INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2012 XIV EDICIÓN

INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2012XIV EDICIÓN

INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL2012

TÍTULO DEL CAPÍTULO

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RESUMEN EJECUTIVOpágina 3

TÍTULO DEL CAPÍTULO

01DINÁMICA Y EVOLUCIÓN DEL SECTOR2008 - 2012


Contenido

6 Introducción 9 Resumen ejecutivo

19 Contexto económico 27 Shale gas: el factor que cambió el panorama energético mundial

29 Generalidades 29 Shale gas: ¿gas no convencional o extracción no convencional de gas natural? 31 Gas in situ, recurso técnicamente recuperable y reservas 32 Caracterización geológica de formaciones de shale gas 33 Recursos de shale gas en el mundo 34 Países con mayores recursos de shale gas 34 Recursos de shale gas vs. recursos o reservas probadas de gas natural 36 Shale gas: realidad en USA y grandes expectativas en Suramérica 36 USA: el gran referente mundial 39 Suramérica: con potencial y disposición para replicar el fenómeno USA - shale gas

51 Estadísticas internacionales de gas natural

52 Cifras mundiales

54 Canasta energética 55 Reservas 56 Producción 57 Consumo 58 Precios internacionales 59 Gas natural vehicular 61 Comercio de GNL 62 Colombia y sus referentes en América

71 Gas natural en Colombia 73 Cifras del sector 73 Exploración y reservas 76 Producción y suministro 80 Transporte de gas por gasoductos 80 Volúmenes de gas transportado 81 Longitud del sistema nacional de transporte 82 Distribución y comercialización 82 Cobertura 88 Demanda 91 Gas natural vehicular 94 Precios y tarifas 94 Gas en boca de pozo 96 Componentes tarifarios 101 Tarifa a usuario final

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PROMIGAS S.A. E.S.P.página 5

107 Subsidios y contribuciones 109 Precios del GNV 110 Eventos regulatorios críticos 110 Regulación del precio del gas natural: liberación111 Reglamento para comercialización del mercado mayorista de gas natural 112 Tarifas de transporte de gas 116 Regasificación120 Agenda regulatoria 2013 121 Cifras financieras de las empresas 121 Cifras consolidadas 122 Distribuidoras de gas natural 126 Transportadoras de gas natural

131 Anexos

133 Actualidad regulatoria 2012 - 2013 139 Normatividad Minminas 141 Normatividad CREG 150 Detalle de la cobertura nacional 185 Glosario de términos, siglas y factores de conversión 195 Directorio sectorial

201 Bibliografía


Introducción

El informe del sector gas natural, en su versión # 14, contiene información relevante del sector entre los años 2008 y 2012. El informe se estructuró este año con base en los siguientes módulos:

Contexto económico colombiano

Como introducción a los avances del sector gas natural en Colombia, se enmarca en este informe el ámbito colombiano de factores económicos asociados a sus resultados finales, siendo estos parámetros de resultados, el PIB, las exportaciones, la inversión extranjera directa, la variación de los índices inflacionarios, la TRM, la DTF, entre otros.

Fenómeno de cambios: shale gas

En los últimos años se ha evidenciado una dinámica producto de la evolución tecnológica del sistema convencional de extracción de los recursos de hidrocarburos a uno no convencional, que ha permitido el aprovechamiento de nuevas reservas, siendo el más destacado para el caso del gas natural el que se denomina “shale gas”. En este documento se recopila la terminología sobre el tema y un detalle de las principales zonas denominadas “formaciones”, con la estructura geológica en donde se ha comprobado se encuentran estos recursos en todo el mundo.

Las estadísticas de las cifras internacionales

Cifras mundiales: es indudable que el shale gas ha alterado la temática del gas natural en diversos aspectos, el primero el de las reservas. En Estados Unidos ya se dio inicio a la incorporación de estas, procedentes de formaciones de shale, hecho que se registra en el crecimiento de las reservas mundiales reflejando una reposición mayor del 100% (revisión de las estimaciones, las extensiones y los descubrimientos que compensan la producción); por su parte, los precios internacionales de referencia del gas natural parecieran mostrar que su histórico seguimiento a la volatilidad del precio del petróleo ha finalizado. La producción con USA y Qatar, como principales responsables del crecimiento y el consumo liderado por USA, China y Japón, son temas cuyos resultados se evidencian en la información recopilada. Otro aspecto para realzar del sector a nivel mundial es el GNV, cuyas estadísticas demuestran indudable éxito, 1.8 veces representan los vehículos convertidos a nivel mundial si se comparan con los de 2008. Finalmente, en este capítulo se incluye la información de la actividad comercial internacional del GNL, tanto de los países que lideran las exportaciones como la de los países importadores, teniendo en cuenta que esta tecnología también ha introducido variantes en los esquemas tradicionales de comercialización de gas.

Colombia y sus referentes de América: frente a países como Estados Unidos, Argentina, Brasil, Chile, Perú, Bolivia y Venezuela, se contrastan las principales variables con que identificamos el sector, las reservas, la producción, el análisis

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PROMIGAS S.A. E.S.P.página 7

del consumo sectorial, los usuarios y los precios; con el ánimo de dimensionar los logros de nuestro país.

La evolución del gas natural en Colombia

Este capítulo describe la actividad exploratoria, la cual denota en el periodo evaluado una dinámica positiva, las reservas que por su parte mostraron una reposición del 94%, la producción fiscalizada, que incluye la reinyección, se ha mantenido relativamente estable mientras que la demanda refleja un volumen creciente, en particular producto del consumo de las termoeléctricas a gas natural. Se incluye en el documento, con mayor nivel de detalle, lo más destacado del sector como es la expansión de la cobertura: al alcanzar una cifra cercana a los 6.7 millones de usuarios. Los precios al inicio de la cadena, con el referente del precio del gas de La Guajira y del gas de Opón, han mostrado en el periodo evaluado un comportamiento volátil, pero finalmente frente a 2008 un crecimiento importante al compararlo vs. 2012, siendo de manera general la constante de crecimiento que se manifiesta en todos los componentes tarifarios de la cadena y por consiguiente en las tarifas a usuario final.

La intervención regulatoria: en relación con las actividades regulatorias se resaltan en el informe tres temas de intervención del ente regulador; el primero, la propuesta de liberación del precio del gas de La Guajira a partir del 1 de enero de 2014; el segundo, el resultado de la respuesta a los recursos de reposición de las tarifas de transporte de gas, y el tercero es el mecanismo de funcionamiento de la regasificación.

Senda de los resultados financieros: la evolución de las cifras financieras de las empresas distribuidoras y transportadoras se presenta en el informe, indicando el desarrollo significativo que en términos generales muestran las mismas.

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RESUMEN EJECUTIVO

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5,993 6,003 6,260 6,631 6,614

Cifras internacionales

Consumo energético - Mtep

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11,439

2,718

11,310

2,656

11,943

2,864

12,225

2,914

12,477

2,987

2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013.

Mundial Gas natural

Relación 2008 - 2012Mundial 1.09Gas natural 1.10

Vehículos y EDS con GNVCifras en miles

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

9,650

15.1

11,358

16.6

12,659

17.615,063

20.817,278

19.9

2008 2009 2010 2011 2012

Vehículos EDS

Precio internacional de gas natural Henry HubUS$/Mbtu

Fuente: EIA.

20

15

10

5

02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Máximo Promedio Mínimo

Comercio internacional de GNLBillones de m3


Relación 2008 - 2012GNL 1.45Gas natural 1.10

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3,011

227

2,944

243

3,176

289

3,232

331

3,314

328

2008 2009 2010 2011 2012Gas natural GNL

Reservas mundiales probadas de gas natural - Tpc

Oriente MedioÁfrica

Europa y EurasiaNorteamérica

Asia PacíficoSur y Centroamérica

2008 2009 2010 2011 2012

Producción mundial Consumo mundialGas natural

Gpcd

Oriente MedioÁfrica

Europa y EurasiaNorteamérica

Asia PacíficoSur y Centroamérica


2008 20122009 2010 2011 2008 20122009 2010 2011

295325

287 309 318291

321285 307 313



Recursos shale gas/reservas probadas gas natural - Tpc

Shale gas

Participación de los recursos de shale gas

Fuente: EIA World Shale Gas Resources 2013.

Recursos recuperables de shale gas jun-13 Reservas probadas de gas natural dic-12

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1,783

403

1,430

269

1,003

3,118

1,808

504885

2,323

390 222

Norteamérica Sur y Centroamérica

Oriente Medioy Norte de

África

Asia Pacífico Europa yEurasia

ÁfricaSubsahariana

Países con mayores recursos de shale gasTpc - Junio de 2013


China

1,115

802707 665

573 545437 390

287 245

55

Argentina

Algeria

Estados Unidos

CanadáMéxico

Australia

Suráfrica

RusiaBrasil

Colombia

Marcellus

Barnett

Fayetteville

Eagle Ford

Otros

La Luna/Capacho

La Luna/Tablazo

Gachetá

Vaca Muerta

Los Molles

Aguada Bandera

Pozo D-129

Otros

San Alfredo

Jandiatuba

Barreirinha


Estados Unidos Colombia

Argentina Brasil

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62% 64%

28% 33%

25%26%

11%

33%

5%3%

19%3%

4%

41%40%

3%

1 _


Colombia y sus referentes

Reservas probadas de gas natural - Tpc


Producción y consumo de gas natural2012 - Gpcd

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013.Producción Consumo

Usuarios de gas naturalMiles de usuarios

Tarifa a usuario final sector residencial US$/factura mes

Fuente: EIA, CREG, Agenersa, CNE.

Redes de gasoductos - km Vehículos convertidos a GNVMiles de vehículos

Fuente: EIA, Abegas, Enargas, CNE. * No reportan ampliación de sus sistemas de transporte de gas natural. Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.

EstadosUnidos

Venezuela Brasil Perú Argentina Bolivia Colombia

245300

176196

1316

12 13 14 11

25

114 5

2008 2012

>150>30,000

EstadosUnidos

Argentina* Brasil Colombia Chile*

491,420503,626

15,040

7,4059,244

7,6956,842 4,468

2008 2012 2008 2012

1,746

2,221

EstadosUnidos

Perú Venezuela ChileBrasil ColombiaArgentina

1,5881,744

281

403

110

250

55

156

4

90

8 8

2008 2012

Colombia Perú ArgentinaChile EstadosUnidos

Brasil

43.440.1

25.1

32.8

9.8 7.5 7.9 9.64.9 4.1 3.6 2.2

Fuente: UPME, Osinerg, EIA, Enargas, Grupo CGE.* Número de viviendas conectadas x Promedio de habitantes por vivienda.

Usuarios-miles Consumo medio-m3/usuario mes Población con acceso al servicio* /Población total

Colombia ChileArgentina BrasilEstados Unidos 2011

54%

68%

4%

52% 16%

71,447

8,012

2,208

6,694

991

169.6

112.9

12.9 16.5

58.0

>20,000

Chile

Perú

Brasil

Bolivia

Colombia

Venezuela

Argentina

Estados Unidos

1.2

1.7

1.8

3.0

3.2

3.6

65.7

00.6

0.7

2.8

0

0.9

3.4

4.6

69.7

>10


Cifras de Colombia

PIB Colombia

Fuente: DANE.

Comercio exteriorUS$MM

Fuente: DANE.

Inversión extranjera directaUS$MM

Evolución del grado de inversión en Colombia

Inflación y DTF

TRM-$/US$

PIB billones de pesos Variación

Fuente: S&P, JP Morgan, Moodys.

Moody´s S&P

Fuente: DANE, Corficolombiana.

Fuente: Banco de la República.

480

3.5%

505

1.7%

545

4.0%

6226.6% 665

4.0%

2008 2009 2010 2011 2012

Relación 2008 - 2012Total IED 1.5Hidrocarburos 1.6

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2008 2009 2010 2011 2012

10,596

7,137 6,758

13,43815,823

3,405 2,428 2,7925,083 5,377

Total IED Hidrocarburos Real inflaciónReal DTF

Proyectado inflaciónProyectado DTF

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

2014(p)

4.9% 4.5%5.7%

7.7%

2.0%3.2%

3.7%2.4% 2.9% 3.5%

7.1%6.2%

8.0%

9.7%

6.3%

3.7% 4.1%5.3%

4.0%5.4%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

2014 (p)

$2,273

$2,397

$2,225

$2,634

$1,878

$2,261

$1,652

$2,392

$1,826

$2,596

$1,786

$2,044

$1,748

$1,973

$1,755

$1,943

$1,800$1,850

Promedio Máxima Mínima Proyectada

BB -

BB

BBB

BB+

BBB-

Ba3

Ba2

Ba1

Baa3

2008 2009 2010 2011 2012

(2,043)

2008 2009 2010 2011 2012

232 199

(45)

224

(772)

376

2,862

403

1,162

Exportaciones de gas natural Balanza comercial

1 _


Actividad exploratoria

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

Reservas totales de gas natural en Colombia - Tpc

Fuente: Ecopetrol, UPME.

Transporte de gas en Colombia - Mpcd Vehículos y EDS con GNV


Producción Cobertura de gas natural

Fuente: Ministerio de Minas y Energía, UPME. Fuente: Ministerio de Minas y Energía, UPME, Concentra.

Fuente: Empresas del sector, Promigas.

Suministro

2008 2009 2010 2011 2012

112126 131

75

99

km de sísmica Pozos A3

Probadas Probables y posibles

2008 2009 2010 2011 2012

2,893 3,7231,653 1,160 1,310

4,384 4,7375,405 5,460 5,720

2008 2009 2010 2011 2012

516

280,638 302,365 324,515365,182

402,525605 637 676 692

Vehículos EDS

Consumo - Mpcd Usuarios - Miles

2008 2009 2010 2011 2012

870

990 1,017 9881,0435,015 5,348 5,768 6,2306,694

8,000

7,500

7,000

6,500

6,000

5,500

5,0002008

469

364

2009

496

364

2010

524

390

2011

527

345

2012

558

337

Volumen Costa Caribe Volumen Interior del paískm de gasoductos

Gas naturalMpcd

2008 20122009 2010 2011 2008 20122009 2010 2011

8741,126

1,003 1,026 1,030

3,2392,968

3,247 3,133 3,020

Costa Caribe Interior del país

16,286 20,117

25,965 23,963

18,205


Precio gas natural en boca de pozo US$/Mbtu

Cifras de Colombia

Fuente: CREG, Ecopetrol.

Tarifa a usuario final sector comercial $000/factura mes

Fuente: CREG.

Componentes tarifarios - $/m3

Subsidios y contribuciones - $MM

Tarifa a usuario final - $/factura mes

Precios del GNV - $/m3

Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. Fuente: SSPD, SUI.

Fuente: SSPD, SUI. Fuente: SSPD, SUI.Nota: incluye subsidios y contribuciones.

La Guajira Opón

8.007.006.005.004.003.002.001.000.00

I-08 II-08 I-09 II-09 I-10 II-10 I-11 II-11 I-12 II-12

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2012

2011

2010

2009

2008

311

239

240

263

215

Subsidios Contribuciones2008 2009 2010 2011 2012

185,914

229,523 233,453270,647

322,632

105,198 108,014 107,985132,769

63,722

2008 2009 2010 2011 2012

1,3401,495

1,602 1,6151,730

1,297 1,379 1,463 1,483 1,544

1,213 1,1121,277 1,270 1,343


2008 2009 2010 2011 2012

11,760

19,60023,520

9,402

15,66918,803

10,156

16,92720,313

12,499

20,832

24,998

12,379

20,632

24,758

Estrato 1 Estrato 4 Estrato 6

Suministro Transporte Distribución Comercialización

450400350300250200150100

500

2008 2009 2010 2011 2012

1 _


Cifras financieras

Activo Cifras en miles de millones de pesos

Fuente: SUI.

Distribuidoras Transportadoras

Fuente: SUI.

Ingreso operacional Cifras en miles de millones de pesos

Margen operacional

Fuente: SUI.

Utilidad operacional Cifras en miles de millones de pesos

Fuente: SUI.

Fuente: SUI.

Pasivo Patrimonio Distribuidoras Transportadoras

2008 2009 2010 2011 2012

729 850 877 921 1,060

2,859 3,244 3,2403,610

4,302

Utilidad neta Cifras en miles de millones de pesos

Fuente: SUI.

2008 2009 2010 2011 2012

580 597 621 579643

71

477357

236

509



2008 2009 2010 2011 2012

16%

43%

16%

49%

16%

31%

13%

46%

11%

43%

2008 2009 2010 2011 2012

4,000

6,248

4,352

6,1284,941

6,906

5,494

8,071

6,223

8,453



2012

2011

2010

2009

2008

477

458

509

526

460

452

423

275

415

315

2008

100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%

0%2009 2010 2011 2012 2008 2009 2010 2011 2012

CONTEXTO ECONÓMICO

CONTEXTO ECONÓMICOpágina 21

Principales cifras macroeconómicas

El PIB per cápita surge de dividir el PIB total por el número total de habitantes del país. En Colombia este índice creció 23% en los últimos 2 años; sin embargo, se está distante de los promedios mundiales.

Para los entendidos en economía, el crecimiento de esta variable por sí sola no debe ser visto como sinónimo de mejoramiento de la capacidad económica de sus habitantes; para ello es indispensable tener en cuenta cuán equitativa es la distribución de los ingresos entre la población. El índice de Gini mide esta desigualdad, si se acerca a 0 muestra mayor equidad y si se acerca a 1 mayor desigualdad. De acuerdo con el Dane, este índice para nuestro país pasó de 0.59 en 2008 a 0.54 en 2012.

Producto interno bruto colombiano Producto interno bruto colombiano2012

PIP por ramas 2008 2009 2010 2011 2012Variación anual (%)

Agropecuario, silvicultura, caza y pesca (0.4) (0.7) 0.2 2.4 2.6 Explotación de minas y canteras 9.4 10.9 10.6 14.4 5.9 Electricidad, gas y agua 0.5 1.9 3.9 2.9 3.5 Industria manufacturera 0.6 (4.1) 1.8 5.0 (0.7)Construcción 8.8 5.3 (0.1) 10.0 3.6 Comercio, restaurantes y hoteles 3.1 (0.3) 5.2 6.0 4.1 Transporte y comunicaciones 4.6 (1.3) 6.2 6.2 4.0 Sector financiero y servicios a las empresas 4.5 3.1 3.6 7.0 5.5 Servicios sociales, comunales y personales 2.6 4.4 3.6 2.9 4.9 Producto interno bruto 3.5 1.7 4.0 6.6 4.0PIB (billones de pesos) 480 505 545 622 665

Relación 2008 - 2012 = 1.4 veces

Fuente: DANE.

PIB per cápita colombianoCifras en US$/año

Sector financiero y servicios a las empresas

Servicios sociales, comunales y personales

Industria manufacturera

Explotación de minas y canteras

Comercio, restaurantes y hoteles

Otros

Fuente: Banco Mundial, Proyecciones Dinero.

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18%

15%

13%11%

11%

32%

Fuente: DANE.

Mundo Colombia

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

-

2,384

5,324 5,423

9,0917,841

10,252



Comercio exterior

Balanza comercial 2008 2009 2010 2011 2012

VariaciónUS$MM

Exportaciones (FOB) 37,626 32,846 39,713 56,915 60,274 13% Petróleo y sus derivados 12,213 10,268 16,502 28,421 31,707 27% Café 1,883 1,543 1,884 2,608 1,910 0.4% Carbón 5,043 5,416 6,015 8,397 7,805 12% Otros 18,487 15,620 15,313 17,489 18,851 0.5% Relación de exportaciones 2008 - 2012 = 1.6 veces Importaciones (CIF) 39,669 32,891 40,486 54,233 59,111 10% Bienes y consumo 7,573 6,675 9,004 11,315 12,956 14% Materias primas 17,677 13,193 17,133 22,609 25,537 10% Bienes de capital y otros 14,419 13,023 14,348 20,308 20,618 9% Relación de importaciones 2008 - 2012 =1.5 veces Total balanza (2,043) (45) (772) 2,682 1,162 15%


En medio de un ambiente internacional complejo, motivado a nivel mundial, entre otros, por la crisis de la deuda de los países europeos y, a nivel regional, por la inestabilidad de las relaciones con Venezuela y Ecuador, en el contexto local las exportaciones alcanzaron máximos históricos en los últimos 3 años, impulsadas por una mayor actividad petrolera y minera.

El petróleo y el carbón crecieron el último quinquenio en promedios de 27% y 12% anual, confirmando su importancia para la economía colombiana. En 2012, estos sectores soportaron 66% del total de las exportaciones del país.

promedioanual

Exportaciones: ventas de gas natural a Venezuela

Exportaciones (FOB)

Fuente: US$MM: estimado según volumen y precio resolución gas La Guajira.Volumen: reporte Promigas y Ecopetrol.

250

200

150

100

50

0

450400350300250200150100500

2008 2009 2010 2011 2012

147

180156

205186

232 199 224

376

403

Volumen - Mpcd US$MM


Petróleo y sus derivados

Café

Carbón

Otros

20082012

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53%31%

13%

3%

33%

5%13%

49%


En los 2 últimos años la cifra de IED en Colombia alcanzó máximos históricos. En la actualidad, nuestro país es reconocido como uno de los más atractivos de la región para IED. Expertos analistas coinciden en que los factores de mayor incidencia en la ocurrencia de esta tendencia son: los avances en materia de seguridad, los contratos de estabilidad jurídica entre inversionistas extranjeros y el Estado, y los acuerdos comerciales firmados (TLC con Estados Unidos y otros países), entre otros.

Según cifras del Banco de la República, en 2012, Chile, Panamá, Inglaterra y Estados Unidos fueron los principales emisores de IED a Colombia, mientras que el sector de hidrocarburos y, en menor proporción, el de minas y canteras, fueron hacia donde más fluyeron estos capitales foráneos.

Colombia: inversión extranjera directa - IED Inversión extranjera directaUS$MM

Inversión extranjera directa2012


18,00016,00014,00012,00010,000

8,0006,0004,0002,000

0-

Inversión por sector 2008 2009 2010 2011 2012

VariaciónUS$MM

Sector hidrocarburos 3,405 2,428 2,792 5,083 5,377 12%Otros sectores 7,192 4,709 3,965 8,355 10,446 10%Minas y canteras 1,798 3,025 1,755 2,380 2,250 6%Establecimientos financieros 1,095 720 1,252 404 1,722 12%Manufactureras 1,748 621 656 792 2,049 4%Comercio, restaurantes y hoteles 1,049 594 220 2,311 1,601 11%Electricidad, gas y agua 156 (977) 36 380 819 51%Otros 1,345 726 47 2,088 2,005 10%

Total inversión extranjera 10,596 7,137 6,758 13,438 15,823 11% Relación 2008 - 2012 = 1.5 veces


promedioanual

Hidrocarburos

Electricidad, gas y agua

Minas y canteras

Otros


34%

14%

47%

5%

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2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

2,134

10,252

15,823Crecimiento

promedio anual 22%


Economía colombiana

Fuente: Dane, Banco de la República, S&P.

La notable mejoría que en los últimos años vienen registrando los indicadores que miden el riesgo país es atribuida por los analistas a varios factores, como cita Alejandro Reyes, director de estudios económicos de Ultrabursátiles, es que “el Gobierno colombiano ha hecho bien la tarea”. “Colombia tiene buenos indicadores macroeconómicos, una buena tendencia a la baja de la deuda de la Nación, un bajo déficit fiscal y una buena estructura de sus finanzas, comparada con la de las economías desarrolladas”.

Aun cuando la tasa de desempleo en el país presenta una tendencia a la baja en los últimos 3 años, la reducción y estabilización de este indicador económico en un dígito sigue siendo un logro pendiente por alcanzar que tienen los estamentos gubernamentales en materia económica.

Evolución del grado de inversión en Colombia

Fuente: S&P, JP Morgan, Moody´s.

Moody´s S&P

BB -

BB

BBB

BB+

BBB-

Ba3

Ba2

Ba1

Baa3

2008 2009 2010 2011 2012

Indicador 2008 2009 2010 2011 2012

TRM - $/US$ Promedio $ 1,966 $ 2,156 $ 1,898 $ 1,848 $ 1,798 Fin de año $ 2,244 $ 2,044 $ 1,914 $ 1,943 $ 1,768 Relación 2008 - 2012 = 0.8 veces Devaluación 11.4% (8.9%) (6.4%) 1.5% (9.0%)IPC Índice 100.0 102.0 105.2 109.2 111.8 Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces Variación 7.7% 2.0% 3.2% 3.7% 2.4%IPP Índice 110.4 108.0 112.7 118.9 115.4 Relación 2008 - 2012 = 1.0 veces Variación 1.3% (2.2%) 4.4% 5.5% (2.1%)DTF E.A. Promedio año 9.7% 6.3% 3.7% 4.1% 5.3%Fin de año 10.3% 4.1% 3.5% 5.2% 5.2%Tasa desempleo 11.3% 12.0% 11.8% 10.8% 10.4%Deuda externa US$MM 46.4 53.7 64.7 75.9 78.6 Relación 2008 - 2012 = 1.7 veces Variación 24.6% 15.9% 20.5% 17.2% 3.6%Riesgo país EMBI 335 338 169 170 77Moody´s Ba1 Ba1 Ba1 Baa3 Baa3 Standard & Poor´s BB+ BB+ BB+ BBB- BBB



Proyecciones

Proyecciones - 2013 Inflación

Concepto Corficolombiana Grupo Grupo Promedio Helm Bancolombia

PIB - Variación anual 4.5% 4.3% 4.2% 4.3%

Inflación 2.9% 2.2% 2.6% 2.6%

TRM - Fin de año $/US$ 1,800 1,850 1,823 1,824

DTF E.A. 4.0% 3.8% 3.8% 3.9%

Fuente: entidades reportantes.

Producto interno bruto TRM - $/US$

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

2014 (p)

$2,273

$2,397

$2,225

$2,634

$1,878

$2,261

$1,652

$2,392

$1,826

$2,596

$1,786

$2,044

$1,748

$1,973

$1,755

$1,943

$1,800$1,850

Fuente: DANE, Corficolombiana.

Fuente: DANE, Corficolombiana.(p) : proyectado

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

2014(p)

4.7%

6.7% 6.9%

3.5%

1.7%

4.0%

6.6%

4.0%4.5%

5.5%

Promedio Máxima Mínima Proyectada

Real Proyectado

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013(p)

2014 (p)

4.9%

4.5%

5.7%

7.7%

2.0%

3.2% 3.7%

2.4%2.9%

3.5%

SHALE GAS: EL FACTOR QUE CAMBIÓ EL PANORAMA ENERGÉTICO MUNDIAL

SHALE GAS: EL FACTOR QUE CAMBIÓ EL PANORAMA ENERGÉTICO MUNDIALpágina 29

Pozos horizontales largos (perforación horizontal): pozos laterales que están diseñados para colocar la producción del pozo de gas en contacto con la mayor cantidad de la matriz de shale como técnica y económicamente factible.

Estimulación intensiva de pozos (fracturamiento hidráulico): fracturación de múltiples etapas (hasta 20), inyectando al yacimiento agua y agente propante (esferas pequeñas como arena o gránulos de óxido de aluminio) en altas presiones. Este conjunto de fracturas proporciona las vías de flujo crítico de la matriz de shale hacia el pozo horizontal.

Ante la evidente relevancia que ha tomado el shale gas como fuente de reservas de gas natural, en este capítulo se pretende abarcar con mayor nivel de detalle este fenómeno energético a nivel mundial, con énfasis en los Estados Unidos y Suramérica.

Shale gas: ¿gas no convencional o extracción no convencional de gas natural?

Recientemente, se alcanza a percibir en la literatura gasífera un cambio de paradigma en cuanto a los anteriormente denominados gases no convencionales. Dicho cambio consiste en considerar que no existen gases no convencionales, sino yacimientos no convencionales de los cuales se extrae el gas natural, de forma no convencional, en otras palabras han surgido nuevas técnicas que permiten su desarrollo. Ahora bien, ya sea shale gas, tigth gas o gas metano de carbón, todos son, en esencia, el mismo gas natural, con algunas características cualitativamente diferentes entre ellos (poder calorífico, densidad, etc.).

En Colombia, siguiendo los lineamientos antes expuestos, el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 180742 de 2012, definió:

Yacimiento no convencional: formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la que se le debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos. Los yacimientos no convencionales típicos incluyen, entre otros, arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón, gas y petróleo de lulitas y arenas bituminosas (estos últimos más conocidos como shale gas y tight gas).

En la figura se ilustra el proceso de extracción en yacimientos no convencionales, destacándose como novedad la utilización conjunta de dos tecnologías de explotación, que no son nuevas ya que eran aplicadas en otras circunstancias.

•

•

Generalidades

Proceso de extracción en yacimiento no convencional

Fuente: ANH.


Entre los causantes de mayores costos en el desarrollo de los yacimientos no convencionales se encuentran algunos recursos críticos como son: uso de suelo, necesidades de agua y arena u otro propante.

A continuación se presenta un ejercicio preparado por Diana María Jiménez, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia, con el fin de dimensionar los recursos críticos para el desarrollo de un yacimiento con 190 pozos:

Uso del suelo

• Supuesto: 5 hectáreas por pozo, para un total de área requerida de 950 hectáreas más área requerida para vías de acceso e infraestructura.

Necesidades de agua

• Supuesto: entre 7 y 15 millones de litros por pozo, para un total de agua requerida entre 1,330 y 2,850 millones de litros. Un pozo convencional requiere entre 0.3 y 0.5 millones de litros.

Necesidades de arena u otro propante

• Supuesto: 400 toneladas/pozo, para un total de agente propante requerido de 76,000 toneladas.

Como se puede apreciar, la cantidad de recursos críticos para el desarrollo de un yacimiento de este tipo es de magnitudes considerables, principalmente las necesidades de agua, siendo este uno de los ítems que más causa controversia entre los expertos ambientalistas por el destino final de estas “aguas de producción” y la posibilidad de contaminación de acuíferos subterráneos con metales pesados y compuestos químicos.

El desarrollo de estos yacimientos no convencionales implica, como se señala en la figura, una mayor tecnología y por ende un mayor costo, sin que esto se traduzca, necesariamente, en una mayor calidad del gas natural extraído, no obstante, lo anterior se ve recompensado, en la mayoría de los casos, en los grandes volúmenes que se manejan en estos tipos de yacimientos no convencionales.

Relación costos - tecnología - volumen - calidad en yacimientos de gas natural

Fuente: presentación Edward Tovar - Ecopetrol, Congreso Argentina, febrero 2013.*md: milidarcy.Darcy: Unidad de permeabilidad de fluido.A mayor permeabilidad, mayor rapidez en la filtración del fluido (gas).


Reservas en crecimiento: son reservas con una etapa de confirmación por definir, esta categoría utilizada para la evaluación de recursos se adiciona, en su momento de confirmación, a las reservas. Se denominan también reservas inferidas y representan, en efecto, un inventario de los recursos en la producción.

Recursos recuperables restantes -RRR-: son los recursos técnicamente recuperables menos la base de la producción hasta la fecha. En la figura es el área demarcada en rojo.

Recursos económicamente recuperables: el diagrama McKelvey subdivide estos recursos en categorías económicas y subeconómicas. La decisión económica para desarrollar un yacimiento en particular es accionada por múltiples consideraciones: costo de desarrollo, tasa de producción y de recuperación final esperada, y precio de gas en boca de pozo, entre otras.

La terminología empleada para describir los recursos de yacimientos no convencionales es diversa, y dado que los organismos que intervienen en la evaluación de estos recursos utilizan definiciones ligeramente disímiles, en esta sección se explican los conceptos o términos más usados. El diagrama de la figura proporciona un marco útil para describir los conceptos básicos.

Gas in situ: es una estimación del volumen total de gas en el subsuelo antes de que se haya obtenido producción alguna. Incluye el gas ya descubierto y producido y estimaciones de gas que aún no se ha descubierto a través de actividades futuras de exploración.

Recursos técnicamente recuperables -RTR-: por diferentes razones técnicas, solo una parte del gas in situ será finalmente recuperable a través de la producción. Esto se indica en la figura como el área técnicamente recuperable. Ahora bien, dependiendo de la naturaleza del yacimiento, la porción de gas in situ recuperada puede variar ampliamente. Por ejemplo, se da el caso de yacimientos convencionales en los que se recupera hasta 90% del gas in situ, mientras que hay yacimientos de shale gas en los que no se alcanzará a recuperar ni siquiera 10% de esta cifra. En la práctica, el límite de lo técnicamente recuperable se correrá con el tiempo, a medida que se implementen nuevas tecnologías capaces de desarrollar yacimientos que inicialmente fueron considerados no recuperables.

Los RTR se dividen en desarrollados y no desarrollados. La porción de desarrollados, a su vez, se divide en probados y no probados. En los recursos probados se incluyen las reservas.

Reservas: son volúmenes de RTR de un yacimiento que una compañía de gas reporta como confirmado con una viabilidad de acuerdo con la tecnología vigente y en las condiciones de la economía del momento.

Gas in situ, recurso técnicamente recuperable y reservas

Fuente: The Future of Natural Gas, Supplementary Paper SP 2.2, Adaptado del Diagrama de Mc Kelvey.


Total contenido orgánico (TOC%) Materiales orgánicos, tales como fósiles de microorganismos y materia vegetal, proporcionan el requisito de carbono, oxígeno e hidrógeno necesario para crear gas natural y petróleo. Como tal el TOC es una medida importante del potencial de generación de gas de una formación de shale. En general, el área potencial debe tener un TOC >= 2%, formaciones con TOC > 4% son calificadas como muy buenas y TOC > 12% como excelentes.

Madurez térmica (Ro%)

Con esta propiedad se mide hasta qué grado ha sido expuesta una formación a altas temperaturas, necesarias para descomponer la materia orgánica en hidrocarburos. La reflectancia de ciertos tipos de minerales (Ro%) se utiliza como un indicador de madurez térmica.

La madurez térmica de la zona prospectiva necesita tener un Ro mayor de 1.0%, sin embargo, para ser considerada esta como un área de mayor calidad el Ro debe ser > 1.3%.

A continuación se definen las características geológicas más importantes de las formaciones de shale gas:

Medioambiente

Particularmente, lo que se busca establecer es si la formación es de origen marino o no marino. Las formaciones marinas tienden a tener menor contenido de arcilla y mayor concentración en minerales frágiles como cuarzo, feldespato y carbonatos, lo que las vuelve formaciones más quebradizas que responden favorablemente a la estimulación hidráulica. Por el contrario, los yacimientos de shale de origen no marinos (lacustre, fluvial) tienden a ser más altos en arcilla, más dúctiles y menos sensibles a la estimulación hidráulica.

Profundidad (depth)

El criterio de profundidad que se aplica para calificar una formación de shale como de gran potencial es que se encuentre entre los 1,000 y 5,000 m (3,300 pies a 16,500 pies). Las zonas menos profundas de 1,000 m tienen una menor presión y una concentración de gas baja, además, poseen el riesgo de mayor contenido de agua en su sistema natural de fracturación. Las áreas más profundas de 5,000 m tienen riesgos de permeabilidad reducida y la mayor perforación se convierte en mayores costos de desarrollo.

Espesor (thickness)

El espesor total de shale se obtiene de estudios estratigráficos de las formaciones de la cuenca que está siendo evaluada. El espesor orgánicamente rico del intervalo de shale se establece a partir de los datos de registro y secciones transversales, cuando están disponibles. Según el criterio del parámetro, a mayor espesor orgánicamente rico de shale, mayor prospectiva de obtención de gas natural.

Fuente: EIA.

Caracterización geológica de formaciones de shale gas


• Áreas de color naranja: representan la zona de ubicación de las cuencas de shale gas que fueron revisadas, pero no hay estimaciones previstas debido, principalmente, a la falta de datos necesarios para realizar la evaluación.

• Áreas de color blanco: representan los países para los que al menos una cuenca de

shale gas se tuvo en cuenta para este informe.

Con el propósito de documentar esta sección se recurrió como fuente primaria de información al estudio “Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States”, trabajo dirigido por “The U.S. Energy Information Administration (EIA)” en cuya preparación, además de EIA, se reporta la empresa Advanced Resources International, INC. El estudio, cuyo objetivo fundamental fue comprender mejor el potencial de los recursos de shale gas del mundo y desarrollar un conjunto inicial de evaluaciones de estos recursos, fue divulgado a la comunidad internacional en junio de 2013, y a la fecha se reconoce como el gran referente para debatir sobre las cantidades existentes de recursos de shale gas a nivel mundial.

En total, el informe evaluó 137 formaciones de shale gas en 95 cuencas de 41 países. Estas evaluaciones se refieren a los recursos de shale gas más favorables en un grupo selecto de países que demuestran un cierto nivel de compromiso relativamente a corto plazo y para las cuencas que tienen una cantidad suficiente de datos geológicos para el análisis de recursos. En el mapa se ilustra la ubicación de estas cuencas y las regiones analizadas.

En el mapamundi se indican tres colores diferentes que corresponden al alcance geográfico de la evaluación de EIA:

• Áreas de color rojo: representan la ubicación de las cuencas evaluadas de shale gas en las cuales las estimaciones de gas in situ y recursos técnicamente recuperables fueron significativas.

Recursos de shale gas en el mundo

Fuente: EIA.

Mapa de cuencas con formaciones de shale oil y shale gas - Mayo 2013


no solo ayudaría a la conversión oportuna de sus recursos en producción, sino que también podría llevar a una competencia con yacimientos convencionales de gas natural son: Canadá, México, China, Australia, Libia, Argelia, Argentina y Brasil.

Recursos de shale gas vs. recursos o reservas probadas de gas natural

Como consecuencia de la relevancia que han tomado los recursos de hidrocarburos existentes en yacimientos no convencionales en el mundo, de forma espontánea se comparan estos recursos con los ya registrados en los yacimientos convencionales para hacer una analogía y establecer su verdadera dimensión.

En la figura anterior se observa cómo los recursos mundiales de shale gas superan en un poco más de 50% a los recursos de gas natural provenientes de yacimientos convencionales.

Estados UnidosAlgeria

Argentina

China

Suráfrica

Australia

MéxicoCanadá

ColombiaBrasil

Rusia

1,115

802707 665

573 545437 390

287 245

55

Recursos de shale gas en el mundo

Una de las principales conclusiones del estudio de la EIA es la existencia de dos grupos de países que emergen en el desarrollo de shale gas, en los cuales esta alternativa energética puede parecer muy atractiva. El primer grupo lo conforman países que en estos momentos son muy dependientes de las importaciones de gas natural, y por lo menos parte de la infraestructura de producción de gas y sus recursos estimados de shale gas son relativamente sustanciales enfrentados a su consumo actual de gas. Para estos países, ejemplo Francia, Polonia, Ucrania, Suráfrica y Chile, el shale gas podría alterar significativamente su balance de gas futuro, lo que los motiva a su desarrollo.

El segundo grupo lo constituyen aquellos países en los que las estimaciones de recursos de shale gas son grandes y ya existe una importante infraestructura de producción de gas natural para uso interno o para la exportación. Además de los Estados Unidos, ejemplos notables de países en los que la infraestructura existente

Cifras en Tpc - Junio de 2013

Fuente: EIA.

Trillones bep (barriles equivalentes de petróleo)

Fuente: IEA; WEC; BP Statistics; O&G Journal; EIA; Rogner; Arthur D. Littlle's analysis.

Petróleoconvencional

Gasconvencional

Tigh oil Oil shale Shalegas

Gas metanoasociado a

carbón

6 a 8

~3

5.54.8 4.7

1.7

Convencionales No convencionales

Países con mayores recursos de shale gas


En Europa, el shale gas podría modificar completamente la canasta energética y hasta la balanza comercial energética a países como Francia y Polonia, que pasarían de importadores de energéticos en la actualidad, a futuros exportadores en el mediano plazo. Circunstancias similares podrían ocurrir con países como Argentina, Brasil y Chile, en Suramérica; China en el lejano oriente en Asia, y Suráfrica en el continente africano.

En países como Rusia, Libia, Algeria y Venezuela, que cuentan con cantidades suficientes de gas natural en yacimientos convencionales, no se vislumbra un pronto desarrollo de los recursos de shale gas, situación que hace poco viable comercialmente su explotación.

No obstante, cuando se compara la cifra total de los recursos técnicamente recuperables de shale gas reportadas del estudio de EIA con las reservas probadas de gas natural del mundo, se puede entender porqué esta alternativa energética logra cambiar el panorama energético mundial, el resultado es que existe 1.1 veces más recursos de shale gas que reservas probadas de gas natural, con dispersión del recurso por el mundo entero.

Reservas probadas de gas natural


Fuente: EIA.

Países Reservas Recursos Relación

probadas de recuperables recursos/ gas natural de shale gas reservas dic-12 jun-13 # veces Norteamérica 403 1,783 4 Estados Unidos 68 665 10 Canadá 318 573 2 México 17 545 32Sur y Centroamérica 269 1,430 5 Argentina 12 802 67 Brasil 14 245 18 Venezuela 195 167 1 Paraguay 0.1 75 750 Colombia 6 55 10 Otros países 42 86 2Oriente Medio y Norte de África 3,118 1,003 0.3 Algería 159 707 4 Libia 55 122 2 Egipto 77 100 1 Otros países 2,826 74 0.03

Reservas y recursos - Tpc

Países Reservas Recursos Relación

probadas de recuperables recursos/ gas natural de shale gas reservas dic-12 jun-13 # veces Asia Pacífico 504 1,808 4 China 124 1,115 9 Pakistán 24 105 4 India 44 96 2 Australia 43 437 10 Otros países 269 55 0.2Europa y Eurasia 2,323 885 0.4 Rusia 1,688 287 0.2 Polonia 0.15 148 987 Francia 0.1 137 1,370 Ucrania 39 128 3 Otros países 596 185 0.3Africa Subsahariana 222 390 2 Suráfrica 0 390 1,300 Otros países 222 0 0

Total 6,839 7,299 1.1

Norteamérica

Sur y Centroamérica

Oriente Medio y Norte de África

Asia Pacífico

Europa y Eurasia

África Subsahariana

6%4%

34%

3%

7% 46%

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Recursos recuperablesde shale gas

2012

24%

20%

12%

5%

25%

14%


Shale gas: realidad en USA y grandes expectativas en SuraméricaUSA: el gran referente mundial

Las proyecciones de la EIA revelan un incremento en la producción de gas natural de los Estados Unidos, pasaría de 23 Gpc (2011) a 33 Gpc (2040), para un aumento de 44%, producto del crecimiento proyectado de la producción de shale gas, de 7.8 Gpc (2011) a 16.7 Gpc (2040). Con lo anterior se daría un incremento en la participación del gas natural en la canasta energética de 26% a 28%.

Aun cuando las perspectivas para la producción de shale gas son prometedoras, existe gran incertidumbre con respecto a su tamaño y a los resultados financieros ocasionados por este recurso. Muchas formaciones de shale son tan grandes que solo una mínima parte de ellas han sido extensamente probadas en producción y existe gran incertidumbre con respecto a su productividad a largo plazo. Otra incertidumbre es el desarrollo de nuevas tecnologías de perforación, lo que podría aumentar significativamente la productividad del pozo y reducir sus costos de producción.

En 2007, las reservas probadas de shale gas representaban 9% del total de las reservas de gas natural en USA. En 2010, luego de años consecutivos incrementado las reservas probadas totales, estas sobrepasaron por primera vez el nivel de 300 Tpc, llegando a 317.6 Tpc de las cuales el shale gas alcanzó una participación de 31%. Esto, gracias a que cuatro grandes estados: Texas, Louisiana, Oklahoma y Pensilvania registraron expansión de las reservas probadas en sus desarrollos de shale gas.

