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HIDROCARBUROS

Memorias al Congreso de la República2012 - 2013

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HIDROCARBUROS

UPSTREAM1. RONDA COLOMBIA 2012

La Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en su calidad de enti-dad administradora de los recursos hidrocarburíferos de la nación, es-tructuró y realizó durante el año 2012 el proceso denominado “Ronda Colombia 2012”.

En este proceso abierto y competitivo, se recibieron ofertas de inversio-nistas tanto nacionales como internacionales sobre diferentes áreas en el país para la exploración y explotación de hidrocarburos. En dicho pro-ceso se ofrecieron 115 bloques, de los cuales 30 tienen prospectividad para yacimientos no convencionales y 13 para costa afuera.

Para hacer atractivas dichas áreas se preparó la información existente en el Banco de Información Petrolera – EPIS, en paquetes con datos técnicos, los cuales fueron adquiridos por las compañías interesadas.

Con el fin de poder adelantar y culminar con éxito el proceso, la ANH adelantó una labor agresiva de promoción de la mencionada ronda,

tanto en Colombia como en el exterior, con el fin de presentar la información del proceso, los requisitos que debían cumplir las empresas que querían participar, la prospectividad de las áreas ofertadas, y las condiciones contractuales de los contratos de Evaluación Técnica – TEAs y de los contratos de Exploración y Producción - E&P a suscribir. Esta campaña de promoción se estructuró a través de una estrategia de “road shows” (giras por distintas ciudades para atraer inversores) en espacios nacionales e internacionales.

El lanzamiento de la ronda tuvo lugar el 21 de febrero de 2012 en la ciudad de Bogotá, y continuó con presen-taciones en Toronto (febrero 29), Calgary (marzo 1 y 2), Houston (marzo 8), Londres (marzo 22 y 23), Beijing (marzo 26 y 27), Seúl (marzo 29 y 30), Tokio (abril 3 y 4), Río de Janeiro (abril 17) y Mumbai (mayo 9), durante las cuales se trataron aspectos de carácter técnico, financiero y legal relacionados con el proceso en general.

La primera fase del evento, conocida como el “depósito de ofertas”, se realizó el 17 de octubre 2012 en la ciudad de Cartagena, en la cual se recibieron 105 ofertas para 49 áreas, presentadas por 37 compañías.

La segunda fase del proceso se efectuó el 28 de Noviembre en Bogotá, en la que se cerró la “Ronda Colom-bia 2012” con un número total de 50 bloques asignados.

Finalmente, en el mes de diciembre se procedió a la firma de los respectivos contratos que legalizaban la adjudicación de los bloques asignados. Para el 31 de diciembre se contaba con un número total de 48 con-tratos firmados (Ver tabla).

TABLA 1. CONTRATOS FIRMADOS POR RONDA COLOMBIA 2012 (31 De diciembre de 2012)*

BLOQUES PROPONENTE TOTAL

LLA 2

CONSORCIO ANDES ENERGIA ARGENTINA S.A.- INTEGRA OIL & GAS S.A.S 8

LLA 3LLA 12LLA 28LLA 49LLA 51LLA 79VMM 8PUT 13

ECOPETROL S.A 5PUT 17CAT 3VMM5VMM 16LLA 1

PETRÓLEOS DEL NORTE S.A. 4LLA 53LLA 70PUT 25LLA 65

HOCOL S.A. 4GUA 2VIM 8VIM 15PUT 5

CONSORCIO OPTIMA - RANGE 3VMM 7VSM 1LLA 33

BC. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS SL 3LLA 43LLA 66LLA 64

VETRA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN COLOMBIA S.A.S. 2LLA 78LLA 83 GRUPO C&C ENERGIA (BARBADOS ) LTD 1PUT 24 PETROLEOS SUD AMERICANOS SA 1VIM 19 OGX PETROLEO E GAS LTDA 1VIM 21 GEOPRODUCTION OIL AND GAS COMPANY, LLC 1VMM 39 CLEAN ENERGY RESOURCES S.A. 1GUA OFF 2 ONGC VIDESH LIMITED 1LLA 69 MANSAROVAR ENERGY COLOMBIA LTD. 1COL 2 ANADARKO COLOMBIA COMPANY 1COL 3 SHELL EXPLORATION AND PRODUCTION COLOMBIA GMBH 1SN 3 CONSORCIO GRANTIERRA - PERENCO 1SN 1 CONSORCIO GRANTIERRA - PLUSPETROL 1URA 4 UNIÓN TEMPORAL ANADARKO - ECOPETROL BLOQUE B 1COL 5 UNIÓN TEMPORAL ANADARKO - ECOPETROL BLOQUE A 1


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TABLA 1. CONTRATOS FIRMADOS POR RONDA COLOMBIA 2012 (31 De diciembre de 2012)*

BLOQUES PROPONENTE TOTAL

COR 46 UNIÓN TEMPORAL BLOQUE COR 46 (ECOPETROL - EXXONMOBIL) 1GUA OFF 1 UNIÓN TEMPORAL REPSOL - ECOPETROL 1AMA 4 UNIÓN TEMPORAL ECOPETROL - HOCOL 1COR 62 UNIÓN TEMPORAL BLOQUE COR 62 . ECPEM (ECOPETROL - EXXONMOBIL) 1

VMM 29 UNIÓN TEMPORAL BLOQUE VMM 29 ECPEM (ECOPETROL - EXXONMOBIL) 1

PUT 12 UNIÓN TEMPORAL AMERISUR - PLUSPETROL 1

TOTAL BLOQUES 48

*Este listado no incluye los bloques LLA50 y PUT14 adjudicados a la compañía GULFSANDS PETROLEUM PLC. Los contratos de estos dos bloques no fueron firmados al 31 de diciembre de 2012.

Fuente: Vicepresidencia de Promoción y Asignación de Áreas – ANH.

Dentro de los resultados más importantes que se derivan de este proceso de asignación de áreas de la Ronda Colombia 2012 se resaltan los siguiente:

• El interés sobre el Caribe Colombiano.• Se dio inicio al desarrollo de yacimientos no convencionales.• Un 43% de las áreas ofrecidas recibieron ofertas.• Se mantiene la presencia de compañías operadoras tanto pequeñas como grandes, pero siempre

con experiencia.• La inversión proyectada para los próximos 4 años será de 2.600 millones de dólares.• Se obtuvo un porcentaje de participación en producción que varió entre el 1% y el 34%.

La Ronda Colombia 2012 dejó varios retos importantes: primero, efectuar el estricto seguimiento y control a la ejecución de los contratos derivados de la misma y, segundo, atender todas las inquietudes y dudas que tengan los inversionistas frente a la ejecución de sus obligaciones contractuales. En resumen, el reto principal será garantizar y promover la ejecución de todos los compromisos contractuales adquiridos para las áreas asignadas dentro de la Ronda Colombia 2012.

2. CONTRATOS Y ACTIVIDAD EXPLORATORIA (SÍSMICA Y POZOS) Desde su creación hasta diciembre de 2012, la ANH ha firmado 349 contratos E&P, de estos se encuentran vigentes en periodo exploratorio 291 contratos; 58 han sido terminados o renunciados, de los cuales nueve fueron durante 2012.

En el año 2012, sobresale la inversión aproximada de US$ 784 millones en razón de los compromisos ex-ploratorios en los contratos E&P. Dicha inversión se representó en adquisición e interpretación de sísmica, la perforación de pozos exploratorios (A3, A2), perforación de pozos estratigráficos y los estudios geológicos en los bloques contratados.

El total de pozos exploratorios (A3, A2) perforados en el 2012 fue de 131, cinco más con respecto a los 126 perforados durante el 2011 y en lo corrido del año 2013 se han perforado un total de 51 pozos. En cuanto a la sísmica 2D equivalente se adquirieron 12.072 km, de los cuales 10.578 km fueron ejecutados en programas sísmicos ‘Onshore’ (en tierra) y 1.494 km se ejecutaron en programas ‘Offshore’ (costa afuera); para el año 2013 con corte a mayo 31 se han adquirido 11.686 km de sísmica 2D equivalente.

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HidrocarburosHc

2.1. CONVENIOS E&P

Actualmente se encuentran vigentes en periodo exploratorio cinco convenios y hay dos en etapa de producción. De los compromisos contractuales de los convenios E&P, para el 2012, se perforó un pozo exploratorio (A3) y se adquirió un total de 340,50 km de sísmica 2D equivalente. El total de la inversión por estos conceptos alcanzó una cifra aproximada a los US$ 16,4 millones.

2.2. CONTRATOS DE EVALUACIÓN TÉCNICA – TEAS

Desde su creación, la ANH ha suscrito 97 contratos de Evaluación Técnica (TEAs). A la fecha, se encuentran vigentes 24 contratos, de los cuales ocho corresponden a contratos TEAs firmados en la Ronda Colombia 2012.

Respecto al cumplimiento de compromisos exploratorios, se destaca que durante el 2012 la actividad explo-ratoria ejecutada en los contratos TEAs fue de 4.443 km 2D equivalentes, con una inversión aproximada de US$ 92 millones, representados en el siguiente cuadro:

TABLA 2. SÍSMICA 2D EQUIVALENTE EJECUTADA EN LOS CONTRATOS DE EVALUACIÓN TÉCNICATIPO SÍSMICA 3D (KM) SÍSMICA 2D (KM)

Off Shore - 2.240,25On Shore 2.181,98 21,01Total 2.181,98 2.261,26

*Los datos están dados en sísmica equivalente 2DFuente: Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos – Seguimiento a la exploración

GRÁFICO 1. RESULTADOS EXPLORATORIOSActividad sísmica en el país 2002 – 2012

* El valor de la sísmica incluye los programas sísmicos ejecutados por la ANH correspondientes a 1.349 km equivalentes.Fuente: Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos – Seguimiento a la exploración - ANH

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

km 2

D E

quia

cvle

nte

11.896

26.491

9.970

16.286

20.117

25.96523.963

6.767

3.470

Onshore Offshore

18.205


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GRÁFICO 2. NÚMERO DE POZOS PERFORADOS 2002 – 20121

Fuente: Vicepresidencia de Contratos de Hidrocarburos – Seguimiento a la exploración - ANH

3. RESERVAS DE CRUDO Y GAS NATURALEn concordancia con lo establecido mediante el acuerdo 11 del 16 de septiembre de 2008, el primero de abril del 2013 las compañías operadoras productoras entregaron a la ANH el informe de recursos y reservas con corte al 31 de diciembre de 2012. Dicha información se verificó, revisó y consolidó por campo.

Respecto a las reservas probadas remanentes totales de petróleo del país, con corte a 31 de diciembre de 2012, se presentó un aumento en 118 millones de barriles respecto a la reserva del año 2011, esto es 2.377 millones de barriles para el año 2012. Este aumento obedeció a reevaluaciones, nuevos descubrimientos y adición de nuevas reservas certificadas. Vale la pena resaltar que durante el 2012 se produjeron aproxima-damente 344,6 millones de barriles de petróleo.

A 31 de diciembre de 2012, las reservas remanentes totales de gas natural (probadas, no probadas y con-sumo en operación) se incrementaron en 378 Gpc respecto a lo reportado en el año anterior, para un total de 7.008 Gpc2.

La siguiente tabla muestra las reservas probadas de petróleo y gas, como también la incorporación histórica a 31 de diciembre de cada año.

TABLA 3. RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO

AÑOCrudo (millones de barriles)

RELACIÓN R/P (Años)RESERVAS PROBADAS (Mbls)

PRODUCCIÓN ANUAL (Mbls)

INCORPORACIÓN ANUAL (Mbls)

2000 1.972 251 -68 7,92001 1.842 221 91 8,32002 1.632 211 1 7,72003 1.542 198 108 7,82004 1.478 193 128 7,7

1 Cifra validada a 31 de diciembre de 20122 Giga pies cúbicos

10

2821

35

5670

99

75

112126 130

0

20

40

60

80

100

120

140

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

No.

de

Pozo

s

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HidrocarburosHc

TABLA 3. RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO

AÑOCrudo (millones de barriles)

RELACIÓN R/P (Años)RESERVAS PROBADAS (Mbls)

PRODUCCIÓN ANUAL (Mbls)

INCORPORACIÓN ANUAL (Mbls)

2005 1.453 192 167 7,62006 1.510 193 250 7,82007 1.358 194 42 7,02008 1.668 215 524 7,82009 1.988 245 565 8,12010 2.058 287 357 7,22011 2.259 334 535 6,82012 2.377 345 463 6,9

Fuente: Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones - ANH

TABLA 4. RESERVAS PROBADAS DE GAS

AÑOGas (Giga pies cúbicos)

RELACIÓN R/P (Años)RESERVAS (Gpc) PRODUCCIÓN ANUAL

(Gpc)INCORPORACIÓN

ANUAL (Gpc)

2000 6.188 210 -243 29,52001 7.489 218 1.519 34,42002 7.187 220 -82 32,72003 6.688 211 -288 31,72004 7.212 224 748 32,22005 7.527 236 552 31,92006 7.349 248 70 29,62007 7.084 266 2 26,62008 7.277 319 512 22,82009 8.460 371 1.554 22,82010 7.058 398 -1.004 17,72011 6.630 387 -41 17,12012 7.008 422 800 16,6

Fuente: Vicepresidencia de Operaciones, Regalías y Participaciones - ANH

4. PRODUCCIÓN DE CRUDO Y GAS NATURALLa producción de petróleo se incrementó por sexto año consecutivo al llegar a 944.041 barriles promedio día durante 2012, 28.778 barriles de petróleo por día más que el año anterior. Esto se debe al esfuerzo de la industria en incorporar y desarrollar nuevas reservas en los campos, así como los altos precios del barril de petróleo. Por su parte, la producción promedio diaria del país fue de 1.013.261 barriles en mayo de 2013.

La producción de gas en el país para el año 2012 fue de 1.155 millones de pies cúbicos día, 95 millones


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de pies cúbicos día superior a la reportada en el año 2011. Lo anterior se debe al desarrollo de los nuevos campos y las ampliaciones de las facilidades de entrega.

Los resultados de la producción de Ecopetrol S.A., que incluye crudo y gas, fue de 702.000 barriles de petróleo equivalente diarios (bped) en el 2012 (591.000 barriles de petróleo diarios (bpd) de crudo y 111.000 bped de gas), lo que representó un crecimiento del 5% frente al resultado alcanzado en el año 2011 de 670.000 bped (570.000 bpd de crudo y 100.000 bped de gas). La producción promedio directa de Ecopetrol S.A. en los primeros cinco meses del año 2013 fue de 743.000 bped (618.000 bpd de crudo y 125.000 bped de gas).

Durante el año 2012, el crudo pesado representó el 51% de la producción total de crudo, en donde la pro-ducción de crudos pesados de Ecopetrol S.A. fue de 303.600 bpd, con un aumento del 9,1% en compara-ción con el año 2011, cuando se alcanzó 278.300 bpd.

5. DECLARACIÓN DE PRODUCCIÓN GAS NATURALEn cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 9 del Decreto 2100 de 2011, el Ministerio de Minas y Energía publicó las cantidades declaradas para ofertar reportadas por los agentes productores mediante Resolución 0072256 del 30 de mayo de 2013.

