29 de diciembre de 2007 y el 2 de enero de 2008. Resolución 181023 de 2008 y Resolución 181567 de 2008 El Ministerio de Minas y Energía declara en esta resolución la aprobación de las solicitudes de cofinanciación con cargo a los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, (FECF). Las solicitudes se determinaron con base en listado emitido por la UPME, conforme a lo previsto en el Artículo 10° del Decreto 3135 de 2004, basado en la priorización de proyectos con concepto favorable presentados FECF. Por otra parte el ministerio mediante certificado de disponibilidad presupuestal apropia la suma de $18,565,564,008 para cofinanciación de proyectos con recursos del mencionado fondo y declara la dependencia de estos giros a la disponibilidad del Programa Anual de Caja, PAC. Resolución 182311 de 2008 Trata temas interadministrativos entre Ecogas y el Ministerio de Minas y Energía.

Resolución 181532 de 2008, Resolución 180008 de 2009, Resolución 180261 de 2009 y Resolución 180533 de 2009 Se declara la producción de gas natural en cumplimiento de lo previsto en el Decreto 2687 de 2008 (abastecimiento de gas natural). La ANH se compromete con la publicación de la información sobre el gas natural de propiedad del estado proveniente de regalías y disponible para ofertar. Se determinan además las cantidades mínimas requeridas por Ecopetrol para la refinería de Barrancabermeja avaladas por el Ministerio de Minas y Energía. Resolución 182278 de 2008 y Resolución 182423 de 2008 Se declara un racionamiento programado de gas natural en el interior del país, entre el 12 de diciembre y el 31 de diciembre de 2008. Con base en el Decreto 880 de 2007 se definió que deberían tomarse como puntos de entrega de gas natural hacia el interior del país, el nodo de Barrancabermeja y el nodo Cusiana.

Anexos


Conceptos Relevantes de SSPD Concepto SSPD 319 de 2008 Temas: • Entrega de tramo de una red de gas. • Obligación de las empresas prestadoras de

servicio de gas. • Construcción de redes en espacio público. Problema Jurídico: Se basa la consulta en resolver las inquietudes relacionadas con un tramo de una red de gas construida por el municipio, toda vez que la empresa privada prestadora del servicio considera que no le era rentable construirlo, teniendo en cuenta que dicho tramo debe conectarse a la red ya existente, se debe resolver los siguientes aspectos: 1) ¿La empresa se puede negar a prestar el servicio de distribución si el municipio le está entregando el tramo nuevo, como lo indica la Ley 142 Artículo 87 Numeral 9?

2) ¿La empresa exige que se le deba entregar la construcción, si no, niega el servicio, y el municipio está sujeto a la ley de contratación, pero si puede entregar el bien y los derechos como lo indica la Ley 142, eso es abuso de posición dominante?

Conclusión: En relación con el tema, la SSPD considera pertinente traer a colación lo dispuesto en la Resolución CREG 070 de 1995. “.. es obligación del distribuidor construir, operar y mantener las redes de distribución situadas en el espacio público, construcción que debe hacerse con sujeción a la reglamentación, las normas urbanísticas y las disposiciones municipales”.

Teniendo en cuenta lo anterior, la SSPD resuelve las inquietudes, así:

1) De conformidad con lo dispuesto en los artículos 129 y 134 de la Ley 142 de 1994, y el Artículo 2.13 de la citada resolución, la

prestación del servicio de gas es obligatoria cuando la solicite el usuario, por su parte, la empresa prestadora solo puede negar el acceso al servicio por cuestiones y razones de tipo técnico debidamente justificadas.

Por otra parte, el valor de dichos bienes no pueden ser incluidos en el cálculo de las tarifas cobradas a los usuarios de los estratos subsidiables. De esta manera, la empresa que reciba como aporte de una entidad pública un bien o derecho, no puede negarse a hacerlo, con base en la norma citada.

2) Frente a la cuestión planteada, debe tenerse en cuenta que el Numeral 3 del Artículo 39 de la Ley 142, establece como contratos especiales autorizados para la gestión de servicios públicos, los que celebren las entidades oficiales para transferir la propiedad o el uso y goce de los bienes que destina a prestar servicios públicos, por lo que la entrega de un tramo de red a una empresa prestadora estaría autorizado por la Ley.

Concepto SSPD 330 de 2008 Tema: • Incremento en las tarifas de gas

combustible por redes.

Problema Jurídico:

¿Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red, están autorizadas legalmente para incrementar las tarifas? En el caso presentado se afirma que la empresa Metrogas incrementó en 30.63% el valor del metro cúbico del consumo residencial para los usuarios, en las facturas correspondientes al mes de mayo de 2008.

Conclusión:

La SSPD señala que no existe norma consagrada en Ley, decreto o resolución que

Anexos


haya autorizado un incremento en las tarifas para el año de 2008. Ahora bien, debe tenerse en cuenta que las empresas prestadoras de dicho servicio se encuentran en la obligación de cumplir con lo dispuesto en el Artículo 90 de la Ley 142 de 1994, que dice cuales son los elementos de la tarifa: “Un cargo por unidad de consumo, que refleje el nivel y la estructura de los costos” y “Un cargo fijo, que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio”.

Se considerarán costos necesarios para garantizar la disponibilidad del suministro los costos fijos de clientela, entre los cuales se incluyen: gastos de administración, facturación, medición y los demás servicios permanentes.

Por lo anterior, la SSPD considera que quien debe dar explicación al incremento de la tarifa de gas, en primer lugar, es la empresa prestadora del servicio, quien deberá exponer detalladamente la forma en que da aplicación a los elementos que hacen parte de la tarifa. Todas las reclamaciones por inconformidad en la facturación deben ser presentadas a la empresa prestadora del servicio. Concepto SSPD 332 de 2008 Temas: • Instalaciones internas de gas. • Cobros adicionales por pruebas a las

instalaciones. • Suministro de gas natural.

Problema Jurídico:

La empresa MG Construcciones, “¿puede prestar los servicios de construcción de instalaciones internas para gas natural, las cuales se entregarán a Alcanos de Colombia debidamente certificadas por una empresa interventora legalmente constituida ?”.