Producción de gas 1990 - 2040 - Tpc

Fuente: EIA.

Reservas probadas de gas natural y shale gas - Gpc

Fuente: EIA.

2007 2008 2009 2010

9%13%

21%

31%

23,304 34,42860,644

97,449

247,789 255,035283,879

317,647

Total USA Shale gas Shale gas/Reservas USA


En el cuadro se muestra la caracterización geológica y los recursos técnicamente recuperables de shale gas de las cuatro mayores formaciones de shale en los Estados Unidos:

En la formación Barnett de los Estados Unidos, en la que se dio inicio hace más de 3 décadas (1981) a la era del shale gas en este país y en el mundo, tuvo lugar toda la curva de aprendizaje de este fenómeno energético. Sin embargo, existen muchas otras formaciones, como se aprecia en el siguiente mapa, que cuentan con recursos de shale gas bastante significativos:

Parámetros relevantes en formaciones de shale en USA

Fuente: EIA, Estudio de gas 2011. Beach Energy Presentation Cooper Basin - Shale Gas, Australia 2010.

Fuente: EIA - Estudio de gas - 2011.Beach Energy Presentation Cooper Basin-Shale-Gas, Australia 2010.

Formaciones de shale gas en Estados Unidos

Formación Barnett Fayetteville Marcellus Eagle Ford

Profundidad (m) 1,646 - 2,926 366 - 2,286 457 - 1,219 3,200 - 3,444

Espesor (m) 21 - 70 15 - 61 15 - 91 5 - 113

TOC (%) 5.0 4.0 4.0 4.0 - 5.0

Ro% 1.3 - 2.1 > 1.0 1.3 - 2.4 0.7 - 1.8

Recurso recuperable de gas (Tpc) 76 32 410 21


En la formación Barnett se conjugaron positivamente toda una serie de factores que hicieron posible su desarrollo exitoso. A continuación se resume el comportamiento de algunos de estos factores en las formaciones Barnett y Eagle Ford:

Las principales formaciones de shale gas en la actualidad en los Estados Unidos son Barnett (Texas) y Haynesville - Bossier (Louisiana y este de Texas); pese a esto, es la formación Marcellus (Apalaches costa este) en la que se estima se encuentran los mayores recursos de este energético.

Fuente: presentación Hugo Marcato, ANP Brasil, adaptado de Wood & Mackenzie.

Producción de shale gas por cuenca en Estados Unidos 2010

Barnett

Haynesville

Fayetteville

Marcellus

Woodford

Eagle Ford

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41%

26%

7% 2%

8%

16%

Temas Consideraciones Barnett

Accesos a zonas Disponiblidad, rondas de licitación, oportunidades en campo. Mercado de gas Refinerías locales, configuración adaptable, posibilidad de exportaciones y mercados locales. Ambiente Impacto por gran número de pozos, zonas protegidas, creciente preocupación por fracturación hidráulica. Regulaciones Cantidad de reglas para los recursos convencionales, posibilidad de quema de gas asociado, políticas de retorno de áreas, burocracia y lentitud en la toma de decisiones. Cadena Accesibilidad a globalización del tight oil /shale gas, de suministro carencia de investigación adaptable, personal y equipo especializado. Precios y términos Necesidad de condiciones favorables para fomentar fiscales desarrollo, pocas consideraciones de usos relacionados con tight oil/shale gas. Infraestructura Posibilidad de utilizar infraestructura existente, cuencas maduras con disminución de producción convencional más atractivas, altos costos en zonas fronterizas. Agua Creciente preocupación pública sobre uso de agua potable, sequía, temperaturas extremas, impacto de tecnologías para reciclar agua.

Eagle Ford

Favorable Regular


Aunque es un hecho que Suramérica cuenta con importantes recursos de shale gas, antes de pensar que se puede replicar la exitosa historia norteamericana en esta región, es vital entender si los países suramericanos cuentan con los recursos necesarios para una viabilidad comercial a largo plazo, como son:

• Prospectividad geológica • Costos razonables de recuperación • Ambiente político y regulador estable

Estos países, en su gran mayoría, se han manifestado interesados por este tipo de yacimientos no convencionales. Si bien el caso de cada país es distinto, toda vez que la influencia del gas natural en sus economías es muy disímil, ninguno de ellos descarta la posibilidad de ahondar en este tipo de nuevas tecnologías, aun cuando no en todos los casos es igual el interés. De acuerdo con el estudio de EIA, Argentina, en primera instancia, junto con Brasil, Colombia y Chile, son los países de la región que cuentan con un amplio potencial para el desarrollo del shale gas. Los grandes recursos en esta fuente energética, sus infraestructuras gasíferas existentes y la alta participación del gas natural en sus canastas energéticas, son las principales motivaciones para ello.

Temas como los posibles recursos de shale gas especificando las principales cuencas y formaciones de cada país, infraestructura disponible y necesaria, aspectos ambientales en relación con la perforación y puesta en producción de proyectos de shale, así como aspectos jurídicos y su relación con este nuevo paradigma en materia de combustibles, serán parte de los abordados en esta sección.

Fuente: EIA Advances Resources International Inc.

Principales cuencas de shale gas en Suramérica

Shale gas: realidad en USA y grandes expectativas en SuraméricaSuramérica: con potencial y disposición para replicar el fenómeno USA - shale gas

Brasil

Paraguay

Bolivia

Perú

Ecuador

Colombia

VenezuelaGuyana

SurinamGuyana Francesa

Uruguay

Chile

Océano Atlántico Sur

Océano Atlántico Norte

Océano Pacífico Sur

Cuenca Maracaibo

Cuenca Paraná-Chaco

Cuenca Neuquén

Cuenca San Jorge

Cuenca Austral-

Magallanes

Argentina



Venezuela: sin señal importante de interés en shale gas

Según el estudio de EIA, Venezuela cuenta con un área con registro de shale gas en la cuenca de Maracaibo, cuyos recursos estimados de gas en situ, provenientes en su totalidad de la formación La Luna, son de 705.6 Tpc, y la valoración de los recursos técnicamente recuperables de shale gas en esta asciende a 167 Tpc. El estudio también indica que para algunas áreas de la formación se alcanzan hasta los 4,572 m de profundidad, característica que dificulta o incrementa los costos de exploración y producción, aunque concluye que el mayor potencial de recursos de shale gas de esta cuenca se encuentra entre los 3,810 y 4,572 m de profundidad, valores que la ubican dentro del rango con potencial (1,000 m a 5,000 m).

El caso de Venezuela es diferente a la gran mayoría de los países de la región y solo comparable con Bolivia. Dada la abundancia de reservas de gas natural en yacimientos convencionales existentes en este país, el shale gas aún no toma la relevancia que ha adquirido en el resto del continente.

En contraste con el poco interés en los recursos de shale gas nacionales, y a raíz de la nacionalización de la empresa petrolera argentina YPF, en agosto de 2012 la petrolera estatal venezolana PDVSA en el marco de las alianzas políticas que sostienen los gobiernos de Buenos Aires y Caracas, suscribió un nuevo acuerdo para una alianza estratégica con su similar Argentina, que conducirá a la estatal venezolana a incursionar en el desarrollo y la explotación de reservas de shale gas y shale oil en territorio argentino.

La ilustración del shale gas en Suramérica se inicia con los países que se encuentran en el norte de esta región, como son Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú. A pesar de que los dos últimos no hicieron parte del estudio de EIA, se incluyen algunas actividades de shale gas.

En el siguiente cuadro se observa la caracterización geológica de las cuencas pertenecientes a esta región en las que, según el estudio de EIA, existe un gran potencial:

Fuente: EIA.

Región norte de Suramérica

Cuenca/Superficie bruta Valle del Llanos Maracaibo-

Magdalena Medio (217,560 km2) Catatumbo (33,760 km2) (59,570 km2) Formación de shale La Luna/Tablazo Gachetá La Luna/CapachoMedioambiente Marino Marino Marino Área prospectiva (km2) 6,708 4,714 45,092 Espesor Orgánicamente ricos 305 183 305 (m) Neto 91 64 152 Profundidad Intervalo 1,006 - 4,999 3,962 - 4,999 1,524 - 4,572 (m) Promedio 3,002 4,481 3,048 Presión Altamente Moderadamente Normal sobrepresionada sobrepresionada Promedio TOC (wt. %) 5.0% 2.0% 5.0% Madurez térmica (% Ro) 0.9% 0.9% 1.2% Contenido de arcilla Bajo Bajo Bajo Concentración del gas in situ (Gpc/km2) 34 16 159 Gas in situ (Tpc) 135 18 970 Recuperable (Tpc) 18 2 202

Med

ida

físi

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rso

País Cuenca

Maracaibo-Catatumbo Valle Magdalena Medio Llanos Ucayali-Lote 31 Total país

Venezuela 167 167Colombia 35 18 2 55Perú 75 75Total 202 18 2 75 297

Fuente: EIA (Venezuela y Colombia), Maple Corp. (Perú).

Recursos técnicos recuperables de shales gas - Junio 2013 - Tpc


Colombia: formación La Luna y otros yacimientos de shale gas

El estudio de EIA señala que los recursos de shale gas en Colombia se circunscriben a tres cuencas: Valle Medio del Magdalena, Llanos y Catatumbo, esta última derivada de la cuenca de Maracaibo. Adicionalmente, anota que los recursos técnicamente recuperables de este enérgetico ascienden a 55 Tpc.

Para EIA, en otras cuencas existentes en el país, como Valle Superior del Magdalena, Cordillera Oriental y Cesar - Ranchería, pese a que existen formaciones de shale y por ende fueron revisadas, no hay estimaciones previstas debido a la falta de datos para su evaluación. El estudio afirma que estas cuencas parecen ser inmaduras para la generación de gas y que estas formaciones de shale tienen como limitante la complejidad tectónica andina que incluye numerosas fallas.

En contraste con los resultados expuestos por EIA, informes como los de Robertson’s Research y estimaciones hechas por Ecopetrol, presentan en estas cuencas no estimadas por EIA ciertos recursos de shale, además un volumen mayor de recursos en el Valle Medio del Magdalena (formación La Luna), como se aprecia en el siguiente cuadro:

Fuente: Ecopetrol Investor Presentation 2011.

Áreas potenciales de yacimientos no convencionales en Colombia

Bases de las estimaciones anteriores de acuerdo con la fuente:

• Superficie de VMM estimada por Robertson y Cesar - Ranchería por Ecopetrol.• Gas in situ estimado teniendo en cuenta como referencia el Barnett Shale.• La rata de recuperación de recursos asumida es de 10%. Según expertos, la formación La Luna se ha correlacionado con la roca madre en el Eagle Ford (USA); no obstante, se cree que se necesita más información para probar esta hipótesis.

Un potencial adicional similar al del Valle Medio del Magdalena puede estar en la Cordillera Oriental, afirma la ANH, aun cuando considera necesario acometer más estudios para confirmarlo.

Fuente: ANH.

Cuenca Superficie Gas in situ Recursos

(km2) (Tpc) recuperables (Tpc) Valle Medio del Magdalena 7,500 289.5 29Cordillera Oriental 500 19.3 1.9Cesar - Ranchería 200 7.72 0.8

Total shale gas 8,200 316.5 31.7

Yacimientos de shale gas en Colombia



establecidas para los desarrollos convencionales.

• Los principales retos asociados con el proyecto de desarrollo del shale gas en Colombia son los temas ambientales y sociales.

A continuación se muestra la planeación y ejecución del “Programa de evaluación para identificar el potencial de shale gas” seguido por Ecopetrol en su incursión en este novedoso recurso energético.

Con el propósito de contextualizar la actualidad del shale gas en Colombia, se relacionan algunos testimonios y aspectos relevantes entregados por ejecutivos de importantes firmas colombianas en el marco del Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Sudamérica 2013, Buenos Aires, febrero 2013.

“En Colombia existen otros yacimientos de shale gas adicionales a La Luna, como son: Tablazo - Valle Medio del Magdalena, Caballos - Valle Superior del Magdalena, Cogollo, Capachos y Mito Juan en Catatumbo, Fómeque - Cordillera Oriental, que tienen también un buen potencial (TOC, el tipo de kerógeno, madurez térmica y Grosor)”. Carlos A. Guerrero, New Business Manager, Gran Tierra Energy Colombia.

Ecopetrol anunció que de los 288 pozos para 2013, 30 son de carácter exploratorio y que habrá 3 pozos de yacimientos no convencionales. “Este año se perforó un pozo llamado La Luna de shale gas con resultados muy alentadores, que seguramente nos llevarán a un proyecto masivo de shale gas en el centro del país”. Luis Valderrama, de Ecopetrol.

Orlando Cabrales, Presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos -ANH-, hizo las siguientes afirmaciones:

• Colombia está catalogado como el tercer país en Suramérica con el mayor potencial de yacimientos no convencionales después de Argentina y Brasil, teniendo en cuenta el clima de inversión favorable.

• Se han identificado 19 bloques con potencial no convencional y se prevé que entre 2013 y 2016 se perforarán 18 pozos exploratorios.

• Incentivos para desarrollos no convencionales: contratos E & P de 9 años en exploración y 30 años de producción, y descuentos de 40% en las regalías

Fuente: presentación de Edward Tovar, congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Sudamérica 2013, Buenos Aires, febrero 2013.

Evaluación de potencial (Valle Medio

del Magdalena y Catatumbo)

Identificación de potenciales

Conformación equipo

interdisciplinario

2010 2011 2012 2015

Planeamiento & Licenciamiento socio/ambiental

Pruebaspiloto

Establecerviabilidad Explotación


Ecuador: algunas posibilidades en la formación Santiago en la cuenca Oriente

Ecuador es uno de los países ausentes en el estudio de EIA sobre recursos de shale gas en el mundo. Sin embargo, existe interés de parte del Gobierno ecuatoriano por adelantar diversos estudios con el propósito de evaluar la existencia de este tipo de recursos, como lo expresó Andrés Donoso, de la secretaría de hidrocarburos del Ministerio de Hidrocarburos del Ecuador, en el marco del Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Sud América 2013, Buenos Aires, febrero 2013.

“Evaluaremos las características de los yacimientos de las principales cuencas para anticipar el potencial productivo, los peligros de perforación y para determinar cómo el petróleo y el gas, de forma efectiva, fluirán de la formación”.

En este mismo congreso, Ángel Taday, Geólogo de Andes Petroleum Ecuador Limited, presentó algunos resultados iniciales de estudios geológicos en la cuenca Oriente de Ecuador:

• En la formación Napo se informó de Reflectancia Vitrinita (Ro%) de 0.36 a 0.55 y el TOC de 1.0% a 2.5%, siendo las referencias mínimas para tener en cuenta en una formación un Ro >1% y TOC > = 2%.

• En la formación Santiago, muestreada en el Afloramiento Cutucú, se informó de un coeficiente de Reflectancia Vitrinita de 0.72% a 1.35%, y TOC de 4%, siendo estos indicadores unas excelentes referencias, ya que formaciones con Ro >1.3% y TOC > 4% son consideradas como muy buenas.

Perú: hallazgos en el lote 31E en Ucayali

En este país, el único descubrimiento potencial de shale gas proviene del pozo Santa Rosa 1X y del pozo Cashiboya 1X, perforados por Maple Gas Corporation del Perú en el lote 31E a su cargo, ubicado en Ucayali, en la selva central amazónica de Perú. Ahora bien, ante la ausencia de Perú en el estudio llevado a cabo por EIA, la única información sobre recursos de shale gas es la entregada por Maple, la cual, según estudios realizados a febrero de 2010, en el lote 31E se tendrían 75 Tpc de recursos de shale gas.

En lo que respecta a la legislación y normatividad implementadas por el Gobierno peruano para el desarrollo del shale gas, esta se sintetiza en el siguiente testimonio:

“En el Perú no se ha desarrollado el marco regulatorio para la exploración y explotación de shale gas; por ello urge elaborar e implementar un marco normativo que incorpore las reglas de oro para la edad dorada del gas natural, de tal forma que se pueda encontrar el equilibrio adecuado entre la necesidad de minimizar el impacto ambiental y social adverso”. Jannine Delgado, Manager Legal, Perupetro SA en el marco del Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Sudamérica 2013, Buenos Aires, febrero 2013.

Región sur de Suramérica

A continuación se analizan los países que se encuentran en el sur de la región: Argentina, Brasil, Chile, Paraguay, Bolivia y Uruguay. En el siguiente cuadro se indica la caracterización geológica de las cuencas para las que se enuncia un gran potencial por parte del estudio de EIA:



Cuenca/Superficie bruta Neuquén San Jorge Austral- Paraná Solimoes Amazonas

(173,271 km2) (119,140 km2) Magallanes Chaco (906,500 km2) (595,700 km2) (168,350 km2) (1,934,730 km2) Formación de shale Los Molles Vaca Muerta Aguada Pozo D-129 L. Inoceramus - San Alfredo - Jandiatuba Barreirinha Bandera Magnas Verdes Pontagrossa Medioambiente Marino Marino Lacustre Lacustre Marino Marino Marino Marino Área prospectiva (Km2) 34,369 30,199 21,704 14,452 35,043 222,714 163,973 139,005 Espesor (m) Orgánicamente ricos 244 152 488 366 244 91 49 91 Neto 91 99 122 128 122 0 37 69 Profundidad (m) Intervalo 1,981 - 4,999 914 - 3,048 1,981 - 4,877 2,012 - 4,999 1,829 - 3,048 1,524 - 3,353 1,006 - 4,999 1,006 - 4,999 Promedio 3,490 1,981 3,429 3,505 2,591 2,286 3,002 3,002 Presión Altamente Altamente Normal Normal Ligeramente Normal Normal Normal sobrepresionadas sobrepresionadas sobrepresionadas Promedio TOC (Wt.%) 2.0% 5.0% 2.2% 2.0% 1.6% 2.0% 2.2% 2.5% Madurez térmica (%Ro) 2.2% 1.1% 3.0% 2.0% 1.3% 1.2% 1.6% 1.6% Contenido de arcilla Bajo/Medio Bajo/Medio Medio/Alto Medio/Alto Bajo/Medio Bajo/Medio Medio Medio Concentración del gas in situ (Gpc/km2) 57 65 59 53 100 132 22 27 Gas in situ (Tpc) 982 1,202 254 184 833 983 323 507 Recuperable (Tpc) 275 308 51 35 178 198 65 100

Fuente: EIA.

Prop

ieda

des

del

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Med

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a


En la región sur de Suramérica se encuentran las cuencas con mayor cantidad de recursos técnicos recuperables de shale gas. Al comparar estos recursos con los de la región norte (222 Tpc) de Suramérica, la relación es de un poco más de 5 a 1.

Según el estudio de EIA, la cuenca con mayor cantidad de recursos técnicos recuperables de shale gas de Suramérica es la cuenca Neuquén (583 Tpc) en la Argentina, donde se encuentran las formaciones Los Molles y Vaca Muerta.

Argentina: Vaca Muerta, el superyacimiento del cono sur

Este país cuenta con 802 Tpc de recursos técnicamente recuperables de shale gas, un poco más de 56% del total de Suramérica, cantidad solo equiparable con los recursos de potencias como China (1,115 Tpc), Algeria (770 Tpc) y Estados Unidos (665 Tpc). Estos recursos, repartidos en cuatro cuencas: Neuquén, Golfo San Jorge, Austral y Chaco, junto con las reservas reportadas para estas, se observan en la siguiente figura:

La cuenca de mayor prospectiva es la Neuquén y en ella se encuentra el superyacimiento Vaca Muerta, para el cual se estiman unos recursos recuperables de shale gas de 308 Tpc. Según expertos, sobre este descansa buena parte de las esperanzas argentinas de recuperar la autonomía energética. Se habla de inversiones por el orden de 20,000 US$ MM.

Recursos técnicos recuperables de shale gas - junio 2013 - Tpc

País Cuenca

Neuquén San Jorge Austral- Paraná Solimoes Amazonas Total Magallanes Chaco país Argentina 583 86 130 4 802Brasil 80 65 100 245Chile 48 48Paraguay 75 75Bolivia 36 36Uruguay 2 2

Total 583 86 178 197 65 100 1,208

Fuente: EIA.

Recursos por cuenca - junio 2013 - Tpc

Fuente: EIA - Advances Resources International Inc.

Concentración de gas in situ Técnicamente recuperable

Neuquén

583

2,184

Austral

130

606

Golfo San Jorge

86

438

Chaco

416



“La empresa Apache perforó el primer pozo horizontal multifracturado de shale gas de Latinoamérica, presentó una nueva tecnología de extracción a 35 km de Zapala, en el yacimiento Anticlinal Campamento - Fm Los Molles (Neuquén). El pozo, denominado ACO 2011-H, demandó 24 US$MM en inversión total y se suma a otros tres no convencionales que tiene en esta provincia: La Calera, donde se perforó hasta los 5,000 m; Huacalera, a 4,100 m; y Cortadera, sobre un estimado de 4,300 m de profundidad”.

“No debemos minimizar ni posponer el desafío regulatorio que plantean los hidrocarburos no convencionales”, Laura Guimelli, especialista consultora en temas energéticos de Argentina.

“Argentina no cuenta con regulación específica para el gas no convencional. Las normas vigentes son de un nivel jerárquico relativamente bajo, por lo que puede resultar necesario desarrollar legislación adicional, de mayor jerarquía jurídica, que estimule la concreción de proyectos caracterizados por la recuperación de la inversión a largo plazo”. Academia Nacional de Ingeniería - Instituto de Ingeniería, Documento 2 Gas de Reservorios No Convencionales: Estado de Situación y Principales Desafios, Buenos Aires, Argentina, octubre 2011.

“Se estableció el uso obligatorio de consumo de agua fresca de fuentes superficiales -lagos, ríos, arroyos, canales autorizados-, y se prohíbe el uso de agua subterránea, la cual se preserva para consumo humano e irrigación en la exploración y explotación de reservorios no convencionales”. Guillermo Coco, Ministro de Energía de Neuquén en la exposición de los alcances del decreto 1483/12, agosto 16 de 2012.

A continuación, algunos conceptos emitidos en el último año por agentes del sector gas argentino con los cuales se pretende orientar sobre el rumbo que ha tomado el shale gas en este país:

“El shale gas cambió radicalmente el panorama energético en USA, y en Argentina el potencial que se vislumbra es enorme, particularmente, en shale oil donde el país está a la vanguardia a nivel mundial”. Miguel Galuccio, Presidente y CEO de YPF - Argentina, en el marco del Consejo de las Américas, Buenos Aires, septiembre 2012.

“Se comprobó que Vaca Muerta tiene mejores perspectivas que las que había inicialmente. Hace 3 años fue novedad por los grandes recursos de gas y en el último año hallazgos de shale oil atrajeron la mirada de las principales compañías del mundo. Adicionalmente, la presencia de capacidad ociosa en gasoductos y oleoductos, que podrá ser aprovechada si se desarrolla este, es una oportunidad difícil de hallar en otros lugares que tienen formaciones shale donde no hay infraestructura montada”. Rubén Etcheverry, Presidente de la petrolera provincial Gas y Petróleo del Neuquén (G&P), II congreso anual Shale Gas & Tight Oil Buenos Aires - Argentina, septiembre 2012.

“Vaca Muerta demanda la perforación de pozos horizontales para aumentar la zona expuesta de la roca. Implica un gran esfuerzo logístico y de planificación, ya que se deben perforar centenares y hasta miles de pozos en forma continuada. Se necesitan tantos porque la producción por pozo es muy baja”. Rubén Cagliari, especialista, consultor en temas energéticos de Argentina.

“Petroleras anunciaron fuertes inversiones en recursos no convencionales. Se trata de YPF, Apache, Pan American Energy y Total. Las firmas apuntarán a explorar shale oil y shale gas, a cambio de que haya "precios adecuados”.


Brasil: importantes recursos en cuencas de Amazonas y Paraná

Este país, según la EIA, cuenta con 245 Tpc de recursos técnicamente recuperables de shale gas, siendo esta la segunda cifra más alta de la región después de Argentina. Estos recursos se encuentran repartidos entre las cuencas de Amazonas, Paraná y Solimoes, presentando esta última una mayor prospectiva, cuyos recursos recuperables de shale gas se estiman en 100 Tpc.

Además del concepto de EIA, estudios iniciales por parte de la Agencia Nacional de Petróleos, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil - ANP indican que, adicionalmente al potencial de yacimientos de shale gas en Brasil ubicados en las cuencas antes mencionadas, existen otras cuencas con formaciones de shale con buenas perspectivas como son: Parecis en Mato Grosso, Parnaíba en los estados de Maranhão y Piauí, Recóncavo en el estado de Bahía, y la cuenca de San Francisco en Minas Gerais y Bahía.

En el siguiente mapa de Brasil se puede apreciar la ubicación de las siete cuencas en las que se tiene referencia de la existencia de formaciones shale gas.

Cuencas de shale gas en Brasil

Fuente: ANP.



Con la intención de entregar una visión de los planes y actividades puestas en marcha por el Gobierno chileno para el desarrollo de yacimientos no convencionales de gas natural, se extrajeron algunos apartes de la presentación llevada a cabo por José Antonio Ruiz, Director de Hidrocarburos y Biocombustibles del Ministerio de Energía de Chile, en el marco del Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Buenos Aires, febrero 2013:

“En materia de conocimiento del potencial de recursos de hidrocarburos no convencionales el país debe realizar esfuerzos importantes, para lo cual se necesita que el Estado juegue un rol activo en alianza con los privados”.

Desde 2011, el Gobierno ha adelantado una serie de actividades para incentivar la exploración de este tipo de recursos en Chile:

• Colaboración con el Gobierno de USA para levantar y analizar información geológica que permita mejorar la evaluación preliminar de la potencialidad del recurso.

• Flexibilización del Contrato Especial de Operación Petrolera -CEOP- (redactado para hidrocarburos convencionales) para permitir a las empresas presentar un programa no convencional dentro de un plazo determinado, en caso de que haya indicios de recursos no convencionales.

• Eventos en conjunto con el Gobierno de USA para difundir las tecnologías, la normativa y los aspectos regulatorios asociados al desarrollo de hidrocarburos no convencionales:

Con el propósito de sustentar la posición del Gobierno brasileño frente a este fenómeno energético se presentan testimonios de funcionarios de la empresa estatal del sector:

“El Gobierno quiere comenzar a desarrollar el shale gas e incluir dichos bloques en una subasta de exploración para diciembre de 2013”. Olavo Colela, Portavoz ANP, enero 2013. “Para las perspectivas no convencionales se mantendrá el régimen de concesión, con las adaptaciones necesarias para considerar las características específicas: el tamaño de los bloques, la duración de la fase de exploración/evaluación”. Hugo Marcato, Experto ANP, en el marco del Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Buenos Aires, febrero 2013.

Chile: gran potencial en formación G7 de cuenca Magallanes

Para este país del sur del continente, el shale gas y el tight gas podrían llegar a convertirse en unas inmejorables opciones para tratar de disminuir o en el mejor de los casos terminar con la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles (a 2011, 92% del petróleo, el gas y el carbón consumidos eran importados).

Chile, según el estudio de EIA, cuenta con 48 Tpc de recursos técnicamente recuperables de shale gas, cifra que lo ubica en el tercer lugar entre los países de Suramérica. Estos recursos se encuentran en la cuenca de Magallanes (en Argentina recibe el nombre de Austral) en el extremo sur del país en inmediaciones de la Patagonia chilena, específicamente en la denominada formación G7 que cubre una parte significativa de dicha región.


i. Conferencia de regulaciones para el desarrollo de gas no convencional y normas ambientales entre Estados Unidos y América Latina.

ii. Proyectos de hidrocarburos no convencionales – aspectos legales y regulatorios.

Paraguay: esperanzas en la cuenca del Chaco Occidental

Paraguay es un país sin historia gasífera, no por ausencia de recursos, simplemente, “no hay producción hasta ahora debido a la histórica económica y técnica, así como a factores políticos que ya no se aplican”. Ari Thaler, Cofundador de Dahava Oil en el marco del Congreso Cuencas Emergentes de Petróleo y Gas No Convencional, Suramérica, Buenos Aires, febrero 2013.

El potencial de shale gas de este país se encuentra en la cuenca del Chaco Occidental y asciende a 75 Tpc de recursos técnicamente recuperables de este energético. Esta área pertenece a una cuenca de hidrocarburos muy conocida, Paraná - Chaco, considerada una extensión en Paraguay de las cuencas productoras de Bolivia y del norte de Argentina.

Bolivia: recursos en el sur del país en cuenca Paraná - Chaco

Bolivia cuenta con 36 Tpc de recursos técnicamente recuperables de shale gas, ubicados en la extensa cuenca Paraná - Chaco, la cual abarca un pequeño territorio del sureste boliviano. A pesar de contar con estos recursos, este país es uno de los pocos de la región que no demuestra en el corto plazo, gran interés por iniciar su desarrollo.

La hoja de ruta de este país, en lo que a shale gas concierne, se puede vislumbrar con las declaraciones concedidas por el Ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luís Gutiérrez, en el acto de clausura del 4° Congreso Bolivia Gas & Energía, Santa Cruz, agosto 2011:

“La incursión en el mercado de recursos energéticos no convencionales como el gas natural licuado (GNL) y el gas no convencional (shale gas) no representan, en el corto y mediano plazo, una amenaza para los ingresos por exportación de gas natural de Bolivia. Bolivia no realizará estudios sobre las potencialidades del shale gas en territorio nacional al menos en los próximos 5 años”.

“Primero, expandiremos las operaciones en gas y petróleo. Eventualmente, se harán los estudios y análisis correspondientes, pero al momento el costo (para la explotación del shale gas) es muy elevado; sin embargo, estos recursos no convencionales serán contemplados en las políticas de desarrollo”.

Uruguay: expectativas en formación Cordobesa de cuenca Norte

Para la EIA, este país cuenta con 2 Tpc de recursos técnicamente recuperables de shale gas ubicados en la cuenca norte, más específicamente en la formación Cordobesa. Esta cuenca, al norte del Uruguay, es la prolongación hacia el sur de la cuenca Paraná de Brasil.

Estos recursos de shale gas para un país como Uruguay, que en la actualidad no cuenta con reserva alguna de gas natural y que su balanza energética es totalmente deficitaria, si se concreta su desarrollo, darían un vuelco en su matriz energética con excelentes repercusiones para la economía del país.

ESTADÍSTICAS INTERNACIONALESDE GAS NATURAL


Cifras mundialesCanasta energética

No se advierten cambios significativos en las tendencias energéticas mundiales. La energía nuclear es la única fuente que experimentó un decrecimiento en el periodo 2008 - 2012 como consecuencia de los cierres de algunas plantas nucleares, en la mayoría de los casos por presiones de grupos ambientalistas.

En términos absolutos, en el período en estudio, fue el carbón, con un incremento de 484 Mtep, el energético que tuvo el mayor crecimiento, mientras que, en términos relativos, fueron las fuentes de energía renovables (biocombustibles, eólica, solar, entre otras), con un incremento de 18% promedio anual, las de mayor crecimiento.

Consumo energético mundial - Mtep Canasta energética mundial



Fuentes de energía

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Petróleo 3,995 3,922 4,038 4,081 4,131 1%Carbón 3,256 3,239 3,464 3,629 3,730 3%Gas natural 2,718 2,656 2,864 2,914 2,987 2%Hidroelectricidad 728 738 782 795 831 3%Energía nuclear 619 614 626 600 560 (2%)Renovables 123 142 169 206 237 18%

Total 11,439 11,310 11,943 12,225 12,477 2% Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces

promedioanual

Aun cuando a 2012, el petróleo sigue siendo la fuente de energía con mayor participación (33%) en la matriz energética mundial, en el periodo en estudio perdió dos puntos porcentuales que fueron cedidos al carbón, cuya participación pasó de 28% a 30%.

La participación de las fuentes de energía fósiles (petróleo, gas natural y carbón) en la canasta energética mundial se mantuvo en el periodo objeto de estudio en 87%, mientras que entre la energía nuclear y las fuentes renovables o verdes se reparten el restante 13%.

Petróleo

Carbón

Gas natural

Otros

20082012

33%31%

24%

30%

35%

28%

24%

13%

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ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DE GAS NATURALpágina 53

En el citado periodo, el gas natural presentó un crecimiento promedio anual positivo de 2%. En términos absolutos, el incremento fue de 73 Mtep, todo esto como consecuencia de la transformación que ha producido el shale gas, lo que ha aumentado las fuentes de producción de gas natural, siendo Estados Unidos, para el mundo, el país que ha ejecutado este proyecto con el mayor liderazgo. El carbón ha sido el combustible que esencialmente se ha sustituido.

Canasta energética en NorteaméricaConsumo energético en Norteamérica - Mtep


Fuentes de energía

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Petróleo 1,068 1,017 1,037 1,032 1,017 (1%)Gas natural 747 741 770 786 820 2%Carbón 600 528 557 527 468 (6%)Energía nuclear 215 213 214 212 207 (1%)Hidroelectricidad 152 151 147 166 156 1%Renovables 34 39 45 51 57 14%

Total 2,817 2,689 2,771 2,774 2,725 (1%) Relación 2008 - 2012 = 0.97 veces

promedioanual


En los últimos 5 años se evidencia en la canasta energética norteamericana una mayor participación del gas natural, 3%, producto del anteriormente referenciado fenómeno shale gas. Esta mayor participación se presenta, principalmente, en detrimento de la del carbón (4%) y, en menor escala de la del petróleo (1%).

Petróleo

Gas natural

Carbón

Otros

20082012

37%

16%

17%

30%

38%

27%

21%

14%

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Cifras mundialesCanasta energética

En Suramérica, el gas natural presentó el segundo mayor crecimiento promedio anual (4%) en el periodo en estudio. El consumo de este energético aumentó en casi todos los países de esta región, que lo tienen como parte de su matriz energética, excepto Ecuador y Paraguay, que muestran solo un mínimo de consumo de este hidrocarburo y por ende de la participación en su canasta energética.

Otras fuentes de energía renovables o verdes, entre las que se encuentran eólica, biocombustibles, biogas, solar, crecieron 15% promedio anual; pero por la escasa participación que tienen en la canasta energética, en valores absolutos este incremento no es muy representativo.

Consumo energético en Suramérica - Mtep Canasta energética en Suramérica



Fuentes de energía

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Petróleo 273 272 286 295 302 3%Hidroelectricidad 153 158 159 168 166 2%Gas natural 127 123 137 141 149 4%Carbón 24 22 25 28 28 5%Energía nuclear 5 5 5 5 5 1%Renovables 9 10 11 13 16 15%

Total 590 590 623 650 665 3% Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces

promedioanual

El petróleo es la fuente de energía primaria de mayor uso en Suramérica, siendo Brasil y Venezuela los países en que se concentra el 55% del consumo de este energético en la región.

En Suramérica, comparativamente con otras regiones del mundo, existe una menor dependencia de las energías fósiles, alcanzando en 2012 una participación de 75% en estos tipos de energía contra 87% a nivel mundial. La elevada participación de la generación hidroeléctrica en su matriz energética (25%) y el poco peso del carbón (4%) en esta matriz son las principales causas de esta tendencia en materia de fuentes de energía.

Petróleo

Hidroelectricidad

Gas natural

Otros

20082012

46%

7%

22%

25%

46%

26%

22%6%

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País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Irán 1,046 1,046 1,169 1,187 1,187 3%Rusia 1,072 1,099 1,099 1,162 1,163 2%Qatar 896 894 885 885 885 (0.3%)Turkmenistán 259 259 359 618 618 24%Estados Unidos 245 273 305 312 300 5%Arabia Saudita 267 280 283 288 291 2%Emiratos Árabes 215 215 215 215 215 0%Venezuela 176 179 195 195 196 3%Nigeria 187 187 180 182 182 (1%)Algeria 159 159 159 159 159 (0%)Otros 1,471 1,413 1,411 1,428 1,418 (1%)Total 5,993 6,003 6,260 6,631 6,614 2% Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces

El mayor yacimiento de gas natural en el mundo es el South Pars - North Dome, en el Golfo Pérsico, con una superficie de 9,700 km2, 3,700 km2 (South Pars) en aguas iraníes y 6,000 km2 (North Dome) en aguas de Qatar. El segundo mayor yacimiento de gas natural en el mundo, es el Galkinish, en Turkmenistán. Entre 2010 y 2011 se incorporaron las reservas como uno de los descubrimientos más significativos de gas natural de los últimos años.

Las reservas de Estados Unidos reportadas por el estudio de BP difieren levemente de las reportadas por la EIA, lo relevante es que en las dos fuentes se identifica que este país ha incorporado a sus reservas probadas, campos provenientes de formaciones de shale gas.

Reservas mundiales de gas natural - TpcReservas mundiales probadas de gas natural - Tpc


promedioanual


Cifras mundialesReservas

Reservas mundiales probadas de gas natural - 2012Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013.

Oriente Medio

Europa y Eurasia

Asia Pacífico

África

Norteamérica


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43%

6%4%

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31%

8%


Cifras mundialesProducción

La producción mundial de gas natural entre 2008 y 2012 creció en 30 Gpcd, de los cuales 19 Gpcd, un poco más de 63%, se concentraron en Estados Unidos (11 Gpcd) y en Qatar (8 Gpcd).

Mientras que Estados Unidos produce para su autoabastecimiento, el incremento de producción de Qatar está sustentado, en principio, en el mayor volumen de las exportaciones de GNL de este país, las cuales, en 2012, ascendieron a 105 Mm3 de gas natural (10 Gpcd). En la actualidad, Qatar exporta la tercera parte del GNL que se exporta en el mundo.

Producción mundial de gas natural - Gpcd Producción mundial de gas natural - Gpcd



País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Estados Unidos 55 57 58 63 66 5%Rusia 58 51 57 59 57 (0.4%)Canadá 17 16 15 15 15 (3%)Irán 11 13 14 15 15 8%Qatar 7 9 11 14 15 20%Noruega 10 10 10 10 11 4%China 8 8 9 10 10 7%Arabia Saudita 8 8 8 9 10 6%Algeria 8 8 8 8 8 (1%)Indonesia 7 7 8 7 7 0.5%Otros 106 102 109 109 110 1%


promedioanual

Producción mundial de gas natural - 2012


Oriente Medio

Europa y Eurasia

Asia Pacífico

África

Norteamérica


16%

27%

5%

6%31%

15%

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1 _


País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Estados Unidos 659 649 682 690 722 2%Rusia 416 390 414 425 416 0.01%Irán 119 131 145 154 156 7%China 81 90 107 131 144 15%Japón 94 87 95 106 117 6%Canadá 96 95 95 101 101 1%Arabia Saudita 80 78 88 92 103 6%México 66 72 72 77 84 6%Reino Unido 99 91 99 83 78 (6%)Alemania 81 78 83 75 75 (2%)Otros 1,219 1,182 1,296 1,301 1,319 2%Total 3,011 2,944 3,176 3,232 3,314 2% Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces

Estados Unidos es el gran consumidor de gas natural, con una participación de 22% en el consumo mundial de gas natural.

Las grandes potencias de Oriente Medio, China y Japón, registraron crecimientos promedios anuales en sus consumos, de 15% y 7%, respectivamente, destacándose que Japón es un importador neto de gas natural.

Dos grandes productores de gas natural, como son Irán y Arabia Saudita, tuvieron crecimientos significativos en su consumo de gas natural en el periodo en estudio. El consumo de Irán es motivado por el incremento de conversiones de vehículos a GNV.

Consumo mundial de gas natural - Billones de m3Consumo mundial de gas natural - Billones de m3


promedioanual


Cifras mundialesConsumo

Consumo mundial de gas natural - 2012Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013.

12%

27%

5%

4%33%

Oriente Medio

Europa y Eurasia

Asia Pacífico

África

Norteamérica


19%

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Cifras mundialesPrecios internacionales

Por segundo año consecutivo el precio de gas natural de referencia internacional, Henry Hub, continuó con una tendencia a la baja, alcanzando en el último año un promedio anual de 2.8 US$/Mbtu, cifra que si la comparamos con su similar de 2008, 8.9 US$/Mbtu representa una disminución de 6.1 US$. Esta tendencia no se replica en los precios de referencia del petróleo y el carbón.

Precios internacionales Precios promedio internacionales

Fuente: EIA, Coalmymex.

Fuente: EIA.

Combustible

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Petróleo - US$/Bl - WTI Mínimo 30.3 34.0 64.8 75.4 82.3 28%Máximo 145.3 81.0 91.5 113.4 106.2 (8%)Promedio 99.7 62.0 79.5 94.9 94.1 (1%) Relación 2008 - 2012 = 0.9 veces Carbón - US$/Ton Mínimo 56.2 42.3 49.4 66.3 52.2 (2%)Máximo 143.3 68.3 80.0 83.5 69.7 (16%)Promedio 92.6 49,0 61.7 74.3 58.1 (11%) Relación 2008 - 2012 = 0.6 veces Gas natural - US$/Mbtu - Henry Hub Mínimo 5.4 1.8 3.2 2.8 1.8 (24%)Máximo 13.3 6.1 7.5 4.9 3.8 (27%)Promedio 8.9 3.9 4.4 4.0 2.8 (25%) Relación 2008 - 2012 = 0.3 veces

promedioanual

Expertos analistas atribuyen esta disminución de precio del gas natural al fenómeno shale gas y concuerdan en que uno de los mayores efectos generados por este fenómeno es que acabó con la correlación histórica existente entre los precios internacionales de referencia del petróleo y el gas natural, situación que se puede observar en la gráfica a partir de 2009.

Petróleo - US$/Bl - WTI Gas natural - US$/Mbtu - Henry Hub

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

120

100

80

60

40

20

0

109876543210


Cifras mundialesGas natural vehicular

País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Irán 1,000,000 1,665,602 1,954,925 2,859,386 3,300,000 35%Pakistán 2,000,000 2,300,000 2,740,000 3,100,000 2,790,000 9%Argentina 1,745,677 1,820,601 1,901,116 2,085,882 2,221,038 6%Brasil 1,588,331 1,631,173 1,664,847 1,702,790 1,743,992 2%India 650,000 935,000 1,080,000 1,100,376 1,500,000 23%China 400,000 450,000 450,000 611,900 1,500,000 39%Italia 580,000 628,624 730,000 779,090 746,470 7%Colombia 280,638 302,365 324,515 365,182 402,525 9%Tailandia 127,735 162,023 218,459 305,290 396,513 33%Ucrania 120,000 200,000 200,000 200,019 388,000 34%Otros 1,157,168 1,262,762 1,395,055 1,953,357 2,289,741 19%

Total 9,649,549 11,358,150 12,658,917 15,063,272 17,278,279 16% Relación 2008 - 2012 =1.8 veces

18%

9%

9%

4%2%

El incremento de las conversiones en Irán está motivado, según analistas internacionales, en el decidido impulso que han dado las autoridades iraníes al GNV, como consecuencia de las sanciones internacionales que recaen sobre este país debido a su programa nuclear. Las importantes inversiones ejecutadas en el desarrollo del GNV, les

Vehículos convertidos a GNVVehículos con GNV en el mundo


promedioanual

ha posibilitado contener el consumo de gasolina que sus refinerías no pueden abastecer para todo el consumo interno.

Se resalta el número de vehículos convertidos en China en el último año, 880,000.