Comparando la declaración de producción del año 2013 con la del año 2012, se puede concluir lo siguiente:

• Para los años 2013 y 2014 se declaró menos en el promedio diario anual de Guajira (75 y 36 MPCD3 respectivamente), pero con incrementos en su potencial de producción desde 2018 (de 13 a 57 MPCD).

• De 2013 a 2022, la declaración del campo La Creciente es menor (15 MPCD).

• Desde 2015 hay un incremento debido a que los campos menores Mamey y Bonga estiman poten-ciales de producción de 15,8 y 13,8 MPCD.

GRÁFICO 3. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL 2013

Fuente: Productores y productores-comercializadores de gas natural. Resolución 0072256 de 2013

3 MPCD: millones de pies cúbicos por día.

0,00

200,00

400,00

600,00

800,00

1000,00

1200,00

1400,00

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Resto Nelson La Creciente Gibraltar

Pauto Floreña GuajiraCupiagua Cusiana

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HidrocarburosHc

6. REGLAMENTO TÉCNICO PARA HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALESDada la importancia que han adquirido los yacimientos no convencionales dentro del espectro de producción mundial de hidrocarburos, en el año 2008 el Gobierno Nacional expidió unos lineamientos de política para la asignación de los derechos de exploración y explotación de gas metano en depósitos de carbón, mediante el documento CONPES 3517, con el fin de incentivar el desarrollo de la explotación de estos hidrocarburos. Bajo los lineamientos mencionados, la Agencia Nacional de Hidrocarburos realizó un estudio para evaluar el potencial del país en esta materia con la firma Arthur D Little.

En el mismo sentido, el Ministerio de Minas y Energía en cabeza de la Dirección de Hidrocarburos, en convenio con el Departamento Nacional de Planeación, DNP, contrató el estudio para la elaboración de un modelo con-tractual y de la reglamentación técnica necesaria para la exploración y explotación de yacimientos no conven-cionales de hidrocarburos (gas metano asociado al carbón, el gas de esquisto (shale gas), el crudo proveniente de lutitas o arenas bituminosas (oil shale), los hidratos de gas, el gas proveniente de yacimientos apretados, entre otros), con el fin de intensificar la búsqueda de nuevos recursos que garantizarán la autosuficiencia del país.

El estudio abarcó los siguientes puntos:

• Descripción técnica de los yacimientos no convencionales de hidrocarburos.

• Actualización del diagnóstico del estado del arte de los yacimientos no convencionales de hidro-carburos en Colombia y estimación de su potencial productivo. Para el efecto se partió del estudio realizado por Arthur D. Little para la ANH en el año 2009 y se propusieron los mecanismos de actualización hacia el futuro.

• Establecer un ranking del potencial del país en la materia por tipo de recurso y los estudios necesarios para mejorar en un horizonte de 10 años el conocimiento del potencial sobre el particular.

• Revisión del marco contractual vigente para la explotación de hidrocarburos en Colombia y propues-ta de reformas pertinentes para el caso del aprovechamiento de yacimientos no convencionales, con enfásis especial en ‘shale gas’, ‘oil shale’ y gas asociado a mantos de carbón o aquellos que se hayan ubicado mejor que los anteriores dentro del ranking señalado en el inciso anterior.

• Revisión de cuatro experiencias internacionales en la explotación de yacimientos no convencionales, con el fin de identificar las políticas técnicas y legales más apropiadas para el caso colombiano, dentro de las que se encontraron Canadá y Estados Unidos.

• Cuantificación de los impactos económicos, financieros, fiscales y de uso de los recursos atribuibles a una posible reforma en el marco contractual para la explotación de yacimientos no convencionales.

• Elaboración de un documento con la propuesta de reforma al marco contractual para incentivar la explotación de yacimientos no convencionales de hidrocarburos, el cual contó con la participación de los principales actores del sector público y privado, involucrados en la materia.

A partir del estudio mencionado, se expidió la Resolución 180742 del 16 de mayo de 2012 “Por la cual se estableció el procedimiento para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencio-nales”, que contiene el marco general de las operaciones para la explotación de yacimientos no convencio-nales en Colombia y en la que se incluyen temas relacionados con pozos estratigráficos, exploratorios y de desarrollo, permiso para programas piloto, prueba piloto, facilidades de producción, acuerdos operaciona-les, regalías y áreas de operación directa de Ecopetrol S.A.

7. TRASLADO FUNCIONES CONTROL Y SEGUIMIENTO E&P A LA ANHDentro de la reestructuración del sector energético las funciones relacionadas con el seguimiento y control de las actividades de exploración y producción fueron delegadas a la Agencia Nacional de Hidrocarburos; lo anterior, dentro del plan establecido para fortalecer las labores de política y regulación del Ministerio de


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Minas y Energía como cabeza del sector y a su vez unificar en una sola entidad la administración del recurso hdirocarburifero y el seguimiento de todos los tipos de contratos.

En tal sentido, se expidió la resolución 180877 de junio 07 de 2012 en donde se delegó a la ANH la fun-ción que le competía al Ministerio de Minas y Energía relacionada con la fiscalización de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

Le corresponde a la ANH ejer cer el control y seguimiento a los requisitos y obligaciones establecidos en las Resoluciones 18 1495 de 2009 y 18 0742 de 2012 –excepto los trámites previstos en los artículos 18 y 19 relativos a los acuerdos operacionales e intervención del ministerio–, o en las normas que las modifiquen o sustituyan. De igual forma, la ANH ejercerá el control y seguimiento estipulado en las demás disposiciones vigentes en esta materia. La delegación tendrá una duración de dos años a partir del 7 de junio de 2012.

Con el fin de perfeccionar la delegación mencionada, el Ministerio de Minas y Energía y la ANH suscribieron el Convenio 040 de fecha marzo 8 de 20013. Igualmente, y luego de cumplir con todos los requerimientos respectivos, la delegación se hizo efectiva el 3 de mayo de 2013.

8. REGALÍASEn cumplimiento a las funciones asignadas a la ANH de recaudar, liquidar y transferir las regalías y compen-saciones monetarias a favor de la nación por la explotación de hidrocarburos, la Gerencia de Regalías y Derechos Económicos ha desarrollado estas competencias dando cumplimiento al marco legal existente, por un lado realizando el proceso para transferir los recursos al nuevo Sistema General de Regalías (SGR) y por el otro, realizando directamente los giros en aplicación del régimen de transición sobre regalías causadas y otros recursos disponibles a 31 de diciembre de 2011.

A continuación realizamos un balance de la gestión para cada uno de estos escenarios:

8.1. TRANSFERENCIA RECURSOS SISTEMA GENERAL DE REGALÍAS

El Sistema General de Regalías (SGR), constituido mediante Acto Legislativo 05 de 2011, entró en vigencia el primero de enero de 2012, siendo fijada su estructura y funcionamiento mediante Ley 1530 de mayo de 2012, en donde se asignaron las funciones de liquidación, recaudo y transferencia de las participaciones de regalías por explotación de hidrocarburos a la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

En cumplimiento de estas funciones, la ANH durante el 2012 expidió las resoluciones4 que fijaron los términos y condiciones para la determinación de los precios de los hidrocarburos para efectos de la liquidación de regalías causadas durante los tres primeros trimestres del 2012.

Como resultado de la aplicación de estas resoluciones, junto con las variables técnicas asociadas con la producción y comercialización de regalías, se generaron durante la vigencia 2012 las liquidaciones provisio-nales y definitivas del I, II y III trimestre, así como la liquidación provisional de noviembre de 2012, recaudán-dose y transfiriéndose al Sistema General de Regalías, a 31 de diciembre de 2012, un total de $7,7 billones de pesos, cuyo detalle se resume en la siguiente tabla:

TABLA 5. REGALÍAS POR EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROSRecaudo y Transferencia S.G.R.Pesos Moneda Legal

Periodo de Liquidación Fecha Transferencia S.G.R. Recaudo Crudo Recaudo Gas Transferencia S.G.R

Enero 2012 20 de marzo de 2012 681.599.023.074 55.625.555.569 737.224.578.643

Febrero 2012 10 de abril de 2012 576.817.758.299 51.383.572.784 628.201.331.083

4 Resolución ANH 161,163, 164, 452, 453 y 454 de 2012.

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HidrocarburosHc

TABLA 5. REGALÍAS POR EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROSRecaudo y Transferencia S.G.R.Pesos Moneda Legal

Periodo de Liquidación Fecha Transferencia S.G.R. Recaudo Crudo Recaudo Gas Transferencia S.G.R

Marzo 2012 17 de mayo de 2012 641.109.052.029 56.230.273.051 697.339.325.080

Ajuste I Trim y Abril 2012 26 de junio de 2012 862.467.374.313 66.874.562.116 929.341.936.429

Mayo 2012 24 de julio de 2012 713.403.579.790 56.086.509.527 769.490.089.317

Junio 2012 21 de agosto de 2012 683.885.951.529 55.131.334.871 739.017.286.400

Ajuste II Trim y Julio 2012 27 de septiembre de 2012 485.383.489.468 57.829.058.373 543.212.547.841

Agosto 2012 17 de octubre de 2012 643.717.836.229 55.380.953.566 699.098.789.795

Septiembre 2012 14 de noviembre de 2012 637.172.007.916 52.311.857.061 689.483.864.977

Ajuste III Trim y Octubre 2012

14 de diciembre de 2012 637.593.848.116 53.620.199.605 691.214.047.721

Noviembre 2012 (*) 27 de diciembre de 2012 648.313.922.964 15.637.708.926 663.951.631.890

Noviembre 2012 11 de enero de 2013 0 35.400.113.756 35.400.113.756

Diciembre 2012 14 de febrero de 2013 671.071.256.819 54.964.046.772 726.035.303.591

Ajuste I y Vi trim 2012 19 de marzo de 2013 18.400.548.266 7.472.767.864 25.873.316.130

Total Recaudado y Transferido 2012 7.900.935.648.812 673.948.513.841 8.574.884.162.653

(*) Giro pendiente de recursos.

8.2. GIROS RÉGIMEN DE TRANSICIÓN

Por otra parte, en desarrollo del régimen de transición establecido en la Ley 1530 de 2012, la ANH realizó las siguientes actividades:

• Giros directos a los beneficiarios de las participaciones de regalías causadas antes del 31 de diciembre de 2011, por un monto total de $2,03 billones de pesos, que incluye la transferencia de los rendimientos financieros acumulados desde el año 2004, la devolución de recursos por inter-ventorías administrativas y financieras ordenadas por el Departamento Nacional de Planeación y el desahorro ordinario y extraordinario del Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, FAEP, según el detalle de la siguiente tabla:

TABLA 6. REGALÍAS GIRADAS POR EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROSREGIMEN DE TRANSICIÓNPesos Moneda Legal

BENEFICIARIO 2012

ANTIOQUIA 27.058.664.732

ARAUCA 112.830.135.443

BOLÍVAR 49.056.709.661

BOYACÁ 31.770.241.230

CASANARE 396.850.948.961

CAUCA 1.990.386.560

CESAR 8.664.565.930

CÓRDOBA 203.980.037


32

TABLA 6. REGALÍAS GIRADAS POR EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROSREGIMEN DE TRANSICIÓNPesos Moneda Legal

BENEFICIARIO 2012

CUNDINAMARCA 2.218.427.733

GUAJIRA 45.584.897.854

HUILA 64.158.600.496

MAGDALENA 30.592.802

META 291.109.802.423

NARIÑO 1.306.495.831

NORTE DE SANTANDER 5.727.002.550

PUTUMAYO 34.823.878.373

SANTANDER 69.164.325.996

SUCRE 2.452.265.425

TOLIMA 32.408.670.442

VICHADA 141.807.487

MUNICIPIOS PUERTOS - DEPTO. SUCRE 93.835.639.110

MUNICIPIOS PUERTOS - DEPTO. CORDOBA 95.809.873.681

PUERTOS CARGA, DESCARGA Y CABOTAJE 27.830.263.948

FNR. ESCALONAMIENTO 36.314.517.416

COMISIÓN NAL. REGALÍAS 1% Ley 756 16.382.099.437

DIRECCIÓN DEL TESORO NAL. FNR. 258.478.216.641

FONPET 295.166.846.991

PATRIMONIO AUTONOMO - FIA 29.301.545.108

TOTAL 2.030.671.402.298

Fuente: ANH – Grupo de Regalías y Derechos Económicos

Considerando lo anterior, durante el año 2012 se giró un total de $9,82 billones de pesos en regalías por explotación de hidrocarburos, casi $2,7 billones más que el año anterior. El gráfico siguiente realiza una comparación de las regalías giradas desde el año 2004:

33

HidrocarburosHc

GRÁFICO 4. REGALÍAS GIRADAS POR EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

Fuente: ANH – Grupo de Regalías y Derechos Económicos

8.3. SALDOS PENDIENTES DE GIRO

La ANH viene cumpliendo con las instrucciones impartidas por el Departamento Nacional de Planeación y, en particular en lo relacionado con el levantamiento parcial y definitivo de los recursos suspendidos por con-cepto de regalías del régimen transitorio. En el siguiente cuadro se detalla el saldo consolidado de regalías, agrupado por departamento, retenido a diciembre 31 de 2012:

TABLA 7. RECURSOS RETENIDOS RÉGIMEN TRANSICIÓNA Diciembre 31 de 2012(En pesos colombianos)

BENEFICIARIO Valor RetenidoARAUCA 39.209.222.781BOLIVAR 28.434.113.836CAQUETA 1.577.332CASANARE 263.436.812.170CESAR 1.023.653MAGDALENA 6.982.548META 24.447.408.855PUTUMAYO 3.855.734SANTANDER 143.992.039TOLIMA 147.981.730DEPARTAMENTO NN 2.436.140.865MUNICIPIOS PUERTOS - DEPTO. SUCRE 19.922.830.014PUERTOS CARGA, DESCARGA Y CABOTAJE 2.754.498.347

TOTAL 380.946.439.905

*DEPARTAMENTO NN: Recursos a favor de entidades territoriales cuya jurisdicción se encuentra en trámite por parte de la entidad competente. Fuente: Grupo de Regalías y Derechos Económicos - ANH

$ 1,69 $ 2,07$ 2,90

$ 4,27$ 4,85

$ 3,70

$ 5,18

$ 7,18

$ 8,57

-$ 1,00

$ 1,00

$ 3,00

$ 5,00

$ 7,00

$ 9,00

$ 11,00

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Billo

nes

de P

esos

SGR

$ 9,82

$ 2,03


34

Las regalías suspendidas por orden del Departamento Nacional de Planeación, sumadas al proceso de autori-zación de cuentas bancarias en la inclusión de nuevos beneficiarios, han determinado que la ANH mantenga estos recursos retenidos a la fecha.

Por concepto de margen de comercialización5, incluidos sus rendimientos financieros a 31 de diciembre de 2011, la ANH registró cuentas por pagar del orden de $1,72 billones de pesos.