Conclusión:

La Ley 142 de 1994 no señaló funciones a cargo de la SSPD relacionadas con la

certificación o la autorización de empresas para que realicen la construcción de instalaciones internas para gas natural, razón por la cual carece de competencia para pronunciarse sobre este aspecto. Para el servicio de gas combustible por redes de ductos, el usuario puede escoger libremente a cualquier persona que esté debidamente registrada ante la empresa de servicios públicos para que le construya la red interna, siempre y cuando cumpla con las normas técnicas. Para efectos de determinar quienes pueden construir las redes internas de los inmuebles, la CREG en los conceptos 086 y 192 de 1997 señaló: "los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario". "La red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona cualificada podrá prestar el servicio". La misma norma dispone que “... el distribuidor deberá rechazar la instalación si no cumple con las normas de seguridad del MME, y las del Código de Distribución. El costo de la prueba estará incluido en el cargo por acometida”. La SSPD concluye que: “ … la construcción de las instalaciones de gas natural que llegan a los inmuebles mediante tubería, puede ser ejecutada directamente por la empresa distribuidora de gas o a través de contratistas de la empresa o contratados por el usuario, según sea el caso” y adivierte que: “ la prestadora no podrá obligar al usuario potencial a contratar exclusivamente con él la instalación de la red interna o señalarle la persona con quien deberá hacerlo, Artículo 133.4 de la Ley 142 de 1994”. Adicionalmente reseña la SSPD que: “cualquier persona que habite o utilice de modo permanente un inmueble, a cualquier título, tendrá derecho a recibir el servicio, al hacerse parte del contrato de condiciones uniformes. No obstante, este no es un derecho absoluto, teniendo en cuenta que deben darse las

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condiciones técnicas necesarias para la prestación del servicio”. Concepto SSPD 374 de 2008 Tema: • Gas combustible distribuido por medio

diferente a tubería.

Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si quien pretende distribuir y comercializar gas natural comprimido y gas natural licuado, debe convertirse en empresa prestadora de servicios públicos?. Conclusión: La SSPD resuelve la inquietud así: Con base en el primer inciso del Artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 el servicio público domiciliario de gas combustible se define como: “Es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición”. De acuerdo con la anterior disposición, quien realice la actividad de distribución de gas combustible por tubería o por cualquier otro medio, como sería el último caso de la consulta, está prestando un servicio público domiciliario y por tanto sí deberá constituirse en empresa de servicios públicos. En esa medida, quien pretenda distribuir y comercializar gas natural comprimido y gas natural licuado deberá cumplir con el régimen que sobre el particular se define en la Ley 142 de 1994. Concepto SSPD 396 de 2008 Tema: • Red interna de gas natural.

Problema Jurídico:

Se basa la consulta objeto de estudio en determinar lo siguiente: 1) ¿Un distribuidor de gas natural puede solicitarle a una empresa que haga instalaciones internas, que para contratar obras cuente con el certificado de disponibilidad del servicio? 2) ¿Ante quién se pueden elevar quejas de situaciones irregulares con empresas que instalan, construyen y revisan instalaciones internas? 3) ¿Cuál es la regulación de los certificados de disponibilidad del servicio de gas? Conclusión: La Resolución CREG 067 de 1995 señala que: "los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario”. La Resolución CREG 057 de 1996, dispone que "la red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona cualificada podrá prestar el servicio". Menciona además la SSPD que en lo referente a red interna, la Resolución CREG 108 de 1997 en su Artículo 19, señaló que las empresas distribuidoras deberán dar cumplimiento a lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas y que la responsabilidad por la adecuada instalación de la acometida corresponde a la empresa prestadora de gas y la red interna al usuario, correspondiéndole a la primera, verificar que éstas cumplan con las normas de calidad y los parámetros técnicos de seguridad antes de prestar el servicio. Informa la SPPD que la Resolución CREG 067 de 1995, le ha delegado la función de definir los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir la red a la SIC. Finalmente concluye: “en lo referente a normatividad, no existe una regulación puntual

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para ese aspecto; sin embargo, todo el marco normativo que regula los criterios y obligaciones en materia de factibilidad del servicio de distribución de gas por parte de los distribuidores a usuarios puede consultarse en las Resoluciones CREG 067 de 1995 y 057 de 1996”. Concepto SSPD 421 de 2008 Tema: • Contratos de comercialización de energía

eléctrica y gas.

Problema Jurídico: Determinar si las empresas comercializadoras de energía eléctrica y gas pueden comercializar estos servicios a través de una forma diferente al contrato de suministro según los términos del Artículo 42 y 43 de la Ley 143 de 1994 y efectos de dicha práctica. Conclusión: Resuelve la SSPD que los artículos 42 y 43 de la Ley 143 de 1994, Capítulo IX, que se titula “Del régimen económico y tarifario para las ventas de electricidad” y que, por tal razón, sólo son aplicables frente al sector de energía eléctrica. Dado que la consulta es por las modalidades contractuales de la comercialización de gas y energía eléctrica, incluye en el concepto una breve explicación de la regulación especifica de cada sector. De acuerdo con la Ley, la SSPD tiene como función principal la de “ejercer el control, inspección y vigilancia sobre las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios”, dentro de las cuales no está las de vigilar los contratos celebrados por estas, ni la de dar vistos buenos acerca de los mismos. Energía Eléctrica: De conformidad con lo dispuesto en el Artículo 14.25 de la Ley 143, se deducen tres (3) formas de comercialización: 1) en el mercado de energía mayorista - MEM,

2) a usuarios regulados y 3) comercialización a usuarios no regulados.

En el mercado mayorista, Las compras entre agentes generadores y entre agentes comercializadores no están reguladas, por tanto las condiciones y el precio son pactados libremente. La comercialización a usuarios no regulados, las condiciones son iguales que en el mercado mayorista. La comercialización a usuarios regulados, está sujeta a la suscripción de un contrato de condiciones uniformes y el régimen tarifarío es el establecido por la CREG mediante fórmula tarifaría general. Resalta la SPPD que la Ley 143 de 1994, no menciona nada sobre el tipo de negocio jurídico entre el comercializador y el usuario regulado, es por esto que es necesario acudir a la norma general, es decir, la Ley 142 de 1994. Gas Natural: En materia de gas combustible, existe comercialización desde la producción a grandes consumidores, y comercialización a pequeños consumidores. En la comercialización desde la producción, las compras de gas natural podrán usar las siguientes modalidades contractuales: pague lo contratado, opción de compra de gas, servicio de suministro firme o que garantiza firmeza y servicio de suministro interrumpible o que no garantiza firmeza. De acuerdo con la Resolución CREG 057 de 1996, los grandes consumidores tienen libertad de negociación en los siguientes términos: “Los grandes consumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor, un comercializador, un transportador o un distribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere el caso”. Por último, la comercialización de gas natural a usuarios regulados tiene una restricción de conformidad con el Artículo 2o y 3o del Decreto 3429 de 2003 y es que solo puede ser desarrollada por distribuidores de gas natural.