20082012

19%

10%

13%

16%

10%

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18%16%

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Irán

Pakistán

Argentina

Brasil

India

China

Italia

Colombia

Otros

7%4%6%

3%

15%


BrasilIrán

Argentina

Pakistán

ColombiaItalia

ChinaIndia

Ucrania

Tailandia

En países como India e Irán se presenta un significativo desfase entre el número acumulado de conversiones de vehículos a GNV y el número de EDS que poseen estos países para la atención de los vehículos. Una relación de vehículos/EDS de 2,072 que maneja India y 1,657 que maneja Irán, supone según los expertos serias congestiones en el momento del abastecimiento; no obstante, de acuerdo con GNV Magazine, para el caso de Irán, el número de EDS de GNV aumentaría a 2,500

Estaciones de servicio de gas natural Vehículos con GNV/Estaciones - 2012


País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Pakistán 2,600 3,068 3,285 3,330 2,997 4%China 1,000 870 1,350 2,500 2,800 29%Irán 500 1,021 1,574 1,800 1,992 41%Argentina 1,801 1,851 1,878 1,930 1,922 2%Brasil 1,649 1,704 1,781 1,787 1,790 2%Estados Unidos 1,600 1,300 1,300 1,100 1,438 (3%)Italia 700 730 790 860 909 7%Alemania 800 860 900 903 904 3%India 463 560 571 724 724 12%Colombia 516 605 637 676 692 8%Otros 3,508 4,018 3,522 5,149 3,716 1%


promedioanual

durante 2013, es decir se reduciría el índice pero sin llegar a niveles menores de 1,000 vehículos por EDS.

China y Colombia son los únicos pertenecientes al Top 10 de países con mayor número de conversiones a GNV en el mundo que cumplen con el estándar ideal de máximo 700 vehículos por EDS.

Fuente: NGV Journal.

Vehículos/Estaciones Minminas

1,717

9311,115 974

582

814

536

826

2,072

1,198

700

Cifras mundialesGas natural vehicular


Importadores Qatar Malasia Australia Nigeria Indonesia Trinidad y Algeria Federación Otros Total Participación

Tobago Rusa importadores

Japón 21.3 19.9 21.6 6.5 8.4 0.4 0.2 11.3 29.2 118.8 36%Corea del Sur 14.2 5.6 1.1 2.5 10.3 1.1 0.0 3.0 11.9 49.7 15%España 4.3 0.0 0.0 5.4 0.0 2.5 3.6 0.0 5.6 21.4 7%India 16.1 0.0 0.0 2.1 0.2 0.0 0.6 0.0 1.6 20.5 6%China 6.8 2.5 4.8 0.4 3.3 0.2 0.1 0.5 1.3 20.0 6%Taiwán 7.9 3.8 0.3 1.6 2.6 0.1 0.0 0.0 0.7 16.9 5%Reino Unido 13.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.2 13.7 4%Francia 1.8 0.0 0.0 2.7 0.0 0.0 4.8 0.0 1.0 10.3 3%Otros 19.9 0.0 0.1 6.0 0.3 14.8 5.9 0.0 9.7 56.7 17%

Total exportaciones 105.4 31.8 28.1 27.2 25.0 19.1 15.3 14.8 61.2 327.9 100%Participación 32% 10% 9% 8% 8% 6% 5% 5% 19% 100%

En 2012, entre Qatar y Malasia exportaron 42% del GNL que se comercializó en el mundo, mientras que Japón y Corea importaron 51% de este combustible. Otros jugadores importantes de este comercio son Australia, Nigeria e Indonesia, entre los exportadores, España, India y China, entre los importadores.

Después de mostrar un crecimiento promedio anual de 13% entre 2008 y 2011, en el último año el comercio de GNL en el mundo sufrió un decrecimiento del 3%, sustentado, principalmente, por la disminución de las importaciones de Estados Unidos, que pasó de 9.9 billones de m3 a solo 4.9 billones de m3, como consecuencia de la mayor producción de gas natural en los yacimientos no convencionales de shale gas.

Comercio internacional de GNL - Billones de m3 - 2012


Cifras mundialesComercio de GNL


Exportadores

Comercio internacional de GNL - Billones de m3

2008 2009 2010 2011 2012

226.5 242.8289.2

330.8 327.9Relación 2008 -2012

1.4 veces


Colombia y sus referentes en América

El decrecimiento de las reservas de Bolivia se debió, según la agencia EFE, a los resultados de una auditoría que la firma estadounidense Ryder Scott hizo a estas, los cuales fueron divulgados solo en 2011. Según la certificación, las reservas bolivianas de gas a 31 de diciembre de 2009 eran de 9.9 Tpc, cifra inferior a la reportada en 2008, 25 Tpc.

Además de Bolivia (reducción por recálculo de las reservas), en este grupo de países del continente americano, solo Argentina presentó un decrecimiento de sus niveles de reservas.

Reservas probadas de gas natural en América - Tpc Reservas probadas de gas natural - Tpc

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013.

Para establecer un punto de comparación entre las reservas de Colombia y los referentes de la región, hay que separar a Estados Unidos y Venezuela, países que ocupan el quinto y octavo lugar entre los de mayores reservas de gas en el mundo, siendo estas 60 y 40 veces más grandes que las colombianas, aproximadamente. En otra escala se encuentran países como Brasil, Perú, Argentina y Bolivia, quienes poseen reservas entre 2 y 3 veces más grandes que las de Colombia.

EstadosUnidos

Venezuela Brasil Perú Argentina Bolivia Colombia

245300

176196

1316

12 13 14 11

25

114 5

>150

2008 2012

País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Estados Unidos 244.7 272.5 304.6 312.0 300.0 5%Venezuela 176.0 178.9 195.1 195.2 196.4 3%Brasil 12.7 12.8 14.7 16.0 16.0 6%Perú 12.0 12.0 12.5 12.7 12.7 1%Argentina 14.1 13.4 12.7 11.7 11.3 (5%)Bolivia 25.1 9.9 9.9 9.9 11.2 (18%)Colombia 4.4 4.7 5.4 5.5 5.5 6%

promedioanual


País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Estados Unidos 55.1 56.5 58.4 62.7 65.7 5%Argentina 4.3 4.0 3.9 3.8 3.6 (4%)Venezuela 2.9 2.8 3.0 3.0 3.2 2%Colombia 3.2 3.2 3.1 3.0 3.0 (2%)Bolivia 1.4 1.2 1.4 1.6 1.8 7%Brasil 1.3 1.1 1.4 1.6 1.7 6%Perú 0.3 0.3 0.7 1.1 1.2 40%

El crecimiento promedio anual de la producción de gas natural de Perú (40%) en el periodo en estudio, se sustenta en el inicio de las exportaciones de GNL a partir de 2010, producto de la puesta en marcha de la planta de licuefacción de Pampa Melchorita. Perú es el principal exportador de GNL en Suramérica, en 2012 lo hizo a España, México y Japón.

La continua disminución de la producción de gas natural de Argentina obedece, según expertos analistas, a la caída de las reservas y esta a su vez está asociada a la falta de inversión debido según ellos al riesgo que se percibe por inestabilidad en decisiones de política gubernamental. En la actualidad, Argentina para suplir su déficit en la producción importa GNL, principalmente de Trinidad y Tobago, y gas natural vía gasoducto de Bolivia.

Producción de gas natural Gpcd - 2012Producción de gas natural en América - Gpcd


promedioanual

La producción que se detalla de Colombia incluye la reinyección. Por otra parte, esta presenta disminuciones que tienen sus razones en la volatibilidad de la demanda de este combustible ocasionada por los cambiantes consumos del sector termoeléctrico motivados por fenómenos climáticos (Fenómeno de El Niño).

La producción de gas natural de Colombia, aproximadamente 20 veces más pequeña que la de Estados Unidos, se encuentra en niveles similares a la producción de Argentina y Venezuela, y supera las producciones de países como Brasil, Bolivia y Perú, entre 2.5 y 1.5 veces.


Perú

Brasil

Bolivia

Colombia

Venezuela

Argentina

Estados Unidos

1.2

1.7

1.8

3.0

3.2

3.6

65.7

>10



De mantenerse los niveles de reservas y producción actuales, únicamente Venezuela tendría resuelto su abastecimiento de gas natural, por lo menos para lo que resta del siglo XXI.

Para los siguientes 20 años, Brasil y Perú, con unos crecimientos moderados en su producción y manteniendo sus importaciones y exportaciones en los volúmenes actuales, deberían tener cubiertas sus necesidades de gas.

Factor R/P (reservas/producción) en América - Años Factor R/P - Años

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013, UPME.Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013.

País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Venezuela 149 151 171 177 181 5%Perú 100 98 49 32 28 (27%)Brasil 25 29 29 28 24 (1%)Bolivia 51 24 19 17 18 (23%)Estados Unidos 12 13 14 14 13 1%Argentina 9 9 9 9 9 (2%)Colombia 14 13 14 15 14 (0.4%)

promedioanual

El panorama a futuro del factor R/P está bajo análisis y a la espera del resultado de los países de la región que ejecuten en los próximos años sus potenciales en yacimientos no convencionales. Por otra parte y con el fin de incrementar la confiabilidad en el servicio, se desarrollan en la región proyectos de infraestructura para importaciones de gas natural, ya sea vía GNL o a través de gasoductos, como de hecho ya empezó a hacerlo Argentina en sus picos de consumo y, a su vez, Colombia se prepara para ello (proyecto de planta de regasificación en Cartagena e importaciones de gas de Venezuela a partir de 2014).

149

181

100

28 25 24

51

18 12 13 14 14

2008 2012

EstadosUnidos

Venezuela BrasilPerú ArgentinaBolivia Colombia

9 9


País

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Estados Unidos 63.6 62.8 66.0 66.8 69.7 2%Argentina 4.3 4.2 4.2 4.4 4.6 2%Venezuela 3.0 3.0 3.2 3.2 3.4 3%Brasil 2.4 1.9 2.6 2.6 2.8 4%Colombia 0.9 1.0 1.0 1.0 0.9 (0.4%)Perú 0.3 0.3 0.5 0.6 0.7 22%Chile 0.3 0.3 0.5 0.5 0.6 23%

En el periodo en estudio se aprecian crecimientos vegetativos en mercados maduros de gas natural como son Estados Unidos, Argentina y Colombia, en menor escala. Esta situación contrasta con los crecimientos de mercados en plena expansión, entre los que se encuentran Perú y Chile. Caso intermedio es el de Brasil que aún está en expansión pero que ya tiene años de utilización del combustible.

En Chile, aunque es un país con cierto recorrido en el gas natural, sus consumos de unos años atrás se vieron afectados por el desabastecimiento ocasionado por la interrupción de las importaciones procedentes de Argentina; sin embargo, logró revertir esta situación con la construcción de un par de plantas de regasificación e importando GNL.

Consumo de gas natural Gpcd - 2012Consumo de gas natural en América - Gpcd


promedioanual

El consumo de gas natural en Colombia se ubica entre los más bajos cuando se compara con los referentes de la región, solo supera a Perú y Chile.

En la siguiente escala de consumos aparecen Argentina, Venezuela y Brasil, a pesar de estar este último en plena expansión y por su elevado nivel de población debería sobresalir en el mediano plazo en este grupo. En el top de consumos está Estados Unidos, quien es el mayor consumidor de gas natural del mundo y que supera en más de 70% a Rusia, segundo país consumidor.


EstadosUnidos

Venezuela PerúArgentina Colombia

>10

ChileBrasil

69.7

4.63.4 2.8

0.9 0.7 0.6


Brasil - Mpcd

Fuente: UPME.

Industrial Termoeléctrico Residencial y comercialGNV Refinería y otros

1,200

1,000

800

600

400

200

-

160

140

120

100

80

60

40

20

-


Consumo de gas natural por sectoresEstados Unidos - Mpcd

Fuente: EIA.

Chile - Mpcd

Argentina - Mpcd

Colombia - Mpcd

Industrial Termoeléctrico Residencial GNV Comercial Otros

Industrial Residencial GNV OtrosIndustrial Termoeléctrico Residencial GNV Comercial

Industrial Termoeléctrico Residencial GNV Comercial Otros

Fuente: Abogas. Fuente: Enargas.

Fuente: Gobierno de Chile.

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

-

ene-

08ab

r-08

jul-0

8oc

t-08

ene-

09ab

r-09

jul-0

9oc

t-09

ene-

10ab

r-10

jul-1

0oc

t-10

ene-

11ab

r-11

jul-1

1oc

t-11

ene-

12ab

r-12

jul-1

2oc

t-12

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

-

100,00090,00080,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,000

-

ene-

08ab

r-08

jul-0

8oc

t-08

ene-

09ab

r-09

jul-0

9oc

t-09

ene-

10ab

r-10

jul-1

0oc

t-10

ene-

11ab

r-11

jul-1

1oc

t-11

ene-

12ab

r-12

jul-1

2oc

t-12

ene-

08ab

r-08

jul-0

8oc

t-08

ene-

09ab

r-09

jul-0

9oc

t-09

ene-

10ab

r-10

jul-1

0oc

t-10

ene-

11ab

r-11

jul-1

1oc

t-11

ene-

12ab

r-12

jul-1

2oc

t-12

ene-

08ab

r-08

jul-0

8oc

t-08

ene-

09ab

r-09

jul-0

9oc

t-09

ene-

10ab

r-10

jul-1

0oc

t-10

ene-

11ab

r-11

jul-1

1oc

t-11

ene-

12ab

r-12

jul-1

2oc

t-12

ene-

08

abr-0

8

jul-0

8

oct-

08

ene-

09

abr-0

9

jul-0

9

oct-

09

ene-

10

abr-1

0

jul-1

0

oct-

10

ene-

11

abr-1

1

jul-1

1

oct-

11

ene-

12

abr-1

2


Redes de gasoductos - km Usuarios de gas naturalMiles de usuarios

Fuente: EIA, Abegas, Enargas, CNE. * No reportan ampliación de sus sistemas de transporte de gas natural.

Tarifa a usuario final sector residencialUS$/factura mes

Consumo promedio residencialm3/usuario - mes

>30,000

EstadosUnidos

Argentina* Brasil Colombia Chile*

491,420503,626

15,040

7,405 9,244 7,6956,8424,468

2008 2012Fuente: UPME, Osinerg, EIA, Enargas, Grupo CGE.* Número de viviendas conectadas x Promedio de habitantes por vivienda.

2008 2012 Población con acceso al servicio*/Población total

Colombia ChileArgentina BrasilEstados Unidos

54%

68%

4%

52%

16%

70,743

7,246

1,438

5,015

556

71,447

8,012

2,206

6,694

991

Estados Unidos 2011

Argentina BrasilColombiaChile

2012

112.9

58.0

16.5 12.9

169.6

Fuente: UPME, EIA, Enargas, Gobierno de Chile, Abegas. Fuente: EIA, CREG, Agenersa, CNE.2008 2012

ColombiaChile ArgentinaBrasil Estados Unidos

Perú

43.440.1

25.132.9

9.8 7.5 4.9 4.17.9 9.6

3.6 2.2

>15,000



Vehículos convertidos a GNVMiles de vehículos

Vehículos/EDS - 2012

Estaciones de servicio de GNV - 2012


Los grandes referentes de la región en GNV son Argentina y Brasil. El primero, con una trayectoria de más de 30 años con esta tecnología, fue hasta 2006 el líder mundial de vehículos convertidos a este combustible, siendo desplazado por Pakistán.

Brasil, por su parte, a comienzos de siglo solo contaba con 80,000 conversiones a GNV y 5 años después ya superaba el millón, un crecimiento acelerado del que se pudiesen obtener pautas interesantes.

De Colombia se destaca su indicador de vehículos/EDS, el cual se ha mantenido por debajo del estándar de referencia de 700 vehículos/EDS, no alcanzado por los 2 países referentes Brasil y Argentina.

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.2008 2012

1,746

2,221

EstadosUnidos

Perú Venezuela ChileBrasil ColombiaArgentina

1,5881,744

281

403

110

250

55

156

4

90

8 8


EstadosUnidos

Perú VenezuelaChileBrasil ColombiaArgentina

822

514538

974

582

1,156

174

Chile

Venezuela

Perú

Colombia

Estados Unidos

Brasil

Argentina

15

175

190

692

1,438

1,790

1,922


Comercio internacional de GNL en América - Billones de m3 - 2012 Exportaciones de GNL en América - Billones de m3

Importaciones de GNL en América - Billones de m3


2008 2012


2008 2012

BrasilPerúTrinidad yTobago

Estados Unidos

Pese a que actualmente Colombia no hace parte de este comercio de GNL, dada la alta probabilidad de que incursione en el mismo en los próximos años, se incluyó esta temática en este capítulo comparativo con los referentes de la región.

Trinidad y Tobago es el gran exportador de GNL en la región, a su vez, el 54% de sus ventas (11 billones de m3) las efectúa con países de la misma región. Todos los importadores de GNL del continente realizan parte de sus compras a esta isla caribeña.

Por condiciones geográficas y eficiencias logísticas, Trinidad y Tobago sería el proveedor ideal para suministrar el GNL a Colombia, si se concreta la planta de regasificación en Cartagena. En cambio, para una planta de regasificación en Buenaventura, la mejor opción sería Perú.

Importadores

Trinidad y Perú Estados Brasil Otros Total Tobago Unidos importaciones Argentina 3.7 0.0 0.0 0.4 1.1 5.2Estados Unidos 3.2 0.0 N.A. 0.0 1.8 4.9México 0.2 1.2 0.0 0.0 3.5 4.8Chile 3.1 0.0 0.0 0.0 1.0 4.1Brasil 0.8 0.0 0.2 N.A. 2.1 3.2Canadá 0.8 0.0 0.0 0.0 1.0 1.8Otros 7.3 4.2 0.6 0.1 N.A. 12.1

Total exportaciones 19.1 5.4 0.8 0.4 10.4 36.1


Exportadores

CanadáChileArgentina BrasilEstados Unidos

México

1.83.2

4.14.84.95.2

0.4

3.6

9.9

0.9 0.8 0.4

5.4

19.1

17.4

>15

GAS NATURAL EN COLOMBIA

GAS NATURAL EN COLOMBIApágina 73

Cifras del sectorExploración y reservas

A finales de 2012 se llevó a cabo, por parte de la ANH, la Ronda Colombia 2012 con resultados muy disímiles, según expertos analistas. Se asignaron 49 de los 115 bloques que se ofrecieron (43%), cifra que resulta muy positiva si se tiene en cuenta que el promedio que suele presentarse en las rondas petroleras del mundo es de 30%. No obstante, de los 31 bloques ofrecidos para explotación de hidrocarburos no convencionales (shale gas e hidratos de metano) que se ofrecieron solo se adjudicaron 5, para un 16%.

Se observa, a partir del año 2010, cuando se alcanzó el máximo del periodo 2008 - 2012 en km equivalentes de sísmica, una creciente disminución en esta importante actividad exploratoria. Es vital tratar de revertir esta situación, toda vez que este es el primer eslabón en la cadena exploratoria, en la cual el sector gas y en general el país entero, tienen puestas grandes expectativas para solucionar posibles desabastecimientos en el mediano plazo. El máximo histórico en km equivalentes de sísmica fue de 26,491, en 2006.

Actividad exploratoria Kilómetros equivalentes de sísmica

Fuente: ANH.Fuente: ANH.

Concepto

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Sísmica - km equivalentes 16,286 20,117 25,965 23,963 18,205 3%ANH directo 492 1,309 170 0 1,349 29%Otros contratantes 15,794 18,809 25,795 23,963 16,856 2% Privados bajo contrato ANH - E&P 14,108 16,985 25,213 23,768 16,516 4% Ecopetrol - ANH 399 1,197 196 194 341 (4%) Ecopetrol (otros) 1,287 627 386 0 0 (100%)Contratos firmados 59 64 8 76 54 (2%)

promedioanual

Contratos firmados

Meta Real Ejecución

2008 2009 2010 2011 2012

106%

251%

325%

204%

159%

8,000

16,286

8,000 8,000

17,20020,117

25,965 23,963

18,205

15,086

Fuente: ANH.

2012

2011

2010

2009

2008 43

E&P TEA´S

58

7

67

46

16

6

1

9

8


Cifras del sectorExploración y reservas

Tipo de contrato

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

ANH - E&P 66 52 87 109 122 17%Asociados 22 16 16 12 4 (35%)Convenio 0 7 9 5 5 (11%)Ecopetrol 11 0 0 0 0 (100%)

Total 99 75 112 126 131 7%Meta 40 40 40 130 150 Ejecución 248% 188% 280% 97% 87%

Los pozos pueden clasificarse en exploratorios, si tienen como objetivo descubrir un nuevo yacimiento, y de desarrollo, si el propósito es explotar un yacimiento ya conocido. A su vez, los pozos exploratorios se dividen en:

A3: pozo perforado en una zona totalmente desconocida con el fin de determinar si hay depósitos de gas o de petróleo, también se denomina pozo descubridor.

A2: pozo que se perfora para determinar la profundidad de los intervalos productores

A1: pozo que se perfora para determinar la extensión del yacimiento.

Aun cuando en los últimos 3 años se viene aumentando el número de pozos A3 perforados en el país, en los 2 últimos años no se ha logrado cumplir con la meta proyectada por el Gobierno en esta materia.

Pozos A3Pozos A3

Fuente: ANH.

promedioanual

Un ejemplo de estos pozos A3, del cual en principio existían expectativas interesantes, fue el pozo Mapalé 1, perforado costa afuera, al frente de Galerazamba (Bolívar), área adjudicada por la ANH en 2007. El operador Equión reportó que las pruebas de fluidos y los registros realizados en el pozo establecieron la presencia de gas natural seco, pero no en las cantidades esperadas, razón por la cual solo se perforó un pozo (Mapalé 1), mientras que la decisión de perforar el segundo (Mapalé 2) sería para 2013 o 2014.

El análisis de Equión para desarrollar este pozo perforado incluirá los precios internacionales del gas, pues si no hay certeza de un volumen importante y los precios no son competitivos, no se tomará la decisión de extraer el gas. Equión (40%), invirtió cerca de US$ 100,000,000 en esta exploración en asocio con Ecopetrol (32%) y la firma brasilera Petrobras (27%).

En 2012, según reporte de Minminas, otros pozos que probaron presencia de gas fueron Bonga -1, Cotorra-1X, Canario-1, Nelson 3 y 4, en los campos que llevan igual nombre: Bonga, Cotorra, Canario y Nelson.

Fuente: ANH.

2008 2009 2010 2011 2012

47 36 63

35 45

51 28 4538

58

1 114

53 28

Productor En prueba Seco


Tipo

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Probadas 4,384 4,737 5,405 5,460 5,720 7% Ecopetrol 1,898 2,304 2,696 2,743 2,864 11% Otros 2,486 2,433 2,710 2,717 2,856 4%Probables y posibles 2,893 3,723 1,653 1,160 1,310 (18%)

Total reservas 7,277 8,460 7,058 6,620 7,030 (1%) Relación 2008 - 2012 =0.97 veces

Al hacer un comparativo de las reservas totales de gas natural del país entre 2008 y 2012, se nota una leve disminución de 247 Gpc, obteniéndose una reposición de reservas de 94%, si se tiene cuenta que la produción en los últimos 4 años fue de 4,513 Gpc. Al analizar la composición de estas reservas totales se observa una reclasificación de ellas, ya que un poco más de 50% que se encontaban clasificadas como probables y posibles, aparecen a 2012 catalogadas como probadas.

De acuerdo con los estudios de estimación de recursos de gas adelantados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, las cuencas que podrían tener mayor prospectividad para yacimientos de gas libre son: La Guajira, La Guajira Off-shore, Valle Inferior del Magdalena, Catatumbo, Cesar-Ranchería, Sinú-San Jacinto y Sinú Off-shore; y gas asociado en Cordillera Oriental y el borde occidental de la cuenca de los Llanos Orientales.

Distribución de reservas de gas natural - Gpc Reservas probadas de gas natural - Tipo



promedioanual

Campo/cuenca2%

9%

50%57%

10%3%

Ecopetrol

Otros

20082012

La Guajira

Llanos Orientales

La Creciente

Gibraltar

Otros

20082012

50%

43%

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37%49%

48%

31%

4%

7%


Cifras del sectorProducción y suministro

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44%

30%

6%

20%

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72%

20%

8%

Cuenca

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Llanos Orientales 913 872 818 787 775 (4%)La Guajira 208 245 251 236 220 1%Valle del Magdalena 55 63 68 72 78 9% Medio 24 23 24 27 31 6% Superior 18 21 20 19 19 1% Inferior 14 19 24 25 29 21%Putumayo 5 3 4 5 6 7%Catatumbo 1 2 2 2 2 6%Cuencas menores 0 0 0 1 2 524%

Total Gpc 1,182 1,185 1,143 1,102 1,083 (2%) Mpcd 3,239 3,247 3,133 3,020 2,968 Relación 2008 - 2012 =0.9 veces

La disminución de la producción de la cuenca de los Llanos Orientales, representada en sus grandes campos Cusiana, Cupiagua y Pauto, no debe ser vista como una situación adversa para el sector gas, debido a que está motivada en una menor reinyección de gas para incrementar la producción en los campos petroliferos.

Para el segundo semestre de 2013, Ecopetrol espera poner en funcionamiento la planta de gas de Cupiagua, la cual inicialmente tendrá una capacidad de 140 Mpcd y una proyección final de 210 Mpcd.

Producción fiscalizada de gas natural - 2012Producción fiscalizada - Gpc

Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía.

promedioanual

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Por empresa

Llanos Orientales

La Guajira

Otros

Ecopetrol

Equión

Chevron

Otras empresas


Campos de gas natural Campos productores de gas natural - Mpcd - 2012


# Nombre Departamento Empresa Producción

1 Cupiagua Casanare Ecopetrol - Equión 994.4 2 Cusiana Casanare Ecopetrol - Equión 790.2 3 Chuchupa La Guajira Chevron 550.1 4 Pauto - Floreña Casanare Equión 263.5 5 La Creciente Sucre Pacific Stratus 61.7 6 Ballena La Guajira Chevron 53.3 7 Gibraltar Boyacá - Santander Ecopetrol 26.5 8 Provincia Santander Ecopetrol 19.3 9 Payoa Santander Petrosantander 16.9 10 Matachín Tolima Petrobras 13.4 11 Nelson Córdoba Geoproduction 12.6 12 Orito Putumayo Ecopetrol 8.2 13 Yariguí - Cantagallo Bolívar Ecopetrol 6.5 14 Apiay Meta Ecopetrol 5.4 15 Corrales Boyacá U.T. Omega 5.2 16 Guatiquía Meta Ecopetrol 4.9 17 La Salina Santader Petrosantander 4.8 18 Dina Huila Ecopetrol 4.8 19 Lisama Santander Ecopetrol 4.6 20 Nutria Santander Ecopetrol 4.5 21 Serafín Cesar Petróleos del Norte 3.9 22 San Francisco Huila Petróleos del Norte 3.8 23 Tocaría Casanare Perenco 3.8 24 Rancho Hermoso Casanare Canacol 3.7 25 Río Ceibas Huila Ecopetrol 3.7 26 La Cira - Infantas Santander Ecopetrol 3.7 27 Suria Meta Ecopetrol 3.2 28 Maná Tolima Interoil 3.5 29 Dele Casanare Equión 3.0 30 Morichal Casanare Perenco 2.9 31 Otros (241) 82.3 Total 2,968

Fuente: Ecopetrol.

Producción - Mpcd

200 - 1,000

10 - 199

2.89 - 9.99

13

11

5

21

78

920

917

26

63

23

24

15

429

12

30

41627

10

28

22

25

18

12

1


Cifras del sectorProducción y suministro

El contrato firmado en 2007 con PDVSA establecía que las exportaciones de gas colombiano a Venezuela irían hasta enero de 2012 y un mes después PDVSA exportaría gas a Colombia hasta diciembre de 2027. Sin embargo, por atrasos en la infraestructura de transporte venezolana, estas fechas fueron pospuestas por lo que Colombia seguirá exportando gas a Venezuela hasta junio de 2014 y las exportaciones de Venezuela hacia Colombia comenzarían en septiembre de ese mismo año. Ecopetrol tiene compromisos contractuales con PDVSA por 155 y 100 Mpcd para 2013 y 2014, respectivamente.

En el periodo en estudio, La Guajira continuó siendo el soporte de más del 50% del suministro de gas natural en Colombia (incluyendo el gas exportado), se incrementó en 163 Mpcd el suministro de los campos de los Llanos Orientales, se consolidó la producción de La Creciente y se inició en firme el suministro de gas natural del campo Gibraltar, en el nororiente colombiano.

Producción fiscalizada de gas natural - 2012Suministro de gas natural - Mpcd

Fuente: UPME, Concentra y cálculos del consultor.

promedioanual

Suministro de gas natural

Campo/Cuenca

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

La Guajira - Consumo nacional 423 486 525 432 417 (0.3%)Llanos Orientales 214 234 232 287 377 15%La Creciente 34 44 59 58 62 16%Gibraltar 0 0 0 0 27 100%Otros 57 60 54 48 57 0%Subtotal Mpcd 727 823 870 825 940 Gpc 265 300 318 301 343 7%

La Guajira - Exportación (Mpcd) 147 180 156 205 186 6%

Total Mpcd 874 1,003 1,026 1,030 1,126 7% Gpc 319 366 374 376 411 Relación 2008 - 2012 = 1.3 veces

Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

2002 2009 2010 2011 20122003 2004 2005 2006 2007 2008

603

823 870 825940

594 620 652 702 745

727

1,003 1,026 1,0301,126

874

Consumo nacional Exportaciones

20082012

La Guajira - Consumo nacional

La Guajira - Exportación

Llanos Orientales

La Creciente

Gibraltar

Otros

5%

34%

25%

4%37%

48%

17%

17%

2%

6%

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5%

180 156 205186

147


El factor R/P que se calcula con las reservas probadas no ha sufrido variaciones significativas en el periodo en estudio (12.9 - 14.5), si bien las reservas probadas del país han venido aumentando, igual ha sucedido con la producción nacional, por lo que este indicador ha permanecido relativamente estable.

Por el contrario, el factor R/P que se calcula con las reservas totales presenta una disminución entre 2008 y 2012 de un poco más de 6 años, toda vez que las reservas totales nacionales sí presentan una leve disminución de 1% promedio anual, mientras que la producción muestra un aumento de 7% promedio anual, para el mismo periodo.

Factor R/P Factor R/P - Años

Fuente: Ecopetrol, UPME. Nota: La cifra de producción no incluye el gas reinyectado.

Concepto

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Reservas Tpc 4.4 4.7 5.4 5.5 5.7 7%probadas Gpc 4,384 4,737 5,405 5,460 5,720 Reservas Tpc 7.3 8.5 7.1 6.6 7.0 (1%)totales Gpc 7,277 8,460 7,058 6,620 7,030 Producción Gpc 319 366 374 376 423 7% Mpcd 874 1,003 1,026 1,030 1,158

Factor R/P Probadas 13.7 12.9 14.4 14.5 13.5 (0.4%)Años Totales 22.8 23.1 18.8 17.6 16.6 (7.6%)

promedioanual

Factor R/P (reservas totales) - Años

2008 2009 2010 2011 2012

22.8

13.7 12.914.4 14.5 13.5

23.1

18.8 17.6 16.6

Probadas Totales

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

32.729.2

31.928.2 28.7

26.122.8 23.1

18.8 17.6 16.6


Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Interior del país 469 496 524 527 558 4% Coinogas 3 6 3 3 3 2% Progasur 2 2 2 3 5 26% TGI 371 396 422 420 422 3% Transgastol 8 11 11 13 12 10% Transmetano 35 34 37 41 45 7% Transoccidente 36 35 36 34 36 0% Transoriente 13 12 12 13 34 28%Costa Caribe - Promigas 364 364 390 345 337 (2%)


El máximo volumen transportado de gas natural en Colombia se registró en 2010, como consecuencia del incremento en el consumo de este combustible por parte del sector termoeléctrico a causa del fenómeno de El Niño.

El mayor crecimiento promedio anual en el volumen transportado por empresa, en el periodo objeto de estudio, lo obtuvo Transoriente (28%) motivado por la puesta en marcha, en 2012, del nuevo gasoducto Gibraltar - Bucaramanga.

Gas transportado - Mpcd

Gas transportado - Mpcd

Fuente: Empresas del sector, Promigas.

promedioanual

Fuente: Empresas del sector.

Cifras del sectorTransporte de gas por gasoductos

Participación de gas transportado por región

Interior del país Costa Caribe

600

500

400

300

200

100

02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012


Interior del país Costa Caribe

2008 2012

56% 62%

44% 38%

Volúmenes de gas transportado


Cifras del sectorTransporte de gas por gasoductos

En los últimos 4 años la red de gasoductos del país se incrementó en 802 km, destacándose las construcciones de los gasoductos Gibraltar - Bucaramanga (176 km - Transoriente), Cali - Popayán (117 km - Progasur), Sardinata - Cúcuta (68 km - Progasur) y Gasoducto Ramal a Oriente (40 km - Transmetano), para un total en estos cuatro de 401 km.

Adicionalmente, TGI (181 km) y Promigas (179 km) continuaron incrementando su red de gasoductos a través de un mayor cubrimiento de sus gasoductos regionales y con la construcción de loops (gasoductos alternos) en sus gasoductos troncales.

Red de gasoductos - Km

Sistema nacional de transporte de gas natural

Fuente: Resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas. (*) Los km de gasoductos de TGI, incluyen los km de Transcogas.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Coinogas 18 18 18 17 17 (0.2%)Progasur 62 62 223 223 289 47%Promigas 2,188 2,188 2,363 2,363 2,367 2%TGI * 4,205 4,205 4,386 4,386 4,386 1%Transgastol 50 50 50 50 50 0%Transmetano 149 149 149 189 189 6%Transoccidente 11 11 11 11 11 1%Transoriente 158 158 157 333 333 21%


promedioanual

Fuente: Ecopetrol.

Longitud del sistema nacional de transporte


Cifras del sectorDistribución y comercialización

Concepto

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Empresas distribuidoras 30 28 28 28 28 (2%)Poblaciones atendidas 471 533 565 659 714 11%Población potencial 6,975,120 7,308,281 7,542,014 8,024,206 8,524,301 5%Residencial anillados 6,388,803 6,634,920 7,071,731 7,540,890 7,946,240 6%Usuarios conectados 5,015,381 5,347,657 5,767,942 6,230,286 6,693,823 7%Residenciales 4,930,723 5,254,822 5,665,394 6,121,313 6,569,840 7%Estratos 1, 2 y 3 4,183,435 4,460,176 4,799,496 5,194,358 5,587,677 8%Estratos 4, 5 y 6 747,288 794,646 865,898 926,955 982,163 7%Comerciales 81,497 89,655 99,205 106,181 120,078 10%Industriales 3,161 3,180 3,343 2,792 3,905 5%Cobertura residencial Potencial 92% 91% 94% 94% 93% Efectiva 71% 72% 75% 76% 77%

No se detiene el incremento en el número de usuarios residenciales anillados y conectados a gas natural en todo el país, motivo por el cual la cobertura efectiva del servicio de gas natural se incrementó en 6 puntos porcentuales, pasando de 71% en 2008 a 77% en 2012.

El crecimiento de los usuarios conectados entre 2008 y 2012 se presentó en todas sus clasificaciones, más de 1,600,000 usuarios residenciales, 38,500 usuarios comerciales y 744 nuevas industrias.

Cobertura de gas natural

Cobertura de gas natural


promedioanual


La meta establecida por el actual Gobierno de conectar 785,000 familias durante el cuatrienio (2010 – 2014), fue alcanzada en los primeros dos años con un poco más de 900,000 familias.

En el marco del congreso Naturgas 2013, este Gobierno propuso al sector gas la meta de alcanzar en el transcurso de un año 900 poblaciones atendidas y 1,000,000 de familias conectadas con gas natural, para los 3 primeros años (2010 – 2013). No obstante, para ello es necesario seguir trabajando en políticas que incentiven aspectos fundamentales, tales como la continuidad en la construcción de gasoductos regionales y el subsidio de conexiones a los usuarios de menores ingresos a través de los fondos destinados para ello (FECF y SGR).

2008 2009 2010 2011 2012

471533

565659

71477%

76%75%

72%

71%

Poblaciones atendidas Cobertura efectiva

Cobertura


Región

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Andina 3,102,315 3,301,466 3,568,777 3,857,966 4,156,191 8%Caribe 1,140,977 1,199,261 1,251,299 1,334,099 1,405,843 5%Pacífica 626,582 679,648 755,349 824,231 892,258 9%Orinoquía y Amazonía 145,507 167,282 192,517 213,990 239,531 13%

Total usuarios 5,015,381 5,347,657 5,767,942 6,230,286 6,693,823 7% Relación 2008 - 2012 = 1.3 veces

En los últimos 4 años el mayor volumen de nuevos usuarios conectados a gas natural en el país se dio en la región andina, con un poco más de un millón. En esta región se encuentran los dos centros poblacionales más grandes de Colombia como son Bogotá - Cundinamarca y Antioquia, entre los que aportaron 710,000 nuevos usuarios conectados a este combustible.

La Costa Caribe es la región del país que tiene la mayor cobertura efectiva de usuarios conectados a gas natural, dado que la masificación de este servicio se inició principalmente en los departamentos que la conforman. Por lo anterior, registra en este aspecto el crecimiento promedio anual más bajo del país, 5%, fenómeno que en mercadotecnia se denomina un mercado maduro, del cual se esperan crecimientos vegetativos.

Usuarios de gas natural Usuarios de gas natural

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

promedioanual

A su vez, la Costa Pacífica es la región de Colombia con mayor posibilidad de crecimiento en usuarios de gas natural conectados, dado que aún quedan dos departamentos -Nariño y Chocó- que no disponen del servicio de gas natural y la cobertura efectiva del departamento del Cauca alcanza únicamente 47%. En solo Nariño hay 64 municipios y su población se encuentra muy cercana a los dos millones de habitantes.

De otra parte, la región de Orinoquía y Amazonía, pese a que tiene varios departamentos sin municipios conectados, por sus características geográficas cuenta con una densidad poblacional muy baja, además los municpios en estos departamentos se encuentran muy distantes entre sí, dificultándose de esta manera la expansión del servicio de gas natural en esta región.

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Andina

Caribe

Pacífica

Orinoquía y Amazonía

20082012

62%62%

21%

23%

13%

12%

4%

3%



Antioquia fue el departamento con el mayor número de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012, con una cifra muy cercana a los 330,000, seguido por Bogotá D.C. con un poco más de 255,000 y Valle del Cauca con 215,000.

En el periodo en estudio el gas natural llegó a 3 nuevos departamentos: Caquetá (2009), Guaviare (2010) y Putumayo (2012), cubriendo así 24 de los 32 departamentos que conforman el país. Entre los 8 departamentos que no cuentan con ningún municipio conectado a gas natural están: Chocó y Nariño en el Pacífico; Arauca, Vichada y Guainía en los Llanos Orientales; Vaupés y Amazonas en la amazonía colombiana, y San Andrés y Providencia en la región insular del país.

Departamento

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Antioquia 439,132 462,666 566,501 665,890 769,087 15%Atlántico 410,562 429,299 436,354 452,382 467,445 3%Bogotá D.C. 1,449,089 1,522,346 1,590,163 1,657,607 1,704,176 4%Bolívar 232,540 241,033 253,836 273,212 289,172 6%Boyacá 81,435 91,004 101,028 115,016 128,379 12%Caldas 95,075 103,315 110,718 119,814 140,771 10%Casanare 37,700 41,946 45,484 50,000 53,226 9%Cauca 6,246 15,469 27,382 40,053 56,541 73%Caquetá 0 9,259 18,988 25,858 29,561 47%Cesar 103,484 111,098 118,224 130,965 138,321 8%Córdoba 120,363 126,721 136,627 146,943 158,453 7%Cundinamarca 216,348 237,995 259,285 290,894 340,492 12%Guaviare 0 0 1,302 2,333 3,631 67%Huila 131,604 137,704 143,330 154,130 164,327 6%La Guajira 61,169 65,809 71,178 75,216 80,183 7%Magdalena 125,459 134,808 140,590 156,402 166,208 7%Meta 107,807 116,077 126,743 135,799 152,921 9%Norte de Santander 67,146 71,634 83,194 95,802 105,287 12%Putumayo 0 0 0 0 192 100%Quindío 76,082 84,573 95,313 103,172 110,023 10%Risaralda 104,870 116,337 131,782 143,913 159,607 11%Santander 282,540 293,970 304,363 314,551 326,291 4%Sucre 87,400 90,493 94,490 98,979 106,061 5%Tolima 158,994 179,922 183,100 197,177 207,751 7%Valle 620,336 664,179 727,967 784,178 835,717 8%Total 5,015,381 5,347,657 5,767,942 6,230,286 6,693,823 7% Relación 2008 - 2012 = 1.3 veces

Usuarios de gas naturalUsuarios de gas natural


promedioanual


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20082012

Bogotá D.C.

Valle

Antioquia

Atlántico

Otros

25%

29%

12%

12%

12%

9%

7%

8%

44%

42%


# Departamento Empresa distribuidora Coberturaen el Localidades residencialmapa con gas efectiva

1 Antioquia 38 EPM - Alcanos - Surtigas y otras distribuidoras 60%2 Atlántico 66 Gases del Caribe 87%3 Bogotá 1 Gas Natural 86%4 Bolívar 38 Surtigas - Gasoriente - Gasur 87%5 Boyacá 55 Gas Natural Cundiboyacense - Gasur y otras distribuidoras 90%6 Caldas 16 Efigas - Alcanos y otras distribuidoras 78%7 Casanare 11 Gases del Cusiana - Enerca 58%8 Cauca 14 Alcanos - Gases del Occidente 47%9 Caquetá 1 Alcanos 71%10 Cesar 44 Gases del Caribe - Gasnacer - Ingeobras 79%11 Córdoba 29 Surtigas 79%12 Cundinamarca 56 Gas Natural - Alcanos - Gas Natural Cundiboyacense y otras distribuidoras 82%13 Guaviare 1 Llanogas 65%14 Huila 38 Alcanos - Servigas - Surgas 81%15 La Guajira 43 Gases de La Guajira 74%16 Magdalena 44 Gases del Caribe - Ingeobras - Surtigas y otras distribuidoras 78%17 Meta 20 Llanogas - Madigas 86%18 Norte de Santander 5 Gases del Oriente - Metrogas 50%19 Putumayo 1 Surgas 3%20 Quindío 8 Efigas 80%21 Risaralda 10 Efigas 77%22 Santander 28 Gasoriente - Gas Natural Cundiboyacense y otras distribuidoras 91%23 Sucre 18 Surtigas 84%24 Tolima 34 Alcanos - Servingas 81%25 Valle 96 Gases de Occidente 71%

Total 714

Cobertura de gas natural por departamento Distribución de gas natural



>=80%

< 80%

0%

2

Guainía

Vichada

Arauca

Amazonas

Vaupés

Nariño

Chocó

San Andrés Isla y

Providencia 16

15

1023

4

22

1811

1

621

2024

3

125 7

25

8

919

13

17

14



EPM fue la empresa con el mayor número de nuevos usuarios conectados a gas natural entre 2008 y 2012, un poco más de 302,000, seguida por Gas Natural con una cifra cercana a los 294,000 y Gases de Occidente con 237,000.