De este monto se giró a las entidades territoriales, de acuerdo con el artículo 156 del Decreto 4923 de 2011 y la Ley 1530 de 2012, un total de $624 mil millones, que representan el 99,99% de los recursos destinados a estas entidades, correspondientes al 35% del total de los recursos del margen de comercialización.

9. SALDOS DEL FONDO DE AHORRO Y ESTABILIZACIÓN PETROLERA - FAEPAtendiendo las disposiciones legales y conforme al procedimiento establecido en el Decreto 2522 de 20116, donde se reglamentó el giro anual de la cuarta parte calculada sobre el 25% de los saldos de los partícipes del FAEP a 31 de diciembre de 2011, la ANH monetizó y transfirió en 2012, $115 mil millones, recursos que se encuentran destinados exclusivamente a la inversión en vías de jurisdicción de los municipios beneficiarios de estos recursos, previa aprobación por el Ministerio de Transporte, conforme al Plan Nacional de Vías.

Teniendo en cuenta que con la entrada en vigencia del Sistema General de Regalías determinó que los partícipes del FAEP podrían desahorrar anualmente en proporciones iguales y por el término de ocho años los recursos disponibles en dicho fondo, en cumplimiento del Decreto 1074 de 2012 por el cual se reglamentó el procedimiento de giro de los recursos del FAEP, la ANH ha venido interactuando con los Ministerios de Salud y Protección Social, así como con el Ministerio de Transporte para amparar la priorización de los recursos allí establecida, tramitando ante el Banco de la República, en el año 2012, el desahorro de US$41,2 millones solicitados principalmente por el departamento de Arauca y el municipio de Arauca.

10. TRANSPORTE

10.1. CREACIÓN CENIT

Para el año 2012 y comienzos del 2013, el principal suceso en el transporte de hidrocarburos fue la creación de Cenit Transporte y Logística de Hidrocarburos, filial 100% de Ecopetrol.

Esta empresa inició oficialmente operaciones en abril de 2013, y generó un cambio en el modelo de trans-porte de hidrocarburos por oleoductos y poliductos que se ha tenido en Colombia. De esta forma, al crear una compañía especializada en el transporte y logística de crudos y combustibles líquidos, se da una señal positiva al mercado de transparencia, igualdad de condiciones y reglas claras para el acceso a los oleoduc-tos y poliductos, tanto para los productores y comercializadores de crudo, como para los diferentes agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos.

Para 2012, la capacidad instalada de los oleoductos fue de 1.200 Kbpd7 en comparación con la capacidad del 2011 de 1.109,5 Kbpd.

Por otro lado, la red de poliductos pasó de tener una capacidad de 423 Kbpd en el 2011 a 426 Kbpd en el 2012. De la capacidad instalada, por la red de poliductos se transportó en el año 2012 un volumen de 303 Kbpd de refinados. El transporte conjunto de crudo y refinados para el año 2012 creció en volumen 1,2% con respecto al año 2011.

5 El margen de comercialización corresponde a un valor que se genera entre la determinación de los precios base de liqui-dación y la comercialización de las regalías.6 Por el cual se establece el procedimiento de giro de los recursos del Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera – FAEP de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 44 de la Ley 1430 de 2010 modificado por el artículo 118 de la Ley 1450 de 2011.7 Miles de barriles por día.

35

HidrocarburosHc

Los proyectos de ampliación en la red de oleoductos y poliductos ejecutados en el año 2012 fueron los si-guientes.

• Incremento de la capacidad nominal de transporte en el oleoducto Vasconia-GRB-Galán de 168 a 180 Kbpd.

• Incremento de la capacidad del oleoducto Ayacucho – Coveñas (16”) a 60 Kbpd.

• Incremento en la capacidad del oleoducto Monterrey-Porvenir (12”) de 36 a 54 Kbpd.

• Incremento de capacidad en el poliducto de Apiay a los campos de producción Acacias, Chichime-ne y Castilla a 40 Kbpd.

Para finalizar este capítulo de transporte, a finales de 2012 se finiquitó el estudio contratado por el Gobierno Nacional con la firma Sumatoria, para el análisis de las condiciones de integración vertical entre las acti-vidades de producción, transporte de crudos, de refinación y transporte de combustibles derivados, cuyos resultados son objeto de análisis actualmente de la Dirección de Hidrocarburos.

10.2. CONVENIO BINACIONAL PARA TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS ENTRE ECUADOR Y COLOMBIA

La República de Colombia y la República del Ecuador, teniendo en cuenta el mutuo interés que les asiste en adelantar procesos de integración y cooperación en el sector energético y de hidrocarburos, suscribieron un Acuerdo sobre Cooperación en el sector Energético entre el Ministerio de Minas y Energía de Colombia y el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, cuyo objeto fue iniciar entre las partes un pro-ceso amplio y sostenido de cooperación en materias o asuntos relacionados con el sector energético, con el propósito de desarrollar y promover las áreas de petróleo, gas, electricidad y petroquímica de los dos países.

Considerando que en el sur del territorio de Colombia la producción de hidrocarburos se ha venido incremen-tando sostenidamente durante los últimos años, y que la infraestructura de oleoductos existente en territorio co-lombiano, para la evacuación de la producción de hidrocarburos, es actualmente insuficiente, y conociendo que Ecuador cuenta con capacidad disponible que podría ser utilizada por las compañías productoras de petróleo con operaciones en Colombia para su exportación, se exploró la alternativa de utilizar la infraestruc-tura de transporte mencionada.

En tal sentido, se firmó el Acuerdo Binacional entre las cancillerías de ambos países, y adicionalmente se están adelantando las gestiones requeridas para la firma de contratos de transporte entre los productores colombia-nos y el transportador ecuatoriano OCP (a la fecha se han firmado tres contratos). A su vez, se procederá a realizar las primeras pruebas de bombeo a finales del mes de julio de 2013. Además, se están realizando las gestiones necesarias para la ratificación del acuerdo binacional en mención por parte de los congresos de ambos países.


36

DOWNSTREAM

1. REFINACIÓN

El promedio de las cargas de crudos para las refinerías ubicadas en Cartagena y Barrancabermeja fue du-rante el año 2012 de 294.000 barriles por día calendario, un 3% inferior al promedio presentado durante el 2011. No obstante, el margen bruto de refinación se incrementó entre el 2011 y 2012 de US$8,92 a US$9,47 por barril.

La actual refinería de Cartagena continuó abasteciendo de productos derivados al norte del país y a los mer-cados internacionales, con ventas durante el año 2012 de 35,9 millones de barriles de productos refinados y fondos. Por su parte, la refinería de Barrancabermeja abasteció el mercado del interior del país, presentando ventas por $16.877,6 millardos. Esto significó una leve disminución con respecto al 2011, año durante el cual se presentaron ventas por $16.968,4 millardos.

Además, durante 2012 se continuó el desarrollo de los dos proyectos más importantes de refinación en el país: el proyecto de expansión de la refinería de Cartagena, y el proyecto de modernización de la refinería de Barrancabermeja.

Reficar S.A. avanzó con el proyecto de la refinería de Cartagena, el cual tiene como objetivo ampliar su capacidad hasta 165.000 barriles por día calendario, procesando crudos más pesados para obtener pro-ductos derivados de mayor calidad, bajo los más altos estándares ambientales. El presupuesto actual de este proyecto es de US$4.854 millones, sin contingencias, y su avance ponderado a abril de 2013 fue del 80%.

En cuanto al proyecto de modernización de la refinería de Barrancabermeja, éste tiene por objeto facilitar el procesamiento de crudos más pesados para obtener productos derivados de mayor calidad, manteniendo la capacidad de 250.000 barriles por día calendario. Al 31 de mayo de 2013, este proyecto presentaba un avance del 15,5%, y se está a la espera de la aprobación del Plan de Manejo Ambiental por parte de la Agencia Nacional de Licenciamiento Ambiental.

En materia de combustibles, durante el año 2012, Ecopetrol S.A. tuvo ventas promedio de 76.974 barriles por día de gasolina motor y 110.746 barriles por día de diésel. Estas cifras son superiores en un 3,3% para la gasolina motor y en un 1,6% para el diésel con respecto a los promedios presentados durante el año 2011.

37

HidrocarburosHc

Adicionalmente, se resalta el gran esfuerzo realizado por Ecopetrol S.A. y los agentes de la cadena de distri-bución de combustibles durante el año 2012 para culminar el proceso de unificación de suministro de diésel de 50 ppm de azufre en el país, conforme lo establece la Ley 1205 del año 2008. De esta forma, Colombia cuenta desde el primero de enero de 2013 con uno de los combustibles diésel más limpios en América Latina.

2. VENTAS COMBUSTIBLES

GRÁFICO 1. VENTAS ACPM8

Promedio mensual de diesel (Bls)

Fuente: SICOM

GRÁFICO 2. VENTAS GASOLINA MOTOR 9

Promedio mensual de gasolina (Bls)

Fuente: SICOM

8 Incluye los siguientes combustibles tipo diésel: diésel corriente con biodiesel, diésel extra con biodiesel, electro combus-tible, ACPM importado, y ACEM importado.9 Incluye los siguientes combustibles tipo gasolina motor: gasolina corriente, gasolina corriente oxigenada, gasolina extra, gasolina extra oxigenada y gasolina corriente importada.

2.909.861,16 3.042.803,31 3.373.873,07 3.529.171,61 3.409.947,03

-

500.000,00

1.000.000,00

1.500.000,00

2.000.000,00

2.500.000,00

3.000.000,00

3.500.000,00

4.000.000,00

2009 2010 2011 2012 2013

2009 2010 2011 2012 2013

2.349.746,74

2.412.291,79

2.533.368,90

2.588.638,55

2.477.094,83

2.200.000,00

2.300.000,00

2.400.000,00

2.500.000,00

2.600.000,00

2.700.000,00


38

GRÁFICO 3. VENTAS JP-1APromedio mensual de JP - 1A(Bls)

Fuente: SICOM

GRÁFICO 4. VENTAS AVIGASPromedio mensual de avigas (Bls)

Fuente: SICOM

TABLA 1. PARTICIPACIONES MAYORES Ventas de diesel y gasolinas motor por distribuidor mayorista

PROVEEDOR % ParticipacionORGANIZACION TERPEL S.A. 38,54%EXXONMOBIL DE COLOMBIA S.A. 25,94%CHEVRON PETROLEUM COMPANY 11,55%BIOMAX 6,92%PETROBRAS COLOMBIA COMBUSTIBLES S.A. 4,18%BRIO (BIOMAX S.A.) 3,28%PETROLEOS DEL MILENIO C.I. S.A.S. - PETROMIL 3,12%ZEUSS PETROLEUM S.A. 2,06%COOPERATIVA AYATAWACOOP 0,94%C.I. ECOSPETROLEO S.A. 0,91%

Fuente: SICOM

2009 2010 2011 2012 2013

496.375,21 551.712,03 606.612,09

661.120,30 643.496,21

-

200.000,00

400.000,00

600.000,00

800.000,00

$ 1,69 $ 2,07$ 2,90

$ 4,27$ 4,85

$ 3,70

$ 5,18

$ 7,18

$ 8,57

-$ 1,00

$ 1,00

$ 3,00

$ 5,00

$ 7,00

$ 9,00

$ 11,00

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Billo

nes

de P

esos

SGR

$ 9,82

$ 2,03

39

HidrocarburosHc

TABLA 2. PARTICIPACIONES MENORES Ventas de diesel y gasolinas motor por distribuidor mayorista

PROVEEDOR % ParticipacionMINEROIL COMBUSTIBLES S.A.S. 0,7304%C.I. CORPORACION PETROLERA S.A. 0,5710%PRODAIN S.A. C.I. PRODAIN 0,3518%COOPERATIVA MULTIACTIVA DE PIMPINEROS DEL NORTE - COOMULPINORT 0,3296%ZAPATA Y VELASQUEZ S.A. 0,2758%COMERCIALIZADORA PROXXON S.A. 0,2519%CASAMOTOR S.A.S. 0,0562%PRODUCTORES DE LUBRICANTES S.A. 0,0008%DISTRIBUIDORA DE COMBUSTIBLES WAYUU LTDA - DISCOWACOOP 0,0004%

Fuente: SICOM

3. PRECIOS DE COMBUSTIBLESEl Ministerio de Minas y Energía ha logrado la estabilización de los precios de los combustibles al consumi-dor y la disminución significativa del costo fiscal de esta política mediante la reducción de subsidios. En el siguiente gráfico se observa el comportamiento de los precios desde diciembre de 2011:

GRÁFICO 5. EVOLUCIÓN PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES $/GALÓN

7.000

7.500

8.000

8.500

9.000

9.500

$/ga

lón

Dic - 11 Ene - 12 Feb - 12 Mar - 12 Abr - 12 May - 12 Jun - 12 Jul - 12 Ago - 12 Sep - 12 Oct - 12 Nov - 12 Dic - 12 Ene - 13 Feb - 13 Mar - 13 Abr - 13 May - 13 Jun - 13

Gasolina 8.621,78 8.707,40 8.811,69 8.911,69 9.040,41 9.002,92 8.847,68 8.708,30 8.707,60 8.834,22 8.910,12 8.802,57 8.701,40 8.493,03 8.624,47 8.751,35 8.752,18 8.607,86 8.632,00

ACPM 7.844,05 7.944,05 8.044,06 8.143,00 8.143,00 8.143,00 8.043,00 7.943,00 8.043,00 8.114,95 8.226,50 8.184,98 8.179,13 8.155,99 8.313,31 8.313,31 8.236,31 8.110,29 8.129,72

Gasolina

ACPM

Fuente: MME

Es importante destacar que la política de precios ha blindado al consumidor final de las fluctuaciones en precios internacionales y se ha controlado el crecimiento en el saldo del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles, especialmente a través de la implementación de las fórmulas de cálculo de los ingresos al productor de gasolina y de ACPM mediante las resoluciones 18 1602 de 2011 y 18 1491 de 2013.

Así mismo, se ha trabajado en la actualización de la regulación de precios de las zonas de frontera y se unificó el ingreso al productor para todas las zonas del país, independiente del nivel de mezclas con bio-combustibles.


40

GRÁFICO 6. INGRESO AL PRODUCTOR DE BIOCOMBUSTIBLES $/GALÓN

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

11.000

Jun-11 Dic-11 Jun-12 Dic-12Dic-10 Jun-13

Peso

s/ G

alón

Biodiesel

Alcohol Carburante

8,459

6,704

Fuente: MME

Finalmente, es importante destacar que la Ley 1607 de 2012 unificó el impuesto global y el IVA a los combus-tibles mediante el impuesto nacional a la gasolina y al ACPM, lo cual contribuye a la simplificación de la estruc-tura de precios de los combustibles y significó una disminución en el precio de la gasolina al consumidor final.