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Concepto SSPD 585 de 2008 Tema: • Normatividad de ventilación de gas

natural.

Problema Jurídico: Donde está reglamentada la ventilación exigida por la empresa Gas Natural?. Conclusión: La SIC es la encargada de definir los requisitos a cumplir para el suministro de gas natural combustible en edificaciones residenciales y comerciales, así como los que tienen que ver con la protección de tuberías y la ventilación de recintos donde se instalen tuberías y artefactos de gas, la evacuación de los gases y los requisitos de protección de la vida, la salud y la seguridad de los habitantes. En uso de la referida facultad, se expidió la Resolución 14471 de 2002 “Por la cual se fijan unos requisitos mínimos de calidad e idoneidad“. Teniendo en cuenta lo señalado, las empresas prestadoras del servicio de gas natural pueden exigir requisitos generales para la ventilación de recintos interiores, conforme con lo dispuesto en el Artículo 1.2.6.3.2 de la Resolución SIC 14471 de 2002. Concepto SSPD 768 de 2008, Concepto SSPD 456 de 2009 y Concepto SSPD 476 de 2009 Tema: • Revisiones instalaciones internas de gas.

Problema Jurídico: ¿Proceden las suspensiones del servicio de gas por no haber hecho las reparaciones solicitadas por una visita técnica y con cargo a quien son las citadas reparaciones?

Conclusión: Confirma la SSPD que para el caso de revisiones de instalaciones de gas natural la Resolución CREG 067 de 1995 Numeral 5.23 establece: "El distribuidor estará obligado a inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del usuario". Cuando el distribuidor requiera revisar las instalaciones del usuario o realizar visitas técnicas de revisión e instalación o retiro de medidores, el usuario deberá acceder a esta solicitud previa notificación por escrito. Igualmente, el Numeral 5.25 del citado código, establece el deber que tiene el usuario de permitir la revisión de las instalaciones por parte del distribuidor. Ahora bien, el Numeral 5.23 del código y la circular externa 000002 del 23 de febrero de 2006 señala al distribuidor como el directo responsable de cumplir con dicha revisión de manera periódica o a solicitud del usuario, efectuando las pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento. Concluye la SSPD que: “.. en los eventos en que las instalaciones de los usuarios se tornen peligrosas o defectuosas o cuando el usuario impida injustificadamente el acceso al medidor u otras instalaciones u obstaculiza el acceso a las mismas, las empresas distribuidoras de gas combustible por redes podrán proceder con la suspensión del servicio”. Concepto SSPD 846 de 2008 Tema: • Instalación de gasodomésticos.

Problema Jurídico: Recomendaciones técnicas para la instalación y manejo de las estufas y hornos a gas y para los calentadores a gas en apartamentos. Conclusión: Aclara la SSPD que de acuerdo con la Resolución CREG 067 de 1995, la función de

Anexos


definir los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir la construcción, ampliación, reforma o revisión de instalaciones para el suministro de gas combustible en edificaciones residenciales y comerciales es de la SIC. Esta entidad expidió la Resolución 14471 de 2002 con la cual se sometió a condiciones de calidad e idoneidad la proyección, construcción, ampliación, reforma o revisión de las instalaciones internas para el suministro de gas y se exigió que las personas naturales o empresas que se dediquen a realizar los citados fines, cumplan con la certificación de las instalaciones y se inscriban en el registro de fabricantes e importadores. De igual forma, en materia de gasodomésticos, mediante la Resolución 0936 de 2008, expedida por el MCIT, se señalan requisitos mínimos que deberán cumplirse dentro del proceso de fabricación de dichos elementos. Concepto SSPD 116 de 2009 Tema: • Red interna de gas natural.

Problema Jurídico: Consulta para determinar si como constructora puede realizar los trabajos de red interna de las viviendas o puede ser obligada a realizarlos con la empresa prestadora del servicio de gas? Conclusión: La SSPD resuleve así: “Los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994 y la Resolución 039 de 1995, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. Estos no son negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario. Ademas, la Ley dice que “Las facultades que las normas otorguen a las empresas de distribución, para llevar un registro del personal autorizado que podrá construir y realizar el mantenimiento de la red interna, no confiere a tales empresas la atribución de limitar el número de registrados, o de negar dicho registro a las personas que reúnan las

condiciones técnicas establecidas por las autoridades competentes”. “Las personas naturales o empresas que se dediquen a la construcción, ampliación, reforma, revisión de instalaciones para el suministro de gas en zonas residenciales y comerciales deben estar debidamente registradas ante la empresa distribuidora y cumplir con los requisitos de la Resolución 14471 de 2002, de lo que se deriva que la empresa distribuidora pueda abstenerse de recibir las instalaciones internas de las empresas hasta tanto cumplan con el requisito del registro”. Concepto SSPD 137 de 2009 Tema: • Regulación de instaladores de gas natural.

Problema Jurídico: Consulta para determinar sí una alcaldía puede regular la actividad de instalación de redes internas y en consecuencia exigir requisitos especiales en constitución de pólizas. Conclusión: Manifiesta la SSPD que el Artículo 69 de la Ley 142 de 1994, dispone que cada comisión será competente para regular el servicio público respectivo y para el caso de la CREG, a ésta le corresponde regular los servicios de energía eléctrica y gas combustible. Acerca de la red interna, la Resolución CREG 108 de 1997 señaló, en su Artículo 19, que las empresas distribuidoras deberán dar cumplimiento a 1) lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas y 2) otras normas que expida la comisión referidas a la red interna para el suministro del servicio. Y concluye que toda persona natural o empresa que se emplee para la construcción, ampliación, reforma, revisión de instalaciones de suministro de gas en zonas residenciales y comerciales debe estar debidamente registrada ante la empresa distribuidora y cumplir con los requisitos de la Resolución 14471 de 2002.