Usuarios de gas natural - 2012Usuarios de gas natural



Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 337,798 382,098 417,794 478,247 525,206 12%Efigas 263,286 290,129 322,462 349,974 389,613 10%EPM 417,545 435,537 533,966 627,308 720,153 15%Gas Natural 1,537,382 1,616,350 1,691,263 1,766,388 1,831,600 4%Gases de La Guajira 61,169 65,809 71,178 75,216 80,183 7%Gases de Occidente 620,336 672,534 738,538 796,945 857,545 8%Gases del Caribe 594,133 625,769 646,837 688,766 720,563 5%Gasoriente 176,033 225,970 232,177 239,342 246,555 9%Gases del Oriente 67,146 68,521 72,825 80,129 86,753 7%Gas Natural Cundiboyacense 168,525 188,263 207,923 227,747 254,038 11%Gasnacer 43,433 46,860 49,746 56,123 58,864 8%Llanogas 102,292 108,620 118,947 127,915 144,863 9%Metrogas 59,605 65,051 75,141 83,355 89,431 11%Surtigas 446,497 464,827 487,951 518,747 561,965 6%Otras distribuidoras 120,201 91,319 101,194 114,084 126,491 1%

Total 5,015,381 5,347,657 5,767,942 6,230,286 6,693,823 7% Relación 2008 - 2012 = 1.3 veces

promedioanual

Alcanos de Colombia

Efigas

EPM

Gas Natural

Gases de La Guajira

Gases de Occidente

Gases del Caribe

Gasoriente

Gases del Oriente

Gas Natural Cundiboyacense

Gasnacer

Llanogas

Metrogas

Surtigas

Otras distribuidoras

93%

81%

76%

79%

95%

84%

86%

70%

91%

87%

99%

89%

80%

91%

96%

Estratos 1, 2, 3 Estratos 4, 5, 6 No residencial

6%

17%

22%

18%

3%

14%

13%

27%

9%

10%

1%

10%

19%

7%

2%

1%

2%

2%

2%

2%

1%

2%

3%

0.2%

3%

1%

2%

1%

1%

2%


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Estrato

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Estrato 1 828,806 918,457 1,018,630 1,143,486 1,264,512 11%Estrato 2 1,868,275 1,989,657 2,142,951 2,318,850 2,500,586 8%Estrato 3 1,486,354 1,552,062 1,637,915 1,732,022 1,822,579 5%Estrato 4 442,758 469,699 520,671 562,014 596,565 8%Estrato 5 185,166 199,392 210,311 222,102 235,529 6%Estrato 6 119,364 125,555 134,916 142,839 150,069 6%

Total 4,930,723 5,254,822 5,665,394 6,121,313 6,569,840 7% Relación 2008 - 2012 = 1.3 veces

La mayor cantidad de usuarios conectados entre 2008 y 2012 se dio en el estrato 2, con 632,311, seguido por el estrato 1 con 435,706. Lo anterior es una constante que se ha venido presentando a través de los últimos años, toda vez que la gran mayoría de poblaciones nuevas a donde se está llegando con el servicio de gas natural cuentan únicamente con estos estratos (1 y 2) y en algunos casos con una mínima población en estrato 3.

Usuarios residenciales de gas natural Usuarios residenciales de gas natural



promedioanual

Del total de usuarios conectados a gas natural en el país, en el periodo en estudio se mantuvo la participación de 85% de los estratos 1,2 y 3, población con menores ingresos. Esta cifra es muestra indiscutible de que, como lo ha ratificado el actual Presidente de la República de Colombia en el congreso de Naturgas 2013, “el sector gas natural aporta bienestar, ayuda a reducir la inequidad y a construir un país más justo y moderno”.

20082012

Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4

Estrato 5

Estrato 6

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19%

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38%28% 30%

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Durante 2009, la demanda del sector industrial sufrió una disminución, principalmente, como consecuencia de la sustitución del gas natural por carbón en gran parte de la industria cementera.

Bajo condiciones climáticas normales el sector industrial y comercial es el mayor consumidor de gas natural en el país; solo ante la presencia de un fenómeno de El Niño, como el observado durante gran parte de 2009 y 2010, este sector declina esta condición ante el sector eléctrico.

La demanda nacional de gas natural en 2012, 856 Mpcd, únicamente es superada por la que se presentó en 2010, 861 Mpcd, esta última afectada por el fenómeno de El Niño y por ende por un mayor consumo del sector eléctrico. Por lo anterior, se puede afirmar que 2012 fue un gran año de consumos para el sector gas, donde solo se advirtió una mínima disminución en las cifras de GNV.

Demanda de gas naturalDemanda de gas natural - Mpcd

Fuente: UPME, SUI. *Se adicionaron los consumos de Ecopetrol.

Fuente: UPME, SUI.

20082012

Eléctrico

Industrial y comercial

Residencial

Petroquímico

Refinerías

GNV

Sector

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Costa Caribe 294 359 390 343 337 3% Eléctrico 120 203 230 182 166 8% Otros sectores 174 157 160 161 171 (0.5%) Industrial y comercial 113 93 97 92 97 (4%) Residencial 20 24 24 27 26 7% Petroquímico 10 10 11 12 18 16% Refinerías y otros* 13 12 12 14 14 2% GNV 18 18 16 16 15 (4%)Interior del país 429 451 471 440 519 5% Eléctrico 14 64 65 32 57 42% Otros sectores 415 387 406 408 463 3% Industrial y comercial 188 166 177 176 183 (0.6%) Residencial 86 85 85 91 100 4% Petroquímico 2 1 1 1 1 (28%) Refinerías y otros* 79 76 87 91 131 13% GNV 60 59 56 49 48 (5%)

Demanda nacional Mpcd 723 810 861 783 856 4% Mm3 7,473 8,374 8,899 8,093 8,848 Exportaciones - Mpcd 147 180 156 205 186 6%

Total demanda Mpcd 870 990 1,017 988 1,043 5% Mm3 8,990 10,231 10,506 10,208 10,775 Relación 2008 - 2012 = 1.2 veces

promedioanual • • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •

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26%

18%

33%

41%15%15%

2% 2%

17%

13%

7%

11%

Demanda


La demanda del sector residencial en Colombia registró un crecimiento de 20 Mpcd entre 2008 y 2012, para un promedio anual de 4%; sin embargo, este se encuentra por debajo del crecimiento promedio anual de los nuevos usuarios conectados, el cual fue de 7% en este mismo periodo.

El crecimiento del sector no residencial en el periodo en estudio, 1.5%, muestra señales de estar en presencia de un mercado desarrollado o maduro. Por otra parte, los crecimientos del sector no regulado son más difícles de analizar, dado el alto impacto que tiene en este el sector eléctrico y su variabilidad por condiciones climáticas.

Demanda nacional de gas natural Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3

Fuente: UPME, SUI.

Fuente: CREG, SUI.

20082012

Andina

Caribe

Pacífica

Orinoquía y Amazonía

67%

66%

20%23%

10%

9%

3%

2%

Mercado

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

MpcdRegulado 170 173 179 185 194 3% Residencial 106 109 112 118 126 4% No Residencial 64 64 67 67 68 2%No Regulado 553 638 682 598 662 5%Total 723 810 861 783 856 4%Mm3 Regulado 1,759 1,785 1,847 1,913 2,007 3% Residencial 1,095 1,126 1,159 1,218 1,301 4% No Residencial 665 659 688 695 707 2%No Regulado 5,713 6,589 7,052 6,180 6,841 5%Total 7,473 8,374 8,899 8,093 8,848 4% Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces

promedioanual

Región

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Andina 1,152 1,192 1,223 1,274 1,353 4%Caribe 409 386 400 393 399 (1%)Pacífica 162 169 184 200 206 6%Orinoquía y Amazonía 36 39 40 46 49 8%


promedioanual

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado

Fuente: CREG, SUI.• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •• • • • • • • • • • • • • • • •

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En el periodo objeto de estudio, el consumo residencial promedio mensual por usuario del país sufrió una disminución de 2 m3. Esta situación ha sido una constante desde comienzos de siglo, cuando este promedio oscilaba en los 23 m3 y obedece, entre otras causas, al mayor volumen de usuarios de estratos 1 y 2 que ingresan, los cuales manejan un consumo promedio mensual entre 12 y 13 m3. Adicionalmente, otras circunstancias como la mayor eficiencia en los nuevos gasodomésticos por implementación de nuevas tecnologías y el cambio en los hábitos de consumo de la población colombiana, han ocasionado un traslado de volúmenes de consumo del sector residencial al comercial.

Consumo promedio mercado residencialm3/usuario mes

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3

Fuente: SUI.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 93 98 95 117 126 8%EPM 140 152 172 196 215 11%Efigas 84 82 94 102 108 6%Gas Natural 623 642 641 624 667 2%Gases del Caribe 219 211 217 226 227 1%Gases de La Guajira 17 19 19 18 22 7%Gases de Occidente 162 168 182 195 199 5%Gas Natural Cundiboyacense 93 98 100 111 108 4%Gases del Oriente 14 15 17 18 19 8%Gasoriente 81 72 77 81 79 (1%)Gasnacer 10 11 11 12 13 7%Llanogas 26 26 26 29 32 5%Metrogas 18 17 20 23 24 8%Surtigas 164 147 154 137 138 (4%)Otras distribuidoras 16 27 21 23 28 15%


promedioanual

Crecimiento promedio anual consumo comercial

Crecimiento promedio anual consumo promedio residencial

2008 2009 2010 2011 2012

-3%6%

18.5

17.9

17.1

16.6 16.5




En el transcurso de 2012 se convirtieron a GNV en todo el país un poco más de 37,000 vehículos, sobrepasando la cifra de 400,000 convertidos a este combustible a diciembre de 2012. Se necesitaron 27 años para lograr esta cifra, siendo sus inicios en 1985 cuando Promigas adoptó este programa comenzado por Ecopetrol en 1984.

Se necesitan nuevos incentivos para impulsar el GNV que complementen al bono de conversión, al que normalmente se recurre cuando disminuyen las conversiones. Es indispensable que los agentes de la cadena del GNV formulen propuestas que permitan un crecimiento sostenido del sector. Recientemente, han surgido opciones como la reducción de impuestos y aranceles para vehículos a GNV, programas para financiar las conversiones, levantamiento de la restricción de pico y placa (Medellín lo adoptó en 2008), entre otros.

Vehículos convertidos a GNV

Vehículos convertidos a GNV



20082012

Bogotá

Cali

Medellín

Barranquilla

Otras ciudades

Ciudad

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Armenia 4,600 5,043 5,495 6,159 7,009 11%Barranquilla 28,880 30,733 33,854 38,526 40,389 9%Bogotá 95,651 102,345 107,117 118,356 131,661 8%Bucaramanga 14,459 15,552 16,159 16,719 17,435 5%Cali 34,052 36,726 39,972 45,264 50,002 10%Cartagena 12,789 13,689 14,851 16,391 17,013 7%Ibagué 6,194 6,884 7,373 8,106 9,128 10%Medellín 28,918 30,566 33,048 38,144 42,057 10%Montería 4,329 4,815 5,715 7,154 7,836 16%Neiva 2,644 3,514 3,883 4,339 4,860 16%Pereira 8,220 8,935 9,905 11,700 13,824 14%Santa Marta 6,446 6,838 7,172 7,497 8,168 6%Sincelejo 2,637 2,909 3,352 4,228 4,388 14%Villavicencio 8,294 9,049 9,681 10,586 11,379 8%Otras ciudades 22,525 24,767 26,938 32,013 37,376 13%


promedioanual

33%

34%

12%

12%

11%

11%

10%

10%

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33%

34%

Gas natural vehicular


En el último año solo se pusieron al servicio 16 EDS de GNV en todo el país, siendo Medellín, con 4 EDS, la ciudad que tuvo mayor incremento.

El crecimiento moderado de las conversiones aunado a las chatarrizaciones de vehículos convertidos de mayor cilindraje, no abre mucho espacio para que se de un incremento en la oferta de EDS a GNV en muchas ciudades del país, con excepciones como Bogotá y Medellín donde el indicador de vehículo/EDS muestra que aún hay margen para algunas EDS más.

Vehículos/Estaciones - 2012Estaciones de servicio de GNV



Ciudad

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Armenia 6 8 8 8 8 7%Barranquilla 56 57 61 65 65 4%Bogotá 129 145 148 154 156 5%Bucaramanga 11 12 13 14 15 8%Cali 64 76 77 77 78 5%Cartagena 18 22 23 23 23 6%Ibagué 13 18 19 19 19 10%Medellín 46 46 47 47 51 3%Montería 8 8 8 9 9 3%Neiva 10 10 10 10 10 0%Pereira 15 15 17 17 17 3%Santa Marta 12 13 15 16 16 7%Sincelejo 5 7 8 8 8 12%Villavicencio 17 18 19 20 20 4%Otras ciudades 106 150 164 189 197 17%


promedioanual

Barranquilla Bogotá Cali Medellín Otrasciudades

Promedio Minminas

621

844

641

825

405

582

700



Una de las estrategias a la que se le está apostando para incrementar los consumos de GNV en el país es lograr que los sistemas de transporte masivos de las ciudades sean operados con GNV. En la actualidad, solo en Medellín se ha conseguido este objetivo ya que el sistema Metroplus es operado con este combustible.

En Cartagena, a comienzos de julio de 2013, el Gobierno municipal aprobó el Decreto 0862, mediante el cual se estipula que se debe adoptar el GNV como único combustible a ser utilizado en el sistema de transporte masivo de esta ciudad (Transcaribe SA). Lo anterior es un gran logro producto del esfuerzo mancomunado de los agentes del sector gas natural. Se espera que otras ciudades próximas a tomar esta decisión, como es el caso de Sincelejo y Montería en la Costa Caribe; además, de Manizales y Armenia en el Eje Cafetero, se decidan por esta alternativa de combustible limpio.

Consumo GNV - Mm3 Consumo de GNV

Fuente: UPME.

Fuente: Gazel.

20082012

Bogotá

Cali

Barranquilla

Medellín

Otras ciudades

Ciudad

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Costa Caribe 18 18 16 16 15 (4%)Interior del país 60 59 56 49 48 (5%)

Total 78 76 72 65 64 (5%) Relación 2008 - 2012 = 0.8 veces

promedioanual

30%

29%

12%

11%

11%

13%

10%

9%

38%

37%

Consumo de GNV

Fuente: UPME.

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2009 2010 2011 20122008

23% 22% 25% 24%23%

77% 78% 76%77% 75%

Costa Caribe Interior del país


Después del auge de aperturas de talleres de conversión que se dio en 2007, que trajo consigo una sobreoferta en el mercado, y de la ostensible disminución de estos en los 2 años siguientes, se observa a partir de 2010 un incremento sostenido en el número de talleres, especialmente en poblaciones intermedias (ver otras ciudades en cuadro).

A mediados de 2013, Hyundai firmó un convenio con Gas Natural Fenosa para que los taxis que se vendan en la capital del país de esta marca coreana traigan instalados de fábrica los kits de GNV. Acuerdos como este, si bien son excelentes noticias para el sector del GNV, de seguir replicándose, pueden ocasionar el cierre de muchos talleres de conversión en el mediano plazo, si se tiene en cuenta la alta participación de los taxis entre los vehículos convertidos a GNV.

Talleres de conversión de GNVTalleres de conversión de GNV

Fuente: Gazel.

Ciudad

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Armenia 6 4 4 3 3 (16%)Barranquilla 15 8 10 12 12 (5%)Bogotá 79 52 51 52 54 (9%)Bucaramanga 11 9 7 7 7 (11%)Cali 27 17 13 13 16 (12%)Cartagena 11 10 7 9 9 (5%)Ibagué 11 8 7 8 4 (22%)Medellín 25 14 15 15 16 (11%)Montería 6 4 5 6 6 0%Neiva 9 3 4 3 3 (24%)Pereira 9 7 7 7 8 (3%)Santa Marta 3 4 5 3 3 0%Sincelejo 4 1 3 3 4 0%Villavicencio 12 6 9 7 9 (7%)Otras ciudades 63 40 41 63 79 6%

Total 291 187 188 211 233 (5%) Relación 2008 - 2012 = 0.8 veces

promedioanual

Fuente: Gazel.

2009 2010 2011 20122002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

187 188211

233

57 6697

150

199

343

291




A partir del segundo semestre de 2009 cambió la tendencia histórica del precio de gas Henry Hub, siempre mayor a los precios de referencia de Colombia, como son La Guajira y Opón. Lo anterior como consecuencia de que mientras el Henry Hub se rige por oferta y demanda, lo cual se ha visto afectado favorablemente por el fenómeno shale gas en Estados Unidos, estos precios en Colombia siguen teniendo como referencia los del fuel oil y por ende una fuerte correlación con los del petróleo.

A partir del segundo semestre de 2013, con la implementación de la Resolución CREG 088 de 2013, el gas de La Guajira fue liberado, siendo el gas del campo de Opón, el único que se mantiene regulado.

Precios máximos de gas natural en boca de pozo - US$/Mbtu

Precios boca de pozo - US$/Mbtu

Fuente: CREG, Ecopetrol.

Fuente: EIA, CREG, Ecopetrol

Campo/periodo

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

La Guajira Febrero - Julio 3.69 3.32 3.89 4.25 6.04 13%Agosto - Diciembre 4.98 2.77 4.00 5.81 5.90 4%

promedioanual

14.0

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0I-

02II-02

I-03

II-03

I-04

II-04

I-05

II-05

I-06

II-06

I-07

II-07

I-08

II-08

I-09

II-09

I-10

II-10

I-11

II-11

I-12

II-12

La Guajira Henry Hub

La Guajira

Opón

Cusiana-Cupiagua

Nuevas reservasa partir de 1995

Libre

Precio máximo regulado

Precio máximo regulado - Libre

Libertad vigilada

Fuente de Producción Régimen de precio

Inicio de aplicaciónResolución CREG 119 de 2005

Precios y tarifasGas en boca de pozo


Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 420 355 368 324 330 (6%)Efigas 162 192 178 209 316 18%EPM 392 187 270 421 386 (0.4%)Gas Natural 304 198 302 479 319 1%Gases de La Guajira 420 201 289 401 387 (2%)Gases de Occidente 245 130 275 331 347 9%Gases del Caribe 424 202 291 404 367 (4%)Gases del Oriente 720 712 529 933 828 4%Gasoriente 618 196 289 404 426 (9%)Llanogas 147 225 204 220 308 20%Metrogas 723 216 300 432 487 (9%)Surtigas 420 201 279 403 392 (2%)

Promedio aritmético 416 251 298 413 408 (0.5%) Relación 2008 - 2012 =1.0 veces

El componente de suministro de gas en la tarifa de los usuarios finales evidencia la volatilidad que ha tenido el precio del gas en boca de pozo y la revaluación del peso frente al dólar, en el año 2008 se presentó una TRM máxima de 2,392 $/US$ mientras que en 2012 la máxima fue de 1,943 $/US$.

Componente de suministro en tarifa a usuario final - $/m3

Componente de suministro en tarifa a usuario final - $/m3

Fuente: SSPD, SUI. Nota: Para los componentes presentados se tomó como referencia el mercado relevante más representativo. El promedio solo incluye las empresas seleccionadas.

promedioanual

Fuente: SSPD, SUI.

2009 2010 2011 20122008

723

416

147

712

251130

529

298178

933

413

209

828

408308



Precios y tarifasComponentes tarifarios


Entre 2008 y 2012, Alcanos de Colombia presentó en 2 años el componente máximo de transporte en su mercado relevante de Huila - Tolima - Cundinamarca. Lo anterior, motivado en que para casos de mercados que incluyen municipios atendidos con gas natural por red y con GNC, la CREG permite fusionar los costos de transporte terrestre y compresión dentro del componente Tm, según la metodología establecida en la Resolución CREG 008 de 2005.

Gases del Oriente en los primeros 4 años del periodo en estudio no tenía componente de transporte, ya que atendía la ciudad de Cúcuta con aire propanado. A finales de 2012 esta distribuidora comenzó a utilizar el nuevo gasoducto Sardinata - Cúcuta, propiedad de Progasur.

Componente de transporte en tarifa a usuario final - $/m3 Componente de transporte en tarifa a usuario final - $/m3

Fuente: SSPD, SUI. Nota: Para los componentes presentados se tomó como referencia el mercado relevante más representativo. El promedio solo incluye las empresas seleccionadas.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 198 316 220 369 312 12%Efigas 147 168 141 137 201 8%EPM 205 194 192 202 189 (2%)Gas Natural 153 76 163 158 232 11%Gases de La Guajira 57 67 63 84 107 17%Gases de Occidente 213 197 221 302 330 12%Gases del Caribe 84 103 84 95 112 8%Gases del Oriente 0 0 0 0 158 100%Gasoriente 127 228 155 191 164 7%Llanogas 127 132 168 143 146 4%Metrogas 129 173 235 195 260 19%Surtigas 93 106 123 131 151 13%

Promedio aritmético 139 160 160 182 197 9% Relación 2008 - 2012 = 1.4 veces

promedioanual

2009 2010 2011 20122008

213

139

57

316

160

67

235

160

63

369

182

84

330

197

107

Fuente: SSPD, SUI.




Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 401 381 390 411 383 (1%)Efigas 277 298 304 314 318 3%EPM 177 168 172 181 175 (0.2%)Gas Natural 299 284 290 306 297 (0.2%)Gases de La Guajira 370 351 359 379 367 (0.2%)Gases de Occidente 259 245 251 265 257 (0.2%)Gases del Caribe 180 171 175 185 179 (0.2%)Gases del Oriente 481 456 467 492 477 (0.2%)Gasoriente 251 239 244 258 250 (0.2%)Llanogas 295 280 287 302 293 (0.2%)Metrogas 251 239 244 258 250 (0.2%)Surtigas 372 353 361 381 369 (0.2%)

Promedio aritmético 301 289 295 311 301 0% Relación 2008 - 2012 = 1.0 veces El componente de distribución para las empresas en áreas de servicio no exclusivo refleja

el esquema de actualización definido en la regulación, al cual se le aplica, como muestra la fórmula, el factor de productividad mensual, XD ,definido por la CREG para la actividad de distribución, equivalente a 0.00106.

Cargo de distribución - $/m3Cargo de distribución Dt o Dm - $/m3

Fuente: SUI. Nota: Para los componentes presentados se tomó como referencia el mercado relevante más representativo. El promedio solo incluye las empresas seleccionadas.

promedioanual

Fuente: SSPD, SUI.


2009 2010 2011 20122008

481

301

177

456

289

168

467

295

172

492

311

181

477

301

175

Dm = Do *(1 - XD)nm IPPm - 1 IPPo

*


El cargo de comercialización a diferencia de los componentes anteriores, no está atado a los volúmenes de consumo, es un cargo fijo que se cobra por factura. Para efectos de hacerlo comparable con los componentes antes señalados, se asume una factura de 20 m3 y se divide el Cm asignado entre este número.

Este componente no sufrió variaciones significativas en las empresas distribuidoras analizadas y a lo largo del periodo en estudio. Para el caso particular de Efigas, cuyo valor se sale del rango promedio asignado a las demás distribuidoras, ello se sustenta en su regulación atípica por estar la totalidad de sus mercados relevantes haciendo parte de un área de servicio exclusivo -ASE-.

Cargo de comercialización St o Cm - ($/m3) Cargo de comercialización - $/m3

Fuente: SUI. Nota: Para los componentes presentados se tomó como referencia el mercado relevante más representativo. El promedio solo incluye las empresas seleccionadas.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 99 100 101 104 103 1%Efigas 9 10 10 10 10 4%EPM 124 125 126 130 131 1%Gas Natural 123 125 126 129 130 1%Gases de La Guajira 100 101 102 104 105 1%Gases de Occidente 96 97 98 100 101 1%Gases del Caribe 152 153 155 159 161 1%Gases del Oriente 103 104 105 108 109 1%Gasoriente 72 73 73 75 76 1%Llanogas 84 85 86 88 89 1%Metrogas 72 73 73 75 76 1%Surtigas 111 112 114 116 118 1%


promedioanual

2009 2010 2011 20122008

Fuente: SSPD, SUI.


152

96

9

153

96

10

155

97

10

159

100

10

161

101

10


Empresa Suministro Transporte Distribución Comercialización Kst

Tarifa

Alcanos de Colombia 330 312 383 103 0 1,128Efigas 316 201 318 10 62 907EPM 386 189 175 131 0 882Gas Natural 319 232 297 130 0 978Gases de La Guajira 387 107 367 105 0 966Gases de Occidente 347 330 257 101 0 1,035Gases del Caribe 367 112 179 161 0 818Gases del Oriente 828 158 477 109 0 1,572Gasoriente 426 164 250 76 0 916Llanogas 308 146 293 89 0 1,073Metrogas 487 260 250 76 0 1,073Surtigas 392 151 369 118 0 1,030

Promedio 2012 408 200 301 101 5 1,032Promedio 2011 298 143 324 96 (8) 852Promedio 2010 290 130 311 95 3 829Promedio 2009 250 142 307 87 12 798Promedio 2008 377 126 317 86 (9) 896

Entre las principales distribuidoras del país analizadas durante 2012, la tarifa más alta de gas natural fue la de Gases del Oriente, motivada por tener el mayor componente de suministro, Gt, ya que suplía la ausencia de gas natural con aire propanado.

En la actualidad, Gases del Oriente atiende la ciudad de Cúcuta y otros municipios de Norte de Santander, con gas extraido del campo Sardinata y procesado en la nueva planta de Tibú, puesta en marcha por Ecopetrol a comienzos de octubre de 2012, además de utilizar para ello el nuevo gasoducto Sardinata - Cúcuta, propiedad de Progasur. Por esta razón, las tarifas de 2013 de esta distribuidora se encuentran muy cercanas a las del resto del país.

Componentes tarifarios - $/m3Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural - $/m3

Fuente: SSPD, SUI. Nota: Para los componentes presentados se tomó como referencia el mercado relevante más representativo.

2012

Fuente: SSPD, SUI.

2008 2009 2010 2011 2012

Suministro Transporte Distribución Comercialización

450400350300250200150100

500




Tarifa a usuario final - Estrato 1 - Residencial $/factura - mes (20m3)

Tarifa a usuario final estrato 1 - $/factura - mes

Fuente: SUI. Nota: El promedio incluye solo las empresas relacionadas. Incluye subsidios.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 13,430 13,818 12,952 15,652 13,532 0.2%Efigas 6,556 8,341 7,563 7,448 10,887 14%EPM 10,768 8,087 9,114 10,852 10,588 (0.4%)Gas Natural 10,549 8,187 10,568 10,766 11,734 3%Gases de La Guajira 11,356 8,641 9,751 11,844 11,592 1%Gases de Occidente 9,747 8,032 10,149 10,943 12,420 6%Gases del Caribe 10,078 7,555 8,457 10,347 9,818 (1%)Gases del Oriente 15,645 15,262 13,215 15,841 18,863 5%Gasoriente 12,821 8,821 9,138 13,695 10,987 (4%)Llanogas 14,106 8,399 10,225 15,010 12,881 (2%)Metrogas 14,106 8,399 10,225 15,010 12,881 (2%)Surtigas 11,959 9,276 10,520 12,582 12,365 1%

Promedio aritmético 11,760 9,402 10,156 12,499 12,379 1% Relación 2008 - 2012 = 1.1 veces

promedioanual

2009 2010 2011 20122008

15,645

11,760

6,556

Fuente: SSPD, SUI.


15,262

9,4027,555

13,215

10,1567,563

15,841

12,499

7,448

1.21

1.05

1.50

Relación 2008 - 2012 Número de veces

Fuente: SSPD, SUI.


Mínimo

Promedio

Máximo

18,863

12,379

9,818

Precios y tarifasTarifas a usuario final



Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación



Tarifa a usuario final estrato 4 - $/factura - mesTarifa a usuario final - Estrato 4 - Residencial $/factura - mes (20m3)

Fuente: SUI. Nota: El promedio incluye solo las empresas relacionadas.

promedioanual

2009 2010 2011 20122008

Fuente: SSPD, SUI.


26,075

19,600

10,927

25,437

15,66912,591

22,025

16,92712,605

26,401

20,832

12,414

31,438

20,63216,364

1.21

1.05

1.50


Fuente: SSPD, SUI.


Mínimo

Promedio

Máximo


Tarifa a usuario final - Estrato 6 - Residencial $/factura - mes (20 m3) Tarifa a usuario final estrato 6 - $/factura - mes

Fuente: SUI. Nota: El promedio incluye solo las empresas relacionadas. Incluye subsidios.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación



promedioanual

2009 2010 2011 20122008

31,290

23,520

13,112

Fuente: SSPD, SUI.


30,524

18,80315,109

26,431

20,313

15,126

31,681

24,998

14,897

1.21

1.05

1.50


Fuente: SSPD, SUI.


Mínimo

Promedio

Máximo

37,725

24,75819,637



Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 256 294 330 304 366 9%Efigas 187 195 223 220 297 12%EPM 186 270 192 212 263 9%Gas Natural 198 264 197 259 296 11%Gases de La Guajira 199 288 211 212 301 11%Gases de Occidente 198 233 229 208 313 12%Gases del Caribe 187 278 205 230 275 10%Gases del Oriente 305 334 334 230 414 8%Gasoriente 222 320 242 230 294 7%Llanogas 183 199 231 224 251 8%Metrogas 248 277 277 277 349 9%Surtigas 206 208 208 262 313 11%


Tarifa a usuario final sector comercial - $000/factura - mesTarifa a usuario final - Sector comercial (300 m3) - $000/factura - mes

Fuente: CREG. Nota: El promedio incluye solo las empresas relacionadas

promedioanual

2009 2010 2011 20122008

Fuente: SSPD, SUI.


305

215183

334

263

195

334

240192

304

239208

414

311251

1.36

1.45

1.37


Fuente: SSPD, SUI.


Mínimo

Promedio

Máximo


25,236

16,83813,045

27,669

21,025

15,503

27,669

19,18815,711

27,669

19,90216,152

34,200

24,682

19,742

Tarifa a usuario final Sector industrial regulado (25,000 m3) - $000/factura - mes

Tarifa a usuario final sector industrial regulado - $000/factura - mes

Fuente: CREG. Nota: El promedio incluye solo las empresas relacionadas.

Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 19,448 23,304 26,171 23,827 26,824 8%Efigas 15,077 15,792 17,689 18,351 24,794 13%EPM 15,318 22,298 15,790 17,477 21,676 9%Gas Natural 16,160 21,800 16,230 21,801 24,424 11%Gases de La Guajira 15,652 22,027 16,052 16,152 21,677 8%Gases de Occidente 15,046 17,373 18,258 17,155 24,436 13%Gases del Caribe 14,678 22,928 16,778 18,928 22,603 11%Gases del Oriente 25,236 27,669 27,669 27,669 34,200 8%Gasoriente 18,349 27,041 20,187 18,755 23,281 6%Llanogas 13,045 15,503 18,870 18,193 19,742 11%Metrogas 18,726 20,854 20,854 20,854 26,604 9%Surtigas 15,319 15,711 15,711 19,667 25,927 14%


promedioanual

2009 2010 2011 20122008

Fuente: SSPD, SUI.


1.4

1.5

1.5


Fuente: SSPD, SUI.


Mínimo

Promedio

Máximo


Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Efigas 105,339 91,711 91,711 134,544 96,230 (2%)EPM 153,360 232,761 172,428 201,795 202,767 7%Gas Natural 144,723 235,272 166,398 261,588 274,461 17%Gases de La Guajira 40,188 34,189 40,189 40,189 40,189 0%Gases de Occidente 125,673 140,296 136,571 205,718 184,813 10%Gases del Caribe 85,899 150,000 89,520 117,906 151,800 15%Gases del Oriente 190,061 190,061 190,061 190,061 190,061 0%Gasoriente 168,026 189,929 219,071 221,372 279,350 14%Metrogas 148,537 148,537 148,537 148,537 148,537 0%Surtigas 104,730 97,888 97,888 80,631 150,300 9%


Tarifa a usuario final sector industrial no regulado - $000/factura - mesTarifa a usuario final Sector industrial no regulado (300,000 m3) - $000/factura - mes

Fuente: CREG. Nota: El promedio incluye solo las empresas relacionadas

promedioanual

2009 2010 2011 20122008

Fuente: SSPD, SUI.


1.5

1.4

1.0


Fuente: SSPD, SUI.

Mínimo

Promedio

Máximo

190,061

126,654

40,188

235,272

151,064

34,189

219,071

135,237

40,189

261,588

160,234

40,189

279,851

171,851

40,189




Cifras del sectorSubsidios y contribuciones

Subsidios - $MM

Subsidios - $MM


Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 18,463 26,715 27,735 30,776 36,128 18%Efigas 5,764 8,852 8,872 10,144 14,796 27%EPM 8,314 11,030 12,355 15,285 19,075 23%Gas Natural 50,020 60,257 54,900 67,134 79,250 12%Gas Natural Cundiboyacense 3,042 5,068 6,019 6,644 8,758 30%Gases de La Guajira 3,582 3,921 4,235 5,081 5,663 12%Gases de Occidente 15,984 21,437 23,217 27,604 34,956 22%Gases del Caribe 29,963 31,454 32,705 36,625 41,722 9%Gases del Oriente 4,573 5,304 5,456 6,722 8,520 17%Gasnacer 2,988 3,525 3,780 4,298 5,024 14%Gasoriente 7,814 7,934 7,490 7,648 8,520 2%Llanogas 1,634 3,255 3,630 2,390 6,492 41%Metrogas 2,601 2,546 2,819 3,589 4,396 14%Surtigas 27,955 32,539 33,270 37,921 43,318 12%Otras empresas 3,217 5,686 6,968 8,785 6,013 17%


promedioanual

Fuente: Ministerio de Minas y Energía SUI.

Relación 2008 - 2012

Fuente: Ministerio de Minas y Energía SUI.

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

30,077 44,069 55,98578,307

106,549137,373

185,914229,523 233,453

270,647

322,632

Crecimiento promedio anual27%

Surtigas MetrogasLlanogas

Gasoriente Gasnacer

Gases del OrienteGases del Caribe

Gases de OccidenteGases de La Guajira

Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural

EPMEfigas

Alcanos de Colombia

1.5 1.7 4.0 1.1 1.7 1.9 1.4 2.2 1.6 2.9 1.6 2.3 2.6 2.0

Precios y tarifasSubsidios y contribuciones


Empresa

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Alcanos de Colombia 3,232 4,762 4,739 8,726 1,927 (12%)Efigas 3,924 4,316 4,516 4,714 3,148 (5%)EPM 12,397 12,043 13,405 16,746 8,269 (10%)Gas Natural 34,692 33,394 31,048 39,074 28,492 (5%)Gas Natural Cundiboyacense 8,147 8,322 9,139 11,229 2,166 (28%)Gases de La Guajira 367 537 616 360 460 6%Gases de Occidente 9,756 11,218 11,415 12,640 6,305 (10%)Gases del Caribe 13,899 11,377 11,671 14,060 6,019 (19%)Gases del Oriente 44 56 106 58 73 13%Gasnacer 75 68 67 81 99 7%Gasoriente 4,573 5,111 5,938 7,525 2,448 (14%)Llanogas 479 606 547 286 708 10%Metrogas 524 456 450 537 585 3%Surtigas 12,970 15,577 14,102 16,402 2,772 (32%)Otras empresas 118 171 227 331 248 20%

Total 105,198 108,014 107,985 132,769 63,722 (12%) Relación 2008 - 2012 = 0.6 veces

Contribuciones - $MMContribuciones - $MM


promedioanual


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

39,68453,340 54,600 59,939

76,476 82,993

105,198108,014 107,985

132,769

63,722

Crecimiento promedio anual5%

En el Plan Nacional de Desarrollo 2010 - 2014 se estableció la eliminación del cobro de la contribución de solidaridad en la tarifa del servicio de gas natural para los usuarios industriales, la cual asignaba una sobretasa al costo de este servicio del 8.9%. Mediante la expedición del Decreto 4956 del 31 de diciembre de 2011, el Gobierno reglamentó esta disposición indicando las categorías de actividades industriales con derecho a esta exención.

En cuanto a la contribución de solidaridad que pagan los usuarios comerciales (8.9%) y los estratos 5 y 6 (20%), estas no mostraron ningún tipo de cambio en los porcentajes de cobro.

El monto recaudado por la contribución de solidaridad en 2012 sufrió un notable descenso (52%) con respecto a 2011, motivado por exenciones de este impuesto a usuarios industriales.



1,340 1,2971,213


Precios de gas natural vehicular a usuario final - $/m3

Precios de GNV - $/m3

Fuente: Gazel, UPME.

Ciudad

2008 2009 2010 2011 2012 Variación

Barranquilla 1,308 1,414 1,515 1,545 1,698 7%Bogotá 1,291 1,425 1,362 1,351 1,356 1%Cali 1,331 1,426 1,599 1,615 1,387 1%Cartagena 1,312 1,441 1,544 1,574 1,358 1%Ibagué 1,265 1,233 1,479 1,477 1,616 6%Manizales 1,340 1,495 1,544 1,553 1,689 6%Medellín 1,249 1,291 1,325 1,270 1,343 2%Montería 1,323 1,432 1,533 1,564 1,730 7%Neiva 1,276 1,112 1,277 1,295 1,436 3%Pereira 1,317 1,429 1,535 1,574 1,562 4%Bucaramanga 1,213 1,357 1,449 1,450 1,623 8%Santa Marta 1,314 1,440 1,324 1,445 1,545 4%Sincelejo 1,323 1,427 1,535 1,565 1,730 7%

Promedio 1,297 1,379 1,463 1,483 1,544 4% Relación 2008 - 2012 = 1.2 veces

promedioanual

2009 2010 2011 20122008

Fuente: SSPD, SUI.


1.3

1.2

1.1


Fuente: SSPD, SUI.

Mínimo

Promedio

Máximo

1,4951,379

1,112

1,6021,463

1,277

1,6151,483

1,270

1,7301,544

1,343


Precios y tarifasPrecios del GNV


A través de la Resolución 088 de 2013 y a partir de su publicación, la CREG liberó el precio para el gas natural colocado en cualquier punto de entrada al SNT. La única excepción es el gas del campo de Opón, teniendo en cuenta el volumen de producción contractualmente referenciado a este. Evolución de la regulación de precios de suministro de gas natural

• Resolución CREG 029 de 1995 reguló el precio máximo de entrega en troncal.• Resolución CREG 057 de 1996 reguló el precio máximo de entrega en troncal.• Resolución CREG 081 de 1997 precisó el método para calcular el precio de gas en boca

de pozo a partir de la Resolución MME 0061 de 1983.• Resolución CREG 023 de 2000 estableció precios máximos regulados para el gas

natural colocado en punto de entrada al SNT.• Resolución CREG 018 de 2002 modificó la Resolución CREG 023 de 2000, en su artículo

relativo al precio máximo regulado para el gas natural asociado producido en Cusiana - Cupiagua y a la actualización de los precios máximos regulados.

• Resolución CREG 088 de 2005 modificó Resolución CREG 023 de 2000 y definió periodo de vigencia para los precios regulados establecidos en esta.

Eventos regulatorios críticosRegulación del precio del gas natural: liberación

• Resolución CREG 119 de 2005 modificó Resolución CREG 023 de 2000, estableciendo fórmula para determinar precio máximo regulado de campos de La Guajira, Opón, Cusiana y Cupiagua.

• Resolución CREG 187 de 2010 modificó la Resolución CREG 119 de 2005, definiendo nueva variable índice de actualización de los precios.

• Resolución CREG 199 de 2011 modificó la Resolución CREG 187 de 2010, que define el índice de actualización de precios.

• Decreto 2100 de 2011 del MME estableció mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural.

• Las resoluciones CREG 118, 134, 140, 162 y 168 de 2011 precisan temas conforme al decreto 2100 del MME.

Fundamentos afirmados por la CREG para la liberación de los precios del gas natural

• “La liberación de los precios está anunciada como una posibilidad desde 1995”.• “El precio del gas en el mercado no constituye un elemento del Contrato de Asociación

Guajira”.• “En Colombia no hay ni han existido todas las condiciones de mercado monopólicas”.• “El marco institucional definido en el Decreto 1760 de 2003 cambió la estructura del

mercado upstream y la entrada de nuevos agentes puede generar competencia en el mediano plazo”.

• “El control al potencial ejercicio de poder de mercado de Ecopetrol no está por el lado del control de precios, sino de la tasa de explotación del stock o del periodo de la extensión de la explotación”.

• “Ecopetrol ha incursionado a la bolsa de Nueva York y coloca acciones en el mercado, lo cual conlleva a contar con contratos de venta de gas en firme para activar las reservas actuales, mantener el flujo de caja de la compañía”. Afirma la CREG que además de lo anterior, y de conformidad con la teoría económica de recursos agotables y no renovables y el comportamiento de la industria a nivel mundial, limitan la posición dominante de esta petrolera en el mercado colombiano.

Perú

Brasil

Chile

Argentina

México

Libre

Libre

Libre

Regulado

Regulado

País Esquema de regulacióndel gas en boca de pozo

Fuente: CREG.


Eventos regulatorios críticosReglamento para comercialización del mercado mayorista de gas natural

Mediante la Resolución CREG 089 de 2013, expedida a mediados de agosto de 2013, la CREG reguló aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de este combustible. El objeto de la Resolución se define como: “El conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y el transporte del gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el secundario”. Entre los aspectos que se reglamentaron se encuentran:

1. Gestor del mercado

Agente responsable de la prestación de los servicios de gestión del mercado primario y del mercado secundario, el cual debe prestar los siguientes:

• Diseño, puesta en funcionamiento y administración del boletín electrónico central -BEC-, página web en la que el gestor debe desplegar la información transaccional y operativa del mercado de gas natural. Esta herramienta permitirá a los participantes del mercado intercambiar información sobre la compra y venta de gas natural y la capacidad de transporte de gas natural, para facilitar las negociaciones en dicho mercado y dotarlo de publicidad y transparencia.

• Centralización de información transaccional y operativa. Básicamente, el gestor debe recopilar, verificar, publicar y conservar la siguiente información:

• Resultados de las negociaciones realizadas en el mercado primario y secundario. • Resultados de las negociaciones entre comercializadores y usuarios no regulados. • Información operativa del sector de gas natural.

• Gestión de los mecanismos de:

• Subastas en el mercado primario de gas natural para facilitar la comercialización. • Comercialización del mercado secundario de gas natural. • Subastas previstas para los contratos con interrupciones en el mercado mayorista de

gas.

• Reporte de información para el seguimiento del mercado mayorista de gas natural.

La selección y remuneración de este agente serán reguladas por la CREG en resolución aparte.

2. Aspectos comerciales del mercado primario

• Modalidades de contratos de suministro y de transporte. En el mercado primario solo podrán pactarse las siguientes modalidades de contratos:

• En firme o que garantiza firmeza. • De suministro con firmeza condicionada. • De transporte con firmeza condicionada. • De opción de compra de gas. • De opción de compra de gas contra exportaciones. • De opción de compra de transporte. • De suministro de contingencia. • De transporte de contingencia. • Con interrupciones.

• Requisitos mínimos de los contratos de suministro y de transporte• Participantes en el mercado primario.• Comercialización de gas natural.• Negociación de capacidad de transporte.

3. Aspectos comerciales del mercado secundario

• Modalidades de contratos de suministro y de transporte. • Participantes en el mercado secundario.• Comercialización de gas natural y de capacidad de transporte.• Negociaciones a través del BEC. • Procesos úselo o véndalo.• Promotor de mercado.