4. AGENTES DE LA CADENA DE DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLESEn cumplimiento a lo establecido en el Decreto 4299 de 2005, y sus decretos modificatorios 1333 de 2007 y 1717 de 2008, a través de los cuales se establecieron los requisitos, obligaciones y el régimen sancionato-rio de los agentes de la cadena de distribución de combustibles, se ha continuado autorizando y registrando a dichos agentes en el Sistema de Información de Combustibles, SICOM. Dicho sistema se encuentra en opera-ción desde el 17 de noviembre de 2009, creado por la Ley 1151 de 2007 (Plan Nacional de Desarrollo) y reglamentada por el Ministerio de Minas y Energía a través de la Resolución 18 2113 de 2007, modificada por Resolución 124543 de 2011), en el cual se integran las actividades de todos los agentes que conforman la cadena de distribución de combustibles.

Es importante indicar que el Ministerio de Minas y Energía ha venido trabajado en consolidar un proceso de fortalecimiento institucional y de eliminación de asimetrías de información con los agentes de la cadena de dis-tribución, lo cual nos ha permitido evaluar el desempeño y comportamiento del mercado de los combustibles.

Con anterioridad a la creación del SICOM, tanto las estaciones de servicio, y los distribuidores mayoristas, tenían la obligación de reportar a la UPME los volúmenes de compra y venta, información que, además de ser muy reducida, era utilizada por dicha entidad para hacer los balances volumétricos de dicho sector y compararlos con la información que a su vez reportaba Ecopetrol S.A. como agente refinador. Todo esto no permitía tener información confiable y en tiempo real.

Adicionalmente, no existía un criterio unificado para el suministro de la información por parte de los diferentes agentes, lo cual no garantizaba que la información reflejara la realidad del mercado. Es por esta razón que dentro de los objetivos del SICOM se estableció obtener, de cada uno de los agentes, información en formatos unificados, lo cual permite al Ministerio de Minas y Energía tener información más confiable y real.

41

HidrocarburosHc

Con el SICOM todos los agentes de la cadena de combustibles líquidos derivados del petróleo deben registrar todos sus movimientos de combustible en Colombia. Con ello, se fortaleció la organización de la información sobre todos los agentes de la cadena a través de un único sistema, fortaleciendo las labores de vigilancia y control de la comercialización. El fortalecimiento institucional ha permitido ejercer vigilancia y control sobre la base de estándares de conformidad y un sistema de información ágil y actualizada.

En concordancia con la entrada del nuevo marco regulatorio del sector de los combustibles desde hace siete años y con más de tres años en operación del SICOM, se indican las cifras relevantes del sector, tales como:

• En el país existen 5.080 estaciones de servicio automotriz y fluvial con código SICOM, de las cuales 4.621 estaciones de servicio automotriz y fluvial están operando.

• Se tienen 18 distribuidores mayoristas que actúan a través de 57 plantas de abastecimiento alred-edor del territorio nacional.

• Se tienen 198 comercializadores industriales.

• Existen 79 estaciones de servicio de aviación y 61 estaciones de servicio marítimas.

• Se tienen 18 almacenadores y 17 refinadores.

• Existen siete productores de alcohol carburante y 10 productores de biodiesel.

Lo anterior refleja el interés que despertó entre los agentes de la cadena el cumplir con la normatividad en men-ción, quienes han brindado la información requerida para llevar a cabo sus actividades dentro de la cadena de distribución de combustibles en el país.

5. ESTACIONES DE SERVICIO

TABLA 3. ESTACIONES DE SERVICIOS REGISTRADAS EN EL SICOM Desde el año 2009 al 2013

AÑO N° de EDS % Participación

1 2009 4.260 84%2 2010 343 7%3 2011 277 5%4 2012 131 3%5 2013 69 1%

TOTAL 5.080 100%

Fuente: SICOM

En el año 2009 se registraron 4.260 esta-ciones de servicio automotriz y fluvial, en el año 2010 se registraron 343 estaciones de servicio, el año 2011 se registraron 277 es-taciones de servicio, y en el año 2012 se registraron 131 estaciones de servicio. Hasta el mes de mayo de 2013, se registraron 69 estaciones de servicio.


42

Número de estaciones de servicio por departamento y Bogotá

TABLA 4. PRINCIPALES MERCADOS Y BOGOTÁDEPARTAMENTO NÚMERO DE EDS

ANTIOQUIA 542 VALLE DEL CAUCA 447 BOGOTÁ D.C. 434 NARIÑO 405 CUNDINAMARCA 354 SANTANDER 228 BOYACÁ 206 ATLÁNTICO 188 CESAR 169 TOLIMA 169 META 167

Fuente: SICOM

TABLA 5. OTROS MERCADOSDEPARTAMENTO NÚMERO DE EDS

BOLÍVAR 166 CÓRDOBA 151 CAUCA 148 LA GUAJIRA 146 HUILA 129 MAGDALENA 111 CALDAS 107 CAQUETÁ 106 NORTE DE SANTANDER 99 SUCRE 95 PUTUMAYO 94

Fuente: SICOM

TABLA 6. MERCADOS MENORESDEPARTAMENTO NÚMERO DE EDS

RISARALDA 92 CHOCÓ 81 CASANARE 65 QUINDÍO 65 GUAVIARE 49 ARAUCA 27 VICHADA 17 AMAZONAS 9 ARCHIPIELAGO DE SAN ANDRÉS 6 VAUPÉS 6 GUAINÍA 2

Fuente: SICOM

43

HidrocarburosHc

Número de estaciones de servicio por bandera

Existe un total de 5.080 estaciones de servicio automotriz y fluvial autorizadas a operar, de los cuales 82 no están operando y no tienen bandera identificada. A continuación se muestra la participación por banderas:

TABLA 7. PRINCIPALES BANDERASPROVEEDOR NÚMERO DE EDS % PARTICIPACIÓN

TERPEL 1.897 37,34%EXXONMOBIL 874 17,20%BIOMAX 748 14,72%TEXACO 421 8,29%PETROMIL 312 6,14%AYATAWACOOP 141 2,78%ZEUSS 112 2,20%PETROBRAS 105 2,07%ECOS 93 1,83%SAVE 87 1,71%

Fuente: SICOM

TABLA 8. OTRAS BANDERASPROVEEDOR NÚMERO DE EDS % PARTICIPACIÓN

COOMULPINORT 49 0,96%MINEROIL 43 0,85%PDSA 35 0,69%BRIO 31 0,61%CASAMOTOR 16 0,31%PROXXON 11 0,22%ZAPATA Y VELASQUEZ 11 0,22%CORPOIL 10 0,20%COLCRUDOS 1 0,02%PRODUCTORES DE LUBRICANTES 1 0,02%

Fuente: SICOM

Número de estaciones de servicio por rangos de volumen de ventas

TABLA 9. NÚMERO DE ESTACIONES DE SERVICIO POR RANGOS DE VOLUMEN DE VENTAS RANGO DE VENTAS NÚMERO DE EDS % PARTICIPACIÓN

EDS <= 20.000 1.964 42%20.000<EDS <= 50.000 1.376 29%50.000<EDS <= 70.000 506 11%70.000<EDS <= 100.000 415 9%100.000<EDS <= 150.000 290 6%150.000<EDS <= 200.000 101 2%EDS>200.000 75 2%TOTAL 4.727 100%

Fuente: SICOM


44

6. SICOMEs importante anotar que como parte de desarrollo del SICOM, se han proyectado adelantar los siguientes desarrollos:

• Registro GPS de los despachos: el sistema SICOM implementará un servicio web con las empresas de monitoreo, para el registro de la ubicación GPS de los vehículos que transportan combustibles de la planta de abastecimiento a la estación de servicio.

• Gas natural vehicular: el sistema SICOM viene realizando el análisis para el control y seguridad en la distribución de gas natural comprimido vehicular en las estaciones de servicio a los vehículos con-vertidos. Asimismo, se ha trabajado en el control de los equipos de conversión que son importados y distribuidos en los talleres de conversión.

• Publicación de información estadística: el sistema SICOM viene realizando el análisis e implementa-ción de la información de los balances volumétricos de los agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos, la cual será accesible para el público general.

De otra parte, y dado el hecho de que existen unos agentes de la cadena de distribución de combustibles que requieren el establecimiento de requisitos técnicos a cumplir, tales como las estaciones de servicio de aviación, estaciones de servicio marítima, estaciones de servicio fluvial, y el gran consumidor con instalación fija, se viene trabajando en un nuevo reglamento técnico que los involucre. Este reglamento tiene como fin que los organismos certificadores unifiquen criterios para llevar a cabo el proceso de certificación, y una propuesta de dicho reglamento se pondrá a consulta de los interesados en el mes de julio del presente año.

7. ZONAS DE FRONTERALas ventas generales en los doce departamentos fronterizos, de junio de 2012 a mayo de 2013, y los suce-sos sobresalientes en la distribución de combustibles líquidos derivados del petróleo, son referenciadas en las siguientes tablas:

TABLA 10. DISTRIBUCIÓN DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DEL PETRÓLEOGalones

DEPARTAMENTOIMPORTADO NACIONAL

TOTAL GENERALDIESEL GASOLINA

CORRIENTE DIESEL GASOLINA CORRIENTE

GASOLINA EXTRA

Amazonas - - 400.197 1.655.481 - 2.055.678 Arauca - - 3.652.417 571.559 - 4.223.976 Boyacá - - 69.100 1.980 - 71.080 Cesar 639.779 281.144 63.874.278 9.885.963 354.372 75.035.536 Chocó - - 763.011 2.871.395 - 3.634.406 Guainía - - 296.621 405.317 - 701.938 La Guajira 15.713.251 6.909.496 117.159 34.276 - 22.774.182 Nariño 48.299 99.663 45.797.752 46.524.644 52.055 92.522.413 Norte de Santander 23.169.088 9.570.305 4.305.217 1.602.758 -

38.647.368

Putumayo - - 8.241.045 7.095.818 - 15.336.863 Vaupés - - 91.009 288.711 - 379.720 Vichada - - 1.324.428 426.427 - 1.750.855 Total general 39.570.417 16.860.608 128.932.234 71.364.329 406.427 257.134.015

Fuente. SICOM

45

HidrocarburosHc

Es de resaltar que estas ventas fueron reportadas en el sistema SICOM a través del módulo de órdenes de pedido.

Departamento de La Guajira

TABLA 11. VENTAS DE JUNIO DE 2012 A MAYO DE 2013 Galones

PERIODOIMPORTADO NACIONAL

TOTAL DIESEL GASOLINA


2012-06 1.465.397 839.954 37.620 - 2.342.971 2012-07 1.382.762 830.406 10.000 - 2.223.168 2012-08 1.190.947 529.713 40.649 21.257 1.782.566 2012-09 1.404.080 494.089 - - 1.898.169 2012-10 1.544.621 633.938 - - 2.178.559 2012-11 1.452.864 763.235 - - 2.216.099 2012-12 1.220.643 537.920 13.440 9.044 1.781.047 2013-01 1.618.957 590.206 - - 2.209.163 2013-02 1.239.223 463.577 - - 1.702.800 2013-03 1.294.212 526.576 - - 1.820.788 2013-04 934.999 336.653 15.450 3.975 1.291.077

2013-05 964.546 363.229 - - 1.327.775 Total general 15.713.251 6.909.496 117.159 34.276 22.774.182

Fuente: SICOM

El abastecimiento se realizó por parte de Ayatawacoop y Discowacoop, y este último realizó despachos en los meses de junio (10.000 Gls), julio (10.000 Gls) y agosto (6.760 Gls) de 2012.

GRÁFICO 7. COMPARATIVO DE VENTAS (CONSUMO) VS EL CUPOJunio 2012 a mayo 2013

Fuente: SICOM

2012 -06

2012-07

2012-08

2012-09

2012-10

2012-11

2012-12

2013-01

2013-02

2013-03

2013-04

2013-05

CUPO 2.369 2.301 2.206 2.206 2.254 2.264 2.264 2.264 2.264 2.274 2.281 2.284

CONSUMO 2.342 2.223 1.782 1.898 2.178 2.216 1.781 2.209 1.702 1.820 1.291 1.327

-

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000


46

Departamento de Cesar

TABLA 12. VENTAS DE JUNIO DE 2012 A MAYO DE 2013




GASOLINA EXTRA

2012-06 70.225 19.550 4.714.095 748.195 21.486 5.573.551 2012-07 49.545 40.230 4.735.934 989.818 31.174 5.846.701 2012-08 59.105 30.670 5.986.099 1.048.266 29.866 7.154.006 2012-09 53.765 36.010 5.503.587 722.668 27.019 6.343.049 2012-10 50.525 38.950 4.821.196 774.950 20.630 5.706.251 2012-11 46.975 42.501 5.053.405 763.092 27.593 5.933.566 2012-12 29.576 9.337 5.183.736 884.521 37.528 6.144.698 2013-01 37.215 18.801 5.450.381 1.242.512 50.142 6.799.051 2013-02 38.406 15.490 5.319.180 630.412 27.068 6.030.556 2013-03 65.071 9.475 5.378.860 716.581 24.313 6.194.300 2013-04 64.710 5.350 5.966.196 746.170 33.808 6.816.234 2013-05 74.661 14.780 5.761.609 618.778 23.745 6.493.573

Total general 639.779 281.144 63.874.278 9.885.963 354.372 75.035.536 Fuente: SICOM

Se reportó abastecimiento normal con producto nacional, con excepción del municipio de Río de Oro, el cual recibió producto importado de Venezuela a través de los distribuidores mayoristas ubicados en Norte de Santander.


Fuente: SICOM

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

CUPO 10.24 10.24 10.24 10.24 10.32 10.32 10.33 10.33 10.33 10.33 10.33

CONSUMO 5.573 5.846 7.154 6.343 5.706 5.933 6.144 6.799 6.030 6.194 6.816 6.493

-

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

47

HidrocarburosHc

Departamento de Norte de Santander





2012-06 2.344.061 1.103.948 97.839 22.484 3.568.332 2012-07 2.380.121 1.082.830 32.067 8.616 3.503.634 2012-08 2.417.646 966.181 22.314 3.700 3.409.841 2012-09 2.369.069 1.025.136 17.720 6.000 3.417.925 2012-10 2.352.639 1.033.870 46.525 8.363 3.441.397 2012-11 2.067.008 1.018.870 134.622 8.006 3.228.506 2012-12 902.471 781.975 1.195.601 157.230 3.037.277 2013-01 1.209.039 479.137 704.039 388.259 2.780.474 2013-02 1.533.842 346.466 712.711 208.590 2.801.609 2013-03 1.894.889 524.933 311.831 233.527 2.965.180 2013-04 1.661.877 488.525 588.813 540.175 3.279.390 2013-05 2.036.426 718.434 441.135 17.808 3.213.803

Total general 23.169.088 9.570.305 4.305.217 1.602.758 38.647.368

Fuente: SICOM

En términos generales, el departamento se abasteció con producto importado desde Venezuela. En algunas ocasiones se suministró producto nacional, ante la falta de producto importado debido a restricciones en la oferta en el país vecino. Por esta razón, el Ministerio de Minas y Energía habilitó el plan de abastecimiento con producto mixto, habilitando las plantas de Ayacucho, Chimitá y Agualinda con producto nacional.