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Concepto SSPD 171 de 2009 Tema: • Acometida de gas natural. Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta en determinar quien debe pagar la acometida hasta el registro de corte del inmueble, cuando un usuario solicita un servicio público en este caso de gas? Conclusión: La SSPD informa que el Numeral 14.1 del Artículo 14 de la Ley 142 de 1994 define acometida como: la derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. Tambien, en edificios de propiedad horizontal o condominios, esta llega hasta el registro de corte general. En el Numeral 14.16 del Artículo 14, señala que las redes internas son el conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor. “La responsabilidad por la adecuada instalación de la acometida corresponde a la empresa prestadora de gas y la red interna al usuario, correspondiéndole a la primera verificar que éstas cumplan con las normas de calidad y los parámetros técnicos de seguridad antes de prestar el servicio y al segundo pagar por la instalación.” Aunque la Ley autoriza a las empresas para exigir, a través del contrato de condiciones uniformes, que los usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los medidores, la Ley 142 de 1994, Artículo 133, presume que hay abuso de posición dominante cuando se obligan al usuario a adquirir cualquier bien o servicio con una persona o empresa en especifico. La Ley prohíbe expresamente a las empresas, realizar prácticas discriminatorias.

Concepto SSPD 179 de 2009 Tema: • Cobro por revisión efectuada por la

empresa.

Problema Jurídico: Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si es correcto que en aplicación a la Ley 142 de 1994 las revisiones efectuadas por la empresa Gas Natural tengan un costo y este sea asumido por el usuario. Conclusión: Aclara la SSPD que el Artículo 28 de la ley 142 de 1994 dispone que todas las empresas prestadoras del servicio publico de gas domiciliario tienen el derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para la prestación de los servicios públicos y que ademas, deben de efectuar periódicamente el mantenimiento y reparación de las redes locales cuyos costos estarán a cargo de ellas. Y que por otra parte, la CREG en la Resolución 067 de 1995, por la cual aprobó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes establece una revisión quinquenal obligatoria de las instalaciones internas, la cual podrá ser cobrada al usuario en proporción a los costos reales en que la empresa incurra por ejecutarla. De lo anterior, la SSPD concluye que en cabeza del distribuidor radica la obligación de inspeccionar cuando menos una vez cada cinco años las instalaciones de la acometida de gas y el medidor, pero esta obligación no es gratuita, ya que los costos en que incurra la empresa estarán a cargo del usuario. Concepto SSPD 376 de 2009 Tema: • Áreas de servicio exclusivo de gas

combustible.

Anexos


Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en que esta entidad realice un pronunciamiento acerca de un proyecto diseñado por el gobierno nacional sobre la creación de nuevas ASE de gas combustible? Conclusión: Informa la SSPD que las ASE son las áreas geográficas, donde el Estado otorga exclusividad en la distribución domiciliaria de gas natural a una empresa mediante un contrato y que la la Ley dispuso que el MME es quien otorga las ASE con sujeción a las verificaciones que debe realizar la CREG. Por lo anterior concluye que: 1.Existe libertad de empresa en la prestación de los servicios públicos. 2.Las autoridades municipales no pueden negar o condicionar a las empresas de servicios públicos las licencias correspondientes, por favorecer monopolios o limitar la competencia. 3.La Nación a través del MME tiene competencia privativa para asignar ASE donde sea necesario, de manera tal que estas se constituyan en una excepción al principio de libertad de empresa, cuando otros principios o derechos fundamentales deban ser protegidos. Concepto SSPD 416 de 2009 Tema: • Seguridad del servicio público domiciliario

de gas natural.

Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si las empresas comercializadoras de gas natural domiciliario en los municipios pequeños están obligadas a tener funcionarios de tiempo completo las 24 horas de los 365 días del año, con el fin de garantizar la seguridad y la continuidad del servicio?

Conclusión: La SSPD informa que la Ley 142 de 1994 no trajo una definición puntual de servicio público domiciliario, sino que determinó las actividades que lo componen en su artículo primero; sin embargo, la Corte Constitucional ha definido los servicios públicos domiciliarios como:“aquellos que se prestan a través del sistema de redes físicas o humanas o con puntos terminales en las viviendas o sitios de trabajo de los usuarios y cumplen la finalidad específica de satisfacer las necesidades esenciales de las personas”. Por otra parte enfatiza que en el Artículo 75 de la Ley 142, se especifíca que la competencia de la SSPD, es la de ejercer las actividades de inspección, control y vigilancia, sobre los servicios públicos domicliarios y recalca que dentro de estas funciones no esta la de regular la parte interna organizacional ni laboral de las empresas prestadoras del servicio. Concepto SSPD 483 de 2009 Tema: • Servidumbre de gas.

Problema Jurídico: Consulta para determinar lo siguiente: 1) ¿La empresa de gas puede ubicarse en cualquier predio sea del estado o del particular, podrá la empresa instalar redes del servicio de gas domiciliario sin asumir costo ante los dueños de los predios?. 2) ¿La empresa de gas domiciliario deberá pagar servidumbre?. 3) ¿Cuales y en que lugar hay indemnización de incomodidades y perjuicios que ocasione las obras de las empresas?. 4) ¿Quienes dan los estímulos y que elementos son los estímulos?. 5) ¿Se solicita ampliación sobre la defensa de los derechos colectivos y particulares?.

Anexos


6) ¿La empresa de gas requiere permiso sobre la vía peatonal para instalar redes? Conclusión: Sobre los puntos 1 y 2 la SSPD concluye que los prestadores de servicios públicos pueden imponer servidumbres, hacer ocupaciones temporales o remover obstáculos, siempre que dichas actividades sean necesarias para la prestación del servicio, respetando los derechos del propietario del predio. Punto 3: El Artículo 57 de la Ley 142 de 1994, realiza una precisión y es que la indemnización de las incomodidades y perjuicios al propietario del predio por una servidumbre necesaria para prestar los servicios públicos, será la que se determine en los términos establecidos en la Ley 56 de 1981.

Punto 4.El estimulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos señalado en el Numeral 3.8 del Artículo 3 de la Ley 142 de 1994, constituye uno de los instrumentos de la intervención estatal en dichos servicios. Punto 5: La inquietud planteada no es clara, por lo tanto la SSPD se abstiene de dar respuesta a la misma, estando atentos a cualquier otra solicitud o aclaración. Punto 6: Las empresas de servicios públicos tienen el derecho a construir, operar y modificar las redes e instalaciones para prestar los servicios públicos. Sin embargo, la Ley exige una serie de requisitos, que se encuentran desarrollados en el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994.