4. Negociación de contratos con interrupciones


Eventos regulatorios críticos Tarifas de transporte de gas

Resumen de cargos tarifarios - Monto aprobado CREG

Transportadoras Inversión Nuevas Promedio anual existente inversiones gastos de AOM

US$ de dic-2009 Col $000 de dic-2009

Progasur 6,035,987 52,245 988,953 Promigas 426,444,321 105,117,433 81,291,048 TGI 1,263,786,721 278,693,285 232,569,193 Transgastol 4,549,902 1,533,186 1,183,476 Transmetano 89,187,005 0 8,101,598 Transoccidente 5,701,142 690,805 1,376,065 Transoriente 25,996,172 1,924,507 4,072,321

Fuente: Resoluciones CREG, cálculos propios del consultor.

Resoluciones definitivas para cargos de transportes

Durante el año 2012 la CREG resolvió los recursos de reposición sobre las resoluciones de aprobación de cargos que habían interpuesto las empresas transportadoras de gas, conociéndose así los cargos definitivos que regirán el nuevo periodo tarifario. Con base en el resultado de estos recursos se llevó a cabo un ejercicio de comparación entre los conceptos reportados por las empresas (Inversión y AOM) y los rubros aprobados por la CREG, lo que de manera general conduce a una evaluación aproximada del impacto en los cargos definitivos aprobados.

En la evaluación de los gastos de AOM solicitados solo se evaluó la metodología de tomar por parte de la CREG el promedio histórico de los últimos 5 años y compararlo con lo aprobado en anterior periodo tarifario, esto frente al gasto del último año reportado por la empresa. Para efectos del ejercicio, el comparativo tuvo en cuenta el promedio aritmético aprobado para los primeros 5 años del nuevo periodo tarifario.

Los impactos en los cargos finales se calcularon mediante las variaciones de los componentes que participan en cada uno de estos cargos:

% Cargo Fijo Inversión = % Inversión aprobada % Capacidad aprobada

ResoluciónCREG 122de 2012

ResolucionesCREG 111 y

195 de 2011






% Cargo Variable Inversión = % Inversión aprobado % Volumen aprobado

% Cargo AOM = % Gastos AOM aprobados % Volumen aprobado


Promigas TGI

Solicitud tarifaria Promigas

Conceptos Solicitado Aprobado Ejecución

InversiónUS$ de dic 31 de 2009 782,943,460 531,561,754 68%

Inversión existente 470,722,460 426,444,321 91% Nuevas inversiones 312,221,000 105,117,433 34%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009 102,677,189 81,291,048 79%

Fuente: Documento CREG 092 de 2011, Resolución CREG 122 de 2012 y CREG 068 de 2013, cálculos propios del consultor.

Solicitud tarifaria TGI


InversiónUS$ de dic 31 de 2009 1,850,779,231 1,360,639,449 74%

Inversión existente 1,173,253,093 1,263,786,721 108% Nuevas inversiones 662,092,653 278,693,285 42%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009 244,887,630 232,569,193 95%

Fuente: Documento CREG 085 de 2011 y Resolución CREG 121 de 2012, cálculos propios del consultor.

% Aprobación en cargos finales % Aprobación en cargos finales

CF Inversión CV Inversión Cargo AOM

68% 68%

79%


72% 73%

95%


Transoccidente Transmetano

Solicitud tarifaria Transoccidente


InversiónUS$ de dic 31 de 2009

7,923,020 6,391,947 81%

Inversión existente 6,030,983 5,701,142 95% Nuevas inversiones 1,892,037 690,805 37%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009

1,630,363 1,376,065 84%


Solicitud tarifaria Transmetano



107,234,769 89,187,005 83%

Inversión existente 97,368,339 89,187,005 92% Nuevas inversiones 9,866,430 0 0%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009

9,255,210 8,101,598 88%




81% 81% 84%


83% 83% 88%


Transgastol Transoriente

Solicitud tarifaria Transgastol



6,319,198 6,083,088 96%

Inversión existente 4,690,267 4,549,902 97% Nuevas inversiones 1,628,931 1,533,186 94%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009

1,437,109 1,183,476 82%


Solicitud tarifaria Transoriente



31,699,810 27,920,679 88%

Inversión existente 26,960,417 25,996,172 96% Nuevas inversiones 4,739,393 1,924,507 41%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009

5,791,477 4,072,321 70%

Fuente: Documento CREG 086 de 2011, Resoluciónes CREG 111 y 195 de 2011, cálculos propios del consultor.



83%91%

78%


76%83%

66%


Progasur

Dando continuidad a las políticas trazadas por el Gobierno Nacional, la CREG, mediante las resoluciones 061 y 062 de 2013, reglamentó la regasificación que propende por una mayor seguridad en el abastecimiento y la confiabilidad en el suministro de gas natural. Las consideraciones más relevantes que enuncia la CREG para esta normatividad son las siguientes:

• La planta de regasificación es una opción que se ofrece a los generadores térmicos que tienen cargo por confiabilidad y que deseen respaldar con gas natural importado esta obligatoriedad de generación en firme (OEF).

• La planta manejará el GNL que se autoriza importar, fundamentalmente, para la generación de energía eléctrica como respaldo frente a cualquier emergencia futura por sequías severas y prolongadas como las que produce el fenómeno de El Niño.

• Esta planta deberá estar construida a finales de 2016. La obra debe ser ejecutada por los generadores térmicos que responden por el cargo de confiabilidad.

• La ubicación de la planta estará a cargo de los generadores, localización que la CREG considera debe generar el menor costo de distancia hasta el SNT.

Solicitud tarifaria Progasur



7,766,878 6,088,232 78%

Inversión existente 5,149,254 5,136,858 100% Nuevas inversiones 2,617,624 951,374 36%Promedio anual gastos de AOMCol $000 de dic-2009

8,539,048 4,944,763 58%


% Aprobación en cargos finales


74% 75%

58%

Eventos regulatorios críticos Regasificación


Resolución CREG 062 de 2013

La CREG, a través de esta resolución, definió la metodología para establecer el ingreso regulado a un generador térmico que utilice el GNL importado para cubrir generaciones de seguridad conforme a los requerimientos del Centro Nacional de Despacho -CND-. La siguiente figura ilustra los principales agentes involucrados en la regasificación y la relación contractual entre ellos, definida por la CREG en esta resolución:

Resolución CREG 061 de 2013

El cronograma del proyecto de regasificación está directamente relacionado con el mecanismo de participación y compromiso de los generadores que deseen acogerse a la opción de energia en firme con gas natural importado (OPACGNI).

Abr 30 2013Manifestación

escrita

Nov 30 2013GT se acoge a

OPACGNI

May 31 2014Entrega contrato de construcción,

operación y suministro de GNI

Dic 1 2015Disponibilidad

de GNI

Dic 1 2015- nov 30 2016

OPACGNI Contrato de servicio de la

infraestructura de importación

Grupo de generadores térmicos (GT)

Contrato de suministro de

GNI

Agente de Infraestructura

(AI)

Agente de Comercializador

(AC)

• Presta el servicio de infraestructura para importar GNL• Realiza almacenamiento, regasificación y colocación en SNT• Debe cumplir normatividad portuaria

Generadores que se organizan para presentar una obligación de energía firme respaldada con gas natural importado (OPACGNI), reciben un ingreso regulado:

• Monto fijo anual que remunera parte de los costos de inversión, gastos de administración, operación, mantenimiento y los demás relacionados con la infraestructura de importación, almacenamiento, regasificación y conexión al SNT para el suministro de gas natural importado -GNI-.

• Efectúa las operaciones de compra de GNL en el mercado internacional destinado a atender demandas contingentes: Requerimientos de suministro de gas natural para: • Ofertar en el mercado de energía mayorista • Generaciones de seguridad conforme lo establezca el operador del mercado.


Cálculo del VPN a partir del perfil de beneficios suministrado por la UPME:

Bupme Perfil de beneficios suministrado por la UPMEi Año correspondiente a cada perfiln Número de periodos en años, que va desde 1 hasta 10

Para calcular el VaBENEFICIO, es decir el pago/anualidad, se usará la siguiente fórmula:

VPN Valor Presente Neto del proyector Tasa de descuento de mediano incentivo para la actividad de transporte.

A partir de lo anterior, se compara el valor anual uniforme del perfil de beneficios con el valor anual de adjudicación. El ingreso regulado será el de menor valor entre ellos.

IRTo Ingreso Regulado Total en el mes de referencia para la fijación del valor de VaPROYECTO

Determinación del ingreso regulado

Si la capacidad máxima en Mpcd del proyecto es superior a la capacidad de los Mpcd requeridos para las OEF a ser respaldadas con GNI por parte del GT:

Va ´ Valor anual del proyecto escalado.VaPROYECTO Valor anual uniforme, resultado del proceso de selección del proyecto a dólares de los Estados Unidos de América del mes de la fecha de adjudicación.MpcdOEF Requerimiento en Mpcd de GNI para respaldo de OEF del GT.MpcdPROYECTO Máxima capacidad en Mpcd de GNI de la infraestructura de importación y regasificación.

Una vez obtenido el valor anual del proyecto escalado se procederá a determinar el valor de adjudicación en términos anuales (Va), de la siguiente manera:

MpcdUPME Máximo requerimiento en Mpcd de GNI para generaciones de seguridad definido por la UPME. En caso de que este valor sea superior a los MpcdOEF se tomará el valor de los MpcdOEF.

donde: MpcdOEF MpcdPROYECTO *Va ´ = VaPROYECTO

Va = Va ´ * MpcdUPME MpcdUPME + MpcdOEF

VPN = ∑ 10n-1

Bupme1(1 + r ) n

donde:

VaBENEFICIO =VPN donde:

[ ]1 1 r r (1+r) n

-

IRTo = { VaBENEFICIOS, VaBENEFICIOS ≤ VaVa, VaBENEFICIOS ≥ Va

donde:

Eventos regulatorios críticos Regasificación


i. Una vez los generadores que conforman el GT realicen sus declaraciones definitivas de OEF garantizadas con GNI, en el evento en que sean mayores o iguales quedará en firme el ingreso regulado y sí son inferiores no quedará en firme el mismo.

ii. La CREG determinará el ingreso regulado y se asignará entre los generadores del GT.

Asignación del Ingreso Regulado

IRim Ingreso regulado para la planta i en el mes m.IRTm Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en Mpcd requerida para suministrar el GNI a los generadores.i Planta o unidad térmica perteneciente al generador térmico que se compromete a respaldar OEF con GNI.m Mes para el que se calcula la asignación del ingreso regulado.OEF Obligación de Energía Firme asignada de la planta o unidad térmica i en kWh/día.n Número total de plantas o unidades térmicas que pueden prestar generaciones de seguridad forzadas con GNI en una o varias áreas operativas definidas por la UPME.

donde:IRim = { IRTm OEFi 12 ∑ OEFin

i=1X

Ajuste mensual del valor anual de los ingresos regulados

m Mes para el que se calcula la asignación del ingreso regulado.IRTm Valor anual, en el mes m, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en Mpcd requerida para suministrar el GNI a los generadores.IRTo Valor anual, en el mes m, en dólares de los Estados Unidos en el mes de adjudicación, de la remuneración por la disponibilidad de la máxima capacidad en Mpcd requerida para suministrar el GNI a los generadores.PPIm-1 PPI del mes m-1.PPIo PPI del mes de adjudicación.

IRTm = IRTo PPIm-1 PPIo

X


Eventos regulatorios críticos Agenda regulatoria 2013

CREG - Agenda regulatoria 2013

Fuente: CREG.

Objetivo Sector gas natural Prioridad Documento Resolución Resolución # 2 consulta definitiva

2.1 Mercado de gas Trimestre

2.1.1 Aspectos comerciales del mercado mayorista 1 1.o

2.1.2 Reglas para la selección del gestor del mercado 1 2.o

2.1.3 Reglamento de comercialización 1 1.o 3.o

2.2 Transporte

2.2.1 Convocatoria para la expansión de la infraestructura existente 2 4.o

2.3 Distribución - Comercialización

2.3.1 Metodología de remuneración de las actividades de distribución 1 2.o

2.3.2 Metodología del cargo de comercialización al sector regulado 1 2.o

2.3.3 Fórmula tarifaria de gas natural para el sector regulado 1 1.o

2.3.4 Confiabilidad - Mercado de cortes 1 1.o

2.3.5 Precio de gas en boca de pozo 1 1.o

2.3.6 Costo de oportunidad de gas natural dejado de exportar 1 1.o

2.3.7 Aprobación de cargos de distribución y comercialización 1 De acuerdo con solicitudes


Cifras financieras de las empresasCifras consolidadas

Consolidado empresas distribuidoras del sector gas naturalCifras en millones de pesos

Empresas distribuidoras

Fuente: SUI.

Año Activo Pasivo Patrimonio Ingreso Utilidad Utilidad operacional operacional neta

2008 3,999,666 1,674,444 2,325,222 2,858,852 460,004 579,730 2009 4,352,388 1,747,116 2,605,272 3,243,925 525,962 597,239 2010 4,940,600 2,030,222 2,910,379 3,239,884 508,612 621,109 2011 5,493,702 2,304,739 3,188,963 3,609,633 458,096 579,409 2012 6,223,050 2,788,604 3,434,447 4,301,986 477,266 642,824 Relación veces2008 - 2012 1.6 1.7 1.5 1.5 1.0 1.1

Consolidado empresas transportadoras del sector gas naturalCifras en millones de pesos

Fuente: SUI.

Año Activo Pasivo Patrimonio Ingreso Utilidad Utilidad operacional operacional neta

2008 6,247,849 3,435,659 2,812,190 728,803 314,556 71,226 2009 6,127,602 3,632,205 2,495,397 850,263 414,501 477,384 2010 6,906,428 3,938,831 2,967,597 876,547 274,832 357,185 2011 8,070,910 4,055,270 4,015,640 921,206 422,823 235,760 2012 8,452,597 3,956,811 4,495,785 1,059,631 451,640 509,317Relación veces2008 - 2012 1.4 1.2 1.6 1.5 1.4 7.2

Empresas transportadoras

2008 2012 Relación veces 2008-2012

10,000,000

8,000,000

6,000,000

4,000,000

2,000,000

0

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0Activo Pasivo Patrimonio Ingreso

operacionalUtilidad

operacionalUtilidad

neta

Fuente: SUI.

8,000,000

6,000,000

4,000,000

2,000,000

0

2.0

1.5

1.0

0.5

0.0Activo Pasivo Patrimonio Ingreso

operacionalUtilidad

operacionalUtilidad

neta

2008 2012 Relación veces 2008-2012


Cifras financieras de las empresasDistribuidoras de gas natural

Empresas distribuidoras del sector gas natural - Balance general Cifras en millones de pesos

Fuente: SUI.

Año Alcanos Efigas EPM Gas Natural Gas Natural Gases de Gases de Gases del Gasoriente Llanogas Surtigas Otras Total Cundiboyacense La Guajira Occidente Caribe distribuidoras

Activo2008 315,901 244,664 633,109 731,997 106,403 44,344 443,654 632,349 119,481 85,095 378,217 264,453 3,999,6662009 359,665 239,103 618,552 889,935 143,275 51,294 490,282 657,962 156,705 114,085 431,212 200,319 4,352,3882010 430,953 251,621 641,285 1,095,551 114,492 54,652 598,246 731,703 163,778 165,911 478,126 214,283 4,940,6002011 494,193 301,575 672,905 1,457,154 121,176 60,687 664,648 688,034 157,920 174,922 464,061 236,428 5,493,7022012 500,390 353,309 727,783 1,572,722 131,932 69,320 817,212 802,305 170,814 197,598 598,059 281,607 6,223,050Relación veces2008 - 2012 1.6 1.4 1.1 2.1 1.2 1.6 1.8 1.3 1.4 2.3 1.6 1.1 1.6

Pasivo 2008 57,384 86,467 268,990 242,671 54,222 16,105 241,614 359,287 20,025 38,030 208,687 80,963 1,674,4442009 71,783 86,467 242,721 278,283 55,646 15,441 238,068 361,284 36,381 70,466 243,584 46,992 1,747,1162010 87,313 98,927 260,551 345,542 57,568 20,680 353,832 401,003 37,896 73,119 245,661 48,130 2,030,2222011 114,590 140,698 283,980 403,792 66,114 25,416 421,770 356,952 57,350 75,968 289,840 68,270 2,304,7392012 116,939 180,443 314,217 491,589 71,483 30,036 533,315 410,417 31,672 98,856 414,533 95,106 2,788,604Relación veces2008 - 2012 2.0 2.1 1.2 2.0 1.3 1.9 2.2 1.1 1.6 2.6 2.0 1.2 1.7

Patrimonio 2008 258,517 158,197 364,119 489,326 52,181 28,239 202,040 273,062 99,456 47,065 169,530 183,490 2,325,2222009 287,882 152,636 375,831 611,652 87,629 35,852 252,214 296,678 120,323 43,619 187,628 153,327 2,605,2722010 343,640 152,694 380,734 750,009 56,924 33,972 244,414 330,700 125,882 92,792 232,465 166,153 2,910,3792011 379,603 160,877 388,926 1,053,362 55,062 35,271 242,878 331,082 100,569 98,955 174,221 168,158 3,188,9632012 383,452 172,866 413,566 1,081,133 60,450 39,284 283,897 391,888 139,142 98,742 183,526 186,500 3,434,447Relación veces2008 - 2012 1.5 1.1 1.1 2.2 1.2 1.4 1.4 1.4 1.4 2.1 1.1 1.0 1.5


Empresas distribuidoras del sector gas natural - Estado de resultadosCifras en millones de pesos

Fuente: SUI.


Ingreso operacional2008 127,257 161,720 320,669 904,079 68,664 20,015 387,611 382,811 106,537 44,468 243,895 91,126 2,858,8522009 158,910 166,597 307,491 978,897 150,348 22,550 471,590 415,335 113,815 71,253 290,655 96,483 3,243,9252010 190,310 171,016 318,560 903,732 85,237 23,701 457,014 485,434 95,746 73,540 333,232 102,361 3,239,8842011 236,526 204,832 405,619 1,066,631 99,208 28,359 476,764 483,743 102,488 75,933 324,985 104,546 3,609,6332012 259,424 283,003 452,492 1,215,610 116,932 32,744 588,304 572,156 113,582 103,360 432,699 131,680 4,301,986Relación veces2008 - 2012 2.0 1.7 1.4 1.3 1.7 1.6 1.5 1.5 1.1 2.3 1.8 1.4 1.5

Utilidad operacional 2008 10,943 62,592 19,060 189,648 13,167 1,970 46,209 50,263 17,726 6,737 26,720 14,969 460,0042009 14,927 57,432 18,252 231,765 17,833 3,028 56,400 53,464 24,523 7,884 23,903 16,552 525,9622010 25,308 42,786 11,603 210,709 17,081 2,063 51,505 80,667 6,767 9,586 32,132 18,405 508,6122011 24,377 43,070 17,852 214,868 9,220 1,731 43,465 42,383 6,443 8,924 28,697 17,068 458,0962012 23,660 49,491 30,110 210,653 10,551 1,501 37,354 41,381 15,577 8,255 27,458 21,274 477,266Relación veces2008 - 2012 2.2 0.8 1.6 1.1 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 1.2 1.0 1.4 1.0

Utilidad neta 2008 34,151 31,717 28,061 147,345 7,853 3,618 64,829 174,889 12,865 5,248 48,820 20,336 579,7302009 39,476 38,510 25,676 207,463 12,911 5,503 71,852 105,586 18,020 4,838 47,427 19,978 597,2392010 49,080 40,615 16,723 205,668 14,334 4,963 65,939 106,747 4,450 3,670 87,306 21,614 621,1092011 49,194 38,068 16,416 214,868 9,220 4,852 69,166 103,827 6,443 4,094 43,788 19,475 579,4092012 53,391 47,562 28,960 211,416 10,551 5,577 78,534 112,844 15,577 3,655 47,389 27,369 642,824Relación veces2008 - 2012 1.6 1.5 1.0 1.4 1.3 1.5 1.2 0.6 1.2 0.7 1.0 1.3 1.1


Cifras financieras de las empresasDistribuidoras de gas natural

Empresas distribuidoras del sector gas natural - Indicadores financieros

Fuente: SUI.


Margen operacional2008 9% 39% 6% 21% 19% 10% 12% 13% 17% 15% 11% 16% 16%2009 9% 34% 6% 24% 12% 13% 12% 13% 22% 11% 8% 17% 16%2010 13% 25% 4% 23% 20% 9% 11% 17% 7% 13% 10% 18% 16%2011 10% 21% 4% 20% 9% 6% 9% 9% 6% 12% 9% 16% 13%2012 9% 17% 7% 17% 9% 5% 6% 7% 14% 8% 6% 16% 11%

Margen neto 2008 27% 20% 9% 16% 11% 18% 17% 46% 12% 12% 20% 22% 20%2009 25% 23% 8% 21% 9% 24% 15% 25% 16% 7% 16% 21% 18%2010 26% 24% 5% 23% 17% 21% 14% 22% 5% 5% 26% 21% 19%2011 21% 19% 4% 20% 9% 17% 15% 21% 6% 5% 13% 19% 16%2012 21% 17% 6% 17% 9% 17% 13% 20% 14% 4% 11% 21% 15%

Endeudamiento 2008 18% 35% 42% 33% 51% 36% 54% 57% 17% 45% 55% 31% 42%2009 20% 36% 39% 31% 39% 30% 49% 55% 23% 62% 56% 23% 40%2010 20% 39% 41% 32% 50% 38% 59% 55% 23% 44% 51% 22% 41%2011 23% 47% 42% 28% 55% 42% 63% 52% 36% 43% 62% 29% 42%2012 23% 51% 43% 31% 54% 43% 65% 51% 19% 50% 69% 34% 45%


Distribuidoras - Crecimiento 2008- 2012

Fuente: SUI.

2012

2008

Activo1.6 veces

3,999,666

6,223,050

2012

2008

Pasivo1.7 veces

1,674,444

2,788,604

2012

2008

Patrimonio1.5 veces

2,325,222

3,434,447

2012

2008

Ingresooperacional

1.5 veces

2,858,852

4,301,986

2012

2008

Utilidadoperacional

1.0 veces

460,004

477,266

2012

2008

Utilidadneta

1.1 veces

579,730

642,824


Cifras financieras de las empresasTransportadoras de gas natural

Empresas transportadoras del sector gas natural - Balance general Cifras en millones de pesos

Fuente: SUI.

Año Progasur Promigas TGI Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente Total

Activo2008 19,486 2,440,881 3,541,774 16,372 118,277 11,507 99,553 6,247,8492009 21,637 2,009,731 3,677,131 14,621 118,379 11,652 274,453 6,127,6022010 41,059 2,204,454 4,050,323 14,124 125,814 12,625 458,029 6,906,4282011 66,405 2,383,225 4,971,224 15,848 129,969 15,751 488,489 8,070,9102012 65,998 2,607,790 5,087,326 13,763 146,178 15,416 516,126 8,452,597Relación veces2008 - 2012 3.4 1.1 1.4 0.8 1.2 1.3 5.2 1.4

Pasivo 2008 2,146 688,691 2,657,781 1,705 23,356 2,098 59,882 3,435,6592009 1,971 864,158 2,545,475 1,915 21,542 1,662 195,484 3,632,2052010 11,962 1,017,919 2,497,241 1,673 34,885 1,634 373,516 3,938,8312011 25,885 1,078,842 2,594,881 2,340 34,788 2,130 316,404 4,055,2702012 21,257 1,098,510 2,467,177 1,682 22,631 2,096 343,459 3,956,811Relación veces2008 - 2012 9.9 1.6 0.9 1.0 1.0 1.0 5.7 1.2

Patrimonio 2008 17,340 1,752,190 883,993 14,667 94,921 9,409 39,670 2,812,1902009 19,666 1,145,573 1,131,656 12,706 96,837 9,990 78,969 2,495,3972010 29,097 1,186,535 1,553,082 12,450 90,929 10,991 84,514 2,967,5972011 40,520 1,304,383 2,376,343 13,508 95,180 13,621 172,085 4,015,6402012 44,740 1,509,281 2,620,149 12,081 123,547 13,320 172,667 4,495,785Relación veces2008 - 2012 2.6 0.9 3.0 0.8 1.3 1.4 4.4 1.6


Empresas transportadoras del sector gas natural - Estado de resultados Cifras en millones de pesos

Fuente: SUI.


Ingreso operacional2008 3,566 205,528 471,419 4,682 30,844 3,104 9,660 728,8032009 3,576 245,949 545,246 5,482 34,981 4,015 11,015 850,2632010 3,568 261,773 559,414 5,611 32,206 3,414 10,562 876,5472011 5,358 226,216 626,838 5,939 33,174 5,035 18,646 921,2062012 11,202 246,206 702,309 3,986 31,707 5,083 59,139 1,059,631Relación veces2008 - 2012 3.1 1.2 1.5 0.9 1.0 1.6 6.1 1.5

Utilidad operacional 2008 1,388 39,419 258,326 1,231 9,156 976 4,060 314,5562009 1,630 82,920 309,499 2,250 12,142 889 5,170 414,5012010 1,097 85,396 169,921 1,998 10,567 1,066 4,788 274,8322011 2,042 65,298 334,641 2,732 11,026 2,185 4,897 422,8232012 4,861 72,027 340,116 1,361 11,625 1,513 20,137 451,640Relación veces2008 - 2012 3.5 1.8 1.3 1.1 1.3 1.6 5.0 1.4

Utilidad neta 2008 1,136 236,212 (180,700) 1,329 9,034 1,044 3,171 71,2262009 1,537 204,231 247,663 2,346 12,701 936 7,970 477,3842010 2,389 265,484 69,831 2,090 10,198 1,118 6,075 357,1852011 4,177 186,507 25,614 2,935 9,953 2,305 4,267 235,7602012 3,393 240,869 247,680 1,596 12,080 1,757 1,942 509,317Relación veces2008 - 2012 3.0 1.0 2.4 1.2 1.3 1.7 0.6 7.2


Cifras financieras de las empresasTransportadoras de gas natural

Empresas transportadoras del sector gas natural - Indicadores financieros

Fuente: SUI.


Margen operacional2008 39% 19% 55% 26% 30% 31% 42% 43%2009 46% 34% 57% 41% 35% 22% 47% 49%2010 31% 33% 30% 36% 33% 31% 45% 31%2011 38% 29% 53% 46% 33% 43% 26% 46%2012 43% 29% 48% 34% 37% 30% 34% 43%

Margen Neto 2008 32% 115% (38%) 28% 29% 34% 33% 10%2009 43% 83% 45% 43% 36% 23% 72% 56%2010 67% 101% 12% 37% 32% 33% 58% 41%2011 78% 82% 4% 49% 30% 46% 23% 26%2012 30% 98% 35% 40% 38% 35% 3% 48%

Endeudamiento 2008 11% 28% 75% 10% 20% 18% 60% 55%2009 9% 43% 69% 13% 18% 14% 71% 59%2010 29% 46% 62% 12% 28% 13% 82% 57%2011 39% 45% 52% 15% 27% 14% 65% 50%2012 32% 42% 48% 12% 15% 14% 67% 47%


Transportadoras - Crecimiento 2008 - 2012

Fuente: SUI.

2012

2008

Activo1.4 veces

6,247,849

8,452,597

2012

2008

Pasivo1.2 veces

3,435,659

3,956,811

2012

2008

Patrimonio1.6 veces

2,812,190

4,495,785

2012

2008

Ingresooperacional

1.5 veces

728,803

1,059,631

2012

2008

Utilidadoperacional

1.4 veces

314,556

451,640

2012

2008

Utilidadneta

7.2 veces

71,226

509,317

ANEXOS

ANEXOSpágina 133

Norma Fecha Descripción

Racionamientos programados Res 180056 18/01/12 Declara el inicio de un racionamiento programado de gas natural y se adoptan otras medidas. Res 180067 20/01/12 Modifica la Resolución número 180056 de 2012. Res 181482 30/08/12 Declara el inicio de un racionamiento programado de gas natural y se adoptan otras medidas. Res 181498 31/08/12 Modifica la Resolución número 181482 de 2012. Res 91543 18/09/12 Declara el cierre del racionamiento programado de gas natural mediante Resolución 181482 de 2012. Res 91829 17/12/12 Declara el cierre del racionamiento programado de gas natural mediante Resolución 180056 de 2012. Asignación de recursos para pago de subsidiosRes 180375 13/03/12 Distribuir la suma de $1,800 millones a empresas para cubrir los déficits en subsidios. Res 180376 13/03/12 Distribuir la suma de $60,200 millones a empresas para cubrir los déficits en subsidios. Res 180627 25/04/12 Distribuir la suma de $68,100 millones a empresas para cubrir los déficits estimados en subsidios. Res 181458 28/08/12 Distribuir la suma de $9,160 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF de gas natural. Res 91836 18/12/12 Distribuir la suma de $22,761 millones a empresas para cubrir los déficits estimados en subsidios. Res 90212 21/03/13 Distribuir la suma de $99,099 millones a empresas para cubrir los déficits estimados en subsidios. Res 90477 25/06/13 Distribuir la suma de $65,119 millones a empresas para cubrir los déficits estimados en subsidios. Mercado y suministro de gas Res 124219 23/05/12 En cumplimiento del artículo 9 del Decreto 2100 de 2011, se publica la declaración de producción de gas natural. Res 124430 25/10/12 Publica índice de abastecimiento de gas natural para el año 2012. Otras disposiciones Res 90325 3/05/13 Adopta el reglamento interno del FECF de gas natural.

Actualidad regulatoria 2012 - 2013Normatividad Minminas

Fuente: Minminas.


Actualidad regulatoria 2012 - 2013Normatividad CREG

Creg # Tema

Mercado y suministro de gas 054 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural. 059 Modifica el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, el parágrafo del artículo 108 y 108.2 de la Resolución CREG 057 de 1996. 073 Amplía el plazo para remitir observaciones y sugerencias al proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la 2012 evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural. 077 Proyecto de resolución por la cual se establece la metodología para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar. 097 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se libera el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al SNT. 113 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural. 155 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se establecen reglas para la selección del gestor del mercado de gas natural y las condiciones en que prestará sus servicios. 023 Proyecto de resolución por la cual se establece un ingreso regulado por el uso de GNI en generaciones de seguridad fuera de mérito. 061 Modifica el cronograma para acogerse a la OPACGNI para las asignaciones de OEF del período 2015-2016. 062 2013 Establece un ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad. 088 Libera el precio del gas natural puesto en punto de entrada al SNT. 089 Reglamenta aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Transporte Relacionadas con la remuneración del sistema: 139 Cargos regulados para el gasoducto Floreña – Yopal, según solicitud de Coinogas. 140 Cargos regulados para el SRT Boyacá Central, según solicitud de TGI. 141 Cargos regulados para el SRT Cundi Noroccidental, según solicitud de TGI. 142 2012 Cargos regulados para el SRT Cundi Suroccidental, según solicitud de TGI. 143 Cargos regulados para el SRT Don Matías, según solicitud de Transmetano. 144 Cargos regulados para el SRT Maceo, según solicitud de Transmetano.

Índice resoluciones CREG 2012- 2013

ANEXOSpágina 135

Creg # Tema

Relacionadas con la remuneración del sistema: 145 2012 Cargos regulados para el SRT Santo Domingo, según solicitud de Transmetano. 146 Cargos regulados para el SRT Yolombó, según solicitud de Transmetano. 007 Proyecto de resolución por la cual se modifica y corrige la Resolución CREG 126 de 2010. 066 Modifica y corrige la Resolución CREG 126 de 2010. 067 2013 Cargos regulados para el gasoducto Tane - Cácota - Pamplona, según solicitud de Progasur. 068 Resuelve la actuación administrativa ordenada en el artículo 3 de la Resolución CREG 122 de 2012 (cargos regulados para el sistema de transporte de Promigas). Recursos de reposición: 010 Designan peritos dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 110 de 2011. 011 Designan peritos dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por Promigas contra la Resolución CREG 117 de 2011. 012 Nombran peritos dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por Transoccidente contra la Resolución CREG 115 de 2011. 018 Resuelve el recurso interpuesto contra la Resolución CREG 113 de 2011, por la cual se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de Transgastol. 037 2012 Decide una segunda solicitud de ampliación de la prueba pericial decretada mediante la Resolución CREG 011 de 2012, dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por Promigas contra la Resolución CREG 117 de 2011. 121 Resuelve el recurso interpuesto contra la Resolución CREG 110 de 2011 (cargos regulados para el sistema de transporte TGI). 122 Resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 117 de 2011 (cargos regulados para el sistema de transporte de Promigas). 123 Resuelve el recurso interpuesto contra la Resolución CREG 115 de 2011 (cargos regulados para el gasoducto Yumbo – Cali, de Transoccidente). 033 Resuelve no reponer la Resolución CREG 140 de 2012 (cargos regulados para el SRT Boyacá Central, según solicitud de TGI). 034 Resuelve no reponer la Resolución CREG 141 de 2012 (cargos regulados para el SRT Cundi Noroccidental, según solicitud de TGI). 035 Resuelve no reponer la Resolución CREG 142 de 2012 (cargos regulados para el SRT Cundi Suroccidental, según solicitud de TGI). 036 2013 Resuelve no reponer la Resolución CREG 143 de 2012 (cargos regulados para el SRT Don Matías, según solicitud de Transmetano). 037 Resuelve no reponer la Resolución CREG 144 de 2012 (cargos regulados para el SRT Maceo, según solicitud de Transmetano). 038 Resuelve no reponer la Resolución CREG 145 de 2012 (cargos regulados para el SRT Santo Domingo, según solicitud de Transmetano). 039 Resuelve no reponer la Resolución CREG 146 de 2012 (cargos regulados para el SRT Yolombó, según solicitud de Transmetano).




Creg # Tema

Otras disposiciones: 023 2012 Resuelve una solicitud para someter a la empresa Centragas a la regulación de la CREG y a la vigilancia de la SSPD. 134 Modifica el RUT adoptado mediante Resolución CREG 071 de 1999.

Distribución y comercialización Relacionadas con la remuneración de la actividad: 013 Corrige un error de transcripción contenido en el artículo 7 de la Resolución CREG 070 de 2011. (Cargo de Distribución de Proviservicios). 072 Corrige algunas disposiciones de la Resolución CREG 071 de 2011. 090 Proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería. 153 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tuberia. 154 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas en ASE. 2012 Cargos de distribución y comercialización de gas natural: 085 Arauca, Arauquita, Fortul, Saravena, Tame, Puerto Rondón, Cravo Norte, en el departamento de Arauca, y el municipio de Cubará, en el departamento de Boyacá. 086 Sotaquirá, ubicado en el departamento de Boyacá. 087 Timbío, El Bordo, Cajibío, Morales, El Tambo, Silvia, Rosas y Totoró, en el departamento del Cauca. 101 El Guamo, en el departamento de Bolívar. 102 Túquerres, en el departamento de Nariño. 103 Filadelfia y La Merced, en el departamento de Caldas. 104 Contratación, en el departamento de Santander. 159 Yacopí, en el departamento de Cundinamarca. 011 Aguada, en el departamento de Santander. 012 2013 Betulia, en el departamento de Santander. 013 Matanza, en el departamento de Santander. 014 Curití, Páramo y Villanueva, en el departamento de Santander. 015 San Gil, en el departamento de Santander.


ANEXOSpágina 137

Creg # Tema

Relacionadas con la remuneración de la actividad: 016 Charalá, en el departamento de Santander. 026 Corrales, Gámeza, Tópaga, Mongua y Monguí ,en el departamento de Boyacá. 027 El Bagre, Zaragoza, San Juan de Urabá y Segovia, en el departamento de Antioquia. 028 Colosó, Chalán, Caimito, San Benito de Abad y San Antonio de Palmito, en el departamento de Sucre. 029 Barichara, en el departamento de Santander. 030 2013 Landázuri, en el departamento de Santander. 031 Ábrego, en el departamento de Norte de Santander. 046 Santa Fe de Antioquia, San Jerónimo y Sopetrán, en el departamento de Antioquia. 047 Sesquilé, Suesca, Chocontá, Villapinzón, Guasca y Guatavita, en el departamento de Cundinamarca. 048 Ciudad Bolívar, ubicado en el departamento de Antioquia. 049 Maceo, Amalfi, Santo Domingo, Caracolí, Yolombó y San Vicente, en el departamento de Antioquia. Recursos de reposición: 007 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por la empresa Surtigas contra la Resolución CREG 100 de 2011. 067 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por el FNR contra la Resolución CREG 027 de 2012. 068 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por el FNR contra la Resolución CREG 028 de 2012. 071 Decide sobre la solicitud de modificación transitoria del artículo 7 de la Resolución CREG 075 de 2011, efectuada por Gas Natural. 148 2012 Resuelve el recurso de apelación interpuesto por Gases del Oriente en contra de la decisión de la alcaldía del municipio de Tibú (Norte de Santander), según oficio de 13 de abril de 2012. 149 Resuelve el recurso de apelación interpuesto por Metrogas de Colombia en contra de la alcaldía del municipio de Ábrego (Norte de Santander), emitida según oficio de 24 de febrero de 2012. 152 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por la empresa Ingenieria y Servicios contra la Resolución CREG 102 de 2012. 021 2013 Resuelve los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 103 de 2012 por parte de Madigas Ingenieros y Efigas. Otras disposiciones: 109 2012 Proyecto de resolución de carácter general que establece criterios y condiciones para la realización de auditorías a la información del esquema de calidad del servicio en los sistemas de distribución local.



Creg # Tema

Otras disposiciones: 132 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se adopta el protocolo operativo comunicaciones operativas en situación de racionamiento programado o de riesgo de abastecimiento. 133 Proyecto de resolución de carácter general que modifica el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995 . 135 Adoptan normas aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible con biogás. 136 Amplía el plazo para remitir observaciones y sugerencias al proyecto de resolución publicado mediante la Resolución CREG 113 de 2012. 137 2012 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se adopta el acuerdo operativo en el que se establecen las funciones y se reglamenta el funcionamiento y la constitución del comité de coordinación de mantenimientos e intervenciones -COMI- del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural. 157 Proyecto de resolución por la cual se establecen criterios generales para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en ASE. 158 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica y complementa el código de distribución de gas combustible por redes establecido mediante Resolución CREG 067 de 1995. 003 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural. 017 Modifica el artículo 7 de la Resolución CREG 076 de 2011. (Se refiere a la fórmula tarifaria aplicable al mercado relevante, según solicitud presentada por la empresa Gases de Occidente). 018 2013 Modifica el artículo 7 de la Resolución CREG 069 de 2011. (Se refiere a la fórmula tarifaria aplicable al mercado relevante, según solicitud presentada por las empresas Alcanos y Gas Natural Cundiboyacense). 040 Amplía el plazo para remitir observaciones y sugerencias al proyecto de resolución publicado mediante la Resolución CREG 003 de 2013. 041 Establece la metodología para calcular el costo de oportunidad de gas natural dejado de exportar. General 105 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las entidades sometidas a la regulación de la CREG en el año 2012. 118 Señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las entidades sometidas a la CREG en el año 2012, de conformidad con las reglas establecidas en la Ley 142 de 1994. 119 2012 Señala la contribución que debe pagar a la CREG cada una de las entidades reguladas por el año 2012. 129 Señala la contribución que debe pagar a la CREG cada una de las entidades reguladas que no fueron incluidas en las Resoluciones CREG 156 de 2010 y CREG 175 de 2011. 020 2013 Resuelve el recurso de reposición en contra de la Resolución CREG 119 de 2012 presentado por la empresa Combustibles Líquidos de Colombia.


Fuente: CREG.


ANEXOSpágina 139

La normatividad expedida por el Ministerio de Minas y Energía durante 2012 y 2013 a la fecha, se ha agrupado según la temática con la que se relaciona, así:

1. Racionamientos programados2. Asignación de recursos para pago de subsidios3. Mercado y suministro de gas4. Otras disposiciones

Racionamientos programados

Durante 2012 se declararon dos inicios de racionamientos programados de gas natural, el primero el 18 de enero de 2012 y el segundo en agosto 30 de 2012, rigiendo en el campo de La Guajira para la atención de la demanda de gas natural del interior del país, a partir de las 00:00 horas del 31 de agosto de 2012. El Ministerio de Minas y Energía declaró cese del primer racionamiento el 17 de diciembre de 2012 y el segundo racionamiento finalizó el 18 de septiembre de 2012.

Asignación de recursos para pago de subsidios

Durante el año 2012 se emitieron resoluciones mediante las cuales se asignó la suma de $162,021 millones de pesos para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF de gas natural el cubrimiento de los déficits estimados en subsidios con recursos de distribución de recursos para pagos por menores tarifas del sector gas combustible domiciliario.

Mercado y suministro de gas

En cumplimiento del artículo 9 del Decreto 2100 de 2011, se han publicado dos declaratorias de producción, la primera en octubre 14 de 2011 y la segunda en mayo 23 de 2012. A la fecha de emisión de este informe, Minminas no ha publicado la nueva declaratoria de producción.

Resolución 124430 de 2012: publica el Índice de Abastecimiento de Gas Natural para el año 2012, correspondiente a 14.2 años. Este se calcula con base en la metodología de la Resolución Minminas 181704 de 18 de octubre de 2011:

IAt = Kt CDt CMRt

CDt = RPPt-1 + ßt IT

CMRt = mínimo (DTEt , PPNt )




Variable Fecha referencia Valor Unidades

Factor de conversión - K 2012 2,896.90 Mbtud - año/GpcReservas probadas 31/12/2011 5,463.46 GpcReservas probables 31/12/2011 651.56 GpcReservas probadas y probables -RPP-(reservas probadas + 50% de las probables) 31/12/2011 5,789.24 Gpc

Probabilidad 2012 0.50 Importación totales de gas -IT- 2012 0 GpcCantidades disponibles -CD- 2012 5,789.24 GpcDemanda esperada nacional -DEN- 2012 941,460 MbtudDemanda esperada para exportaciones -DEE- 2012 239,940 MbtudDemanda total esperada -DTE- 2012 1,181,400 MbtudPotencial de producción nacional -PPN- 2012 1,321,238 MbtudConsumo máximo de reservas -CMR- 2012 1,181,400 MbtudIA 2012 14.2 años

Índice de abastecimiento 2012

Otras disposiciones

Resolución 90325 de 2013: define un nuevo reglamento interno del FECF de gas natural, que primordialmente establece controles a la ejecución de los recursos que suministra el fondo a las empresas que ejecutan proyectos que implican beneficios de subsidios.

ANEXOSpágina 141

Mercado de gas y suministro de gas

CREG 054 y 073 de 2012: es un proyecto de resolución de carácter general por medio del cual se establecen los criterios de confiabilidad y se fijan las reglas para la evaluación y remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural. La Resolución CREG 073 amplió el plazo hasta el 16 de julio de 2012 para comentarios.

CREG 059 de 2012: modifica el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, el parágrafo del artículo 108 de la Resolución CREG 057 de 1996 y el artículo 108.2 de la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen otras disposiciones.

Los aspectos más relevantes de esta resolución están relacionados con la revisión de las instalaciones de gas natural, definiendo algunos como:

• Exigencia de cumplimiento de la normatividad técnica a través de certificados de conformidad debidamente reglamentados.

• Periodos de revisión (plazos mínimos y máximos).

• Entidades competentes.

• Definición del costo con cargo al usuario con excepción de las empresas con contratos de exclusividad mientras estos estén vigentes.