Fuente: SICOM

CUPO

CONSUMO

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

3.806 3.471 3.481 3.509 3.509 3.509 3.509 3.509 3.509 3.509 3.509

3.568 3.503

3.616

3.409 3.417 3.441 3.228 3.037 2.780 2.801 2.965 3.279 3.213

-500.000

1.000.000 1.500.000 2.000.000 2.500.000 3.000.000 3.500.000 4.000.000


48

Departamento de Boyacá


PERIODONACIONAL

TOTAL DIESEL GASOLINA CORRIENTE

2012-06 15.100 - 15.100 2012-07 10.800 - 10.800 2013-01 5.400 - 5.400 2013-03 16.200 - 16.200 2013-04 5.400 - 5.400 2013-05 16.200 1.980 18.180

Total general 69.100 1.980 71.080

Fuente: SICOM

El municipio de Cubará del departamento de Boyacá se abasteció con combustibles de origen nacional sin presentar inconvenientes.


Fuente: SICOM

Departamento de Arauca


PERIODONACIONAL


2012-06 258.780 54.473 313.253 2012-07 214.102 30.730 244.832 2012-08 238.946 41.112 280.058 2012-09 276.344 34.775 311.119 2012-10 344.175 40.604 384.779

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

207.1 207.1 207.1 207.1 207.3 207.3 207.3 207.3 207.3 207.3 207.3

15.10 10.80 - - - - - 5.400 - 16.20 18.18

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

CUPO

CONSUMO

49

HidrocarburosHc


PERIODONACIONAL


2012-11 306.225 30.127 336.352 2012-12 337.565 56.404 393.969 2013-01 265.198 53.629 318.827 2013-02 211.903 62.508 274.411 2013-03 406.082 43.761 449.843 2013-04 373.063 55.902 428.965 2013-05 420.034 67.534 487.568

Total general 3.652.417 571.559 4.223.976

Fuente: SICOM

Sucesos como los paros armados en el departamento de Arauca, durante la segunda mitad de 2012, afecta-ron ocasionalmente el oportuno abastecimiento de combustibles.

GRÁFICO 11. COMPARATIVO DE VENTAS (CONSUMO) VS EL CUPOJUNIO 2012 A MAYO 2013

Fuente: SICOM

Departamento de Vichada


PERIODONACIONAL


2012-06 73.802 37.675 111.477 2012-07 83.482 26.380 109.862 2012-08 87.675 35.859 123.534 2012-09 77.082 46.870 123.952

2012-06

2012-07

2012-08

2012-09

2012-10

2012-11

2012-12

2013-01

2013-02

2013-03

2013-04

2013-05

694.7 694.7 724.7 724.7 702.6 702.6 702.6 702.6 702.6 702.6 702.6 702.6

313.2 244.8 280.0 311.1 384.7 336.3 393.9 318.8 274.4 449.8 428.9 487.5

-100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000

CUPO

CONSUMO


50


PERIODONACIONAL


2012-10 87.349 31.223 118.572 2012-11 104.703 35.609 140.312 2012-12 106.923 32.769 139.692 2013-01 136.987 35.620 172.607 2013-02 154.686 32.867 187.553 2013-03 156.847 37.658 194.505 2013-04 143.165 37.407 180.572 2013-05 111.727 36.490 148.217

Total general 1.324.428 426.427 1.750.855

Fuente: SICOM

El departamento del Vichada fue abastecido con combustibles de origen nacional sin presentar mayores in-convenientes.


Fuente: SICOM

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

178.1 178.1 178.1 178.1 179.8 179.8 179.8 179.8 179.8 179.8 179.8 179.8

111.4 109.8 123.5 123.9 118.5 140.3 139.6 172.6 187.5 194.5 180.5 148.2

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

CUPO

CONSUMO

51

HidrocarburosHc

Departamento de Guainía


PERIODONACIONAL


2012-06 28.600 25.120 53.720 2012-07 24.670 32.045 56.715 2012-08 27.430 28.000 55.430 2012-09 14.388 21.486 35.874 2012-10 37.755 33.124 70.879 2012-11 30.926 32.300 63.226 2012-12 24.162 39.589 63.751 2013-01 17.000 23.950 40.950 2013-02 26.355 31.880 58.235 2013-03 15.600 45.800 61.400

2013-04 20.544 50.335 70.879

2013-05 29.191 41.688 70.879

Total general 296.621 405.317 701.938

Fuente: SICOM

El departamento del Guanía fue abastecido con combustibles de origen nacional sin presentar mayores incon-venientes.

GRÁFICO 13. COMPARATIVO DE VENTAS (CONSUMO) VS EL CUPO Junio 2012 a mayo 2013

Fuente: SICOM

CUPO

CONSUMO

2012-06

2012-07

2012-08

2012-09

2012-10

2012-11

2012-12

2013-01

2013-02

2013-03

2013-04

2013-05

87.50 87.50 87.50 87.50 88.33 88.33 88.33 88.33 88.33 88.33 88.33 88.33

53.72 56.71 55.43 35.87 70.87 63.22 63.75 40.95 58.23 61.40 70.87 70.87

- 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000 90.000

100.000


52

Departamento de Vaupés


PERIODONACIONAL


2012-06 7.513 23.470 30.983 2012-07 6.911 25.735 32.646 2012-08 4.071 27.110 31.181 2012-09 5.861 22.470 28.331 2012-10 3.571 19.967 23.538 2012-11 8.332 24.347 32.679 2012-12 10.787 20.282 31.069 2013-01 9.401 26.500 35.901

2013-02 8.047 19.500 27.547

2013-03 7.542 25.520 33.062

2013-04 10.142 28.815 38.957

2013-05 8.831 24.995 33.826

Total general 91.009 288.711 379.720

Fuente: SICOM

El departamento del Vaupés fue abastecido con combustibles de origen nacional sin presentar mayores incon-venientes.


Fuente: SICOM

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

56.46 56.46 56.46 56.46 66.81 66.81 66.81 66.81 66.81 66.81 66.81 66.81

30.98 32.64 31.18 28.33 23.53 32.67 31.06 35.90 27.54 33.06 38.95 33.82

-10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000

CUPO

CONSUMO

53

HidrocarburosHc

Departamento de Amazonas


PERIODONACIONAL


2012-06 24.500 118.700 143.200 2012-07 42.338 135.526 177.864 2012-08 34.823 157.200 192.023 2012-09 30.000 126.000 156.000 2012-10 32.641 149.900 182.541 2012-11 28.800 150.350 179.150 2012-12 30.463 118.065 148.528 2013-01 36.100 139.626 175.726 2013-02 27.741 123.628 151.369 2013-03 49.391 146.525 195.916

2013-04 36.200 157.226 193.426

2013-05 27.200 132.735 159.935

Total general 400.197 1.655.481 2.055.678

Fuente: SICOM

El departamento del Amazonas fue abastecido con combustibles de origen nacional sin presentar mayores inconvenientes.


Fuente: SICOM

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

233.5 233.5 233.5 233.5 235.7 235.7 235.7 235.7 235.7 235.7 235.7 235.7

143.2 177.8 192.0 156.0 182.5 179.1 148.5 175.7 151.3 195.9 193.4 159.9

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

CUPO

CONSUMO


54

Departamento de Putumayo


PERIODONACIONAL


2012-06 566.268 473.061 1.039.329 2012-07 543.461 498.228 1.041.689 2012-08 563.006 495.547 1.058.553 2012-09 605.604 488.436 1.094.040 2012-10 606.419 571.238 1.177.657 2012-11 637.305 525.844 1.163.149 2012-12 682.490 688.933 1.371.423 2013-01 746.113 699.874 1.445.987 2013-02 786.519 637.287 1.423.806 2013-03 712.947 656.488 1.369.435

2013-04 884.373 658.840 1.543.213

2013-05 906.540 702.042 1.608.582

Total general 8.241.045 7.095.818 15.336.863

Fuente: SICOM

Con el fin de coadyuvar a la reducción del contrabando de hidrocarburos y la destinación ilegal de com-bustibles, como consecuencia del diferencial de precios existente frente a los combustibles provenientes de la República de Ecuador; adicionalmente, con el objetivo final de garantizar el abastecimiento de combustibles en el departamento del Putumayo, el Gobierno Nacional tomó la decisión a finales del 2012 de establecer precios preferenciales para estos.


Fuente: SICOM

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

1.308 1.308 1.308 1.308 1.317 1.317 1.317 1.317 1.317 1.317 1.317 1.317

1.039 1.041 1.058 1.094 1.177 1.163 1.371 1.445 1.423 1.369 1.543 1.608

-200.000 400.000 600.000 800.000

1.000.000 1.200.000 1.400.000 1.600.000 1.800.000

CUPO

CONSUMO

55

HidrocarburosHc

Departamento de Nariño





GASOLINA EXTRA

2012-06 - - 3.771.664 3.803.387 3.740 7.578.791 2012-07 - - 3.877.941 3.901.283 - 7.779.224 2012-08 - - 3.921.037 3.886.793 3.950 7.811.780 2012-09 - - 3.885.840 3.669.776 4.000 7.559.616 2012-10 - - 3.942.843 3.808.709 6.640 7.758.192 2012-11 - - 3.843.169 3.822.465 3.740 7.669.374 2012-12 - - 3.781.641 4.060.734 2.500 7.844.875 2013-01 - - 3.572.664 4.327.383 11.180 7.911.227 2013-02 - - 3.430.733 3.355.010 - 6.785.743 2013-03 48.299 92.014 3.678.808 3.831.477 9.230 7.659.828

2013-04 - 7.649 4.062.294 3.977.313 7.075 8.054.331

2013-05 - - 4.029.118 4.080.314 - 8.109.432

Total general 48.299 99.663 45.797.752 46.524.644 52.055 92.522.413

Fuente: SICOM

En marzo de 2013 se presentó un paro cafetero que condujo a bloqueos en las principales vías del país, y lo anterior ocasionó dificultades para el transporte y distribución de combustibles en el sur del país, especial-mente en el departamento de Nariño.

Para buscar una solución a esta restricción de combustibles, el Ministerio de Minas y Energía junto con Ecopetrol S.A. iniciaron los trámites necesarios para abastecer a dicho departamento con combustibles importados desde la República del Ecuador. Por lo anterior, el día 5 de marzo se suscribió un contrato de suministro entre Ecopetrol S.A. y Petroecuador, y el día 23 de marzo se culminó dicha operación.

Para el desarrollo de la operación de importación se estableció la siguiente logística de transporte, mediante la cual Ecopetrol S.A transfirió en Pasto la propiedad de los combustibles a la Organización Terpel.

GRÁFICO 17. TRANSPORTE PARA IMPORTACIÓN DE COMBUSTIBLES DESDE ECUADOR

Esmeraldas

Tumaco

Tulcán Ipiales

Pasto

Popayán

Pitalito

Florencia

Quinindé Reserva ecológicaCotacachi Cayapas

Parque Nacional NaturalNevado del Huila

Fuente: SICOM


56

El siguiente es el resumen de volúmenes entregados por Ecuador y posteriormente facturados a la Organización Terpel:

TABLA 22. IMPORTACIÓN COMBUSTIBLES DESDE ECUADOR EN MARZO DE 2013

TIPO DE PRODUCTO CONTRATO PETROECUADOR

VOLUMEN CARGADO

VOLUMEN FACTURADO % CARGUE

Diesel (Glns) 630.000 599.499 599.499 95,2%Gasolina Motor (Glns) 630.000 599.369 599.369 95,1%Valor Total 1.260.000 1.198.868 1.198.868 95,1%

Fuente: Ecopetrol S.A.


Fuente: SICOM

Departamento de Chocó


PERIODONACIONAL


2012-06 78.205 245.815 324.020 2012-07 74.464 304.327 378.791 2012-08 79.344 253.727 333.071 2012-09 57.687 204.185 261.872 2012-10 49.740 229.552 279.292 2012-11 45.085 235.045 280.130 2012-12 32.942 244.122 277.064 2013-01 46.140 241.924 288.064 2013-02 47.575 224.259 271.834 2013-03 87.674 208.644 296.318 2013-04 66.054 250.340 316.394 2013-05 98.101 229.455 327.556

Total general 763.011 2.871.395 3.634.406 Fuente. SICOM

2012 -06

2012 -07

2012 -08

2012 -09

2012 -10

2012 -11

2012 -12

2013 -01

2013 -02

2013 -03

2013 -04

2013 -05

8.248 8.248 8.248 8.248 8.269 8.329 8.381 8.399 8.402 8.469 8.486 8.509

7.578 7.779 7.811 7.559 7.758 7.669 7.844 7.911 6.785 7.659 8.054 8.109

-1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000 7.000.000 8.000.000 9.000.000

CUPO

CONSUMO

57

HidrocarburosHc

El departamento del Chocó fue abastecido con combustibles de origen nacional sin presentar mayores inconvenientes.


Fuente: SICOM

8. PROGRAMA DE RECONVERSIÓN SOCIO-LABORAL Esta iniciativa, dirigida a la población dedicada al comercio ilícito de combustibles en los departamentos de la zona de frontera con las repúblicas de Venezuela y Ecuador, funciona a través de alianzas institucionales entre:

• Ministerio de Minas y Energía.

• ECOPETROL S.A.

• La Fundación Ecopetrol para el desarrollo regional “FUNDESCAT”.

• Las cámaras de comercio de La Guajira y Arauca.

• Las gobernaciones de La Guajira y Norte de Santander.

• Las alcaldías de Riohacha, Cúcuta, Ocaña, Abrego, Puerto Carreño, Puerto Inírida, Ipiales, Pu-piales, Cuaspud - Carlosama y Cumbal.

• Las regionales del SENA de cada uno los departa-mentos donde opera el programa.

• Los institutos financieros del Norte de Santander y Arauca.

• La Cooperativa Cootregua en Guainía.

Estas alianzas permiten la ejecución del programa en 33 municipios de seis departamentos fronterizos, así:

2012-06

2012-07

2012-08

2012-09

2012-10

2012-11

2012-12

2013-01

2013-02

2013-03

2013-04

2013-05

489.8 489.8 489.8 489.8 486.1 496.1 496.1 506.1 506.1 506.1 506.1 513.5

324.0 378.7 333.0 261.8 279.2 280.1 277.0 288.0 271.8 296.3 316.3 327.5

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

CUPO

CONSUMO


58

TABLA 24. MUNICIPIOS INCLUIDOS EN EL PROGRAMA DE RECONVERSIÓN SOCIOLABORAL

DEPARTAMENTO MUNICIPIOS

La Guajira Riohacha, Manaure, Albania, Maicao, Uribia, Montelara, Fonseca, Urumita, Villanueva, San Juan y La Jagua

Norte de Santander Cúcuta, Los Patios, Villa del Rosario, Puerto Santander, El Zulia, La Y, Sardinata, La Sanjuana, Tibú, Pamplona, Ocaña y Abrego

Arauca Arauca, Arauquita, SaravenaVichada Puerto Carreño y AmanavenGuainía Puerto IníridaNariño Ipiales, Pupiales, Cuaspud - Carlosama y Cumbal

Fuente: Dirección de Hidrocarburos, MME. Ecopetrol S.A.