Anexos


Detalle de la cobertura nacional a diciembre 31 de 2008 Cobertura por departamentos y municipios

Potencial Efectiva

Antioquia (19) 993,649 814,787 20,314 146,156 157,352 47,759 38,980 23,387 433,948 4,266 918 439,132 82% 44%

Atlántico (65) 473,380 462,108 135,289 134,284 78,457 28,601 15,069 10,993 402,693 7,431 438 410,562 98% 85%

Bogotá 1,780,009 1,780,009 107,878 501,696 546,133 166,431 55,688 40,393 1,418,219 30,448 422 1,449,089 100% 80%

Bolívar (19) 300,630 250,095 87,109 83,490 33,968 11,659 6,410 6,951 229,587 2,754 199 232,540 83% 76%

Boyacá (39) 114,285 94,992 6,604 38,433 29,042 4,067 1,114 0 79,260 2,158 17 81,435 83% 69%

Caldas (8) 117,727 106,200 8,465 32,464 33,325 11,190 3,183 4,874 93,501 1,504 70 95,075 90% 79%

Casanare (11) 52,968 46,600 8,712 20,310 6,715 1,013 17 0 36,767 922 11 37,700 88% 69%

Cauca (4) 85,995 32,944 744 3,566 1,852 60 23 1 6,246 0 0 6,246 38% 7%

Caquetá (1) 32,359 849 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3% 0%

Cesar (28) 143,055 132,064 33,082 43,171 18,521 5,259 1,641 651 102,325 1,076 83 103,484 92% 72%

Córdoba (18) 160,824 137,154 52,162 43,778 16,748 3,645 1,728 1,031 119,092 1,178 93 120,363 85% 74%

Cundinamarca (44 294,201 270,300 32,273 103,199 65,103 11,955 538 524 213,592 2,671 85 216,348 92% 73%

Huila (37) 184,499 178,442 36,549 71,821 15,986 4,975 1,047 123 130,501 1,053 50 131,604 97% 71%

La Guajira (26) 77,683 71,112 14,765 31,076 12,268 1,944 272 1 60,326 814 29 61,169 92% 78%

Magdalena (29) 160,990 147,479 34,589 41,001 28,749 8,031 3,220 7,767 123,357 1,944 158 125,459 92% 77%

Meta (8) 133,111 118,960 16,230 33,933 43,365 8,564 2,976 751 105,819 1,964 24 107,807 89% 79%

Norte de Santander (4) 151,067 112,950 8,044 33,702 17,826 7,027 461 1 67,061 4 81 67,146 75% 44%

Quindío (8) 103,450 103,136 16,604 33,530 18,271 3,187 2,761 601 74,954 1,107 21 76,082 100% 72%

Risaralda (7) 147,401 138,828 15,882 39,991 31,730 8,683 4,200 2,582 103,068 1,762 40 104,870 94% 70%

Santander (25) 315,143 308,802 41,373 80,449 84,397 53,033 8,562 7,825 275,639 6,852 49 282,540 98% 87%

Sucre (17) 120,591 96,843 36,173 35,046 10,580 3,611 365 456 86,231 1,119 50 87,400 80% 72%

Tolima (30) 232,499 207,009 28,561 86,208 36,136 6,186 633 155 157,879 1,081 34 158,994 89% 68%

Valle (24) 799,604 777,140 87,404 230,971 199,830 45,878 36,278 10,297 610,658 9,389 289 620,336 97% 76%

Total (471) 6,975,120 6,388,803 828,806 1,868,275 1,486,354 442,758 185,166 119,364 4,930,723 81,497 3,161 5,015,381 92% 71%

Fuente: Minminas.(#) Número de municipios por Departamento.

PotencialResidencial

Anillados 1Departamento

Usuarios de Gas Natural en ColombiaResidencial Conectados Comercial Industrial Total 2 3 4 5 6

Cobertura Residencial

24%

10%

6%

7%4%4%

45%

2007Bogotá

Valle

Antioquia

Atlántico

Santander

Bolivar

Otros

29%

12%

9%8%6%

5%

31%

2008

Usuarios de Gas Natural en Colombia

Anexos


Anexos


Poblaciones atendidas por empresa

Anexos


Anexos


Abreviaturas y Siglas

Anexos


Anexos


Unidades y Factores de Conversión

Concepto Descripción1 barril de combustóleo pesado 1,593,000 kilocalorías1 barril de gas licuado 0.00095 teracalorías1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural1 barril diesel 1,469,600 kilocalorías1 Btu 1,055.06 joules1 Btu 252 calorías1 Kilocaloría 3.968264 Btu1 caloría 4.1868 joules1 galón Glp 4.6719 libras1 metro cúbico de querosene 8,841,586 kilocalorías1 metro cúbico de gas de alto horno 8,825,000 calorías1 metro cúbico de gas de coque 4,400,000 calorías1 metro cúbico de gas natural 8,460,000 calorías (para efectos de facturación de gas seco)1 millón de metros cúbicos de gas 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo1 millon de pies cúbicos de gas 0.0234 teracalorías1 millón de toneladas de petróleo 40.4 Mbtu 1 millón de toneladas de petróleo crudo 41.868 petajoules (1015 joules)1 pie cúbico de gas natural 1,000 Btu1 petacaloría 132.76 megawatts1 petajoule 0.94708 miles de barriles equivalentes de petróleo 1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 kilocalorías1 tonelada de Bagazo 1,684,990 kilocalorías1 tonelada de carbón 4,662,000 kilocalorías1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 kilocalorías1 tonelada de petróleo equivalente 41.868 gigajoules1 watt hora 3,600 joules1 tonelada métrica 7.33 barriles de petróleo

Relación de Energía y Poder Calorífico

PrefijoFactor de

Multiplicació Símbolo

Peta 10 15 P

Tera 10 12 TGiga 10 9 GMega 10 6 MKilo 10 3 K

Billones 10 9 B

Prefijos Decimales

Concepto Descripción

1 tonelada 1,000 kilogramos

1 libra 453.59 gramos

Relación de Masa

Anexos


Concepto Descripción1 barril 42 galones1 galón 0.0238 barriles1 metro cúbico 6.2898104 barriles1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos1 metro cúbico 1,000 litros1 millón de metros cúbicos 6,289.80 miles de barriles1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles1 pie cúbico 0.000166 barriles 1 pie cúbico 0.0283168 metros cúbicosCilindro de 100 libras 23.7023 galonesCilindro de 20 libras 4.7405 galonesCilindro de 40 libras 9.4809 galones

Relación de Volumen

Moneda Símbolo

Euro € 1.39 €/US$Dólar US$ 1 US$Bolívar Bs. 2,150 Bs/US$Colón costarricense C 501.6 C / US$Córdoba nicaraguense C$ 19.84 C$/US$Lempira hondureño L 18.9 L/US$Quetzal guatemalteco Q 7.78 Q/US$Real brasileño R$ 1.8 R$/US$Peso argentino $a 31.1 $a/US$ Boliviano Bs 7.7 Bs/US$Peso colombiano $ 2,244 $/US$Peso chileno $ 522.4 $/US$Nuevo sol peruano S/ 3.14 S/US$Peso uruguayo $ 24.35 S/US$Guaraní paraguayo G 4,870 G/US$