CREG 077 de 2012: proyecto de resolución por la cual se establece la metodología para calcular el costo de oportunidad del gas natural dejado de exportar.

CREG 097 de 2012 y CREG 088 de 2013: mediante la resolución 097 se presentó el proyecto de resolución y la 088 de 2013 liberó el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al SNT. Por su importancia esta temática fue tratada en capítulo previo de este informe.

CREG 155 de 2012: proyecto de resolución de carácter general por la cual se establecen las reglas para la selección del gestor del mercado de gas natural y las condiciones en que prestará sus servicios, como parte del reglamento de operación de gas natural.

CREG 023, 061 y 062 de 2013: mediante la Resolución 023 se presentó el proyecto de resolución y la 062 estableció la metodología para determinar el ingreso regulado por el uso de gas natural importado en generaciones de seguridad. El cronograma de fechas y plazos concernientes a las obligaciones de energía en firme con gas natural importado, fue redefinido en la Resolución 061 de 2013. Estos temas fueron explicados en capitulo previo de este informe.

CREG 113 de 2012 y 089 de 2013: mediante la Resolución CREG 113 de 2012 se presentó el proyecto de resolución y la CREG 089 de 2013, reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. Por su importancia esta temática fue tratada en capítulo previo de este informe.

Transporte

Relacionadas con la remuneración del sistema

CREG 139 de 2012: según solicitud de Coinogas, aprueba los cargos regulados y demás aspectos para remunerar la actividad de transporte de gas natural efectuada a través del gasoducto Floreña - Yopal.

CREG 140 de 2012: según solicitud de TGI, aprueba los cargos regulados y demás aspectos para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se realice a través de los gasoductos del SRT Boyacá Central que comprenden los siguientes tramos:




CREG 143 de 2012: según solicitud de Transmetano aprueba los cargos regulados y demás aspectos para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se efectúe a través del gasoducto del SRT Don Matías, que comprende un tramo de 2,375“ y 5.9 km de longitud que se desprende del gasoducto Sebastopol - Medellín y llega al municipio de Don Matías.

CREG 144 de 2012: según solicitud de Transmetano aprueba los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se realice a través del gasoducto del SRT Maceo, que comprende un tramo de 2,375“ y 5.9 km de longitud que se desprende del gasoducto Sebastopol - Medellín y llega al municipio de Maceo.

CREG 145 de 2012: según solicitud de Transmetano aprueba los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se ejecute a través del gasoducto del SRT Santo Domingo que comprende un tramo de 2,375“ y 4.3 km de longitud que se desprende del gasoducto Sebastopol - Medellín y llega al municipio de Santo Domingo.

CREG 146 de 2012: según solicitud de Transmetano aprueba los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se ejecute a través del gasoducto del SRT Yolombó que comprende un tramo de gasoducto de 2,375“ y 3.89 km de longitud que se desprende del gasoducto Sebastopol - Medellín y llega al municipio de Yolombó.

CREG 007 de 2013: proyecto de resolución por la cual se modifica y corrige la Resolución CREG 126 de 2010. (estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del SNT, y dicta otras disposiciones en materia de transporte de gas natural).

• Gasoducto de 4“ y 12 km de longitud que llega al municipio de Chivatá.

• Gasoducto de 2“ y 13 km de longitud que llega al municipio de Viracachá. • Gasoducto de 2“ y 9 km de longitud que llega al municipio de Toca.

• Gasoducto de 2“ y 7 km de longitud que llega al municipio de Siachoque.

• Gasoducto de 2” y 4 km de longitud que llega al municipio de Boyacá.

CREG 141 de 2012: según solicitud de TGI aprueba los cargos regulados y demás aspectos para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se lleve a cabo a través del gasoducto del sistema regional de transporte Cundi Noroccidental que comprende un tramo de gasoducto de 4“ y 19 km de longitud que llega al municipio de Pacho.

CREG 142 de 2012: según solicitud de TGI aprueba los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se ejecute a través de los gasoductos del SRT Cundi Suroccidental que comprenden los siguientes tramos:

• Gasoducto de 6“ y 29 km de longitud que conecta los municipios de Tena, La Mesa y Anapoima.

• Gasoductos de 2“ y 15 km de longitud, y de 2“ y 23 km, que conectan los municipios de Cachipay, Anolaima y San Juan de Río Seco.

• Gasoductos de 3“ y 6 km de longitud, y de 2“ y 17 km, que conectan los municipios de El Colegio y Viotá.

Empresa/Resolución Gasoducto Fijo 100% Variable 100% FijoCREG de 2012 US$/Kpc-año US$/Kpc $/Kpc-año Coinogas 139 Floreña-Yopal 55.17 0.21 61,430TGI 140 Boyacá Central 1,217.25 3.93 348,756141 Cundi Noroccidental 1,723.08 5.52 369,996142 Cundi Suroccidental 1,403.33 4.53 256,026Transmetano 143 Don Matías 2,075.93 9.04 948,773144 Maceo 2,574.02 11.24 1,031,508145 Santo Domingo 2,692.68 11.96 818,518146 Yolombó 2,134.78 9.48 818,518

ANEXOSpágina 143

CREG 126 de 2010, al hacer referencia al artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, cuando la referencia correcta corresponde al artículo 26 de este mismo acto administrativo.

CREG 067 de 2013: según solicitud de Progasur aprueba los cargos regulados y demás aspectos pertinentes para remunerar la actividad de transporte de gas natural que se realice a través del gasoducto Tane – Cácota, que se extiende hasta el municipio de Pamplona (Norte de Santander) y comprende un tramo de 17.9 km de longitud y 2” de diámetro.

CREG 068 de 2013: resuelve la actuación administrativa ordenada en el artículo 3 de la Resolución CREG 122 de 2012 que estableció los cargos regulados para el sistema de transporte de Promigas.

Aspectos de la resolución:

La CREG reconoció inversiones en aumento de capacidad en el tramo Cartagena- Sincelejo por la construcción de un loop de 122 km de longitud y dependiendo del diámetro de la tubería en la que se construya este loop el valor de la inversión reconocida será:

a) 12”, el valor es de US$ 49,016,929 b) 14”, el valor es de US$ 57,683,357 c) 18”, el valor es de US$ 69,841,584

Adicionalmente, motivado por este nuevo reconocimiento de inversión, la CREG modificó los cargos que para este tramo había aprobado en la Resolución CREG 122 de 2012.

Recursos de reposición

Durante el periodo analizado se resolvieron 15 recursos de reposición. A continuación se explican brevemente:

CREG 066 de 2013: modifica y corrige la Resolución CREG 126 de 2010 que estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del SNT, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

Aspectos de la resolución:a) La CREG designará a un perito para la estimación del costo de reposición a nuevo

del activo.b) Aplicación de cargos por grupos de gasoductos.c) Corrección del error formal en que se incurrió en el artículo 36 de la Resolución

Resoluciones a empresas de transporte de gas natural

Fuente: Resoluciones CREG.

Empresa/Resolución Gasoducto Fijo 100% Variable 100% FijoCREG de 2012 US$/Kpc-año US$/Kpc $/Kpc-año Coinogas 139 Floreña-Yopal 55.17 0.21 61,430TGI 140 Boyacá Central 1,217.25 3.93 348,756141 Cundi Noroccidental 1,723.08 5.52 369,996142 Cundi Suroccidental 1,403.33 4.53 256,026Transmetano 143 Don Matías 2,075.93 9.04 948,773144 Maceo 2,574.02 11.24 1,031,508145 Santo Domingo 2,692.68 11.96 818,518146 Yolombó 2,134.78 9.48 818,518

Cargos que remuneraninversión

Cargos queremuneran

AOM


Empresa/Resolución Tramo Fijo 100% Variable 100% FijoCREG US$/Kpc-año US$/Kpc $/Kpc-año Transgastol

018 de 2012 Buenos Aires - Ibagué 48.81 0.195 88,599 Chicoral - Espinal - Flandes 105.89 0.349 158,539Promigas Ballena - La Mami 41.07 0.22 51,596 La Mami - Barranquilla 63.50 0.32 50,953 Barranquilla - Cartagena 36.39 0.14 78,943122 de 2012 Cartagena - Sincelejo 139.57 0.53 45,873y 068 de 2013 Sincelejo - Jobo 121.50 0.41 165,747 La Creciente - Sincelejo 46.28 0.15 27,799 SRT Mamonal 9.41 0.03 8,826 Gasoductos ramales 19.18 0.09 16,684Transoccidente 123 de 2012 Yumbo - Cali 16.72 0.08 21,937


CREG 010 de 2012: decreta una prueba pericial y designa peritos dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por TGI contra la Resolución CREG 110 de 2011.

CREG 011 de 2012: decreta una prueba pericial y designa peritos dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por Promigas contra la Resolución CREG 117 de 2011.

CREG 012 de 2012: nombra peritos dentro del trámite del recurso de reposición interpuesto por Transoccidente contra la Resolución CREG 115 de 2011.

CREG 018 de 2012: resuelve el recurso de reposición interpuesto por Transgastol contra la Resolución CREG 113 de 2011, con las siguientes peticiones:

a) Se ajusten los cargos fijos y variables regulados. b) Se ajusten los cargos por AOM. c) Se modifique el monto de las inversiones en aumento de capacidad para el

gasoducto Buenos Aires - Ibagué.d) Se ajusten las demandas esperadas de capacidad y de volumene) De no reconocer los montos de inversiones en compresión con AOM solicitados, se

excluya la inversión y otros modificando todos los cargos.

La CREG resolvió:

• Derogar los artículos concernientes a aumento de capacidad para el gasoducto Buenos Aires - Ibagué y al delta de cargos asociados al aumento.

• Con base en lo anterior modifica la capacidad máxima de mediano plazo y la demanda esperada para el gasoducto.

• Remplazar la información de gastos de AOM. • Modificar los cargos regulados de referencia para remuneración de gastos de AOM.

CREG 037 de 2012: decide una segunda solicitud de ampliación de la prueba pericial decretada mediante la Resolución CREG 011 de 2012, dentro del trámite del recurso

de reposición interpuesto por Promigas contra la Resolución CREG 117 de 2011.

CREG 121 de 2012: resuelve los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 110 de 2011, por la cual se establecieron los cargos regulados para el sistema de transporte de TGI. El resultado de este recurso se presentó en capítulos previos.

CREG 122 de 2012: resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 117 de 2011, por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema de transporte de Promigas. El resultado de este recurso se incluyó en capítulos previos.

CREG 123 de 2012: resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 115 de 2011, por la cual se establecen los cargos regulados para el gasoducto Yumbo - Cali, propiedad de Transoccidente. El resultado de este recurso se encuentra en capítulos previos.

CREG 033 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 140 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Boyacá Central, según solicitud de TGI.

CREG 034 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 141 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Cundi Noroccidental, según solicitud de TGI.

CREG 035 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 142 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Cundi Noroccidental, según solicitud de TGI.

CREG 036 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución CREG 143 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Don Matías, según solicitud de Transmetano.

ANEXOSpágina 145


Fuente: Resoluciones CREG. Nota: Inversión: US$ a 31 de diciembre de 2009, AOM: $ a 31 de diciembre de 2009.

Empresa/Resolución Tramo Fijo 100% Variable 100% FijoCREG US$/Kpc-año US$/Kpc $/Kpc-año Transgastol

018 de 2012 Buenos Aires - Ibagué 48.81 0.195 88,599 Chicoral - Espinal - Flandes 105.89 0.349 158,539Promigas Ballena - La Mami 41.07 0.22 51,596 La Mami - Barranquilla 63.50 0.32 50,953 Barranquilla - Cartagena 36.39 0.14 78,943122 de 2012 Cartagena - Sincelejo 139.57 0.53 45,873y 068 de 2013 Sincelejo - Jobo 121.50 0.41 165,747 La Creciente - Sincelejo 46.28 0.15 27,799 SRT Mamonal 9.41 0.03 8,826 Gasoductos ramales 19.18 0.09 16,684Transoccidente 123 de 2012 Yumbo - Cali 16.72 0.08 21,937


Cargos queremuneran

AOM


Fuente: Resoluciones CREG. Nota: Inversión: US$ a 31 de diciembre de 2009, AOM: $ a 31 de diciembre de 2009.

Empresa/Resolución Tramo Fijo 100% Variable 100% FijoCREG US$/Kpc-año US$/Kpc $/Kpc-año TGI Barranca - Sebastopol 66.96 0.49 96,724 Sebastapol - Vasconia 27.65 0.27 21,828 Vasconia - Mariquita 63.79 0.31 73,340 Mariquita - Gualanday 231.30 0.77 182,163 Gualanday - Neiva 429.20 1.51 428,979 Montañuelo - Gualanday 8,594.80 27.13 11,092 Vasconia - La Belleza 97.37 0.47 52,178 La Belleza - Cogua 55.22 0.24 36,640 Cusiana - Apiay 191.58 0.63 164,209 Apiay - Usme 133.19 0.42 231,506121 de 2012 Apiay - Villavicencio - Ocoa 81.14 0.28 68,819 El Porvenir - La Belleza 144.37 0.64 118,132 Cusiana - El Porvenir 19.36 0.09 8,108 Gasoducto de la Sabana 93.32 0.39 130,687 Morichal - Yopal 34.57 0.11 71,036 Ballena - Barrancabermeja 237.57 1.19 408,209 Mariquita - Pereira 135.77 0.71 248,791 Pereira -Armenia 47.71 0.27 84,924 Armenia - Cali 109.66 0.64 189,025 Gasoducto Boyacá - Santander 177.78 0.78 250,545 Estampilla ramales 23.10 0.11 27,755


Cargos queremuneran

AOM



CREG 037 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución CREG 144 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Maceo, según solicitud de Transmetano.

CREG 038 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución CREG 145 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Santo Domingo, según solicitud de Transmetano.

CREG 039 de 2013: resuelve el recurso de reposición interpuesto en contra de la Resolución CREG 146 de 2012 por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema regional de transporte Yolombó, según solicitud de Transmetano.

Otras disposiciones

CREG 023 de 2012: las empresas TGI y Petronorte pidieron a la CREG someter a la empresa Centragas a la regulación de dicha comisión y a la vigilancia de la SSPD. Dicha solicitud estuvo basada en inconvenientes presentados a un requerimiento de Petronorte a TGI para conectarse al sistema. Impedimentos iniciales fueron superados al haberse logrado la conexión solicitada a Centragas. Por lo anterior, la CREG mediante esta resolución archiva la solicitud.

CREG 134 de 2012: proyecto de resolución que modifica el RUT adoptado mediante la Resolución CREG 071 de 1999. Las modificaciones al RUT que se proponen son:

• Adición de las siguientes definiciones: computador de flujo, equipo de telemedición y unidad terminal remota.

• Modifica artículo 5.2.3: determinación de cantidades de energía y calidad de gas en estaciones de salida.

• Modifica artículo 5.3.1: estaciones de medición.• Modifica artículo 5.3.4: reparación y reposición del sistema de medición.• Modifica artículo 5.6.2: obligaciones del Agente.• Deroga el numeral 5.8.

• Adiciona el numeral 5.9: insalvables restricciones o grave emergencia.• Define un plazo de un año para los agentes que no cuenten con equipos de

telemedición.

Distribución y comercialización

Relacionadas con la remuneración de la actividad

CREG 013 de 2012: corrige un error de transcripción contenido en el artículo 7 de la Resolución CREG 070 de 2011 (cargo de distribución de Proviservicios).

CREG 072 de 2012: corrige el error contenido en el artículo 7 de la Resolución CREG 071 de 2011, modificándolo de la siguiente manera:

• Fórmula Tarifaria: la fórmula tarifaria aplicable al mercado relevante definido en el artículo 1 de esta resolución corresponderá a la establecida en el artículo 32 de la Resolución CREG 011 de 2003.

CREG 090 de 2012: proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

CREG 153 de 2012: proyecto de resolución de carácter general por la cual se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.

CREG 154 de 2012: proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería en las áreas de servicio exclusivo.

A continuación se relacionan las resoluciones de cargos de distribución de gas natural.

ANEXOSpágina 147

Cargo promedio de distribución y cargo máximo base de comercialización

Resolución Empresa 31 de Cargo promedio Cargo máximo baseCREG Distribuidora Departamento - Municipios diciembre de distribución de comercialización de: $/m3 $/factura

085 Araucana de Gas Arauca: Arauca, Arauquita, Fortul, Saravena, Tame, Puerto Rondón y Cravo Norte 2010 442.76 1,618.94086 Ingeniería y Servicios Boyacá: Sotaquirá 2011 1,080.70 4,288.56087 Alcanos Cauca: Timbío, El Bordo, Cajibío, Morales, El Tambo, Silvia, Rosas y Totoró. Valle del Cauca: Alcalá, Bolívar, Calima - Darién, El Dovio, Riofrío, Toro, Trujillo, Ulloa, Versalles, Vijes y Yotoco 2011 667.66 2,870.48101 Surtigas Bolívar: El Guamo 2011 1,643.96 2,870.48102 Ingeniería y Servicios Nariño: Túquerres 2011 1,100.02 2,030.79103 Madigas Caldas: Filadelfia y La Merced 2010 938.69 2,535.87104 Ingasoil Santander: Contratación 2011 1,710.01 2,870.48159 Yavegas Cundinamarca: Yacopí 2011 644.46 1,332.42011 Proviservicios Santander: Aguada 2011 1,721.16 3,970.77012 Proviservicios Santander: Betulia 2011 2,419.18 3,970.77013 Proviservicios Santander: Matanza 2011 3,487.56 2,846.97014 Metrogas y Nortesantandereana de Gas Santander: Curití, Páramo y Villanueva 2005 346.04 015 Metrogas y Nortesantandereana de Gas Santander: San Gil 2005 346.04 016 Metrogas e Improgas Santander: Charalá 2005 346.04 026 Grupo Enegético de Boyacá Boyacá: Corrales, Gámeza,Tópaga, Mongua y Monguí 2011 961.51 2,870.48027 Surtigas Antioquia: El Bagre, Zaragoza, San Juan de Urabá y Segovia 2011 501.31 1,679.65028 Surtigas Sucre: Colosó, Chalán, Caimito, San Benito Abad y San Antonio de Palmito 2011 1,423.42 3,970.77029 Proviservicios Santander: Barichara 2011 2,789.07 2,030.81030 Proviservicios Santander: Landázuri 2011 2,725.32 2,870.48031 Metrogas y Proviservicios Norte de Santander: Ábrego 2011 902.79 4,289046 EPM Antioquia: Santa Fe de Antioquia, San Jerónimo y Sopetrán 2011 49.88 2,030.80047 Gas Natural Cundinamarca: Sesquilé, Suesca, Chocontá, Villapinzón, Guasca y Guatavita 2011 821.26 4,289.07048 EPM Antioquia: Ciudad Bolívar 2011 438.91 2,341.28049 EPM Antioquia: Maceo, Amalfi, Santo Domingo, Caracolí, Yolombó y San Vicente 2011 619.13 2,030.81

Fuente: CREG.



Recursos de reposición

CREG 007 de 2012: resuelve el recurso de reposición interpuesto por Surtigas contra la Resolución CREG 100 de 2011.

CREG 067 y 068 de 2012: resuelve el recurso de reposición interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías contra las resoluciones CREG 027 y 028 de 2012. Resultado del recurso:

1. Niega las pretensiones del recurso interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías.

2. Confirma en todas sus partes las resoluciones CREG 027 y 028 de 2012. CREG 071 de 2012: decide sobre la solicitud de modificación transitoria del artículo 7 de la Resolución CREG 075 de 2011, efectuada por Gas Natural.

CREG 148 de 2012: resuelve el recurso de apelación interpuesto por Gases del Oriente, en contra de la decisión adoptada por la alcaldía del municipio de Tibú - Norte de Santander, emitida mediante oficio # 0644 de fecha 13 de abril de 2012.

CREG 149 de 2012: resuelve el recurso de apelación interpuesto por Metrogas en contra de la decisión adoptada por la alcaldía del municipio de Ábrego - Norte de Santander, emitida mediante oficio de fecha 24 de febrero de 2012.

CREG 152 de 2012: resuelve el recurso de reposición interpuesto por la empresa Ingeniería y Servicios, contra la Resolución CREG 102 de 2012.

CREG 021 de 2013: resuelve los recursos de reposición interpuestos contra la Resolución CREG 103 de 2012 por parte de Madigas Ingenieros y Efigas.

Otras disposiciones

CREG 109 de 2012: proyecto de resolución de carácter general, mediante el cual se pretende establecer los criterios y condiciones para la ejecución de las auditorías a la información del esquema de calidad del servicio en los sistemas de distribución local.

CREG 132 de 2012: proyecto de resolución de carácter general por la cual se adopta el protocolo operativo comunicaciones operativas en situación de racionamiento programado o de riesgo de abastecimiento. En el documento CREG-077 de 2012 están contenidos todos los análisis que soportan la presente propuesta.

CREG 133, 136 y 158 de 2012: estas dos resoluciones modifican algunas disposiciones del anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, correspondiente al código de distribución de gas combustible por redes. La Resolución 136 amplía el plazo para comentarios.

CREG 135 de 2012: se adoptan normas aplicables al servicio público domiciliario de gas combustible con biogás.

• Ámbito de aplicación. La resolución aplica a las actividades de comercialización desde la producción, el transporte, la distribución y la comercialización del servicio público domiciliario de gas combustible con biogás que efectúe cualquiera de las personas autorizadas por el artículo 15 de la Ley 142 de 1994.

Para efectos de esta resolución se aplicarán las siguientes definiciones:

• Biogás: mezcla de gases producto del proceso de descomposición anaeróbica de materia orgánica o biodegradable, cuyos componentes principales son metano (CH4), dióxido de carbono (CO2) y monóxido de carbono (CO). El biogás también tiene otros compuestos en menor medida que los anteriores.

ANEXOSpágina 149

• Biometano: se refiere al biogás que se ha sometido a procesos de tratamiento para lograr concentraciones de metano iguales o superiores al 95% y la eliminación de componentes tóxicos. Para los efectos de la presente resolución, la referencia al biogás se hace extensible al biometano.

• Biogás por redes de gas natural: biogás que se inyecta en redes que transportan o distribuyen gas natural para prestar el servicio público domiciliario de gas combustible. Solamente se podrá inyectar a estas redes el biogás que haya recibido un tratamiento tal que su calidad técnica y ambiental sea compatible con la del gas natural y, por tanto, susceptible de mezclarse con los otros gases en condiciones técnicas y ambientales adecuadas.

• Libertad vigilada: régimen de tarifas mediante el cual las empresas de servicios públicos domiciliarios pueden determinar libremente las tarifas de venta a medianos y pequeños consumidores, con la obligación de informar por escrito a las comisiones de regulación, sobre las decisiones tomadas sobre esta materia.

• Redes aisladas para biogás: conjunto de tuberías y activos asociados encaminados a distribuir biogás de manera exclusiva, sin mezclarse con otros combustibles, desde el sitio de generación hasta el domicilio de los usuarios, y que no hacen parte de los activos del SNT o de las redes de distribución de gas natural.

• Servicio público domiciliario de gas combustible con biogás: conjunto de actividades ordenadas a la distribución de biogás, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición. Abarca las actividades complementarias de comercialización desde la producción y el transporte de biogás por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio

de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria.

CREG 137 de 2012: proyecto de resolución de carácter general relacionada con el acuerdo operativo por el cual se establecen las funciones y se reglamenta el funcionamiento y la constitución del comité de coordinación de mantenimientos e intervenciones -COMI- del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural.

CREG 157 de 2012: proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo, contenido en el anexo de la mencionada resolución.

CREG 003, 040 y 041 de 2013: inicialmente se emitió el proyecto de resolución 003, de carácter general por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. La Resolución 040 amplió el plazo para comentarios y finalmente la Resolución 041 es la definitiva del tema.

CREG 017 de 2013, CREG 018 de 2013: estas dos resoluciones modifican los artículos 7 de las resoluciones CREG 076 de 2011 y CREG 069 de 2011, las cuales se refieren a la fórmula tarifaria aplicable al mercado relevante, según solicitud de las empresas Gases de Occidente, Alcanos y Gas Natural.

General

CREG 105, 118, 119, 129 de 2012 y 020 de 2013: resoluciones relacionadas con la contribución que deben pagar las entidades sometidas a regulación CREG.


Departamento Potencial Residencial 1 2 3 4 5 6 Residencial Comercial Industrial Total Cobertura residencial anillados conectados Potencial Efectiva Antioquia (38) 1,267,370 1,115,641 49,475 280,559 263,571 77,364 55,506 30,603 757,078 10,865 1,144 769,087 88% 60%Atlántico (66) 524,737 517,155 170,643 145,366 82,279 34,864 14,123 10,900 458,175 8,765 505 467,445 99% 87%Bogotá 1,931,372 1,862,508 125,416 592,202 607,491 215,305 68,541 51,457 1,660,412 43,403 361 1,704,176 96% 86%Bolívar (38) 327,504 302,692 126,869 92,833 36,350 13,344 7,285 9,427 286,108 2,875 189 289,172 92% 87%Boyacá (55) 137,988 131,506 12,494 63,351 39,313 7,158 2,120 0 124,436 3,925 18 128,379 95% 90%Caldas (16) 177,980 172,173 16,920 49,294 47,085 14,097 4,190 6,830 138,416 2,267 88 140,771 97% 78%Casanare (11) 88,843 57,504 16,305 26,097 7,844 1,430 17 0 51,693 1,519 14 53,226 65% 58%Cauca (14) 119,716 113,177 15,462 23,508 12,860 3,113 1,034 201 56,178 348 15 56,541 95% 47%Caquetá (1) 41,664 38,392 19,945 8,172 1,148 228 0 0 29,493 68 0 29,561 92% 71%Cesar (44) 174,025 164,449 52,515 54,863 19,903 6,729 1,963 713 136,686 1,590 45 138,321 94% 79%Córdoba (29) 198,478 189,304 83,628 48,686 17,265 4,333 1,822 1,246 156,980 1,393 80 158,453 95% 79%Cundinamarca (56) 404,937 388,355 47,827 168,756 95,010 19,500 1,609 1,084 333,786 6,615 91 340,492 96% 82%Guaviare (1) 5,552 4,676 2,167 1,448 11 0 0 0 3,626 5 0 3,631 84% 65%Huila (38) 202,003 194,782 52,095 84,691 18,357 6,012 1,378 120 162,653 1,658 16 164,327 96% 81%La Guajira (43) 105,690 90,173 25,505 37,667 13,162 1,996 274 1 78,605 1,005 573 80,183 85% 74%Magdalena (44) 209,611 200,012 53,223 54,299 34,630 8,927 3,759 8,769 163,607 2,442 159 166,208 95% 78%Meta (20) 173,806 165,779 28,285 54,272 53,386 10,083 3,288 751 150,065 2,826 30 152,921 95% 86%Norte de Santander (5) 209,077 140,953 22,177 51,523 22,671 8,144 493 1 105,009 271 7 105,287 67% 50%Putumayo (1) 5,736 3,405 110 69 13 0 0 0 192 0 0 192 59% 3%Quindío (8) 135,553 135,553 25,120 47,506 23,804 6,412 4,423 948 108,213 1,763 47 110,023 100% 80%Risaralda (10) 204,023 201,051 23,977 58,586 44,978 17,251 7,948 4,140 156,880 2,653 74 159,607 99% 77%Santander (28) 348,165 343,261 46,967 95,384 93,225 63,004 9,607 9,844 318,031 8,208 52 326,291 99% 91%Sucre (18) 125,278 114,523 51,455 38,747 9,922 3,802 327 454 104,707 1,308 46 106,061 91% 84%Tolima (35) 254,028 230,359 42,628 108,307 43,461 9,740 1,396 222 205,754 1,962 35 207,751 91% 81%Valle (95) 1,151,165 1,068,857 153,304 314,400 234,840 63,729 44,426 12,358 823,057 12,344 316 835,717 93% 71%Total (714) 8,524,301 7,946,240 1,264,512 2,500,586 1,822,579 596,565 235,529 150,069 6,569,840 120,078 3,905 6,693,823 93% 77%

Detalle de la cobertura nacionalUsuarios de gas natural en Colombia - 2012

Fuente: Minminas. (#) Número de municipios por departamento.

ANEXOSpágina 151

Departamento Potencial Residencial 1 2 3 4 5 6 Residencial Comercial Industrial Total Cobertura residencial anillados conectados Potencial Efectiva Total País 8,524,301 7,946,240 1,264,512 2,500,586 1,822,579 596,565 235,529 150,069 6,569,840 120,078 3,905 6,693,823 93% 77%

Ciudades capitales 5,196,641 4,963,801 623,338 1,426,334 1,311,647 504,901 214,272 144,737 4,225,229 89,297 2,126 4,316,652 96% 81%

Municipios 3,327,660 2,982,439 641,174 1,074,252 510,932 91,664 21,257 5,332 2,344,611 30,781 1,779 2,377,171 90% 70%

Antioquia (38) 1,267,370 1,115,641 49,475 280,559 263,571 77,364 55,506 30,603 757,078 10,865 1,144 769,087 88% 60%

Andes 5,220 5,220 284 630 69 9 0 0 992 0 0 992 100% 19%

Apartadó 30,101 10,845 2,318 1,139 46 0 0 0 3,503 1 0 3,504 36% 12%

Arboletes 2,503 2,337 409 552 70 1 0 0 1,032 0 0 1,032 93% 41%

Barbosa 12,999 6,157 448 2,929 623 0 0 2 4,002 63 4 4,069 47% 31%

Bello 107,975 107,975 13,140 31,561 31,295 3,735 3 11 79,745 602 45 80,392 100% 74%

Cáceres y Jardín 4,560 3,984 246 56 0 0 0 0 302 0 0 302 87% 7%

Caldas 18,760 14,605 150 6,268 3,090 1 0 1 9,510 152 9 9,671 78% 51%

Carmen de Viboral 7,802 7,375 91 1,578 1,238 0 0 0 2,907 44 0 2,951 95% 37%

Caucasia 13,500 13,242 5,028 3,196 2,259 7 0 25 10,515 107 3 10,625 98% 78%

Chigorodó 12,432 1,220 264 116 2 0 0 0 382 0 0 382 10% 3%

Cisneros 3,704 2,176 220 736 137 0 0 0 1,093 7 0 1,100 59% 30%

Copacabana 19,722 17,008 293 6,763 4,438 34 0 25 11,553 104 23 11,680 86% 59%

Don Matías 4,428 3,672 1 1,540 621 1 0 0 2,163 30 0 2,193 83% 49%

El Peñol 4,081 3,350 59 2,187 319 0 0 0 2,565 30 0 2,595 82% 63%

El Retiro 6,581 1,653 0 291 543 151 76 1 1,062 33 0 1,095 25% 16%

El Santuario 7,416 6,939 841 2,972 661 1 0 0 4,475 43 0 4,518 94% 60%

Entrerríos 1,521 1,521 4 133 770 178 6 0 1,091 9 0 1,100 100% 72%

Envigado 65,178 65,178 701 8,149 18,020 11,050 9,437 2,021 49,378 631 64 50,073 100% 76%

Usuarios de gas natural en Colombia - 2012


Detalle de la cobertura nacional

Departamento Potencial Residencial 1 2 3 4 5 6 Residencial Comercial Industrial Total Cobertura residencial anillados conectados Potencial Efectiva

Girardota 12,013 7,748 43 4,887 1,012 1 3 7 5,953 108 17 6,078 64% 50%

Guarne 16,616 4,268 60 901 1,097 19 0 0 2,077 32 10 2,119 26% 13%

Guatapé 1,748 1,748 37 1,019 247 3 0 0 1,306 29 0 1,335 100% 75%

Itagüí 68,421 68,421 1,339 18,919 25,055 2,009 10 31 47,363 753 255 48,371 100% 69%

La Ceja 10,302 10,302 7 888 2,153 227 58 0 3,333 28 0 3,361 100% 32%

La Estrella 12,751 12,231 77 4,040 3,602 729 159 3 8,610 158 49 8,817 96% 68%

La Unión 4,800 2,651 78 959 372 1 0 0 1,410 22 2 1,434 55% 29%

Marinilla 20,226 10,343 99 1,962 2,827 69 0 0 4,957 66 2 5,025 51% 25%

Medellín 669,933 645,522 15,814 159,746 144,469 55,178 45,296 28,456 448,959 7,025 571 456,555 96% 67%

Necoclí 12,539 1,789 280 164 23 0 0 0 467 0 0 467 14% 4%

Puerto Berrío 15,310 6,602 3,674 1,629 244 0 0 0 5,547 53 0 5,600 43% 36%

Rionegro 40,280 25,378 311 3,024 5,464 1,644 330 12 10,785 227 8 11,020 63% 27%

Sabaneta 17,256 17,256 30 3,058 6,909 2,186 128 8 12,319 329 81 12,729 100% 71%

San José de Nus 958 452 90 317 20 0 0 0 427 2 0 429 47% 45%

San Pedro de los Milagros 5,753 3,421 5 773 1,366 40 0 0 2,184 22 0 2,206 59% 38%

Santa Rosa de Osos 8,843 4,940 168 2,606 528 21 0 0 3,323 49 1 3,373 56% 38%

Sonsón 4,685 4,685 79 1,691 1,503 22 0 0 3,295 34 0 3,329 100% 70%

Tarazá 5,000 4,987 1,048 316 2 0 0 0 1,366 0 0 1,366 100% 27%

Yarumal 9,827 6,903 763 2,410 2,439 47 0 0 5,659 26 0 5,685 70% 58%

Yondó 1,626 1,537 976 454 38 0 0 0 1,468 46 0 1,514 95% 90%

Atlántico (66) 524,737 517,155 170,643 145,366 82,279 34,864 14,123 10,900 458,175 8,765 505 467,445 63% 87%

Aguada de Pablo 734 733 394 65 0 0 0 0 459 1 0 460 100% 63%


ANEXOSpágina 153


Aguas Vivas 103 86 62 0 0 0 0 0 62 0 0 62 83% 60%

Algodonal 174 166 126 1 0 0 0 0 127 1 0 128 95% 73%

Arroyo de Piedra 699 698 324 333 0 0 0 0 657 4 3 664 100% 94%

Baranoa 9,739 9,617 3,190 3,394 2,168 47 0 0 8,799 119 8 8,926 99% 90%

Barranquilla 283,504 281,391 74,969 54,159 60,417 33,449 13,997 10,730 247,721 6,458 382 254,561 99% 87%

Bohórquez 333 332 155 99 0 0 0 0 254 1 0 255 100% 76%

Campeche 924 858 430 296 0 0 0 0 726 10 1 737 93% 79%

Campo de la Cruz 3,372 3,291 163 1,606 755 0 0 0 2,524 21 0 2,545 98% 75%

Candelaria 1,847 1,822 952 606 0 0 0 0 1,558 8 0 1,566 99% 84%

Caracolí 853 828 495 186 0 0 0 0 681 6 1 688 97% 80%

Carreto 300 300 105 123 0 0 0 0 228 1 0 229 100% 76%

Cascajal 503 497 383 49 0 0 0 0 432 3 0 435 99% 86%

Chorrera 270 254 135 34 0 0 0 0 169 1 0 170 94% 63%

Cien Pesos 95 95 68 2 0 0 0 0 70 0 0 70 100% 74%

Colombia 242 241 143 39 0 0 0 0 182 0 0 182 100% 75%

El Morro 133 121 63 4 0 1 0 0 68 1 0 69 91% 51%

Galapa 8,795 8,480 3,568 2,748 1,230 1 0 0 7,547 71 10 7,628 96% 86%

Guaimaral 202 188 135 0 0 0 0 0 135 0 0 135 93% 67%

Hibácharo 293 292 222 14 0 0 0 0 236 0 0 236 100% 81%

Isabel López 574 568 411 67 0 0 0 0 478 1 0 479 99% 83%

Juan de Acosta 1,822 1,795 503 682 374 9 0 0 1,568 18 0 1,586 99% 86%

Juaruco 85 50 34 0 0 0 0 0 34 0 0 34 59% 40%





La Peña 830 797 501 116 0 0 0 0 617 1 0 618 96% 74%

La Puntica 55 44 12 5 0 0 0 0 17 1 0 18 80% 31%

Las Caras 200 198 134 5 0 0 0 0 139 1 0 140 99% 70%

Las Tablas 118 106 75 0 0 0 0 0 75 0 0 75 90% 64%

Leña 400 397 254 75 0 0 0 0 329 3 1 333 99% 82%

Los Límetes 63 61 34 7 0 0 0 0 41 0 0 41 97% 65%

Luruaco 2,525 2,445 1,038 775 123 0 0 0 1,936 29 0 1,965 97% 77%

Malambo 22,636 21,949 15,916 3,641 161 20 0 0 19,738 182 25 19,945 97% 87%

Manatí 2,699 2,670 1,062 1,039 0 0 0 0 2,101 8 2 2,111 99% 78%

Maratea 3,819 3,624 652 2,605 14 0 0 0 3,271 14 0 3,285 95% 86%

Martillo 322 319 104 150 0 0 0 0 254 2 0 256 99% 79%

Molineros 482 472 347 40 1 0 0 0 388 1 0 389 98% 80%

Palmar de Candelaria 479 437 196 121 0 0 0 0 317 1 0 318 91% 66%

Palmar de Varela 4,863 4,840 1,191 2,252 803 0 0 0 4,246 33 0 4,279 100% 87%

Paluato 129 74 43 0 0 0 0 0 43 2 2 47 57% 33%

Pendales 332 328 120 138 1 0 0 0 259 2 0 261 99% 78%

Piojó 509 422 258 113 0 0 0 0 371 1 0 372 83% 73%

Pital de Carlín 224 222 76 110 0 0 0 0 186 5 0 191 99% 83%

Pital de Megua 382 371 170 143 0 0 0 0 313 5 0 318 97% 82%

Playa Mendoza 292 286 1 0 1 171 0 0 173 7 0 180 98% 59%

Polonuevo 2,769 2,754 1,071 1,058 292 1 0 0 2,422 30 14 2,466 99% 87%

Ponedera 2,404 2,369 956 920 168 0 0 0 2,044 20 1 2,065 99% 85%


ANEXOSpágina 155


Puerto Colombia 12,216 11,589 2,209 3,985 3,192 790 107 166 10,449 279 12 10,740 95% 86%

Puerto Giraldo 1,029 1,016 558 195 0 0 0 0 753 5 0 758 99% 73%

Repelón 3,009 2,906 1,313 758 47 0 0 0 2,118 19 1 2,138 97% 70%

Retirada 148 148 102 27 0 0 0 0 129 1 0 130 100% 87%

Rotinet 408 404 315 15 0 0 0 0 330 1 0 331 99% 81%

Sabanagrande 5,630 5,565 1,992 2,265 518 0 0 2 4,777 89 8 4,874 99% 85%

Sabanalarga 11,221 10,816 3,474 3,405 2,444 316 12 0 9,651 143 2 9,796 96% 86%

Saco 513 489 217 103 0 0 0 0 320 1 0 321 95% 62%

San Juan de Tocagua 190 164 75 26 0 0 0 0 101 1 0 102 86% 53%

Santa Cruz 957 897 305 178 0 0 0 0 483 1 0 484 94% 50%

Santa Lucía 1,533 1,523 612 537 19 0 0 0 1,168 7 0 1,175 99% 76%

Santa Rita 153 148 103 0 0 0 0 0 103 2 0 105 97% 67%

Santa Verónica 302 297 2 53 102 32 7 2 198 32 0 230 98% 66%

SantoTomás 4,985 4,937 1,271 2,412 751 9 0 0 4,443 73 1 4,517 99% 89%

Sibarco 220 217 148 11 0 0 0 0 159 0 0 159 99% 72%

Soledad 113,906 112,130 44,556 51,260 8,391 10 0 0 104,217 998 28 105,243 98% 91%

Suán 1,796 1,707 566 647 209 0 0 0 1,422 14 1 1,437 95% 79%

Tubará 1,691 1,652 422 720 2 8 0 0 1,152 10 2 1,164 98% 68%

Usiacurí 1,658 1,622 625 625 96 0 0 0 1,346 15 0 1,361 98% 81%

Vaivén 346 345 22 282 0 0 0 0 304 0 0 304 100% 88%

Villa Rosa 698 695 515 42 0 0 0 0 557 1 0 558 100% 80%





Bolívar (38) 327,504 302,692 126,869 92,833 36,350 13,344 7,285 9,427 286,108 2,875 189 289,172 92% 87%

Arjona 12,270 10,804 7,715 2,440 505 0 0 0 10,660 43 1 10,704 88% 87%

Arroyo Hondo 762 759 405 252 0 0 0 0 657 0 0 657 100% 86%

Barranca Nueva 453 449 336 0 0 0 0 0 336 0 0 336 99% 74%

Barranca Vieja 281 281 188 0 0 0 0 0 188 0 0 188 100% 67%

Calamar 2,584 2,568 1,410 662 3 0 0 0 2,075 16 0 2,091 99% 80%

Cantagallo 855 766 223 510 0 0 0 0 733 25 0 758 90% 86%

Cartagena 202,467 190,583 68,275 55,905 32,742 12,661 7,285 9,427 186,295 2,149 169 188,613 94% 92%

Cicuco 1,670 1,510 634 410 0 0 0 0 1,044 4 0 1,048 90% 63%

Clemencia 1,787 1,633 898 535 2 1 0 0 1,436 5 1 1,442 91% 80%

Córdoba Tetón 1,237 1,145 211 10 0 0 0 0 221 0 0 221 93% 18%

El Carmen de Bolívar 11,370 8,527 3,775 3,739 771 0 0 0 8,285 83 4 8,372 75% 73%

Granada 900 667 463 1 0 0 0 0 464 0 0 464 74% 52%

Guamo 1,240 1,019 564 93 1 0 0 0 658 0 0 658 82% 53%

Hato Viejo 829 829 381 200 0 0 0 0 581 0 0 581 100% 70%

Higueretal 311 307 247 0 0 0 0 0 247 0 0 247 99% 79%

Las Cruces 113 113 90 0 0 0 0 0 90 0 0 90 100% 80%

Las Piedras 950 950 641 74 0 0 0 0 715 1 0 716 100% 75%

Machado 194 194 145 0 0 0 0 0 145 0 0 145 100% 75%

Magangué 21,531 17,606 7,590 9,346 192 235 0 0 17,363 146 4 17,513 82% 81%

Mahates 4,338 4,155 1,960 80 0 0 0 0 2,040 4 0 2,044 96% 47%

María La Baja 5,197 4,979 2,642 1,417 91 0 0 0 4,150 23 0 4,173 96% 80%


ANEXOSpágina 157


Mompox 5,227 5,081 2,769 1,293 482 0 0 0 4,544 27 0 4,571 97% 87%

Pilón 86 86 77 0 0 0 0 0 77 0 0 77 100% 90%

San Cristóbal 1,061 1,061 791 128 0 0 0 0 919 0 0 919 100% 87%

San Estanislao de Kotska 2,577 2,537 1,177 921 48 0 0 0 2,146 14 0 2,160 98% 83%

San Jacinto 3,775 3,470 2,661 676 19 0 0 0 3,356 39 0 3,395 92% 89%

San Juan Nepomuceno 5,547 5,371 2,289 2,894 37 0 0 0 5,220 60 1 5,281 97% 94%

San Pablo 3,540 3,507 2,669 740 0 0 0 0 3,409 90 0 3,499 99% 96%

Santa Catalina 1,476 1,014 606 263 6 0 0 0 875 2 0 877 69% 59%

Santa Rosa 3,488 3,238 1,974 797 0 0 0 0 2,771 5 1 2,777 93% 79%

Sato 142 141 98 0 0 0 0 0 98 0 0 98 99% 69%

Soplaviento 2,008 2,008 1,105 537 85 0 0 0 1,727 4 0 1,731 100% 86%

Talaigua 1,276 1,129 684 297 0 0 0 0 981 1 0 982 88% 77%

Turbaco 17,400 16,569 6,847 7,156 1,296 447 0 0 15,746 119 8 15,873 95% 90%

Turbana 2,522 2,426 1,051 1,134 70 0 0 0 2,255 8 0 2,263 96% 89%

Villanueva 3,500 2,882 2,325 177 0 0 0 0 2,502 7 2,509 82% 71%

Yucal 330 330 239 0 0 0 0 0 239 0 0 239 100% 72%

Zambrano 2,210 1,998 714 146 0 0 0 0 860 0 0 860 90% 39%

Boyacá (55) 137,988 131,506 12,494 63,351 39,313 7,158 2,120 0 124,436 3,925 18 128,379 95% 90%