Los objetivos esenciales del programa son los siguientes:

• Brindar una opción de negocio diferente a la venta ilícita de combustibles.

• Generar un cambio de actividad y de actitud en la población objetivo hacia otras actividades pro-ductivas y competitivas en la región, que favorezcan la cultura de la legalidad y la institucionalidad.

Para su implementación se desarrollan mecanismos como sensibilización e inducción, formación integral, fondo de crédito y capital semilla, incubación de negocios, comunicación y apoyo psicosocial.

En los censos realizados, se han identificado 8.600 personas dedicadas al comercio ilícito de combustibles ubicadas en seis departamentos fronterizos de la siguiente forma:

GRÁFICO 20. COBERTURA DEL PROGRAMA DE RECONVERSIÓN SOCIO LABORAL EN DEPAR-TAMENTOS DE ZONAS DE FRONTERA

En el departamento del Cesar el censo de las personas dedicadas al comercio ilícito de com-bustible asciende a 1.111 personas en el mu-nicipio de la Paz. En este departamento no se ha implementado aún el Programa de Reconver-sión Socio-laboral.

A mayo de 2013, de las 8.600 personas iden-tificadas, se han inscrito al programa 5.415 (62%), de las cuales se han vinculado al pro-ceso de formación 4.490 personas (52% del total censado) distribuidos así: 1.001 en la Guajira, 1.779 en Norte de Santander, 266 en Ocaña- Abrego, 518 en Arauca, 117 en Vichada, 140 en Guainía y 669 en Nariño.

Han abandonado la actividad ilícita 2.376 per-sonas que equivalen al 53%, de los formados, 2.202 mediante el mecanismo de crédito para la implementación de unidades de negocio y 174 mediante la opción de empleo originado en la

práctica empresarial del proceso de formación, los cuales se encuentran distribuidos así: 661 en La Guajira, 523 en Norte de Santander, 243 en Ocaña-Abrego, 348 en Arauca, 79 en Vichada, 123 en Guainía y 399 en Ipiales.

La Guajira11 municipios

1.198 personas

Cesar1.111 personas

Norte de Santander12 municipios4.046 personas

Arauca3 municipios698 personas

Vichada2 municipios117 personas

Guainía1 municipio140 personas

Nariño4 Municipios1.290 personas

59

HidrocarburosHc

Con respecto al total de la población de pimpineros censados, el 28% de la población, (2.376 personas) ha abandonado el comercio ilícito. Ésta se distribuye así: 661 (66%) en La Guajira, 523 (14%) en Norte de Santander, 243 (67%) en Ocaña-Abrego, 348 (50%) en Arauca, 79 (68%) en Vichada, 123 en Guainía (88%) y 399 (60%) en Ipiales.

En total el Programa de Reconversión Socio-Laboral ha financiado 1.501 unidades productivas de diferentes sectores económicos a 3.676 beneficiarios por valor de $8.420.214.500.00 incluido la financiación de capital de trabajo por $1.652 millones a Coomulpinort, cooperativa multiactiva que agrupa 1.300 pimpineros en Norte de Santander.

TABLA 25. CONSOLIDADO PROYECTOS FINANCIADOS, BENEFICIARIOS Y VALOR DE CRÉDITOS DEL PROGRAMA

SECTORES UNIDADES BENEFICIARIOS Valor CRÉDITOSPecuario 230 340 $ 1.193.755.000,00Producción 278 445 $ 1.248.202.000,00Servicios 437 692 $ 2.008.354.500,00Comercio 556 2.199 $ 3.969.903.000,00Totales 1.501 3.676 $ 8.420.214.500,00

Fuente: Dirección de Hidrocarburos, MME. Ecopetrol S.A.

9. PUESTO DE CONTROL EL COPEY El Puesto de Control de El Copey, Cesar, ha operado con normalidad durante el periodo comprendido entre junio de 2012 y mayo de 2013, de lunes a sábado en horario de 06:00 a 22:00 y algunos días festivos, gra-cias al capítulo Policía Fiscal y Aduanera del Convenio Marco vigente entre Ecopetrol S.A. y la Policía Nacional.

Durante el lapso de tiempo comprendido entre junio de 2012 – mayo 2013 se inspeccionaron, en cada uno de los pasos que debe cumplir cada uno de los carrotanques, que distribuyen combustibles líquidos, en el Puesto del Control, la siguiente cantidad de vehículos:

TABLA 26. VEHÍCULOS INSPECCIONADOS JUNIO 2012 – MAYO 2013JUNIO A DICIEMBRE 2012

CANTIDAD DE VEHICULOS PASO 1 PASO 2 PASO 3JUNIO 284 275 274JULIO 301 295 286AGOSTO 409 394 397SEPTIEMBRE 308 299 305OCTUBRE 296 287 290NOVIEMBRE 337 335 336DICIEMBRE 344 334 345TOTAL AÑO 2012 2.279 2.219 2.233ENERO 349 347 343FEBRERO 293 294 286MARZO 284 282 287ABRIL 331 329 324MAYO 307 298 302TOTAL AÑO 2012 1.564 1.550 1.542

JUNIO /12 - MAYO/133.843 3.769 3.775

Fuente: Bitácora Polfa Puesto de Control El Copey


60

De esta forma, entre el mes de junio de 2012 y mayo del presente año, en paso 1 se inspeccionaron 4.282 vehículos, en paso 2 se inspeccionaron 4.179 y en paso 3 se inspeccionaron 4.179 vehículos. La diferencia entre el cierre del paso 3 y los demás, radica básicamente en los vehículos que por autorización no cerraron el ciclo, o aquellos que omitieron el cumplimiento de la normatividad vigente, que establece 30 horas para la presentación en el puesto de control, después de descargar el producto en la estación de servicio.

Es importante recordar que la puesta en marcha del Puesto de Control se produce con el fin de garantizar que el producto despachado con beneficio de zona de frontera llegue a su destino final. Efectivamente como se percibe en el siguiente gráfico, se demuestra que la disminución de despachos solicitados por los distri-buidores minoristas de la jurisdicción redunda en la conclusión que gran parte del combustible, antes de que iniciara la operación del puesto, no llegaba a su destino beneficiado.

GRÁFICO 21. REPORTE DE CONSUMO DEL DEPARTAMENTO DEL CESAR - PERIODO JUNIO DE 2012 A MAYO DE 2013

Es notoria la tendencia en la disminución del consumo de combustibles en el departamento de Cesar, encon-trando un consumo máximo del 70% del cupo en el mes de agosto de 2012, y el mínimo del 54% del cupo en el mes de junio de esa misma anualidad, situación que se presenta gracias a las labores y continuidad de la operación en Copey.

Esta tendencia de menor cantidad de galones consumidos en los diferentes municipios del departamento del Cesar servirá, no solo para garantizar que los subsidios otorgados sean recibidos por la comunidad benefi-ciada, sino también para la toma de decisiones en el momento de asignaciones de cupos. De la misma forma, es necesario estudiar nuevas estrategias que aunadas a ésta, protejan los intereses de todos los ciudadanos, beneficiando al Estado en general.

10. BIOCOMBUSTIBLESDurante el año 2012, se continuó el programa de biocombustibles y por lo tanto el abastecimiento de estos con-tinúa contribuyendo a la diversificación de la canasta energética nacional. Este programa se realiza mediante el uso de mezclas obligatorias de alcohol carburante (etanol) con las gasolinas motor, en una proporción actual del 8% a nivel nacional10, y con mezclas obligatorias de biodiesel (proveniente de la palma africana) con diésel fósil, que varían actualmente entre el 8% y el 10% según la región geográfica. La producción de estos biocombustibles es desarrollada por productores privados ubicados en diferentes zonas del país, en el occidente colombiano para el caso del alcohol carburante y en las zonas centro, oriental y norte para el caso del biodiesel.

10 En departamentos fronterizos con Venezuela no se realiza mezclas con alcohol carburante.

2012-06 2012-07 2012-08 2012-09 2012-10 2012-11 2012-12 2013-01 2013-02 2013-03 2013-04 2013-05

1.CUPO 10.241.643 10.241.643 10.241.643 10.241.643 10.324.294 10.324.294 10.326.229 10.334.294 10.334.294 10.334.294 10.334.294 10.334.294

2.CONSUMO 5.573.551 5.846.701 7.154.006 6.343.049 5.706.251 5.933.566 6.144.698 6.799.051 6.030.556 6.194.300 6.816.234 6.499.323

3.DISPONIBLE 4.668.092 4.394.942 3.087.637 3.898.594 4.618.043 4.390.728 4.181.531 3.535.243 4.303.738 4.139.994 3.518.060 3.834.971

-

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

61

HidrocarburosHc

10.1. ALCOHOL CARBURANTE

Entre enero de 2012 y mayo de 2013, se empleó a nivel nacional una mezcla del 8% de las gasolinas motor con alcohol carburante. La producción de este biocombustible durante el año 2012 fue de 362,14 millones de litros, un 7,5% superior a la presentada durante el año 2011. La producción entre enero y mayo de 2013 alcanzó los 151 millones de litros y se concentra en las siguientes cinco plantas de etanol11, con una capaci-dad conjunta de producción de 1.250.000 litros por día:

TABLA 27. PLANTAS PRODUCTORAS DE ETANOL CARBURANTEPlanta Capacidad instalada (Lts/día) Ubicación

Incauca 350.000 Miranda, CaucaProvidencia 300.000 Palmira, ValleManuelita 250.000 Palmira, ValleMayaguez 250.000 Candelaria, ValleRisaralda 100.000 La Virginia, RisaraldaTotal 1.250.000

Fuente: Asocaña

Es importante mencionar que se continúa en la construcción del proyecto Bioenergy, el cual cuenta con una participación del 91,4% de Ecopetrol S.A. y del 8,6% de Mitsubishi. Este proyecto contará con una capa-cidad de 480.000 litros/día que aprovecharán un área sembrada de 14.400 hectáreas. La entrada en operación comercial de este proyecto está programada para el año 2014.

GRÁFICO 22. MEZCLAS DE ALCOHOL CARBURANTE A NIVEL NACIONAL

11 En el SICOM existen otros dos productores de etanol pero sus ventas son menores.

E8

E0


62

10.2. BIODIESEL

Desde el año 2010 la Costa Atlántica, Santander, la zona occidental (Valle del Cauca, Cauca y Nariño) y el Sur del país (Huila, Tolima, Putumayo y Caquetá) están utilizando mezclas del 10%12. Entre enero y octubre de 2012, el centro del país utilizó una mezcla obligatoria del 7% de biodiesel con diésel fósil, y ésta fue incre-mentada al 8% desde noviembre de 2012, conforme lo establecido en la Resolución MME 91664 de 2012.

La producción de este biocombustible durante el año 2012 fue de 489.987 toneladas, un 10,6% superior a la presentada durante el año 2011. La producción entre enero y abril de 2013 alcanzó las 165.712 millones de toneladas, y el país cuenta actualmente con las siguientes plantas13:

TABLA 28. CAPACIDAD INSTALADA POR PLANTASPlanta Capacidad instalada (Ton/año) Ubicación

Oleoflores 60.000 Codazzi, CesarBiocombustibles Sostenibles del Caribe 100.000 Santa Marta, MagdalenaRomil de la Costa 10.000 Barranquilla, AtlánticoBiodiésel de la Costa 10.000 Galapa, AtlánticoOdin Energy 36.000 Santa Marta, MagdalenaBioD 115.000 Facatativá, CundinamarcaEcodiesel de Colombia 115.000 Barrancabermeja, SantanderAceites Manuelita 120.000 San Carlos de Guaroa, metaBiocastilla 15000 Castilla la grande, Meta

Fuente: Federación nacional de biocombustibles de Colombia

GRÁFICO 23. MEZCLAS DE BIODIESEL A NIVEL NACIONAL

12 En departamentos fronterizos con Venezuela se cuenta con una mezcla del 2% para el diésel producido en las refinerías nacionales.13 En el SICOM existen otro productor de biodiesel pero no presenta ventas.

B10B8B2

63

HidrocarburosHc

GAS NATURAL1. TRANSPORTE DE GAS NATURAL

1.1. PROMIGAS S.A E.S.P

Entre julio de 2012 y julio de 201314, la empresa realizó inversiones del orden de $97.255 millones, principalmente para la adecuación de tramos de sus gasoductos y para el desarrollo de nuevas obras como la construcción del Loop15 en el tramo Palomino-La Mami, y la ampliación de la estación Palomino, tal como se detalla a continuación:

TABLA 1. INVERSIONES REALIZADAS POR PROMIGAS S.A. E.S.PInversiones periodo: Julio de 2012 - Julio de 2013

Cifras en millones de pesos Acumulado

Adecuación por tramos 21.692Loop Palomino - La Mami 2 12.939Control Erosión Río Magdalena 388Ampliación Estación Palomino 10.749Compresor Standby Caracolí 19.120Variantes Líneas 20B y 24B 5.004Ampliación SRT Mamonal 3.146Variante Sincelejo-Cartagena 10" 7,25 km (PK 114 a 122) 830Cruce subfluvial 32" Rio Magdalena 2.218Variante Cartagena 20" 9 km-Nelson Mandela 3.611Gasoducto Loop San Mateo-Mamonal 17.560VARIANTE KM 14-28 REGIONAL MALAMBO - SANTA RITA 7.258

TOTAL 97.255

Fuente: Promigas S.A.E.S.P

En cuanto a las inversiones que tiene previsto realizar la empresa para 2013, se encuentran la adecuación por tramos, con el fin de aumentar los potenciales del gasoducto y mantenerlo en condiciones de integridad para el transporte de gas, y el cruce subfluvial del río Magdalena, como una solución definitiva a la emergencia del gaso-ducto en el sector de Cabica, que ha dejado fuera de servicio un tramo del gasoducto Palermo – Caracolí de 32 pulgadas.