Tasa de Cambio 2008

Conversiones de Tasas

Anexos


Glosario de Términos

Anexos


Anexos


Directorio del Sector

Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebMinisterio de Minas y Energía Bogotá Cra 9A No 99 - 02 Piso 7 6234077 www.minminas.gov.co

CREG Bogotá Cra. 7 Nº 71 - 52 Torre B Piso 4º 312 20 20 - 312 19 00 www.creg.gov.co

UPME Bogotá Cra 50 # 26-20 018000911729 - 2220601 www.upme.gov.co

SSPD – Superservicios Bogotá Cra 18 No. 84-35 Piso 4 6913014 www.superservicios.gov.co

ANH Bogotá Cra 7 No. 71-21 Torre A piso 2 3174405 -3174404 www.anh.gov.co

CNO Gas Bogotá Cra 6 No 115-65 zona F of.506 6121464 -2145433 [email protected]

Naturgas Bogotá Cra 7 No 71-21 Torre B piso 17 3135000 - 3135087 www.naturgas.com

Diario La República Bogotá Calle 46 No 103 - 59 4135077 www.larepublica.com.co

DANE Bogotá Transversal 45 No.26-70 Interior I - CAN.

5978300 - 5978399 www.dane.gov.co

Corfinsura Bogotá Calle 72 No 7 -64 Piso 11 3100355 www.corfinsura.com

Corfivalle Bogotá Cra 7ª No. 71-21 Torre A Piso 8 3173434 www.corfivalle.com

Ecopetrol Bogotá Edificio Principal Cr 13 No. 36 - 24 2344000 www.ecopetrol.com.co

Colombia

Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebB.P. Exploration Co. (Colombia) Ltda.

Bogotá Cra 9A No 99 - 02 Piso 7 6234077 www.bogota.cpweb.bp.com

Chevron Texaco Petroleum Company

Bogotá Cll 100 #7A - 81 6107366 - 2578400 www.texaco.com

Empresa Colombiana De Petroleos S.A. Bogotá Cra 13 # 36-24 2344000 - 2880071 www.ecopetrol.com.co

Hocol S.A Bogotá Cra 7 No. 71-21 Torre A piso 2 3174405 -3174404 N.D.

Mercantile Colombia Oil And Gas

Bogotá Cra 6 No 115-65 zona F of.506 6121464 -2145433 [email protected]

Petrobras Colombia Limited Bogotá Cra 7 No 71-21 Torre B piso 17 3135000 - 3135087 www.ecopetrol.com.co

Empresas Productoras

Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebCoinobras Bucaramanga Cra 35 No. 44 - 38 6472175 www.coinobras.com

TGI Bucaramanga Cra 34 No. 41-51 6320002 www.tgi.com.co

Transgastol Ibagué Cra 5 No. 38 –14 Of. 203 2648447 - 2646820 www.gasoductodeltolima.com.co

Promigas Barranquilla Calle 66 No. 67-123 3713444 -3713555 www.promigas.com.co

Progasur Neiva Cra. 9 No. 7-25 8714416 Ext 136 www.progasur.com.co

Transoriente Bucaramanga Cra 27 No. 36 - 14 6347177 – 6347234 www.transoriente.com.co

Transmetano Medellín Cra 43A No. 23 sur - 15 3317474-3327070 www.transmetano.com.co

Transcogas Bogotá Calle 71 No. 11 – 10 Of. 204 6090187 www.transcogas.com.co

Transoccidente Cali Calle 64N No. 58 -156 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.co

Empresas Transportadoras

Anexos


Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebAlcanos de Colombia Neiva Cra 9 No. 7 – 25 8714416 www.alcanosesp.com

EPM Medellín Cra 58 No. 42 – 125 Piso 12 3808080 www.eeppm.com

Espigas Bucaramanga Centro C – Cabecera II Etapa A601N 6434005 [email protected]

Gases del Caribe Barranquilla Cra 54 No. 59 -144 3306000 -3612499 www.gasesdelcaribe.com

Gases del Cusiana Yopal Cra 20 No. 18 - 66 6357951 [email protected]

Gases del Oriente Cucuta Avenida 0 No. 6 - 06 5752545 [email protected]

Gases del Quindío Armenia Cra 14 No. 18an - 08 7496969 - 7497878 [email protected]

Gases de Occidente Cali Centro C - Chipichape Bodega 2 4187300 - 6847300 [email protected]

Gases de la Guajira Riohacha Cra. 15 No. 14 C - 33 7273464 - 7273343 [email protected]

Gases de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 No. 22 – 46 6228145 - 6228587 [email protected]

Gas Natural Bogotá Calle 71 A No. 5 – 38 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.co

Gas Natural del Cesar Bucaramanga Cra 37 No. 37 – 27 6437862 - 6437148 www.gasnacer.com

Gas Natural del Centro Manizales Cra 23 No. 63 – 61 8860626 - 8857710 [email protected]

Gasoriente Bucaramanga Diagonal 13 No. 60 A – 54 6443888 - 6443382 [email protected]

Gas Natural Cundiboyacense Bogotá Cra 10 No. 9 – 08 8637966 ext 116 [email protected]

Gas del Risaralda Pereira Cra 12 No. 3 – 23 3315555 - 3316666 [email protected]

Llanogas Villavicencio Calle 47 A No. 30 - 08 6643030 [email protected]

Madigas Acacias - Meta Cra 23 No. 18–24 6569555 www.madigas.com.co

Metrogas Floridablanca Calle 29 No. 25–72 Of. 503 6384526 - 6384935 [email protected]

Promesa Bucaramanga Calle 51 No. 23 – 62 6477302 - 6478307 N.D.