Arcabuco 280 280 0 203 32 0 0 0 235 11 0 246 100% 84%

Belén 1,398 1,162 10 1,034 21 0 0 0 1,065 68 0 1,133 83% 76%

Berbeo 191 191 23 158 0 0 0 0 181 3 0 184 100% 95%

Boyacá 201 163 15 87 0 0 0 0 102 2 0 104 81% 51%





Briceño 199 152 27 100 0 0 0 0 127 3 0 130 76% 64%

Caldas 59 59 0 57 0 0 0 0 57 5 0 62 100% 97%

Cerinza 432 388 139 190 12 0 0 0 341 13 0 354 90% 79%

Chiquinquirá 9,100 8,892 617 3,621 4,613 9 0 0 8,860 294 0 9,154 98% 97%

Chitaraque 250 250 0 183 33 0 0 0 216 0 0 216 100% 86%

Ciénaga 435 375 5 246 0 0 0 0 251 6 0 257 86% 58%

Cómbita 230 230 7 104 67 7 0 0 185 7 0 192 100% 80%

Cucaita 245 245 29 171 1 0 0 0 201 4 0 205 100% 82%

Duitama 23,631 22,646 2,038 10,745 7,884 1,863 278 0 22,808 727 2 23,537 96% 97%

Floresta 275 275 1 245 20 0 0 0 266 8 0 274 100% 97%

Garagoa 3,365 3,365 439 1,684 345 1 8 0 2,477 19 0 2,496 100% 74%

Guateque 2,556 1,022 131 488 202 3 0 0 824 6 0 830 40% 32%

Jenesano 798 680 4 301 0 0 0 0 305 7 0 312 85% 38%

La Capilla 413 413 10 343 18 0 4 0 375 2 0 377 100% 91%

Miraflores 1,100 1,100 269 763 17 0 8 0 1,057 27 0 1,084 100% 96%

Moniquirá 2,040 1,970 214 854 771 44 0 0 1,883 57 0 1,940 97% 92%

Motavita 101 101 36 57 2 0 0 0 95 8 0 103 100% 94%

Nazareth - Belencito 861 861 184 668 10 0 0 0 862 34 0 896 100% 100%

Nobsa 1,204 1,193 99 795 105 46 0 0 1,045 39 0 1,084 99% 87%

Nuevo Colón 352 311 1 161 0 0 0 0 162 6 0 168 88% 46%

Oicata 64 61 12 42 1 0 0 0 55 7 0 62 95% 86%

Páez 413 376 5 370 0 0 2 0 377 2 0 379 91% 91%


ANEXOSpágina 159


Paipa 4,676 4,676 96 3,847 629 71 0 0 4,643 206 2 4,851 100% 99%

Puerto Boyacá 8,400 8,315 1,661 4,766 1,537 0 0 0 7,964 63 0 8,027 99% 95%

Ramiriquí 1,526 1,249 5 275 103 316 0 0 699 30 0 729 82% 46%

Ráquira 400 364 12 123 134 0 0 0 269 79 0 348 91% 67%

Sáchica 535 535 200 166 14 0 0 0 380 16 396 100% 71%

Samacá 1,176 1,176 177 617 381 1 0 0 1,176 54 0 1,230 100% 100%

San Eduardo 309 309 150 159 0 0 0 0 309 1 0 310 100% 100%

San José de Pare 390 390 17 282 5 0 0 0 304 4 0 308 100% 78%

Santa Rosa de Viterbo 1,605 1,605 77 1,014 358 0 0 0 1,449 53 0 1,502 100% 90%

Santa Sofía 250 223 2 136 53 0 0 0 191 10 0 201 89% 76%

Santana 650 650 60 205 120 0 0 0 385 5 0 390 100% 59%

Sogamoso 23,313 21,460 731 14,420 5,695 607 0 0 21,453 694 11 22,158 92% 92%

Sora 129 90 29 35 1 0 0 0 65 4 0 69 70% 50%

Sotaquirá 982 900 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 92% 0%

Sutamarchán 378 368 5 99 204 0 0 0 308 29 0 337 97% 81%

Sutatenza 292 292 12 105 20 0 1 0 138 0 0 138 100% 47%

Tenza 621 621 118 493 5 0 3 0 619 8 0 627 100% 100%

Tibaná 603 497 20 358 0 0 0 0 378 13 0 391 82% 63%

Tibasosa 870 785 5 378 346 10 0 0 739 31 0 770 90% 85%

Tinjacá 127 120 1 59 48 0 0 0 108 12 0 120 94% 85%

Togüí 250 250 0 201 0 0 0 0 201 2 0 203 100% 80%

Turmequé 734 664 3 308 4 0 0 0 315 9 0 324 90% 43%





Tunungua 82 69 33 34 1 0 0 0 68 2 0 70 84% 83%

Tuta 832 832 158 588 27 0 0 0 773 36 0 809 100% 93%

Tunja 35,233 35,233 4,395 9,956 15,088 3,975 1,813 0 35,227 1,059 2 36,288 100% 100%

Ventaquemada 1,093 1,093 13 199 22 0 0 0 234 5 0 239 100% 21%

Villa de Leyva 1,700 1,440 153 547 364 205 3 0 1,272 130 1 1,403 85% 75%

Viracachá 280 180 19 45 0 0 0 0 64 0 0 64 64% 23%

Zetaquirá 359 359 27 266 0 0 0 0 293 5 0 298 100% 82%

Caldas (16) 177,980 172,173 16,920 49,294 47,085 14,097 4,190 6,830 138,416 2,267 88 140,771 97% 78%

Anserma 6,963 6,712 640 1,215 1,868 41 0 0 3,764 22 0 3,786 96% 54%

Belalcazar 1,742 1,629 262 433 217 1 0 0 913 7 0 920 94% 52%

Chinchiná 10,503 10,503 1,110 4,343 2,537 1,300 104 0 9,394 145 5 9,544 100% 89%

La Dorada 17,267 16,319 2,891 8,950 2,211 102 1 0 14,155 101 1 14,257 95% 82%

La Victoria 1,325 1,312 541 490 187 1 0 0 1,219 6 0 1,225 99% 92%

Manizales 99,147 99,147 6,219 21,658 31,812 12,288 4,081 6,791 82,849 1,690 77 84,616 100% 84%

Manzanares 2,499 2,327 462 1,385 274 11 0 0 2,132 23 0 2,155 93% 85%

Marquetalia y Pensilvania 4,886 4,886 900 2,067 182 2 0 0 3,151 0 0 3,151 100% 64%

Neira 3,528 3,528 411 1,452 1,434 0 0 0 3,297 68 0 3,365 100% 93%

Palestina 3,428 3,428 628 922 131 1 0 0 1,682 24 0 1,706 100% 49%

Riosucio 7,313 5,045 272 758 1,130 2 0 0 2,162 0 0 2,162 69% 30%

Risaralda 1,445 1,411 178 506 167 0 0 0 851 22 0 873 98% 59%

San José 562 534 82 266 1 1 0 0 350 3 0 353 95% 62%

Supía 3,480 1,511 56 226 0 0 0 0 282 0 0 282 43% 8%


ANEXOSpágina 161


Villamaría 10,442 10,442 1,594 3,792 4,127 343 4 39 9,899 142 5 10,046 100% 95%

Viterbo 3,450 3,439 674 831 807 4 0 0 2,316 14 0 2,330 100% 67%

Casanare (11) 88,843 57,504 16,305 26,097 7,844 1,430 17 0 51,693 1,519 14 53,226 65% 58%

Aguazul 6,957 6,889 1,253 4,872 404 3 0 0 6,532 162 2 6,696 99% 94%

Maní 1,500 1,500 606 852 20 1 0 0 1,479 12 0 1,491 100% 99%

Monterrey 3,318 3,314 1,742 1,331 2 0 0 0 3,075 90 0 3,165 100% 93%

Orocué 4,044 1,200 880 85 1 0 0 0 966 13 0 979 30% 24%

Paz de Ariporo 2,500 2,500 1,419 1,147 3 0 0 0 2,569 39 0 2,608 100% 103%

Sabanalarga 1,863 450 26 382 34 0 0 0 442 4 0 446 24% 24%

San Luis de Palenque 1,350 400 162 261 11 0 0 0 434 3 0 437 30% 32%

Tauramena 3,948 3,926 1,852 1,459 480 4 0 0 3,795 137 1 3,933 99% 96%

Trinidad 1,801 950 370 464 7 0 0 0 841 11 0 852 53% 47%

Villanueva 5,191 4,909 1,408 2,585 738 18 0 0 4,749 143 1 4,893 95% 91%

Yopal 56,371 31,466 6,587 12,659 6,144 1,404 17 0 26,811 905 10 27,726 56% 48%

Cauca (14) 119,716 113,177 15,462 23,508 12,860 3,113 1,034 201 56,178 348 15 56,541 95% 47%

Popayán 62,705 61,396 7,206 12,449 8,728 3,049 1,034 201 32,667 271 3 32,941 98% 52%

Caloto 1,931 1,634 520 65 0 0 0 0 585 0 1 586 85% 30%

Corinto 4,827 4,652 850 785 41 0 0 0 1,676 0 0 1,676 96% 35%

Crucero de Gualí 355 334 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 94% 0%

El Guásimo 100 90 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 90% 0%

Guachene 2,138 2,114 1,192 25 0 0 0 0 1,217 1 1 1,219 99% 57%

Miranda 7,400 7,095 1,831 2,048 17 0 0 0 3,896 3 0 3,899 96% 53%





Padilla 1,713 1,647 354 242 0 0 0 0 596 0 0 596 96% 35%

Piendamó 4,324 3,951 500 996 270 0 0 0 1,766 6 0 1,772 91% 41%

Puerto Tejada 11,726 9,978 203 2,089 1,995 1 0 0 4,288 16 4 4,308 85% 37%

Santa Rosa 200 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3% 0%

Santander de Quilichao 17,515 15,868 1,662 3,769 1,809 63 0 0 7,303 43 1 7,347 91% 42%

Villa Rica 4,359 4,016 1,144 1,040 0 0 0 0 2,184 8 5 2,197 92% 50%

Yarumales 423 397 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 94% 0%

Caquetá (1) 41,664 38,392 19,945 8,172 1,148 228 0 0 29,493 68 0 29,561 92% 71%

Florencia 41,664 38,392 19,945 8,172 1,148 228 0 0 29,493 68 0 29,561 92% 71%

Cesar (44) 174,025 164,449 52,515 54,863 19,903 6,729 1,963 713 136,686 1,590 45 138,321 94% 79%

Aguachica 18,830 15,731 6,932 5,264 1,573 235 5 0 14,009 107 0 14,116 84% 74%

Agustín Codazzi 8,787 8,431 1,564 5,145 338 60 5 0 7,112 40 0 7,152 96% 81%

Alto de la Vuelta 110 108 105 3 0 0 0 0 108 0 0 108 98% 98%

Astrea 2,114 1,941 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 92% 0%

Ayacucho 533 528 459 20 0 0 0 0 479 3 0 482 99% 90%

Badillo 241 238 201 34 0 0 0 0 235 0 0 235 99% 98%

Becerril 2,420 2,414 918 1,380 0 0 0 0 2,298 9 0 2,307 100% 95%

Betania 337 337 279 53 0 0 0 0 332 1 0 333 100% 99%

Bosconia 4,530 4,530 172 399 52 0 0 0 623 0 0 623 100% 14%

Casacará 894 402 90 206 0 0 0 0 296 1 0 297 45% 33%

Chimichagua 2,359 2,359 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100% 0%

Chiriguaná 3,180 3,178 834 702 1,058 0 0 0 2,594 13 0 2,607 100% 82%


ANEXOSpágina 163

Departamento Potencial Residencial 1 2 3 4 5 6 Residencial Comercial Industrial Total Cobertura residencial anillados conectados Potencial Efectiva Curumaní 4,380 4,369 1,683 2,267 0 0 0 0 3,950 28 0 3,978 100% 90%

El Burro 67 56 41 0 0 0 0 0 41 0 0 41 84% 61%

El Copey 3,410 3,410 52 167 1 0 0 0 220 0 0 220 100% 6%

El Jabo 94 94 85 0 0 0 0 0 85 0 0 85 100% 90%

El Paso 2,773 2,609 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 94% 0%

Gamarra 1,526 1,433 296 804 41 0 0 0 1,141 3 0 1,144 94% 75%

Guacoche 336 335 308 24 0 0 0 0 332 1 0 333 100% 99%

Guachochito 145 145 127 5 0 0 0 0 132 0 0 132 100% 91%

La Gloria 1,331 1,277 628 523 16 0 0 0 1,167 6 0 1,173 96% 88%

La Jagua de Ibirico 3,865 3,833 1,827 1,792 1 0 0 0 3,620 20 0 3,640 99% 94%

La Mata 375 375 290 7 0 0 0 0 297 4 0 301 100% 79%

La Palmita 358 349 284 0 0 0 0 0 284 0 0 284 97% 79%

La Paz 3,223 3,218 862 1,728 338 0 0 0 2,928 42 2 2,972 100% 91%

La Vega Arriba 140 140 125 3 0 0 0 0 128 0 0 128 100% 91%

Las Raices 67 67 65 0 0 0 0 0 65 0 0 65 100% 97%

Los Corazones 184 183 162 12 0 0 0 0 174 0 0 174 99% 95%

Manaure 1,556 1,556 837 626 8 0 0 0 1,471 10 0 1,481 100% 95%

Media Luna 1,055 1,042 754 0 0 0 0 0 754 0 0 754 99% 71%

Pailitas 3,041 2,951 1,397 1,340 0 0 0 0 2,737 23 0 2,760 97% 90%

Patillal 493 487 312 160 0 0 0 0 472 0 0 472 99% 96%

Pelaya 2,582 2,452 1,868 385 48 0 0 0 2,301 11 0 2,312 95% 89%

Rincón Hondo 600 358 197 88 0 0 0 0 285 1 0 286 60% 48%





Río Seco 158 157 152 0 0 0 0 0 152 0 0 152 99% 96%

Sabanagrande 253 248 206 0 0 0 0 0 206 0 0 206 98% 81%

San Alberto 3,750 3,638 1,406 1,553 619 3 0 0 3,581 41 0 3,622 97% 95%

San Diego 2,059 1,803 975 793 7 0 0 0 1,775 9 0 1,784 88% 86%

San José de Oriente 440 440 235 187 0 0 0 0 422 4 0 426 100% 96%

San Martín 2,254 2,182 764 1,030 86 0 0 0 1,880 2 0 1,882 97% 83%

San Roque 820 811 778 0 0 0 0 0 778 3 0 781 99% 95%

Simana 441 407 343 21 0 0 0 0 364 0 0 364 92% 83%

Tamalameque 1,188 1,163 648 375 6 0 0 0 1,029 2 0 1,031 98% 87%

Valledupar 86,726 82,664 23,254 27,767 15,711 6,431 1,953 713 75,829 1,206 43 77,078 95% 87%

Córdoba (29) 198,478 189,304 83,628 48,686 17,265 4,333 1,822 1,246 156,980 1,393 80 158,453 95% 79%

Ayapel 5,710 5,698 1,571 1,583 65 0 0 0 3,219 15 0 3,234 100% 56%

Buenavista 1,860 1,258 847 230 1 0 0 0 1,078 3 0 1,081 68% 58%

Canalete 1,012 913 434 5 0 0 0 0 439 0 0 439 90% 43%

Cereté 14,100 13,883 4,193 6,056 1,345 527 9 0 12,130 115 23 12,268 98% 86%

Chimá 688 634 438 111 0 0 0 0 549 5 0 554 92% 80%

Chinú 5,507 4,997 2,388 1,814 653 2 0 0 4,857 60 1 4,918 91% 88%

Ciénaga de Oro 5,500 5,045 2,804 1,528 345 15 0 0 4,692 16 1 4,709 92% 85%

Cotorra 1,950 1,804 1,353 0 1 0 0 0 1,354 0 0 1,354 93% 69%

La Apartada 3,518 3,460 910 409 0 0 0 0 1,319 2 0 1,321 98% 37%

Lorica 9,780 9,509 4,540 2,769 748 4 0 0 8,061 53 1 8,115 97% 82%

Los Córdobas 970 722 341 5 0 0 0 0 346 0 0 346 74% 36%


ANEXOSpágina 165


Momil 2,023 1,920 1,053 459 2 0 0 0 1,514 7 0 1,521 95% 75%

Montelíbano 13,000 12,833 4,892 2,772 2,451 32 63 109 10,319 96 4 10,419 99% 79%

Moñitos 2,208 1,973 337 1 0 0 0 0 338 0 0 338 89% 15%

Montería 71,964 71,640 37,472 18,427 8,318 3,347 1,750 1,137 70,451 708 41 71,200 100% 98%

Planeta Rica 9,500 9,382 3,301 3,941 1,382 47 0 0 8,671 104 5 8,780 99% 91%

Pueblo Nuevo 3,000 2,267 1,041 746 53 0 0 0 1,840 19 0 1,859 76% 61%

Puerto Escondido 1,001 869 318 12 0 0 0 0 330 0 0 330 87% 33%

Puerto Libertador 3,279 2,426 838 174 0 0 0 0 1,012 0 0 1,012 74% 31%

Purísima 2,565 2,248 637 471 19 0 0 0 1,127 2 0 1,129 88% 44%

Sahagún 11,765 11,462 4,263 4,530 1,679 359 0 0 10,831 116 4 10,951 97% 92%

San Andrés de Sotavento 1,804 1,640 830 675 55 0 0 0 1,560 24 0 1,584 91% 86%

San Antero 4,276 2,292 1,288 790 130 0 0 0 2,208 13 0 2,221 54% 52%

San Bernardo del Viento 2,476 2,229 926 208 7 0 0 0 1,141 0 0 1,141 90% 46%

San Carlos 1,200 1,072 656 69 1 0 0 0 726 3 0 729 89% 61%

San Pelayo 3,196 3,116 1,016 592 9 0 0 0 1,617 16 0 1,633 97% 51%

Tierralta 7,910 7,555 2,736 99 0 0 0 0 2,835 4 0 2,839 96% 36%

Tuchín 1,130 1,124 718 29 1 0 0 0 748 9 0 757 99% 66%

Valencia 5,586 5,333 1,487 181 0 0 0 0 1,668 3 0 1,671 95% 30%

Cundinamarca (56) 2,336,309 2,250,863 173,243 760,958 702,501 234,805 70,150 52,541 1,994,198 50,018 452 2,044,668 96% 85%

Agua de Dios 4,179 3,724 543 2,043 88 0 0 0 2,674 22 0 2,696 89% 64%

Apulo 1,576 1,284 181 583 161 0 0 0 925 3 0 928 81% 59%

Arbeláez 1,768 1,343 15 615 301 91 1 0 1,023 19 0 1,042 76% 58%





Arbeláez 1,768 1,343 15 615 301 91 1 0 1,023 19 0 1,042 76% 58%

Bogotá 1,931,372 1,862,508 125,416 592,202 607,491 215,305 68,541 51,457 1,660,412 43,403 361 1,704,176 96% 86%

Bojacá 1,190 1,190 62 740 198 0 0 0 1,000 83 0 1,083 100% 84%

Cajicá 10,115 10,115 692 4,281 3,423 1,253 298 169 10,116 313 13 10,442 100% 100%

Capellanía 145 145 0 35 79 0 0 0 114 4 0 118 100% 79%

Cáqueza 1,624 1,350 62 768 282 3 0 0 1,115 35 0 1,150 83% 69%

Chía 22,363 22,363 652 7,829 7,444 3,291 990 794 21,000 701 4 21,705 100% 94%

Chipaque 549 465 8 111 274 0 0 0 393 23 0 416 85% 72%

Cogua 1,526 1,526 357 797 369 4 0 0 1,527 67 1 1,595 100% 100%

Cota 2,182 2,182 14 647 1,197 116 42 120 2,136 90 1 2,227 100% 98%

Fúquene 96 96 1 60 0 0 0 0 61 4 0 65 100% 64%

Cucunubá 592 592 10 182 100 0 0 0 292 10 0 302 100% 49%

El Rosal 4,272 4,272 8 1,189 817 0 0 0 2,014 15 0 2,029 100% 47%

Facatativá 19,442 18,025 2,766 8,349 4,518 2,133 0 0 17,766 414 5 18,185 93% 91%

Fosca 375 349 34 277 10 0 0 0 321 12 0 333 93% 86%

Funza 15,391 15,391 1,328 4,072 9,348 238 0 0 14,986 343 7 15,336 100% 97%

Fusagasugá 30,676 30,409 3,548 10,143 5,878 5,473 167 1 25,210 261 0 25,471 99% 82%

Gachancipá 814 814 97 393 301 7 0 0 798 27 0 825 100% 98%

Girardot 25,570 24,543 1,926 8,171 6,176 779 104 0 17,156 224 2 17,382 96% 67%

Guachetá 1,245 1,245 198 507 526 0 0 0 1,231 14 0 1,245 100% 99%

Guaduas 3,384 3,234 854 1,870 76 103 0 0 2,903 15 1 2,919 96% 86%

Guatancuy 53 53 1 52 0 0 0 0 53 0 0 53 100% 100%


ANEXOSpágina 167


Guayabetal 403 393 18 349 15 0 0 0 382 8 0 390 98% 95%

La Calera 6,473 3,313 15 1,311 713 44 0 0 2,083 36 0 2,119 51% 32%

La Vega 1,487 1,341 1 394 148 15 0 0 558 2 0 560 90% 38%

Lenguzaque 719 719 19 585 106 1 0 0 711 8 0 719 100% 99%

Madrid 13,075 13,075 465 7,201 4,462 530 0 0 12,658 299 2 12,959 100% 97%

Medina 975 975 75 843 27 0 0 0 945 18 0 963 100% 97%

Mosquera 20,157 20,157 1,905 8,639 6,922 2,436 0 0 19,902 378 15 20,295 100% 99%

Nemocón 1,158 1,080 199 522 231 6 0 0 958 35 0 993 93% 83%

Paratebueno 860 790 138 621 24 0 0 0 783 29 1 813 92% 91%

Puente Quetame 180 180 0 144 18 0 0 0 162 10 0 172 100% 90%

Puerto Bogotá 1,352 1,334 188 849 10 0 0 0 1,047 7 0 1,054 99% 77%

Puerto Salgar 3,150 2,930 1,430 665 162 0 0 0 2,257 20 0 2,277 93% 72%

Quetame 367 344 17 243 47 0 0 0 307 5 0 312 94% 84%

Ricaurte 3,563 1,637 254 95 427 60 1 0 837 26 0 863 46% 23%

Sibaté 7,587 6,238 390 3,967 1,057 0 0 0 5,414 131 5 5,550 82% 71%

Silvania 2,330 1,786 74 518 573 70 1 0 1,236 19 1 1,256 77% 53%

Simijaca 1,644 1,180 130 468 552 4 0 0 1,154 55 3 1,212 72% 70%

Soacha 141,996 141,996 23,846 65,825 26,515 0 0 0 116,186 1,524 16 117,726 100% 82%

Sopó 2,820 2,820 420 1,596 614 5 0 0 2,635 124 1 2,760 100% 93%

Subachoque 1,843 1,843 3 727 632 0 2 0 1,364 33 0 1,397 100% 74%

Susa 515 515 16 201 110 0 0 0 327 13 0 340 100% 63%

Sutatausa 311 311 1 122 186 0 0 0 309 7 0 316 100% 99%





Tabio 2,350 2,350 28 920 1,134 266 1 0 2,349 86 0 2,435 100% 100%

Tausa 290 169 39 42 63 0 0 0 144 7 0 151 58% 50%

Tenjo 1,081 1,081 5 650 169 3 0 0 827 51 0 878 100% 77%

Tocaima 3,751 3,117 264 1,306 483 0 0 0 2,053 44 0 2,097 83% 55%

Tocancipá 3,528 3,528 386 1,957 864 321 0 0 3,528 100 9 3,637 100% 100%

Ubaté 5,568 5,568 1,264 3,260 986 60 0 0 5,570 214 2 5,786 100% 100%

Une 962 850 10 435 237 0 0 0 682 43 0 725 88% 71%

Villeta 5,426 2,202 437 929 483 7 0 0 1,856 8 0 1,864 41% 34%

Zipacón 450 384 5 236 69 0 0 0 310 14 0 324 85% 69%

Zipaquirá 19,439 19,439 2,428 9,422 5,405 2,181 2 0 19,438 562 2 20,002 100% 100%

Guaviare (1) 5,552 4,676 2,167 1,448 11 0 0 0 3,626 5 0 3,631 84% 65%

San José del Guaviare 5,552 4,676 2,167 1,448 11 0 0 0 3,626 5 0 3,631 84% 65%

La Guajira (43) 105,690 90,173 25,505 37,667 13,162 1,996 274 1 78,605 1,005 573 80,183 85% 74%

Albania 1,634 1,301 374 679 0 0 0 0 1,053 13 4 1,070 80% 64%

Anaime 39 39 21 0 0 0 0 0 21 0 0 21 100% 54%

Barrancas 3,621 3,621 473 2,050 719 0 0 0 3,242 44 0 3,286 100% 90%

Buenavista 588 327 52 259 6 0 0 0 317 4 1 322 56% 54%

Camarones 686 686 163 368 0 0 0 0 531 2 1 534 100% 77%

Campana Nuevo 250 120 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 48% 0%

Carraipía 320 314 28 0 0 0 0 0 28 3 0 31 98% 9%

Cerrejón 2,657 558 0 0 0 0 0 0 0 0 508 508 21% 0%

Choles 120 109 86 6 0 0 0 0 92 0 0 92 91% 77%


ANEXOSpágina 169


Chorrera 300 50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 17% 0%

Comejenes 92 67 57 1 0 0 0 0 58 0 1 59 73% 63%

Corredor Carbón 5 5 0 0 0 0 0 0 0 0 5 5 100% 0%

Cuestecitas 696 471 261 48 0 0 0 0 309 3 0 312 68% 44%

Dibulla 895 796 81 671 0 0 0 0 752 13 0 765 89% 84%

Distracción 912 912 195 530 168 2 0 0 895 8 0 903 100% 98%

El Ebanal 35 32 24 1 0 0 0 0 25 2 2 29 91% 71%

El Hatico 238 211 78 99 0 0 0 0 177 1 0 178 89% 74%

El Molino 1,707 1,517 264 619 135 0 0 0 1,018 6 0 1,024 89% 60%

El Pájaro 127 118 32 78 0 0 0 0 110 0 0 110 93% 87%

Fonseca 9,858 7,052 2,203 1,901 1,875 50 0 0 6,029 61 5 6,095 72% 61%

Guayacanal 267 173 90 15 0 0 0 0 105 0 0 105 65% 39%

Hato Nuevo 2,500 2,500 443 880 467 299 0 0 2,089 43 1 2,133 100% 84%

La Jagua del Pilar 443 346 94 210 0 0 0 0 304 5 0 309 78% 69%

La Punta 485 485 186 235 0 0 0 0 421 2 0 423 100% 87%

Las Flores 141 123 75 36 0 0 0 0 111 2 1 114 87% 79%

Los Pondores 428 333 214 78 0 0 0 0 292 0 1 293 78% 68%

Maicao 24,124 20,152 4,009 10,095 3,079 348 0 0 17,531 215 13 17,759 84% 73%

Matitas 283 219 103 74 0 0 0 0 177 2 0 179 77% 63%

Manaure 1,631 1,400 258 668 173 0 0 0 1,099 30 1 1,130 86% 67%

Mingueo 1,248 1,235 143 929 0 0 0 0 1,072 8 0 1,080 99% 86%

Palomino 698 698 131 257 0 0 0 0 388 11 0 399 100% 56%





Papayal 614 614 49 432 37 0 0 0 518 5 0 523 100% 84%

Paraguachón 359 296 122 28 0 0 0 0 150 0 0 150 82% 42%

Pelechua 158 142 10 1 0 0 0 0 11 0 1 12 90% 7%

Puente Bomba 84 16 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 19% 0%

Río Ancho 353 308 149 24 0 0 0 0 173 0 0 173 87% 49%

Riohacha 30,754 28,530 11,312 10,055 4,144 1,232 274 1 27,018 392 16 27,426 93% 88%

San Juan 7,219 5,782 1,441 1,963 1,571 48 0 0 5,023 45 2 5,070 80% 70%

Tabaco Rubio 26 20 15 0 0 0 0 0 15 0 0 15 77% 58%

Tijeras 162 156 112 34 0 0 0 0 146 1 0 147 96% 90%

Uribia 1,698 1,698 434 820 32 0 0 0 1,286 28 5 1,319 100% 76%

Urumita 2,017 1,720 719 941 9 0 0 0 1,669 15 1 1,685 85% 83%

Villanueva 5,218 4,921 1,004 2,582 747 17 0 0 4,350 41 2 4,393 94% 83%

Huila (38) 202,003 194,782 52,095 84,691 18,357 6,012 1,378 120 162,653 1,658 16 164,327 96% 81%

Agrado 1,526 1,446 763 394 7 0 0 0 1,164 1 0 1,165 95% 76%

Aipe 2,968 2,809 835 1,703 139 5 0 0 2,682 12 0 2,694 95% 90%

Algeciras 3,397 3,282 1,132 1,305 76 0 0 0 2,513 16 0 2,529 97% 74%

Altamira 687 677 80 546 11 0 0 0 637 0 0 637 99% 93%

Baraya 1,226 1,180 675 271 43 0 0 0 989 10 0 999 96% 81%

Betania 170 169 95 70 1 0 0 0 166 0 0 166 99% 98%

Bruselas 705 547 222 314 0 0 0 0 536 1 0 537 78% 76%

Caguán 1,638 1,503 973 478 0 0 0 0 1,451 7 0 1,458 92% 89%

Campoalegre 7,434 7,379 3,316 2,901 490 0 0 0 6,707 39 1 6,747 99% 90%


ANEXOSpágina 171


Coyaima 2,092 80 5 75 0 0 0 0 80 15 0 95 4% 4%

Dindal 28 28 28 0 0 0 0 0 28 0 0 28 100% 100%

El Pital 1,298 1,264 596 511 21 0 0 0 1,128 2 0 1,130 97% 87%

Fortalecillas 901 878 395 376 4 0 0 0 775 15 1 791 97% 86%

Garzón 10,030 9,866 2,657 4,514 1,683 164 1 1 9,020 67 0 9,087 98% 90%

Gigante 4,189 4,154 1,296 2,312 117 0 0 0 3,725 23 0 3,748 99% 89%

Guacirco 201 201 157 41 1 0 0 0 199 0 0 199 100% 99%

Guadalupe 1,549 1,526 393 795 60 0 0 0 1,248 1 0 1,249 99% 81%

Hobo 1,945 1,827 652 666 3 0 0 0 1,321 6 1 1,328 94% 68%

Juncal 782 698 106 508 4 0 0 0 618 3 0 621 89% 79%

La Plata 7,629 7,465 2,015 3,495 1,018 4 0 0 6,532 83 0 6,615 98% 86%

Neiva 107,602 106,345 19,978 48,307 11,157 5,697 1,375 118 86,632 1,144 13 87,789 99% 81%

Pacarní 657 626 405 136 0 0 0 0 541 3 0 544 95% 82%

Paicol 878 853 164 454 105 0 0 0 723 5 0 728 97% 82%

Palermo 3,718 3,290 1,115 1,374 459 3 0 0 2,951 50 0 3,001 88% 79%

Pitalito 16,679 15,676 5,878 4,678 1,861 58 1 0 12,476 37 0 12,513 94% 75%

Rivera 5,044 4,908 1,315 2,760 397 79 1 1 4,553 55 0 4,608 97% 90%

San Agustín 2,141 2,141 338 717 213 0 0 0 1,268 0 0 1,268 100% 59%

San Francisco 124 123 94 29 0 0 0 0 123 1 0 124 99% 99%

San Jorge 84 84 86 0 0 0 0 0 86 0 0 86 100% 102%

Santa Clara 120 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0% 0%

Suaza 1,103 859 353 398 38 0 0 0 789 1 0 790 78% 72%





Tarqui 2,261 2,166 1,285 548 9 1 0 0 1,843 4 0 1,847 96% 82%

Tello 1,750 1,737 992 424 74 0 0 0 1,490 8 0 1,498 99% 85%

Teruel 1,470 1,295 350 606 114 0 0 0 1,070 10 0 1,080 88% 73%

Tesalia 1,684 1,662 1,061 444 34 0 0 0 1,539 5 0 1,544 99% 91%

Timaná 2,020 1,901 700 673 56 0 0 0 1,429 4 0 1,433 94% 71%

Villavieja 2,111 2,073 1,152 642 1 0 0 0 1,795 4 0 1,799 98% 85%

Yaguará 2,162 2,064 438 1,226 161 1 0 0 1,826 25 0 1,851 95% 84%

Magdalena (44) 209,611 200,012 53,223 54,299 34,630 8,927 3,759 8,769 163,607 2,442 159 166,208 95% 78%

Algarrobo 1,546 774 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50% 0%

Aracataca 6,315 6,168 2,060 3,762 1 0 0 0 5,823 40 1 5,864 98% 92%

Ariguaní 3,536 3,525 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100% 0%

Buritaca 369 369 60 211 1 0 0 0 272 15 1 288 100% 74%

Campo Alegre 49 49 47 0 0 0 0 0 47 0 0 47 100% 96%

Carmen del Magdalena 364 364 173 19 0 0 0 0 192 0 0 192 100% 53%

Chibolo 1,851 584 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 32% 0%

Ciénaga 20,806 17,824 5,889 7,936 2,287 21 0 0 16,133 185 36 16,354 86% 78%

El Banco 7,439 7,371 3,149 1,800 525 21 0 0 5,495 65 0 5,560 99% 74%

El Piñón 1,390 1,390 584 517 0 0 0 0 1,101 1 0 1,102 100% 79%

El Retén 2,928 2,928 1,995 408 0 0 0 0 2,403 6 0 2,409 100% 82%

Fundación 12,273 11,941 6,847 3,314 923 53 0 0 11,137 132 1 11,270 97% 91%

Guacamayal 1,335 1,266 685 389 0 0 0 0 1,074 4 5 1,083 95% 80%

Guáimaro 466 445 262 169 0 0 0 0 431 3 0 434 95% 92%


ANEXOSpágina 173


La Gran Vía 405 361 162 139 0 0 0 0 301 2 1 304 89% 74%

La Isla 642 642 343 104 0 0 0 0 447 6 0 453 100% 70%

Loma 33 33 33 0 0 0 0 0 33 0 0 33 100% 100%

Lomita 22 22 22 0 0 0 0 0 22 0 0 22 100% 100%

Media Luna 1,069 1,069 549 153 0 0 0 0 702 1 0 703 100% 66%

Nueva Granada 1,200 1,124 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 94% 0%

Orihueca 2,184 2,154 1,042 723 4 0 0 0 1,769 10 18 1,797 99% 81%

Palermo 1,270 1,252 761 141 0 0 0 0 902 8 0 910 99% 71%

Palmira 358 356 233 14 0 0 0 0 247 2 0 249 99% 69%

Piñuela 217 217 157 7 0 0 0 0 164 4 0 168 100% 76%

Pivijay 5,486 5,485 1,557 1,736 222 0 0 0 3,515 7 0 3,522 100% 64%

Plato 8,597 8,033 1,686 955 249 0 0 0 2,890 3 0 2,893 93% 34%

Pueblo Viejo 1,134 978 425 211 1 0 0 0 637 9 0 646 86% 56%

Puerto Nuevo 749 714 268 338 0 0 0 0 606 10 0 616 95% 81%

Remolino 1,068 1,061 315 373 0 0 0 0 688 2 0 690 99% 64%

Retirada 29 29 28 0 0 0 0 0 28 0 0 28 100% 97%

Río Frio 1,667 1,397 820 346 2 0 0 0 1,168 14 21 1,203 84% 70%

Sabanas de San Angel 730 288 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 39% 0%

Salamina 1,530 1,525 395 612 29 0 0 0 1,036 5 0 1,041 100% 68%

Santa Ana 3,015 2,369 1,051 908 12 0 0 0 1,971 8 0 1,979 79% 65%

Santa Marta - Rodadero 108,715 107,278 16,352 27,493 30,363 8,827 3,759 8,769 95,563 1,827 65 97,455 99% 88%

Santa Rosalía 180 180 113 55 0 0 0 0 168 1 0 169 100% 93%





Sevilla 1,480 1,469 812 367 0 0 0 0 1,179 5 9 1,193 99% 80%

Sitio Nuevo 2,515 2,490 1,864 0 0 0 0 0 1,864 4 0 1,868 99% 74%

Soplador 138 138 133 0 0 0 0 0 133 0 0 133 100% 96%

Taganga 1,219 1,077 87 717 11 5 0 0 820 49 0 869 88% 67%

Tasajera 1,376 1,376 804 271 0 0 0 0 1,075 8 1,083 100% 78%

Tucurinca 1,124 1,105 822 77 0 0 0 0 899 4 0 903 98% 80%

Varela 602 602 485 0 0 0 0 0 485 1 0 486 100% 81%

Zawady 190 190 153 34 0 0 0 0 187 1 1 189 100% 98%

Meta (20) 173,806 165,779 28,285 54,272 53,386 10,083 3,288 751 150,065 2,826 30 152,921 95% 86%

Acacías 23,855 20,416 4,876 7,766 4,007 398 3 0 17,050 313 7 17,370 86% 71%

Barranca de Upía 650 620 317 268 0 0 0 0 585 15 0 600 95% 90%

Cabuyaro 685 685 411 154 0 0 0 0 565 0 0 565 100% 82%

Castilla 1,060 1,028 46 567 204 0 0 0 817 20 0 837 97% 77%

Cubarral 602 602 227 317 0 0 0 0 544 2 0 546 100% 90%

Cumaral 3,510 3,460 496 1,960 936 0 0 0 3,392 80 0 3,472 99% 97%

El Castillo 620 610 383 186 0 0 0 0 569 0 0 569 98% 92%

El Dorado 510 510 459 45 0 0 0 0 504 0 0 504 100% 99%

Granada 12,559 9,700 1,476 4,596 923 198 0 0 7,193 56 0 7,249 77% 57%

Guamal 2,977 2,920 552 639 196 0 0 0 1,387 26 1 1,414 98% 47%

Puerto López 3,330 2,780 672 1,568 79 0 0 0 2,319 27 0 2,346 83% 70%

Puerto Concordia 385 383 350 26 0 0 0 0 376 0 0 376 99% 98%

Puerto Gaitán 1,200 1,200 309 820 7 0 0 0 1,136 21 0 1,157 100% 95%


ANEXOSpágina 175


Puerto Lleras 850 850 205 312 0 0 0 0 517 0 0 517 100% 61%

Puerto Rico 720 716 561 149 0 0 0 0 710 0 0 710 99% 99%

Restrepo 2,460 2,451 789 606 1,023 3 0 1 2,422 58 1 2,481 100% 98%

San Carlos de Guaroa 1,080 1,077 672 401 1 0 0 0 1,074 0 0 1,074 100% 99%

San Juan de Arana 545 530 110 387 0 0 0 0 497 4 0 501 97% 91%

San Martín 8,501 8,204 404 1,319 410 1 0 0 2,134 29 0 2,163 97% 25%

Villavicencio 107,707 107,037 14,970 32,186 45,600 9,483 3,285 750 106,274 2,175 21 108,470 99% 99%

Norte de Santander (5) 209,077 140,953 22,177 51,523 22,671 8,144 493 1 105,009 271 7 105,287 67% 50%

Cúcuta 139,358 98,463 10,757 37,379 17,853 7,484 493 1 73,967 130 5 74,102 71% 53%

Los Patios 16,007 10,834 561 5,316 1,377 2 0 0 7,256 6 0 7,262 68% 45%

Ocaña 24,224 21,918 9,090 5,893 2,801 620 0 0 18,404 129 1 18,534 90% 76%

Pamplona 12,687 1,976 284 696 299 34 0 0 1,313 0 0 1,313 16% 10%

Villa del Rosario 16,801 7,762 1,485 2,239 341 4 0 0 4,069 6 1 4,076 46% 24%

Putumayo (1) 5,736 3,405 110 69 13 0 0 0 192 0 0 192 59% 3%

Mocoa 5,736 3,405 110 69 13 0 0 0 192 0 0 192 59% 3%

Quindío (8) 135,553 135,553 25,120 47,506 23,804 6,412 4,423 948 108,213 1,763 47 110,023 100% 80%

Armenia 84,835 84,835 16,383 20,344 17,675 5,603 4,353 933 65,291 1,095 35 66,421 100% 77%

Calarcá 16,830 16,830 1,726 8,915 3,074 660 18 1 14,394 225 4 14,623 100% 86%

Circasia 6,083 6,083 1,732 2,547 782 100 16 2 5,179 61 3 5,243 100% 85%

Filandia 2,382 2,382 430 1,313 314 0 0 0 2,057 46 0 2,103 100% 86%

La Tebaida 8,250 8,250 1,609 5,037 314 9 30 6 7,005 89 3 7,097 100% 85%

Montenegro 8,674 8,674 2,344 4,146 721 16 6 5 7,238 109 2 7,349 100% 83%





Quimbaya 7,250 7,250 808 4,463 781 23 0 0 6,075 100 0 6,175 100% 84%

Salento 1,249 1,249 88 741 143 1 0 1 974 38 0 1,012 100% 78%

Risaralda (10) 204,023 201,051 23,977 58,586 44,978 17,251 7,948 4,140 156,880 2,653 74 159,607 99% 77%

Apía 1,721 734 20 182 325 4 0 0 531 0 0 531 43% 31%

Balboa 443 443 53 110 171 2 0 0 336 11 0 347 100% 76%

Dos Quebradas 52,742 52,742 4,893 18,587 18,273 3,538 38 0 45,329 652 33 46,014 100% 86%

Guática 1,734 1,074 45 424 178 0 0 0 647 1 0 648 62% 37%

La Celia 886 886 70 414 219 2 0 0 705 24 0 729 100% 80%

La Virginia 7,800 7,800 1,804 1,956 2,420 118 0 0 6,298 120 0 6,418 100% 81%

Marsella 2,750 2,750 472 1,276 396 5 0 0 2,149 55 0 2,204 100% 78%

Pereira 119,900 119,900 15,249 30,579 18,239 13,032 7,800 4,131 89,030 1,569 38 90,637 100% 74%