14 Proyectado a julio de 2013.15 Ramal cerrado


64

TABLA 2. INVERSIONES A REALIZAR POR PROMIGAS S.A. E.S.PPresupuesto de inversiones periodo: 1 de enero de 2013 - 31 de diciembre de 2013

Cifras en millones de pesos Presupuesto

Adecuación por tramos (1) 15.287

Ampliación Estación Palomino (2) 4.742

Variante Sincelejo-Cartagena 10" 7,25 km (PK 114 a 122) (3) 3.096

Cruce subfluvial 32" Rio Magdalena (4) 20.372

Variante Cartagena 20" 9 km-Nelson Mandela (5) 7.410

Gasoducto Loop San Mateo-Mamonal (6) 99.939

VARIANTE KM 14-28 REGIONAL MALAMBO - SANTA RITA (7) 12.096

TOTAL 162.941

Fuente: Promigas S.A.E.S.P

1.2. TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A. E.S.P –TGI

1.2.1 VOLÚMENES DE GAS TRANSPORTADOSLos volúmenes transportados desde los diferentes campos se presentan a continuación:

TABLA 3. VOLÚMEN TRANSPORTADO POR TGI - AÑO 2012(MPCD)

CAMPO JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Ballena 107,9 122,3 177,2 209,5 187,3 141,5 77,2

Montañuelo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Toqui - Toqui 4,9 4,6 4,5 4,5 0,8 0,4 0,4

Cusiana (Llanos) 31,6 30,6 28,7 29,8 28,2 30,7 29,4

Apiay 8,9 8,9 7,0 8,9 10,6 9,2 9,3

Morichal, (Floreña) 4,7 4,1 3,5 0,4 0,0 0,0 0,0

Cusiana (Interior) 234,1 236,0 241,1 240,5 243,9 239,4 216,2

Tello 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Saldaña (Hocol) 1,7 1,3 1,1 0,0

Dina 0,7 0,8 0,5 0,5 0,4 0,9 1,4

Serafin 4,7 5,2 5,4 5,1 3,9 2,2 2,3

TOTAL 399,2 413,9 468,9 499,1 475,1 424,3 336,3Fuente: TGI

65

HidrocarburosHc

TABLA 4. VOLÚMEN TRANSPORTADO POR TGI - ENERO A MAYO 2013(MPCD)

CAMPO ENE FEB MAR ABR MAY

Ballena 57,0 81,0 71,3 93,0 85,5Montañuelo 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Toqui - Toqui 0,5 0,5 0,4 0,5 0,6Cusiana (Llanos) 29,2 29,3 31,6 30,5 34,2Apiay 9,2 9,0 8,5 8,8 8,0Morichal, (Floreña) 0,0 0,0 0,6 0,5 2,2Cusiana (Interior) 199,8 221,0 197,6 212,4 219,0Tello 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Saldaña (Hocol) 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0Dina 1,2 1,1 1,0 1,5 1,9Serafin 2,6 4,9 5,1 4,4 4,4Cupiagua 103,1 110,7 105,7 100,9 87,0TOTAL 402,6 457,4 421,8 452,5 442,9

Fuente: TGI

1.2.2 PROGRAMAS Y PROYECTOS 2013En ejecución:

Estación de compresión de La Sabana: con la entrada en operación de la estación de compresión de La Sabana, antes compresora de Chía, se aumentará la capacidad de transporte del gasoducto de La Sabana de 140 MPCD a 215 MPCD.

Proyecto de expansión del gasoducto Cusiana – Apiay y nuevo gasoducto Apiay – San Fernando: en la zona de los Llanos Orientales se planea construir un loop de aproximadamente 148 kilómetros probablemente en tubería de 20’’ entre Cusiana y Apiay, así como un gasoducto dedicado entre Apiay y San Fernando con longitud aproximada de 46 kilómetros en tubería de diámetro de 10’’, lo anterior con el objeto de satisfacer las necesidades de las plantas de generación térmica para la producción de petróleo y la ampliación de la capacidad de transporte en 70 MPCD.

GRÁFICO 1. PROYECTO DE EXPANSIÓN DEL GASODUCTO CUSIANA – APIAY Y NUEVO GASODUCTO APIAY – SAN FERNANDO

Finalizados: Proyecto de Construcción del Cruce Dirigido Río Magdalena (Sector de Yondó):

Inversión: el proyecto tuvo un costo aproximado de $4.500.000.000

El objetivo de este proyecto fue reactivar la línea de gasoducto Galán - Yondó mediante la cons-trucción de un nuevo cruce subfluvial dirigido, el cual disminuye al máximo el riesgo que repre-senta la dinámica fluvial, en este sector del Río Magdalena, para la tubería.

USME17Mpcd500 Psig

1 Mpcd Termo Suria17 Mpcd

3,5 Mpcd100 Mpcd1200 Psig

Cusiana

2,5 Mpcd

Villavicencio6,5 Mpcd

San Fernando42,5 Mpcd

GasoductoApiay - San Fernando

46 km - 10”

Termo Ocoa8,5 Mpcd

Acacías - Ariari1,5 Mpcd

Loop Cusiana-Apiay148 km - 20”

E.C. Apiay


66

1.2.3 PLAN DE INVERSIONESA continuación se detallan las inversiones ejecutadas para el año 2012, así como las presupuestadas para el año 2013 y ejecutadas entre enero a junio de 2013.

TABLA 5. PLAN DE INVERSIONES TGI

NOMBRE DEL PROYECTO EJECUTADO 2012 PRESUPUESTO 2013 EJECUTADO ENERO - JUNIO 2013

Estación de Compresión de La Sabana 5.739.653.366 33.015.609.330 8.616.593.818Variante Guarinó 695.982.819 11.648.149.612 46.092.500Cusiana – Apiay – San Fernando* -- 34.554.257.095 10.179.152.242*Cruce Dirigido Río Magdalena 518.798.174 3.892.925.700 3.124.100.240

Cifras en pesos.*Nota: El presupuesto ejecutada en el periodo Enero – Junio de 2013 corresponde a la inversión realizada en los estudios de diseño, ingeniería de detalle y estudio de impacto ambiental.Fuente: TGI

1.3. PROGASUR S.A. E.S.PDe acuerdo con la información suministrada por la empresa, entre junio de 2012 y mayo de 2013 se han transportado cerca de 55,6 millones de metros cúbicos de gas natural por los tramos de Neiva-Hobo, Guan-do-Fusagasugá, Jamundí-Popayán y Sardinata–Cúcuta. En la Tabla 6 se detallan los volúmenes facturados y transportados.

1.4. TRANSMETANO S.A E.S.P.El gasoducto Sebastopol – Medellín presentó, durante el año 2012, un crecimiento del volumen transportado del 10%, confirmando la progresión obtenida en 2010 y 2011. En 2012 se lograron 16.537 millones de pies cúbicos (MPC) de gas natural que equivalen a una demanda promedio de 45,18 MPCD.

Este aumento en los volúmenes transportados correspondió a la entrada de empresas de distribución a nuevos mercados en la región, y al sostenimiento de la estrategia de promoción de las conversiones vehiculares a gas natural. Además, se debió a la buena dinámica del sector industrial en 2012 (considerando el precio competitivo de gas del campo Cusiana), para proyectos de sustitución de carbón en el área metropolitana del Valle de Aburrá.

1.5. TRANSORIENTE S.A. E.S.P.

De acuerdo con la información suministrada por la empresa, el promedio de gas transportado durante el periodo comprendido entre junio de 2012 y mayo de 2013 fue de 1.193.195 kilo pies cúbicos (KPC)

Respecto a las inversiones que tiene previsto realizar la empresa durante el año 2013, no se encuentra nin-guna ampliación de la infraestructura existente ni la construcción de nuevos sistemas de transporte.

1.6. TRANSOCCIDENTE S.A. E.S.P.

De acuerdo con la información suministrada por la empresa, el volumen de gas transportado durante el periodo comprendido entre junio de 2012 y mayo de 2013 fue de 1.193.195 KPC. Así mismo, informaron que no tienen previsto la realización de nuevas inversiones para el año 2013.

67

HidrocarburosHc

TABL

A 6

. V

OLÚ

MEN

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SPO

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DO

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A. E

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Gas

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Gas

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Fact

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o ($

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lum

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3Fa

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($)

Volu

men

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Fact

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lum

en m

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ctur

ado

($)

Volu

men

m3

Fact

urad

o ($

)

Jun-

121.

126.

783

257.

325.

265

837.

612

66.5

22.5

4451

6.15

912

6.95

4.92

72.

082.

136

420.

426.

286

00

Jul-1

21.

170.

362

257.

517.

887

1.03

0.44

977

.047

.626

585.

762

144.

930.

482

1.95

0.54

839

6.48

2.16

90

0

Ago

-12

1.18

7.69

227

0.55

8.18

81.

211.

394

91.3

06.9

7964

0.81

016

2.48

7.33

41.

359.

207

369.

969.

601

00

Sep-

121.

266.

102

268.

555.

717

209.

828

56.7

53.2

1455

3.36

714

1.28

7.72

278

1.37

451

3.87

1.96

90

0

Oct

-12

1.11

7.52

326

3.49

4.62

478

0.21

366

.514

.467

454.

627

127.

516.

706

360.

785

392.

581.

177

269.

924

23.4

35.4

52

Nov

-12

973.

815

254.

748.

074

744.

761

64.0

50.0

6159

0.71

715

5.79

0.75

71.

043.

820

458.

451.

546

730.

064

119.

632.

504

Dic

-12

999.

839

251.

870.

022

807.

596

65.8

97.0

5055

3.90

513

5.13

9.58

31.

495.

138

448.

833.

453

1.18

8.85

316

6.70

0.36

4

Ene-

131.

249.

933

254.

241.

492

876.

292

70.7

46.4

1759

7.79

615

1.79

0.61

31.

661.

884

428.

629.

488

1.23

0.47

917

5.82

3.68

7

Feb-

1399

7.51

727

2.08

4.92

972

5.42

063

.758

.424

464.

481

122.

431.

887

1.66

8.93

745

4.83

0.74

51.

248.

290

181.

310.

989

Mar

-13

887.

160

216.

292.

724

819.

007

71.0

35.8

4356

9.70

614

6.96

2.14

31.

801.

290

502.

596.

098

1.03

5.60

315

1.31

0.68

5

Abr

-13

1.20

1.20

027

6.49

3.29

379

3.43

768

.699

.146

551.

895

142.

214.

107

1.91

0.53

650

5.00

0.77

81.

030.

307

150.

345.

224

May

-13

1.24

6.76

128

4.30

7.66

781

4.27

872

.006

.997

586.

186

154.

921.

744

2.06

5.14

659

5.88

8.48

41.

011.

420

151.

178.

020

TOTA

L 13

.424

.687

3.12

7.48

9.88

29.

650.

287

834.

338.

768

6.66

5.41

11.

712.

428.

005

18.1

80.7

995.

487.

561.

794

7.74

4.94

11.

119.

736.

925

Fuen

te: P

roga

sur S

.A.E

.S.P


68

2. COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURALEn 2012, el consumo promedio de gas natural fue de 895 GBTUD16 de los cuales el 22% correspondieron al regulado. Entre enero y abril de 2013, el consumo promedio de gas natural a nivel nacional ha sido del orden de los 1.048 GBTUD, en donde el consumo del sector residencial corresponde al 20%.

El siguiente gráfico muestra la variación del consumo de gas natural por sectores entre los meses de junio de 2012 y abril de 2013:

GRÁFICO 2. CONSUMO DE GAS NATURAL POR SECTORES

Fuente: Concentra

3. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL

El país cuenta con 6.820.097 usuarios (en 731 poblaciones) con el servicio de gas natural. El dato anterior, a marzo de 2013, significa que 81 poblaciones más que las registradas en mar-zo de 2012 se benefician con el servicio.

El aumento en el número de usuarios benefi-ciados se ha logrado con ayuda de los apor-tes públicos a través de los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural y también al esfuerzo de las empresas privadas. El 98% de usuarios de gas natural corresponde a usuarios residenciales, cuyo detalle se presenta en el siguiente gráfico:

16 GBTUD: Giga BTU por día

Residencial Refinería Consumo Ecopetrol Termoeléctrico

Industriales Petroquímica GNVC Transportadores de gas natural

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Jun-12 Jul-12 Ago-12 Sep-12 Oct-12 Nov-12 Dic-12 Ene-13 Feb-13 Mar-13 Abr-13

19%

38%

28%

9%4%

2%

E1

E2

E3

E4

E5

E6

GRÁFICO 3. USUARIOS RESIDENCIALES POR ESTRATO

Fuente: Empresas distribuidoras – Consolida MME

69

HidrocarburosHc

3.1. ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO DE GAS NATURAL

El número de usuarios de las poblaciones contempladas en las denominadas Áreas de Servicio Exclusivo de Gas Natural17 aumentó en un 6% en abril de 2013, comparado con el mismo mes del año anterior. Hoy cuentan con un total de 1.145.550 usuarios, resultado significativo teniendo en cuenta que esto ocurrió en mercados maduros.

GRÁFICO 4. USUARIOS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO DE GAS NATURAL

Fuente: Sistema de información ARGOS

3.2. FONDO ESPECIAL CUOTA DE FOMENTO DE GAS NATURAL

En agosto de 2012, como administrador del Fon-do Especial Cuota de Fomento, el Ministerio de Minas y Energía firmó seis Convenios de Cofinan-ciación para proyectos de infraestructura de distri-bución y conexiones que se están ejecutando actu-almente en los departamentos de Antioquia, Sucre y Putumayo, y con los cuales se espera beneficiar a aproximadamente a 100.700 nuevos usuarios.

Así mismo, mediante Resolución 9 0271 del 15 de abril de 2013, se asignaron recursos por la suma de $6.075.827.269 para la cofinanciación de seis proyectos que beneficiarán a 48.586 usu-arios de los departamentos de Antioquia, Bolívar, Cauca, Cundinamarca, Guaviare, Meta, Norte de Santander, Santander y Sucre.

A continuación se presenta el detalle de los proyectos aprobados en 2013:

17 Áreas creadas por la Ley 142 de 1994, con el fin de que la cobertura de los servicios públicos de acueducto y alcantaril-lado, saneamiento ambiental, distribución domiciliaria de gas combustible por red y distribución domiciliaria de energía eléctrica, se pueda extender a las personas de menores ingresos.

Usuarios mayo 2012 Usuarios abril 2013

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

Caldas Quindío Risaralda Valle del Cauca

Centro y Tolima

Altiplano Cundiboyacense

Usu

ario

s


70

TABLA 7. ASIGNACIÓN DE RECURSOS- RESOLUCIÓN 9 0271 DE 2013

PROYECTO DEPTO MUNICIPIO Nombre Solicitante

VR SOLICITADO AL FECF

Valor aprobado por el FECF

Construccion de conexiones de usuarios de menores in-gresos para la masificacion de gas natural domiciliario municipio de Yacopí Cundi-marca

Cundinamarca Yacopí Yavegas $ 125.949.687 $ 85.645.787

Implementación proyecto de conexión al servicio público de gas natural potenciales suscriptores de los estratos 1 y 2 municipios de Cajibío, El Tambo, Morales, Patía El Bordo, Rosas, Silvia, Timbio Y Totoro, departamento del Cauca

Cauca Cajibío, El Tambo, Mo-rales, Patía El Bordo, Rosas, Silvia, Timbio Y Totoro

Alcanos $ 1.391.039.996 $ 945.907.197

Gasificación de poblacio-nes surtigas 2013

Antioquia, boli-var, sucre

Caceres y Jardín, Cis-neros, El Bagre, Puerto Berrio, San José del Nus Corregimiento de San Roque, Sego-via, Zaragoza, Tierra Bomba, Caño Loro, Bocachica, Punta Are-na, El Guamo, Pueblo Nuevo, Loma Arena, Galerazamba y El Roble

Surtigas $ 4.628.432.968 $ 3.147.334.418

Construcción de conexiones de usuarios de menores in-gresos para la masificación del gas natural domiciliario municipio de Mocoa

Putumayo Mocoa Surgas $ 699.253.100 $ 475.492.108

Construcción conexión de usuarios de menores in-gresos en los municipios de Villavicencio, Granada, Restrepo, Fuente de Oro, Puerto López, Cumaral Y Acacías en el departamento del Meta y el municipio de San José de Guaviare en el departamento del Guaviare

Meta y Guaviare

Villavicencio, Grana-da, Restrepo, Fuente de Oro, Puerto López, Cumaral y Acacías (Meta)

Llanogas $ 808.460.310 $ 549.753.011

Proyecto de subsidios a usu-arios de menores ingresos de los municipios de San Gil, Socorro, Curití, Villanue-va, Paramo, Pinchote y Valle de San José en el departa-mento de Santander y Oca-ña en el Norte de Santander

Santander, Norte de Santander

San Gil, Socorro, Cu-rití, Villanueva, Para-mo, Pinchote, Valle de San José y Ocaña

Metrogas $ 1.281.904.041 $ 871.694.748

$ 8.935.040.102 $ 6.075.827.269

Fuente: MME

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HidrocarburosHc

3.3. FONDO DE SOLIDARIDAD PARA SUBSIDIOS Y REDISTRIBUCIÓN DE INGRESOS – FSSRI

El Decreto 0381 de 2012 entregó a la Dirección de Hidrocarburos la función de elaborar el presupuesto de subsidios de gas domiciliario, gestionar su distribución y hacer seguimiento a su ejecución. En cumplimiento de dicha función, se han otorgado subsidios a los estratos 1 y 2 por valor de $329 mil millones, tal y como se detalla a continuación:

TABLA 8. SUBSIDIOS OTORGADOS AÑO 2012Sector de Consumo Valor

Estrato 1 (124.776.790.600)Estrato 2 (204.821.822.415)Distritos de Riego (177.806.112)

Total (329.776.419.127)

Fuente: Dirección de Hidrocarburos - MME

3.4. GAS NATURAL VEHICULAR Y ESTACIONES DE SERVICIO DE GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR

Con base en la información suministrada por los organismos certificadores, a abril de 2013 se han convertido en el país 450.597 vehículos; en lo corrido del año se han convertido 10.690 vehículos en todo el país. Esta dinámica se debe en gran medida a la iniciativa privada mediante la emisión de bonos que subsidian el costo de la conversión.