Surtigas Cartagena Calle 31 No. 47 - 30 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co

Empresas Distribuidoras

Empresa Direccion Ciudad Teléfono PaísAgencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar Brasilia 55-61-21928714 Brasil

Agencia Nacional De Petróleo - ANP Avenida Rio Branco, n. 65 - 13 Rio de Janeiro 55-21-21128370 Brasil

Agencia de Hidrocarburos Centro - Rio de Janeiro - RJ - 20031-201 Rio de Janeiro (21)3804-0000 Brasil

Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía

Calle Alcalá, 47 Madrid 34-91-4329634 España

Autoridad Reguladora de los Servicios Pùblicos Apdo. 936-1000.- Sabana Sur San José 506--2200102 Costa Rica

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos - ANSP Vía España, Edificio Office Park Panamá 507--5084624 Panamá

Comisión Nacional de Energía Calle Alcalá, 47 Madrid 34-91-4329618 España

Comisión Nacional de Energía - CNEE 4º Avenida, 15-70 Zona 10 Edificio Palladium Guatemala 502--23664218 Guatemala

Comisión Nacional de Energía Teatinos 120 Piso 7 Santiago 56-2-3656800 Chile

Comisión Reguladora de Energía - CRE Avda. Horacio 1750, Colonia Los Morales México D. F. 52-55-52831550 México

Comisión Nacional de Energía (CNE) Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches Santo Domingo

1-809-7322000 República Dominicana

Energy Information AdministrationNational Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585

Washington 202/586-0727 Estados Unidos

International Asociation for Gas Natural Vehicles Estados Unidos

Ministerio de Energía y Minas Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas Guatemala 502--24424999 Guatemala

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima 51-1-2193409 Perú

Olade Ecuador

Superintendencia de Eléctricidad Avda 16 de Julio (El Prado) 1571 La Paz 591-2-2312401 Bolivia

Superintendencia de Hidrocarburos La Paz, Bolivia Correo Central La Paz 591-2-2434000 Bolivia

SIGET 6ª 10ª Calle Poniente y 37 San Salvador 503-22574412 El Salvador

Superintendencia de Competencia Edificio Madreselva 1er nivel San Salvador 503--25236600 El Salvador

Superintendencia de Electricidad Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches Santo Domingo

1-809-6832500 República Dominicana

Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua C/ Yaguarón 1407, Piso 811 Montevideo 598-2-9082221 Uruguay

Directorio Internacional

Fuente: V Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética "Aspectos juridicos de la regulación y funcionamiento de los sectores de energía"

Anexos


BIBLIOGRAFÍA ABEGAS. Rio Oil & Gas. Brasil. 2008. ADIGAS. Transporte y Distribución de Gas Natural en Argentina. Junio 2003. Agencia Nacional de Hidrocarburos. Indicadores ANH. Colombia, Diciembre 2008. Agencia Nacional de Hidrocarburos. Informe de Gestión 2008, Colombia, 2008. Agencia Nacional de Petróleo. Boletín Mensual de Gas Natural. Diciembre 2006, 2007 y 2008. ANCAP. Gasoducto del Litoral. Uruguay, 2008. Asociación Venezolana de Procesadores de Gas. Industria del Gas Natural en Venezuela “Perspectivas de Desarrollo”. Venezuela, Agosto 2005. Asociación Venezolana de Procesadores de Gas. Condiciones para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Venezuela, 2003. Banco de la República de Colombia. Informe sobre la Inflación. Diciembre 2008. BBC Mundo. Hidrocarburos en América Latina, 2001. Boletín Electrónico de Operaciones. Volúmenes de Gas Transportado por Operador. Colombia, 2008. BP. Statistical Review of World Energy. Junio 2009. Cayo, Juan Miguel. Perspectivas para el Mercado Nacional y Exportación. Agosto 2005. CEPAL. Anuario Estadístico de América Latina y el Caribe. 2007 y 2008. CEPAL. Balance Preliminar de las Economías de América Latina y el Caribe. 2008. Comisión Coordinadora y Promotora del Gas Natural e Inversiones Ligadas (COMIGAS). Gas Natural para Paraguay. Paraguay, 2002. Comisión Coordinadora y Promotora del Gas Natural e Inversiones Ligadas (COMIGAS). Propuesta de Gasoducto Bolivia – Paraguay con Planta GNL sobre La Hidrovía Paraguay - Paraná. 2003. Comisión Nacional de Energía de Chile. Balance Nacional de Energía. 2006 y 2007. CREG. Resoluciones expedidas en 2008 y Enero – Junio 2009. DANE. Informe de Coyuntura Económica Regional. Colombia, 2006.

Anexos


DANE. Sínteis Estadística Semanal. Colombia, Diciembre 2007. Departamento De Hidrocarburos de Paraguay - M.O.P.C. Exploración Petrolera 1947 al 1997. Dirección Nacional de Tecnología y Energía Nuclear. Lineamientos Estratégicos de Energía y Ronda Uruguay. Diciembre 2008. Ecopetrol. Ecopetrol en Cifras. Colombia, Octubre 2008 Empresa Cochabambina de Gas. Análisis de Riesgo. Cochabamba. Bolivia, 2006. ENAGAS. Reservas en Venezuela, Venezuela, 2007. ENAGAS. Entre Gas - Publicación Trimestral del Ente Nacional del Gas 2007. ENAP. Memoria Anual. Chile, 2008. Energy Information Administration. Annual Energy Outlook 2009. Marzo, 2009. Energy Information Administration. Venezuela Background. Junio, 2009. Ente Nacional Regulador de Gas de Argentina. Informe Anual ENARGAS. Argentina, 2000 y 2007. Fondo de Estabilización de Precios de Los Combustibles. Informe de Precios de Paridad. 2006, 2007 y 2008. Galileoar. Estadísticas del Gas Natural Vehicular. Abril 2007. GVR. Worldwide NGV Statistics. Febrero 2008. HGV Group. Gas Vehicles Report. Febrero 2009. ILDIS. Integración Energética Andino – Brasileña. Febrero 2006. INEC. Análisis Mensual de Inflación. Enero - Marzo - Abril 2008. INEI. Estructura de Precios de los Combustibles 2006, 2007 y 2008. Instituto Nacional de Tecnología Industrial. Gas Natural en Argentina. Argentina, Marzo 2006. Instituto Argentino de la Energía. Producción y Abastecimiento de Gas Natural en los Próximos Años. Argentina, Abril 2009. International Energy Outlook. Energy Information Administration. Mayo 2009. Marquina Campo, Javier. Dale Gas. Venezuela, Mayo 2005.