Así mismo, en cuanto a infraestructura de estaciones de servicio, al 31 de diciembre de 2012 el país contaba con 692 estaciones en todo el país, 16 más de las registradas para el mismo mes de 2011.

A continuación, se muestra la evolución de vehículos convertidos a gas natural durante los últimos años:

GRÁFICO 5. VEHÍCULOS CONVERTIDOS A GN Y ESTACIONES DE SERVICIO (EDS) DE GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR

Fuente: organismos certificadores – Consolida MME

Vehículos Convertido EDS

540

560

580

600

620

640

660

680

700

- 50.000

100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000 450.000 500.000

2009 2010 2011 2012 2013


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4. ASPECTOS REGLAMENTARIOS EN MATERIA DE GAS NATURAL

4.1. PROYECTO DE REGLAMENTO TÉCNICO DE GAS NATURAL LICUADO – GNL

En diciembre de 2012, el Ministerio de Minas y Energía contrató una consultoría para la formulación de la reglamentación técnica de los procesos de regasificación de gas natural, y licuefacción de gas natural. El propósito de esta consultoría es contar con una propuesta de reglamento técnico aplicable a los agentes que desarrollen este tipo de infraestructura en el país.

La primera propuesta de reglamento fue puesta en conocimiento de todos los agentes, quienes participaron activa-mente del proceso de consulta. El contrato finalizó en el mes de abril de 2013 y ya se cuenta con una propuesta de reglamento que deberá surtir todo el proceso de aprobación ante la Organización Mundial del Comercio, OMC.

4.2. REGLAMENTO DE INSTALACIONES INTERNAS DE GAS NATURAL

Siguiendo la metodología establecida en el Código de Buenas Prácticas para la Elaboración y Expedición de Reglamentos Téc-nicos del Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, el Ministe-rio de Minas y Energía puso en conocimiento de dicha entidad el proyecto de Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible con el fin de que se verifique por parte de la entidad competente el cumplimiento de lo dispuesto en los trata-dos sobre obstáculos técnicos al comercio.

Una vez se reciba respuesta se efectuará el análisis de las obser-vaciones realizadas al proyecto de reglamento y se elaborará el texto definitivo con el apoyo de la Oficina Asesora Jurídica del Ministerio de Minas y Energía, con el fin de expedir el regla-mento técnico en coordinación con las entidades públicas involu-cradas en esta reglamentación.

4.3. MODIFICACIÓN DEL REGLAMENTO TÉCNICO APLICABLE A ESTACIONES DE SERVICIO QUE SUMINISTRAN GAS NATURAL COMPRIMIDO PARA USO VEHICULAR

Como resultado de la consultoría contratada por el Ministerio de Minas y Energía en 2011 para realizar el diagnóstico de la reglamentación técnica expedida en esta materia, surgió una propuesta de modificación al reglamento aplicable a estaciones de servicio que suministran gas natural comprimido para uso vehicular. Esta propuesta está siendo objeto de la respectiva revisión jurídica previa a su expedición.

5. ASPECTOS REGULATORIOS Y/O DE GAS NATURAL

5.1. MERCADO MAYORISTA

Durante el año 2012, se sometieron a consulta las propuestas de Resolución CREG 113 de 2012 para reglamentar los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural y para definir las condiciones y la forma como se seleccionará al gestor del mercado de acuerdo con lo establecido en el Decreto 2100 de 2011.

Así mismo, se expidió la Resolución CREG 003 de 2013 mediante la cual se sometió a consulta el reglamento de comercialización de gas natural, como parte del Reglamento de operación de gas natural.

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HidrocarburosHc

5.2. LIBERACIÓN DEL PRECIO DE LA GUAJIRA

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, publicó el proyecto de resolución 097 de 2012, por la cual se libera el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte, la cual se encuentra en análisis de comentarios.

5.3. COSTO DE OPORTUNIDAD DE EXPORTACIÓN

La CREG formuló la propuesta metodológica mediante Resolución CREG 077 de 2012, para calcular el costo de oportunidad de gas natural dejado de exportar.

Como resultado del proceso de análisis de los comentarios recibidos, la comisión expidió la Resolución CREG 041 de 2013 que contiene la metodología para calcular dicho costo.

5.4. CONSTRUCCIÓN PLANTA REGASIFICACIÓN EN COSTA CARIBE

La resolución CREG 106 de 2011 estableció un periodo de 10 años de obligaciones de cargo por con-fiabilidad para las plantas de generación que respalden sus obligaciones con gas natural importado, como mecanismo para incentivar la construcción de plantas de regasificación. Los incentivos para la construcción de dichas plantas fueron expuestos en la resolución CREG 062 de 2013.

6. DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDESEn las actividades de distribución y comercialización, la CREG trabajó en seis aspectos durante el año 2012 para garantizar el suministro del combustible. De esta forma, se aprobaron 12 cargos para 31 municipios beneficiando a 150.841 personas que ahora cuentan con este servicio.

6.1. CONFIABILIDAD DE GAS

La CREG publicó la Resolución 054 de 2012 que establece los criterios de confiabilidad y fija las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad, disposiciones aplicables a los proyectos de inversión de las plantas GNL del Atlántico y del Pacífico junto con el gasoducto Buenaventura-Yumbo, para el período de transición.

6.2. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA

La CREG, a través de su resolución 090 de 2012, elaboró una propuesta para remunerar la distribución de gas por redes de tubería y, con el fin de difundir masivamente la propuesta, elaboró una cartilla explicativa que se envió a todas las gobernaciones del país; esta cartilla se publicó en el portal web de la comisión, y en abril de 2013 realizó audiencias públicas en las ciudades de Medellín, Cartagena y Bogotá, las cuales fueron transmitidas en directo por televisión e Internet.

6.3. METODOLOGÍA DE REMUNERACIÓN DE LA ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA

Se propuso cambiar la propuesta de la opción tarifaria para las áreas de servicio exclusivo de gas natural. El cambio se realizó con el fin de reconocer los gastos que enfrenta dicha actividad, así como su adecuada re-muneración, dadas las condiciones actuales del mercado y así reflejar de manera eficiente los costos actuales de prestación del servicio en las áreas de servicio exclusivo.


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6.4. FÓRMULA TARIFARIA

Para los mercados diferentes de las áreas de servicio exclusivo, la CREG sometió a consulta una nueva propuesta con la fórmula tarifaria general (Resolución CREG 153 de 2012) y en la actualidad analiza los comentarios recibidos en el periodo de consulta. Para las áreas de servicio exclusivo se sometió a consulta una nueva propuesta (Resolución CREG 154 de 2012).

6.5. REVISIONES PERIÓDICAS DE LAS INSTALACIONES INTERNAS DE GAS

En el año 2012, la CREG expidió la Resolución 059 de 2012 que tiene dos cambios fundamentales: la periodicidad y la posibilidad de escoger el operador de la revisión.

6.6. APROBACIÓN DE CARGOS PARA DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS COMBUSTIBLE

En el año 2012 y durante el primer semestre de 2013, se aprobaron 25 solicitudes de cargos promedios de distribución y comercialización de gas combustible por redes a usuarios regulados correspondientes a las solicitudes tarifarias radicadas en la Comisión por las empresas distribuidoras-comercializadoras, basadas en la metodología definida en la Resolución CREG 011 de 2003, que implican un crecimiento de 57 nuevos municipios y un incremento de 192.283 usuarios.

6.7. SERVICIO PÚBLICO DE GAS CON BIOGÁS

La CREG expidió en el 2012 la regulación para el transporte, la distribución y la comercialización del biogás, como producto que se obtiene a partir de los rellenos sanitarios (Resolución CREG 135 de 2012) con el fin de emplearlo en la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible.

6.8. ELIMINACIÓN DE CONTRIBUCIÓN AL SECTOR INDUSTRIAL

Se llevó a cabo la eliminación de contribución al sector industrial, lo cual se vio reflejado en una reducción alrededor de 8,9% en el valor de las factura de gas para este sector.

7. GAS LICUADO DE PETROLEO – GLP

7.1. PRODUCCIÓN DE GLP

En 2012, la producción prome-dio de GLP fue de 18,76 KBDC (miles de barriles día calen-dario), registrando un aumento frente a la cantidad producida durante 2011 de 5%. A contin-uación se presenta el comporta-miento de la producción durante los últimos años:

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HidrocarburosHc

GRÁFICO 6. HISTÓRICO DE PRODUCCIÓN DE GLP

Fuente: UPME

7.2. REPOSICIÓN Y MANTENIMIENTO DE TANQUES ESTACIONARIOS DE GLP

En la actualidad, después de haber ampliado el plazo inicialmente previsto para la terminación del esquema de marcas, mediante Resolución 098 de 2012, se estableció la regulación aplicable para el cierre del es-quema centralizado de recaudo, administración y ejecución de los recursos del margen de seguridad.

La mencionada norma establece además que durante este periodo de cierre se adelantarán los trabajos de reposición y mantenimiento de tanques estacionarios de GLP, actividad que está supervisada por la Secretaria Técnica contratada para tal fin por el Comité Fiduciario.

A continuación, se presenta un resumen del estado de los trabajos de reposición y mantenimiento de tanques estacionarios con corte a abril de 2013:

GRÁFICO 7. REPOSICIÓN Y MANTENIMIENTO DE TANQUES ESTACIONARIOS DE GLP

Fuente: ACI Proyectos

2008 2009 2010 2011 2012Series1 19,93 20,14 17,84 17,78 18,76

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00M

iles

BDC

Programados Cdp - fidupetrol Destruidos Entregados FacturadosEjecutados 383 383 214 180 105

Por ejecutar 0 0 169 203 278% 100,00% 100,00% 55,87% 47,00% 27,42%

383 383

214180

105

0 0

169203

278

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450


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7.3. SUBSIDIOS A USUARIOS DE GLP EN CILINDROSEl Ministerio de Minas y Energía adelantará en el segundo semestre de 2013 una prueba piloto para la en-trega de un subsidio a usuarios en el país de GLP distribuido por cilindros, con el fin de evaluar su viabilidad.

7.4. ASPECTOS REGLAMENTARIOS EN MATERIA DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO, GLP Durante la vigencia 2012 y lo transcurrido del año 2013, se ha desarrollado el proceso de revisión de la regla-mentación técnica expedida por el Ministerio de Minas y Energía en materia de gas combustible. En desarrollo de esta revisión, se evidenció la necesidad de modificar reglamentos técnicos existentes, así como la expedición de nueva reglamentación relacionada con GLP. Dichos proyectos y su estado se enlistan a continuación:

Reglamentos en etapa de revisión jurídica

• Proyecto de resolución “Por la cual se expide el reglamento técnico aplicable, a los depósitos, expen-dios y puntos de venta de cilindros de GLP”.

• Proyecto de Resolución “Por la cual se expide el reglamento técnico aplicable al recibo, almace-namiento y entrega del Gas Licuado del Petróleo –GLP”

• Proyecto de Resolución “Por la cual se modifica la Resolución 180196 de 2006, mediante la cual se expide el reglamento técnico para cilindros y tanques estacionarios utilizados en la prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado del Petróleo, GLP, y sus procesos de mantenimiento”.

Reglamento en etapa de notificación internacional

• Proyecto de Resolución “Por la cual se modifica la Resolución número 180581 de 2008 que con-tiene el reglamento técnico para plantas de envasado de Gas Licuado del Petróleo”.

7.5. ASPECTOS REGULATORIOS EN MATERIA DE GAS LICUADO DE PETROLEO, GLP

Bases conceptuales para la definición de la remuneración del producto

Durante el año 2012 se realizaron análisis para establecer las bases conceptuales sobre las cuales la CREG desa-rrollará la nueva metodología de remuneración del producto, las cuales se publicarán en el primer trimestre de 2013.

Programa recolección y eliminación del parque universal de cilindros

Mediante Resolución CREG 098 de 2012, se estableció la regulación para hacer el cierre administrativo y financiero del esquema centralizado y de los recursos del margen de seguridad18 y dar así por cumplidas las funciones dadas a la CREG por la Ley 1151 de 2007.

Transporte de GLP

La CREG expidió la Resolución CREG 019 de 2013 en la cual estableció que una vez Cenit S.A.S asuma la operación de los ductos utilizados para el transporte de GLP, en los tramos identificados en las Resoluciones CREG 016 y 099 de 2010, deberá aplicar los cargos aprobados inicialmente para Ecopetrol S.A. en las mencionadas resoluciones, con el fin de ser remunerado por la actividad de transporte de GLP, que se efectúa a través del sistema de transporte conformado por los activos considerados para efectos tarifarios en esas misma resoluciones.

Código de medida de GLP

En el 2012, la CREG realizó un estudio que le permite expedir un Código de Medida que regule la materia para dirimir discrepancias y discusiones entre los agentes, y entre estos y los usuarios, buscando así la mayor trasparencia en las transacciones comerciales a lo largo de la cadena.18 Creado por la Ley 689 de 2001:” Por razones de seguridad dentro del precio de venta del GLP la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) incluirá un rubro denominado “Margen de Seguridad”, con destino exclusivo al mantenimiento y reposición de los cilindros y tanques estacionarios utilizados en la comercialización del GLP

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