Anexos


METROGAS. Comparación Internacional de Tarifas de Gas Natural para Clientes Residenciales e Industriales. Colombia, 2005 y 2008. Ministerio de Minas y Energía de Venezuela. Petróleo y otros datos Estadísticos. Venezuela, 2004 - 2006. Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones. Balance Energético de la República del Paraguay. 1970 al 2005. Ministerio del Ambiente. Ecuador In The Methane To Markets Initiative – Gas And Oil Sector. Ecuador, Abril 2006. Ministerio de Industria, Energía y Minería. Gas Natural. Uruguay, 2002. Ministerio de Minas y Energía. Memorias al Congreso Nacional. Colombia, 2007 – 2008. Ministerio de Minas y Energía. Resoluciones expedidas en Colombia, 2008 y Enero – Junio 2009. Ministerio de Minas y Petróleos de Ecuador. Estadística Hidrocarburifera. Quito, 2005 y 2008. Ministerio de Minas y Energía. Plano Nacional de Energía 2030. Brasil. 2006 - 2007. Ministerio de Minas y Energía. Boletín Mensual Minero Energético. Diciembre 2008. Ministerio de Minas y Energía de Venezuela. Petróleo y otros Datos Estadísticos. 2004 - 2006. Naturgas. Disponibilidad Futura del Gas Natural en Colombia. Colombia, Octubre 2008. OLADE. Prospectiva Energética al 2032. Mayo 2007. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. Anuario Estadístico. 2006 y 2007. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Anuario Estadístico 2006 y 2007. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Boletín Informativo de Gas Natural. 2008. PerúPetro. Contratos de Exploración y Explotación vigentes a Diciembre de 2006, 2007 y 2008. PerúPetro. Estadística Petrolera. Perú, 2007. PerúPetro. Investment Opportunities in Perú. Enero 2008.

Anexos


PerúPetro. Sísmica 2d Registrada (1999 - 2008). 2008. PerúPetro. Perforación Exploratoria (1999-2008). 2008. PerúPetro. Producción Fiscalizada de Gas Natural a Nivel Nacional 2008 y 2009. Petrobras. Plan Estratégico 2008 – 2020. Septiembre 2007. Petróleo y Otros Datos Estadísticos - PODE. Informe 2004, 2005 y 2006. Diciembre 2006. PDVSA. Informe Operacional y Financiero. Venezuela, Septiembre 2008. PDVSA. Planes Estratégicos Desarrollo de Gas. Venezuela, 2006. Pontificia Universidad Católica de Chile. Abastecimiento de Gas Natural. Perú, Mayo 2007. Pontificia Universidad Católica de Chile. Abastecimiento de Gas Natural, Mayo 2007. Pontificia Universidad Católica de Chile. Análisis del mercado de Argentina 2005 - 2006. Pontificia Universidad Católica de Chile. Análisis del mercado de Bolivia 2005 - 2006. Pontificia Universidad Católica de Chile. Análisis del mercado de Chile 2005 - 2006. Prensa Vehicular Perú. Las Estadísticas del Gas Natural Vehicular. Perú, Abril 2007. Promigas. Informe de Reservas Producción de Gas Natural en Venezuela. Octubre 2007. Promigas. Panorama Energético Chileno. Octubre 2007. Reuters. Bolivia to sign natural gas deal with Paraguay. Uruguay, Diciembre 2008. Scandoil. CDS Oil & Gas updates Paraguay operations. Mayo, 2009. Servicio Natural de Metrología. Gas Natural en el Perú. Perú, Marzo 2006. Superintendencia de Hidrocarburos. Ampliación de Capacidad de Gasoductos. Bolivia. 2007. Superintendencia de Servicios Públicos. Informe Ejecutivo de Gestión de las Empresas Transportadoras de Gas. Colombia, Octubre 2008. Superintendencia de Hidrocarburos. Memorias. Bolivia, 2006. Transportadora de Gas del Sur (TGS). líder en Argentina. Universidad de Alicante, España. Precios de Gas Natural en Chile: Una Primera Mirada al Desempeño de un Mercado Liberalizado. Septiembre, 2003.

Anexos


Veneconomy. Precios del gas natural. 2007. World Energy Council. Energía Mundial. 2006.

Anexos


Paginas WEB Abegas, www.abegas.org.br Adigas, www.adigas.com.ar Agencia Nacional de Hidrocarburos, www.anh.gov.co Agencia Nacional de petróleos, www.anp.gov.br Agencia Reguladora de Energía y Saneamiento Basico de Río de Janeiro (AGENERSA), www.agenersa.rj.gov.br Agencia Reguladora de Saneamiento y Energía de Sao Pablo (ARSESP), www.arsesp.sp.gov.br América Económica, www.americaeconomica.com Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland, www.ancap.com.uy Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, www.acipet.com Banco de la República, www.banrep.gov.co Banco Central de Reservas del Perú, www.bcrp.gob.pe British Petroleum, www.bp.com Cálidda, (Gas Natural del Perú), www.calidda.com.pe Camara de Comercio de Santigo de Chile (CCS), www.ccs.cl Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal), www.cepal.org Comisión de Regulación de Energía y Gas Creg, www.creg.gov.co Comisión Nacional de Energía de chile, www.cne.cl Departamento Nacional de Planeación, www.dane.gov.co Dirección Nacional de Energía y Tecnologia Nuclear de Uruguay, www.miem.gub.uy Distribuidora de Gas Cuyana y Centro: ECOGAS, www.ecogas.com.ar Domegas, www.domegas.com Ecopetrol, www.ecopetrol.com Empresa Nacional del Petróleo, www.enap.cl

Anexos


Ente Nacional del Gas de Venezuela, www.enagas.gob.ve Ente Nacional Regulador de Gas de Argentina, www.enargas.gov.ar Energy Information Administration, www.eia.doe.gov Fondo Monetario Internacional (FMI), www.imf.org Gasoducto del Cruz del Sur, www.gasoductocruzdelsur.com.uy Gas Natural BAN S.A, www.portal.gasnatural.com Gasnea, www.gasnea.com.ar Gazel, www.gazel.com.co Inter – American Development Bank (BID), www.iadb.org Internaciona Asociation for Natural Gas Vehicles, www.iangv.com Instituto Nacional de Estadísticas y Censos de Ecuador, www.inec.gov.ec Litoral gas S.A, www.litoral-gas.com.ar Metrogas S.A. www.metrogas.com.ar Ministerio de Minas y Energía, www.minminas.gov.co Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, www.mem.gov.ve Ministerio de Energía y Minas de Perú, www.minem.gob.pe Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, www.miem.gub.uy Osinerg, www.osinerg.gob.pe PDVSA, www.pdvsa.com Perupetro, www.perupetro.com.pe Pluspetrol, www.pluspetrol.net Sistema Único de Información, www.sui.gov.co SIPG - Sistema Informático de Petróleo y Gas, www.iapg.org.ar Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, www.superservicios.gov.co Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia, www.superhid.gov.bo

Anexos


Unidad de Planeación Minero Energética, www.upme.gov.co NGV Group, www.ngvgroup.com

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