Quinchía 2,647 1,322 193 225 510 2 0 0 930 0 0 930 50% 35%

Santa Rosa de Cabal 13,400 13,400 1,178 4,833 4,247 548 110 9 10,925 221 3 11,149 100% 82%

Santander (28) 348,165 343,261 46,967 95,384 93,225 63,004 9,607 9,844 318,031 8,208 52 326,291 99% 91%

Albania 108 99 3 86 3 3 0 0 95 9 0 104 92% 88%

Barbosa 6,000 5,600 55 2,600 900 0 0 0 3,555 41 0 3,596 93% 59%

Barrancabermeja 46,407 45,815 10,464 16,792 8,535 6,093 675 0 42,559 910 1 43,470 99% 92%

Bolívar 350 350 12 300 3 0 0 0 315 4 0 319 100% 90%

Bucaramanga 134,800 133,476 12,683 21,164 34,248 43,083 4,619 8,264 124,061 5,085 18 129,164 99% 92%

Chipatá 400 400 0 297 0 0 0 0 297 0 0 297 100% 74%

El Carmen de Chucurí 693 693 15 53 4 0 0 0 72 0 0 72 100% 10%

El Pedral 492 385 260 109 4 0 0 0 373 5 0 378 78% 76%


ANEXOSpágina 177


El Peñón 433 433 41 324 1 0 0 0 366 0 0 366 100% 85%

Florián 381 363 9 276 12 0 0 0 297 10 0 307 95% 78%

Floridablanca 77,715 77,210 7,774 26,677 21,094 11,149 4,250 1,462 72,406 431 7 72,844 99% 93%

Girón 28,587 27,931 6,721 9,240 9,183 1,041 11 2 26,198 647 23 26,868 98% 92%

Guavatá 430 430 22 396 1 0 0 0 419 4 0 423 100% 97%

Guepsa 945 945 532 375 22 3 0 0 932 13 0 945 100% 99%

Jesús María 300 300 7 218 0 0 0 0 225 5 0 230 100% 75%

La Belleza 565 565 84 356 12 0 0 0 452 16 0 468 100% 80%

La Paz 539 539 251 175 0 0 0 0 426 0 0 426 100% 79%

Lebrija 3,460 3,394 384 1,535 1,240 44 0 0 3,203 119 0 3,322 98% 93%

Piedecuesta 28,160 27,550 756 8,107 15,851 1,588 52 116 26,470 623 3 27,096 98% 94%

Puente Nacional 1,290 1,210 113 492 293 0 0 0 898 25 0 923 94% 70%

Puente Sogamoso 1,151 1,102 805 260 7 0 0 0 1,072 12 0 1,084 96% 93%

Puerto Wilches 3,655 3,559 2,205 908 332 0 0 0 3,445 86 0 3,531 97% 94%

Río Negro 1,158 1,151 434 523 0 0 0 0 957 0 0 957 99% 83%

Sabana de Torres 4,045 3,984 869 1,762 1,194 0 0 0 3,825 99 0 3,924 98% 95%

San Benito 276 276 105 154 0 0 0 0 259 0 0 259 100% 94%

San Vicente de Chucurí 3,733 3,409 1,010 2,102 286 0 0 0 3,398 11 0 3,409 91% 91%

Sucre 110 110 1 103 0 0 0 0 104 1 0 105 100% 95%

Vélez 1,982 1,982 1,352 0 0 0 0 0 1,352 52 0 1,404 100% 68%

Sucre (18) 125,278 114,523 51,455 38,747 9,922 3,802 327 454 104,707 1,308 46 106,061 91% 84%

Buenavista 2,244 1,618 1,171 258 0 0 0 0 1,429 13 0 1,442 72% 64%





Corozal 12,431 12,238 5,562 5,051 396 154 13 0 11,176 90 5 11,271 98% 90%

Coveñas 4,500 2,386 1,062 909 23 0 0 0 1,994 134 2 2,130 53% 44%

El Porvenir 1,700 1,567 393 82 1 0 0 0 476 18 0 494 92% 28%

Galeras 2,824 2,644 1,486 685 96 0 0 0 2,267 13 0 2,280 94% 80%

La Unión 1,452 1,416 687 113 0 0 0 0 800 2 0 802 98% 55%

Los Palmitos 2,150 2,106 1,323 626 0 0 0 0 1,949 17 1 1,967 98% 91%

Morroa 2,300 1,988 1,244 589 39 0 0 0 1,872 21 1 1,894 86% 81%

Ovejas 2,625 2,266 1,278 644 49 0 0 0 1,971 17 0 1,988 86% 75%

Sampués 4,500 4,166 2,044 1,548 144 58 0 0 3,794 35 2 3,831 93% 84%

San Juan de Betulia 1,614 1,494 660 748 19 0 0 0 1,427 9 0 1,436 93% 88%

San Marcos 6,400 6,137 2,301 2,289 887 0 0 0 5,477 79 2 5,558 96% 86%

San Onofre 5,035 4,590 2,032 1,100 265 8 0 0 3,405 21 0 3,426 91% 68%

San Pedro 3,271 2,720 1,756 660 44 0 0 0 2,460 27 2 2,489 83% 75%

Sincé 6,650 5,260 3,129 1,067 465 42 0 0 4,703 45 1 4,749 79% 71%

Sincelejo 57,925 55,155 22,585 20,227 6,773 3,351 314 454 53,704 619 27 54,350 95% 93%

Tolú 6,300 5,471 1,976 1,729 706 189 0 0 4,600 132 0 4,732 87% 73%

Tolú Viejo 1,357 1,301 766 422 15 0 0 0 1,203 16 3 1,222 96% 89%

Tolima (35) 254,028 230,359 42,628 108,307 43,461 9,740 1,396 222 205,754 1,962 35 207,751 91% 81%

Alvarado 1,042 953 217 555 3 0 0 0 775 5 0 780 91% 74%

Ambalema 1,847 1,824 800 589 67 0 0 0 1,456 4 0 1,460 99% 79%

Armero-Guayabal 3,086 2,883 1,258 1,236 6 0 0 0 2,500 15 0 2,515 93% 81%

Carmen de Apicalá 3,131 3,015 150 1,534 357 58 25 0 2,124 34 0 2,158 96% 68%


ANEXOSpágina 179


Casabianca 2,371 1,097 152 242 0 0 0 0 394 1 0 395 46% 17%

Chaparral 8,470 7,730 2,396 2,556 750 3 0 0 5,705 49 1 5,755 91% 67%

Chicoral 1,607 1,554 281 950 173 0 0 0 1,404 10 0 1,414 97% 87%

Coello 606 82 127 273 0 0 0 0 400 1 0 401 14% 66%

Doima 278 274 99 130 0 0 0 0 229 1 0 230 99% 82%

Espinal 15,144 14,983 2,448 6,714 2,611 432 1 1 12,207 109 10 12,326 99% 81%

Falán 7,015 878 141 224 1 0 0 0 366 1 0 367 13% 5%

Flandes 14,273 9,816 175 3,146 2,471 2 0 0 5,794 39 1 5,834 69% 41%

Fresno 3,851 3,803 951 2,085 773 1 0 0 3,810 32 0 3,842 99% 99%

Gualanday 511 454 123 186 36 0 0 0 345 3 0 348 89% 68%

Guamo 4,832 4,779 1,175 2,791 203 0 0 0 4,169 22 0 4,191 99% 86%

Herveo 1,247 1,103 355 709 6 0 0 0 1,070 9 0 1,079 88% 86%

Honda 8,129 7,032 1,685 3,529 552 83 1 0 5,850 48 0 5,898 87% 72%

Ibagué 121,396 119,915 17,862 57,818 30,403 8,739 1,237 220 116,279 1,138 21 117,438 99% 96%

Icononzo 1,386 1,268 331 663 6 0 0 0 1,000 16 0 1,016 91% 72%

La Sierra 417 405 297 75 0 0 0 0 372 0 1 373 97% 89%

Lérida 4,222 4,107 823 3,085 81 0 0 0 3,989 21 0 4,010 97% 94%

Líbano 6,935 6,529 714 3,587 1,641 191 0 0 6,133 59 0 6,192 94% 88%

Mariquita 7,827 7,678 3,042 3,524 448 40 1 0 7,055 78 7,133 98% 90%

Melgar 9,873 8,277 1,276 3,091 2,040 186 129 1 6,723 169 0 6,892 84% 68%

Natagaima 2,971 2,749 744 1,163 216 0 0 0 2,123 6 1 2,130 93% 71%

Ortega 2,386 2,118 242 879 212 0 0 0 1,333 9 0 1,342 89% 56%





Palocabildo 4,698 1,041 117 292 105 0 0 0 514 5 0 519 22% 11%

Piedras 588 582 172 352 0 0 0 0 524 0 0 524 99% 89%

Purificación 4,252 4,092 1,408 1,962 115 0 0 0 3,485 21 0 3,506 96% 82%

Saldaña 2,879 2,744 636 1,450 130 5 0 0 2,221 20 0 2,241 95% 77%

San Luis 2,158 2,113 855 1,033 6 0 2 0 1,896 8 0 1,904 98% 88%

Tierradentro 58 58 18 22 0 0 0 0 40 0 0 40 100% 69%

Valle de San Juan 839 821 347 325 0 0 0 0 672 7 0 679 98% 80%

Venadillo 2,564 2,463 1,065 1,163 6 0 0 0 2,234 16 0 2,250 96% 87%

Villa Hermosa 1,139 1,139 146 374 43 0 0 0 563 6 0 569 100% 49%

Valle (95) 1,151,165 1,068,857 153,304 314,400 234,840 63,729 44,426 12,358 823,057 12,344 316 835,717 93% 71%

Aguaclara 3,256 3,018 71 533 0 0 0 0 604 3 0 607 93% 19%

Amaime 1,289 1,057 40 732 1 0 0 0 773 1 0 774 82% 60%

Ana Caro 117 93 4 58 0 0 0 0 62 0 0 62 79% 53%

Andalucía 4,364 4,049 327 3,013 47 0 0 0 3,387 23 1 3,411 93% 78%

Ansermanuevo 3,542 3,412 815 1,394 252 0 0 0 2,461 16 0 2,477 96% 69%

Barrancas 362 275 98 90 0 0 0 0 188 0 0 188 76% 52%

Buchitolo 380 369 15 240 0 0 0 0 255 0 1 256 97% 67%

Boyacá 311 235 9 171 0 0 0 0 180 0 1 181 76% 58%

Buenaventura 85,171 74,995 24,180 8,080 4,584 475 0 0 37,319 71 3 37,393 88% 44%

Buga 33,592 31,506 5,068 11,417 4,698 1,242 688 9 23,122 369 10 23,501 94% 69%

Bugalagrande 3,500 3,244 658 1,471 504 0 0 0 2,633 31 0 2,664 93% 75%

Caicedonia 7,476 7,323 115 3,239 1,922 147 10 0 5,433 78 5,511 98% 73%


ANEXOSpágina 181


Cali 631,275 594,844 73,378 146,165 163,100 51,055 40,996 12,184 486,878 9,176 208 496,262 94% 77%

Campo Alegre 920 714 55 300 0 0 0 0 355 2 0 357 78% 39%

Campo Alegre (Andalucía) 514 434 91 130 1 0 0 0 222 0 0 222 84% 43%

Campo Alegre (Cerrito) 240 164 27 64 0 0 0 0 91 1 0 92 68% 38%

Candelaria 5,022 4,875 542 2,038 1,205 0 0 0 3,785 44 0 3,829 97% 75%

Cantalomota 168 136 58 15 0 0 0 0 73 0 0 73 81% 43%

Cartago 39,061 37,494 4,139 8,800 12,575 2,136 430 156 28,236 234 2 28,472 96% 72%

Cascajal 1 174 107 0 70 0 0 0 0 70 0 1 71 61% 40%

Cascajal 2 361 320 156 104 0 0 0 0 260 1 0 261 89% 72%

Cerrito 10,170 9,645 2,654 4,301 513 6 0 0 7,474 88 1 7,563 95% 73%

Costa Rica 1,234 1,160 293 624 2 0 0 0 919 9 0 928 94% 74%

Darién 4,514 4,164 622 1,334 35 0 0 0 1,991 0 0 1,991 92% 44%

Domingo Largo 147 137 98 1 0 0 0 0 99 0 0 99 93% 67%

El Arenal 361 301 70 164 0 0 0 0 234 0 0 234 83% 65%

El Cabuyal 1,356 1,216 388 447 1 0 0 0 836 1 0 837 90% 62%

El Carmelo 2,307 2,132 613 886 0 0 0 0 1,499 25 2 1,526 92% 65%

El Guaval 198 156 62 0 0 0 0 0 62 1 1 64 79% 31%

El Placer 3,780 3,679 732 1,821 14 0 0 0 2,567 19 0 2,586 97% 68%

El Tiple 429 385 52 213 0 0 0 0 265 0 0 265 90% 62%

El Tunal 83 4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5% 0%

El Vergel 226 130 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 58% 0%

El Vínculo 662 557 58 394 1 0 0 0 453 0 1 454 84% 68%





Florida 12,558 12,065 3,507 4,855 940 0 0 0 9,302 56 0 9,358 96% 74%

Ginebra 2,952 2,806 485 1,234 385 3 0 0 2,107 30 0 2,137 95% 71%

Guabas 681 640 112 339 0 0 0 0 451 0 0 451 94% 66%

Guabitas 930 864 209 401 0 0 0 0 610 0 0 610 93% 66%

Guacarí 5,547 5,331 1,006 3,082 75 0 0 0 4,163 41 2 4,206 96% 75%

Guayabal 252 233 13 121 1 0 0 0 135 1 0 136 92% 54%

Hormiguero 1,474 1,342 111 349 440 70 64 0 1,034 1 0 1,035 91% 70%

Irupac 102 101 42 19 0 0 0 0 61 0 0 61 99% 60%

Jamundí 27,274 23,749 802 11,955 5,090 1,845 29 0 19,721 234 2 19,957 87% 72%

Juanchito (Candelaria) 799 349 154 31 0 0 0 0 185 8 8 201 44% 23%

Juanchito (Palmira) 4,321 3,973 2 2,394 0 0 0 0 2,396 9 0 2,405 92% 55%

La Bolsa 120 88 17 64 0 0 0 0 81 0 0 81 73% 68%

La Campesina 221 212 129 9 0 0 0 0 138 0 0 138 96% 62%

La Dolores 436 364 16 149 0 0 0 0 165 3 3 171 83% 38%

La Gloria 112 108 16 13 0 0 0 0 29 0 0 29 96% 26%

La Paila 1,753 1,629 2 1,340 0 0 0 0 1,342 12 0 1,354 93% 77%

La Regina 339 291 72 125 0 0 0 0 197 0 0 197 86% 58%

La Tupia 201 175 1 135 0 0 0 0 136 0 0 136 87% 68%

La Unión 8,430 8,094 4,166 1,856 332 0 0 0 6,354 62 1 6,417 96% 75%

La Victoria 3,041 3,010 993 1,385 60 0 0 0 2,438 21 0 2,459 99% 80%

Limones 131 131 67 13 0 0 0 0 80 0 0 80 100% 61%

Lucero 120 99 46 27 0 0 0 0 73 0 0 73 83% 61%


ANEXOSpágina 183


Madre Vieja 98 89 51 17 0 0 0 0 68 0 0 68 91% 69%

Matapalo 104 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1% 0%

Monte Grande 127 27 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 21% 0%

Montebello 3,300 2,739 701 433 0 1 0 0 1,135 6 0 1,141 83% 34%

Nariño 902 884 9 704 0 0 0 0 713 1 0 714 98% 79%

Navarro 192 192 0 0 0 152 0 0 152 0 0 152 100% 79%

Obando 2,803 2,704 957 998 7 0 0 0 1,962 13 0 1,975 96% 70%

Overo María 298 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1% 0%

Pájaro de Oro 79 72 38 13 0 0 0 0 51 0 0 51 91% 65%

Palmar Guayabal 127 122 22 50 0 0 0 0 72 0 0 72 96% 57%

Palmira 76,238 70,843 2,755 31,072 16,872 4,205 572 3 55,479 606 16 56,101 93% 73%

Palomestizo 66 62 0 2 0 0 0 0 2 0 0 2 94% 3%

Pedregal 422 315 172 2 0 0 0 0 174 0 0 174 75% 41%

Poblado Campestre 3,466 3,217 40 661 1,702 0 0 0 2,403 11 0 2,414 93% 69%

Potrerito 788 751 115 312 0 0 0 0 427 3 0 430 95% 54%

Pradera 11,920 10,991 3,327 4,213 1,119 1 0 0 8,660 71 0 8,731 92% 73%

Quebrada Seca 514 430 184 110 13 1 0 0 308 0 0 308 84% 60%

Riofrío 2,344 2,193 724 597 99 0 0 0 1,420 2 0 1,422 94% 61%

Roldanillo 8,411 7,940 1,800 3,264 1,155 81 0 0 6,300 55 1 6,356 94% 75%

San Antonio de los Caballeros 1,884 1,874 1,350 4 0 0 0 0 1,354 4 0 1,358 99% 72%

San Isidro 319 302 71 102 1 0 0 0 174 0 0 174 95% 55%

San Joaquín 944 902 100 519 0 0 0 0 619 3 0 622 96% 66%




San Luis 374 255 52 79 1 0 0 0 132 1 0 133 68% 35%

San Pedro 1,827 1,667 325 815 359 9 0 0 1,508 15 2 1,525 91% 83%

San Pedro (La Victoria) 175 167 99 15 0 0 0 0 114 0 0 114 95% 65%

Santa Elena 1,532 1,299 184 486 3 0 0 0 673 6 0 679 85% 44%

Sevilla 9,502 9,120 1,865 3,551 1,537 54 0 0 7,007 90 2 7,099 96% 74%

Sonso 1,231 1,094 64 760 0 0 0 0 824 3 0 827 89% 67%

Todos los Santos 378 344 78 238 0 0 0 0 316 0 0 316 91% 84%

Toro 3,091 419 7 13 0 0 0 0 20 0 0 20 14% 1%

Trujillo 2,983 2,793 237 672 283 0 0 0 1,192 2 0 1,194 94% 40%

Tuluá 50,674 47,663 3,480 18,587 11,716 2,240 1,637 6 37,666 415 3 38,084 94% 74%

Vijes 2,523 1,283 29 319 9 0 0 0 357 0 0 357 51% 14%

Villagorgona 7,026 6,427 2,172 2,876 1 0 0 0 5,049 31 1 5,081 91% 72%

Yumbo 25,369 21,919 3,257 9,580 2,190 0 0 0 15,027 268 40 15,335 86% 59%

Zabaletas 102 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7% 0%

Zanjón Hondo 601 462 47 305 6 1 0 0 359 0 0 359 77% 60%

Zaragoza 1,189 1,139 137 751 105 0 0 0 993 2 0 995 96% 84%

Zarzal 8,886 8,162 1,399 4,075 884 5 0 0 6,363 65 2 6,430 92% 72%


ANEXOSpágina 185

Glosario de términos, siglas y factores de conversión

Concepto Descripción

Aire propanado Gas perteneciente a la segunda familia de los gases combustibles con una mezcla de 60% volumen de propano y 40% volumen de aire.Benchmark Comparativo que se realiza para diferentes negocios que guardan cierta similitud o dentro de un mismo tipo de negocio, para diferentes empresas.Ciclo abierto Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible, solo se da en primera fase en donde los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad.Ciclo combinado Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad; en la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad.Cobertura efectiva Cálculo porcentual determinado por los usuarios residenciales conectados dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.Cobertura potencial Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica.Coselles Sistema diseñado para el almacenamiento de GNC a altas presiones.Distribución - comercialización Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de gas. Es de gas el agente encargado del transporte de gas combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario. Además, estas empresas son comercializadores cuya actividad es el suministro de gas combustible a título oneroso.Distribución - comercialización de Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de energía eléctrica energía eléctrica. Los distribuidores ejercen simultáneamente las actividades de comercialización.EMBIG Emerging Markets Bond Index Global. Índice del mercado expres basado en JP Morgan.Fracturamiento hidráulico Proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado bajo alta presión de hasta 20,000 psi para lograr la rotura artificial de la roca reservorio con el fin de aumentar la permeabilidad y la producción.Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser calificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).Gas combustible Cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC - 3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

Glosario de términos




Gas de areniscas Tight gas.Gas de lutitas Shale gas.Gas in situ Estimación del volumen total de gas en el subsuelo antes de que se haya obtenido producción alguna. Incluye el gas ya descubierto y producido y estimaciones de gas que aún no se ha descubierto a través de actividades futuras de exploración.Gas licuado de petróleo Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente por propano y butano, extraído del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas, que se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuye principalmente en cilindros y redes urbanas. Gas metano de carbón Fuente de gas no convencional, se obtiene a partir de la extracción del metano contenido en las capas de carbón. Las técnicas para la extracción de gas proveniente de estos yacimientos no convencionales difieren de aquellos utilizadas en los yacimientos convencionales de gas natural.Gas natural Mezcla de gases de composición variable que se encuentra en función del yacimiento del que se extrae. Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90% o 95%, puede contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.Gas natural licuado Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Se almacena a -161oC y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura.Gas natural vehicular Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.Gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.Gasoductos dedicados Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar servicios de transporte a terceros.Gasoductos embebidos Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que se encuentran por razones técnicas de operación, integrados a otros sistemas de transporte de propiedad de una persona natural o jurídica diferente.Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, USA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).Hidratos de metano Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que son los que más abundan en estado natural. Los hidratos de metano constituyen una fuente energética alternativa de gran proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamente duplican las reservas convencionales actualmente reconocidas para los recursos energéticos fósiles.


ANEXOSpágina 187


Intensidad energética Cantidad de energía necesaria para producir una unidad de producto o riqueza.Interconexión internacional Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o la exportación de gas natural. OPACGNI Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad con plantas térmicas que utilicen gas natural importado.Parejas de cargos regulados Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones.Pie cúbico Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.Población activa Sumatoria de la población ocupada más la población desempleada. Población en edad de trabajar Personas ocupadas más personas desempleadas mayores de 16 años, o la población activa mayor de 16 años.Población inactiva Personas que no tienen trabajo y tampoco lo están buscando. Población ocupada Personas con empleo.Pozos A3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada.psi Unidad de presión, cuyo valor equivale a una libra por pulgada cuadrada. Su significado en inglés es pounds per square inch.Recursos Los recursos minerales son una concentración u ocurrencia de material de interés económico intrínseco en o sobre la corteza de la tierra en forma y cantidad en que haya probabilidades razonables de una eventual extracción económica.Región Andina Incluye a Bogotá, los departamentos de Antioquia, Arauca, Boyacá, Cundinamarca, Huila, Risaralda, Quindío, Caldas, Santander, Norte de Santander y Tolima. Región Caribe Incluye los departamentos de La Guajira, Atlántico, Cesar, Magdalena, Bolívar, Sucre y Córdoba.Región Orinoquía y Amazonía Incluye los departamentos de Caquetá, Casanare, Meta y Guaviare. Región Pacífica Incluye los departamentos de Valle del Cauca, Cauca, Nariño y Chocó.Regional Hace referencia a un gasoducto regional, o sistema regional de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se definen como gasoductos o grupo de gasoductos del sistema nacional de transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de sistemas troncales de transporte.Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada.





Reservas probadas Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad por parte de la ANH a través de actos administrativos.Reservas no probadas Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas como probadas.Reservas probadas desarrolladas Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes.Reservas probadas no desarrolladas Volúmenes que se espera recuperar, bien a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, o por la profundización de pozos existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de nuevas tecnologías.Reservas probables Aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables. Reservas posibles Aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilisticos, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales utilizado como un indicador de madurez térmica.Sísmica Mecanismo de adquisición de nueva información geológica estratégica en una actividad exploratoria.Tasa desempleo Relación porcentual entre el número de personas desocupadas y la población económicamente activa . Tasa empleo Relación porcentual entre la población ocupada y la población en edad de trabajar.Tonelada equivalente de Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos.petróleo


ANEXOSpágina 189


TOC Índice necesario para que un área sea prospectiva, el cual debe ser igual o superior al 2%. Materiales orgánicos, tales como fósiles de microorganismos y materia vegetal, proporcionan los átomos de carbono, oxígeno e hidrógeno, necesarios para crear gas natural y petróleo.Transporte de gas Actividades ejecutadas por los transportadores desde un punto de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional de transporte y que reúnen las siguientes condiciones: 1. Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte, siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y 2. Que realice la venta del servicio de transporte a cualquier agente mediante contratos de transporte.Transmisión Transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión.Troncal Hace referencia a un gasoducto troncal, o sistema troncal de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se define como gasoducto o grupo de gasoductos de un sistema de transporte, diámetros iguales o superiores a 16".Usuarios anillados Usuarios que técnicamente están habilitados para conectarse al servicio de gas natural, en caso de que así lo deseen.Usuarios conectados Usuarios que adquirieron los derechos de conexión, frente al distribuidor de gas.Usuarios potenciales Usuarios que reporta el Ministerio de Minas y Energía con base en el catastro del municipio o localidad, en algunos casos no corresponde a fuente oficial. De igual manera, en el reporte se ajustó la información publicada por Minminas, teniendo en cuenta que los usuarios potenciales deben ser iguales o superiores a los usuarios anillados y conectados.Yacimientos convencionales Yacimientos que pueden ejecutarse o ser producidos a tasas económicas de flujo, lo cual podrá llevar a la producción de ciertos volúmenes económicos de hidrocarburos.Yacimientos no convencionales Todos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de estimación, fracturamiento y recuperación.




Abreviaturas y siglas


ACOLGEN Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica AGA Asociación Americana del Gas (American Gas Association) AIE Agencia Internacional de Energía ANH Agencia Nacional de HidrocarburosANI Agencia Nacional de Infraestructura ANSI Instituto Nacional Americano de Normalización (American National Standards Institute) AOM Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento ASE Áreas de Servicio Exclusivo ASNE Áreas de Servicio No Exclusivo BBL Barril BEO Boletín Electrónico de Operaciones Bm3 Billones de metros cúbicos BOMT Build Operate Maintenance and Transfer BP British Petroleum Btu Unidades térmicas británicas CBM Coal Bed Methane CCO Complejo Criogénico de Occidente CDP Capacidad Disponible Primaria CENAC Centro de Estudios de la Construcción y el Desarrollo Urbano Regional Cepal Comisión Económica para América Latina y el Caribe CI Costo de interrupción del servicio de gas


CMMI Council of Mining and Metallurgical Institutions CND Centro Nacional de Despacho CNE Comisión Nacional de Energía CNO Consejo Nacional de Operación CO2 Dióxido de carbono COGB Centro de Operaciones del Gasoducto Ballena - Barrancabermeja CONPES Consejo Nacional de Política Económica y Social CPC Centro Principal de ControlCRE Comisión de Regulación de Energía CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas Cte Corriente CTL Coal To Liquid DAFP Departamento Administrativo de la Función Pública DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas DEA Data Envolvement Analysis (Análisis Envolvente de Datos) DES Duración Equivalente de Interrupción del Servicio DNP Departamento Nacional de Planeación DOE Department of Energy Of United States DTF Depósito a término fijo Dt Cargo de distribución E.A. Efectivo anual Ecogas Empresa Colombiana de Gas

ANEXOSpágina 191



EDS Estaciones de servicio EEB Empresa de Energía de Bogotá EIA Energy Information Administration (USA) E&P Contratos de exploración y producción de la ANH EMBIG Emerging Markets Bond Index Global ENAP Empresa Nacional de Petróleos ESMAP Energy Sector Management Assistance Program ESP Empresa de Servicios Públicos EUA o USA Estados Unidos de América FECF Fondo Especial Cuota de Fomento FEN Financiera Eléctrica Nacional FERC Federal Energy Regulatory Commission FMI Fondo Monetario Internacional FNR Fondo Nacional de RegalíasFOB Free on Board FSSRI Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos Gl Galón g/GJ Gramo contaminante por gigajoules de combustible consumido GLP Gas Licuado de Petróleo GNC Gas Natural Comprimido GN Gas Natural GNI Gas Natural Importado


GNL/LNG Gas Natural Licuado (Liquid Natural Gas) GNV o GNCV Gas natural vehicular Gasoriente Gas Natural del Oriente Gastol Gasoducto del Tolima Gpcd Giga pie cúbico diario Gwh Gigawatts hora ha Hectárea hp Horses Power (caballos de fuerza) IANGV International Association for Natural Gas Vehicles IEA International Energy Agency IGAC Instituto Geográfico Agustín Codazzi IGCC Integrated Gasification Combined Cycle In Inch (pulgada) IO Índice de Odorización IPC Índice de Precios al Consumidor IPLI Índice de Presión en Líneas Individuales IPP Índice de Precios al Productor IRST Índice de Respuesta a Servicio Técnico ISA Interconexión Eléctrica SAIVA Impuesto al Valor Agregado JNT Junta Nacional de Tarifas km Kilómetro/kilómetros





Kpc Mil pies cúbicos Kst Cargo de ajuste a la fórmula tarifaria Kv Kilovoltios Kwh Kilovatios hora l Litro/litrosm Metro/metros m2 Metros cuadrados m3 Metros cúbicos Mbd Miles de barriles por día Mbtu Millones de unidades térmicas británicas MCIT Ministerio de Comercio Industria y Turismo Mha Millones de hectáreas Minminas o MME Ministerio de Minas y Energía Ml Millones de Litros mm Milímetros Mm3 Millón de metros cúbicos Mpcd Millón de pies cúbicos diarios MRV Mercados Relevantes Virtuales Mst Cargo promedio máximo por unidad Mtep Millones de toneladas equivalentes de petróleo m.v. Mes vencido MWh Megavatios hora


MW Megavatios Naturgas Asociación Colombiana de Gas NaturalNSU Nivel de Satisfacción del Usuario NTC Norma Técnica Colombiana NYMEX New York Mercantile Exchange OCG Opción de Compra de Gas OEF Obligaciones de Energía Firme OPAGGNI Opción para participar en las asignaciones del cargo por confiabilidad con plantas o unidades térmicas que utilicen gas natural importado. OR Operador de Red PAC Programa Anual de Caja Pcd Pie cúbico día PDOF Producción Disponible para Ofertar en Firme PDVSA Petróleos de Venezuela SA Pemex Petróleos Mexicanos PEN Plan Energético Nacional PGN Presupuesto General de la Nación PIB Producto Interno Bruto PNG Pressurised Natural Gas (Gas Natural Presurizado) PNI Programa de Nuevas Inversiones PPI Producer Price IndexPQR Peticiones, Quejas y Reclamos

ANEXOSpágina 193



psi Pounds per square inch Pulg Pulgada Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales RSC Responsabilidad Social Corporativa RSE Responsabilidad Social Empresarial RUT Reglamento Único de Transporte SDL Sistema de Distribución Local SGR Sistema General de Regalías SIC Superintendencia de Industria y ComercioSIN Sistema Interconectado Nacional SNG Syntetic Natural Gas (Gas Natural Sintético) SNT Sistema Nacional de Transporte SRT Sistema Regional de Transporte SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios STM Sistema de Transporte Masivo STTMP Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros STN Sistema de Transmisión Nacional (Energía Eléctrica) STT Sistema Troncal de Transporte SUI Sistema Único de Información T.A. Trimestre Anticipado TEA Contratos de Evaluación Técnica de la ANHTEP Tonelada equivalente de petróleo


TGI Transportadora de Gas Internacional THT Tetra Hidro Tiofeno Tkc Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad Tkv Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen TOC Total Organic Carbon Tpc Tera pies cúbicos Trim Trimestre TRM Tasa Representativa del Mercado UPME Unidad de Planeación Minero Energética USA United States of America US$ Dólares US$ MM Millones de dólares WACC Weighted Average Cost of Capital WTI West Texas Intermediate $000 Miles de pesos colombianos $MM Millones de pesos colombianos# Número


Unidades de volumen/capacidad Unidad Combustible Poder calorífico - MBTU (*)

Metro cúbico - m3 Gas natural 35.31 Tonelada Bagazo 452,000.00 Metro cúbico - m3 Biogás 18.00 Tonelada Carbón 30.40 Tonelada Coque de carbón 32.40 Tonelada Diesel 434,000.00 Kilo Watt hora - kW h Electricidad 3.44 Tonelada Fuel oil 408,000.00 Galón GLP 93.57 Tonelada Gasolina de motor 452,000.00 Metro cúbico - m3 Leña 5.66 Tonelada Queroseno 441,200.00

Factores de conversión

Metro cúbico - m3

Metro cúbico - m3

Metro cúbico - m3

Metro cúbico - m3

Metro cúbico - m3

Metro cúbico - m3

6.2898104264.28

1,00035.31467

61,024 1.308

Barriles - bblGalones - GalLitros - lPies cúbicos - pcPulgadas cúbicas - in3

Yardas cúbicas - yd3

Unidades de masa

Kilogramo - kgKilogramo - kgKilogramo - kg

20.001

35.274

Libras - LbToneladas - TonOnzas - On

Unidades de energía

British Thermal Unit - BtuBritish Thermal Unit - BtuBritish Thermal Unit - BtuBritish Thermal Unit - Btu

2521,055.06

0.0000000250.293072222

Calorías - CalJoules - JTonelada Equivalente de Petróleo - tep Watt hora - W h

Factores de conversión entre combustibles

(*) Se basa en supuestos de contenido energético.


ANEXOSpágina 195

Directorio Internacional

Directorio sectorial

Empresa Ciudad País Dirección Teléfono

Asociación Brasilera de Empresas Distribuidoras de Gas -Abegás - Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - CEP: 20050-005 (21) - 3970-1001Agencia Reguladora de Energia y Saneamiento Básico de Río de Janeiro -AGENERSA- Rio de Janeiro Brasil Av. Treze de Maio # 23 (Edifício Dark) – Centro – RJ – CEP 20031-902 (21) - 2332-6469 Agencia de Hidrocarburos Rio de Janeiro Brasil Centro - Rio de Janeiro - RJ - 20031-201 (21) - 3804-0000Agencia Nacional de Energía Eléctrica -ANEEL- Brasilia Brasil SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar (55) - 61-21928714Agencia Nacional de Petróleo -ANP- Rio de Janeiro Brasil Avenida Río Branco # 65 - 13 (55) - 21-21128370Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329634Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos San José Costa Rica Apdo. 936 - 1000- Sabana Sur (506) - 2200102Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -ANSP- Panamá Panamá Vía España, Edificio Office Park (507) - 5084624Comisión Nacional de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329618Comisión Nacional de Energía -CNEE- Guatemala Guatemala 4º Avenida, 15-70 Zona 10 Edificio Palladium (502) - 23664218Comisión Nacional de Energía Santiago Chile Alameda 1449, pisos 13 y 14 Edificio Santiago Dowtown II (56) - 2 - 3656800Comisión Nacional de Energía -CNE- Santo Domingo República Dominicana Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches (1) - 809 - 7322000Comisión Reguladora de Energía -CRE- México D. F. México Avda. Horacio 1750, Colonia Los Morales (52) - 55 - 52831550Enargas Buenos Aires Argentina Suipacha # 636 (54) -11- 43252500Energy Information Administration Washington Estados Unidos National Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585 (1) -202/586 - 0727International Asociation for Gas Natural Vehicles Auckland Nueva Zelanda PO Box 128446, Remuera, Auckland (64) - 9 - 523 3567Ministerio de Energía y Minas Guatemala Guatemala Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas (502) - 24424999Ministerio de Industria, Energía y Minería Montevideo Uruguay Paysandú s/n esq. Av. Libertador Brig Gral Lavalleja (598) - 2 - 9008533Olade Quito Ecuador Av Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos (593) - 2 - 2598-122Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERG- Lima Perú Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar (51) - 1 - 2193409



Directorio Internacional

Empresa Ciudad País Dirección Teléfono

SIGET San Salvador El Salvador 6ª 10ª Calle Poniente y 37 (503) - 22574412Superintendencia de Competencia San Salvador El Salvador Edificio Madreselva 1er nivel (503) - 25236600Superintendencia de Electricidad La Paz Bolivia Avda 16 de Julio (El Prado) 1571 (591) - 2 - 2312401Superintendencia de Electricidad Santo Domingo República Dominicana Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches (1) - 809 - 6832500Superintendencia de Hidrocarburos La Paz Bolivia La Paz, Bolivia Correo Central (591) - 2 - 2434000Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua Montevideo Uruguay C/ Yaguarón 1407, piso 811 (598) - 2 - 9082221

Fuente: V Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética "Aspectos jurídicos de la regulación y funcionamiento de los sectores de energía".

ANEXOSpágina 197

Directorio nacional

Ciudad Dirección Teléfonos Página web Entidades gubernamentales Agencia Nacional de Hidrocarburos Bogotá Carrera 7 # 71 - 21 Torre A, piso 2 (571) 3174405 - (571) 3174404 www.anh.gov.coAgencia Nacional de Infraestructura Bogotá Calle 26 # 59 - 51 Torre 3 Torre B, piso 2 Centro Empresarial Sarmiento Angulo (571)3791720 www.ani.gov.co/Banco de La República Bogotá Entrada principal: carrera 7 # 14 - 78 (571) 343 1111 www.banrep.gov.coCREG Bogotá Av. Calle 116 # 7-15. Edifico Cusezar Int. 2, of. 901 (571) 6032020 - 018000512734 www.creg.gov.coDANE Bogotá Carrera 59 # 26 - 70 Interior 1 - CAN (571) 5978300 - (571) 5978399 www.dane.gov.coMinisterio de Minas y Energía Bogotá Calle 43 # 57 - 31 CAN (571) 220 0300 www.minminas.gov.coSSPD Bogotá Carrera 18 # 84 - 35, piso 4 (571) - 6913005 www.superservicios.gov.coUPME Bogotá Carrera 50 # 26 - 20 018000911729 - (571) 2220601 www.upme.gov.co

Otras entidades CNO Gas Bogotá Avenida El Dorado # 68 C-61, of. 532 (571) 6121464 - (571) 2145433 www.cnogas.org.coCorficolombia Bogotá Carrera 13 # 26 - 45, piso 8 018000522238 - (571) 286 33 00 www.corficolombiana.comEcopetrol Bogotá Edificio Principal Carrera 13 # 36 - 24 (571) 2344000 www.ecopetrol.com.coGazel Bogotá Carrera 7 # 75 - 51 Bogotá - Colombia (571) 3175353 www.terpel.com/en/home- Productos-y-Servicios/ Industria-GNVNaturgas Bogotá Calle 72 # 10 -70 Torre A, of. 705 (571) 2124543 - (571) 2170713 www.naturgas.com.co



Ciudad Dirección Teléfonos Página web Empresas productoras B.P. Exploration Co. (Colombia) Ltda. Bogotá Carrera 9A # 99 - 02, piso 7 (571) 6284000 www.bogota.cpweb.bp.comCanacol Energy Colombia SA Bogotá Calle 113 # 7 - 45 Torre B, of. 1501 (571) 6211747 www.canacolenergy.comChevron Texaco Petroleum Company Bogotá Calle 100 # 7A - 81 (571) 6107366 - (571) 2578400 www.texaco.comEmpresa Colombiana de Petróleos SA Bogotá Carrera 13 # 36 - 24 (571) 2344000 - (571) 2880071 www.ecopetrol.com.coEquion Energia Ltda. Bogotá Carrera 9 A # 99 - 02, piso 7 (571) 6284700 www.equion-energia.comGeoproduction OIL & Gas Company of Colombia Bogotá Calle 98 # 22 - 64, of. 507 (571) 6360723 http://www.geoproduction.comHocol SA Bogotá Carrera 7 # 71-21 Torre A, piso 2 (571) 3174405 - (571) 3174404 www.hocol.com.coInteroil Colombia E & P Bogotá Carrera 7 # 114 - 43, of. 1202 (571) 6205450 www.interoil.com.coMercantile Colombia Oil And Gas Bogotá Carrera 6 # 115 - 65 zona F, of. 506 (571) 6121464 - (571) 2145433 [email protected] Stratus Energy Colombia Ltd Bogotá Calle 99 9 A - 54 Torre 3, of. 1402 (571) 6283970 www.pacificrubiales.com.coPerenco Colombia Ltda. Bogotá Carrera 7 # 71 - 52 Torre A, piso 12 (571) 3264800 www.perenco.com Petrobras Colombia Limited Bogotá Carrera 7 # 71 - 21 Torre B, piso 17 (571) 3135000 - (571) 3135087 www.ecopetrol.com.coPetróleos del Norte SA Bogotá Av. Calle 127 # 6a - 76, of. 503 (571) 16279621 www.petronor.comPetrosantander (Colombia) Inc. Bogotá Calle 70 # 7 - 60, of. 601 (571) 3451766 www.petrosantander.com.coUnión Temporal Omega Energy Bogotá Carrera 9 # 113 - 52 Edificio Torres Unidas 2, pisos 9 y 21 (571) 7423338 www.omegaenergy.co

Directorio nacional

ANEXOSpágina 199

Directorio nacional

Ciudad Dirección Teléfonos Página web Empresas transportadoras Coinogas Floridablanca Calle 31A # 26 - 15 of. 711 Centro Empresarial La Florida Cañaveral (577) 6782165 http://coinogas.comProgasur Neiva Calle 7 # 8 - 79 Edificio Centro Empresarial del Huila, local 3 (578) 8714416 Ext 136, (578) 8710632 www.progasur.com.coPromigas Barranquilla Calle 66 # 67 - 123 (575) 3713444 - 3713555 www.promigas.com.coTGI Bucaramanga Carrera 34 # 41 - 51 (5776) 6320002 www.tgi.com.coTranscogas Bogotá Calle 71 # 11 - 10 of. 204 (571) 6090187 www.transcogas.com.coTransgastol Ibagué Carrera 5 # 38 - 14 of. 203 (578) 2648447 - 2646820 www.transgastol.comTransmetano Medellín Calle 29 # 41 – 105 Edificio S.O.H.O. of. 901 (574) 4447072 - 3317473 www.transmetano.com.coTransoccidente Cali Calle 64 N # 5 BN - 146 of. 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.coTransoriente Bucaramanga Carrera 27 # 36 - 14 (5776) 6347177 - 6347234 www.transoriente.com.co

Empresas distribuidorasAlcanos de Colombia Neiva Carrera 9 # 7 - 25 (578) 8714416 www.alcanosesp.comEPM Medellín Carrera 58 # 42 - 125, piso 12 (574) 83808080 www.epm.com.coEspigas Bucaramanga Centro comercial - Cabecera II Etapa A601N (5776) 6434005 [email protected] de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 # 22 - 46 (577) 6228145 - 6228587 [email protected] del Caribe Barranquilla Carrera 54 # 59 - 144 (575) 3306000 - 3612499 www.gasesdelcaribe.comGases del Cusiana Yopal Carrera 20 # 18 - 66 (578) 6357951 [email protected] de La Guajira Riohacha Carrera 15 # 14 C - 33 (575) 7273464 - 7273343 [email protected] de Occidente Cali Centro comercial Chipichape Bodega 2, piso 3 (572) 4187300 - 6847300 [email protected] del Oriente Cúcuta Avenida 0 # 6 - 06 (5775) 5752545 [email protected]


Ciudad Dirección Teléfonos Página web Empresas distribuidoras Gases del Quindío Armenia Carrera 14 # 18an - 08 (5767) 7496969 - 7497878 [email protected] del Risaralda Pereira Carrera 12 # 3 - 23 (576) 3315555 - 3316666 [email protected] Natural Bogotá Calle 71 A # 5 - 38 (571) 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.coGas Natural Cundiboyacense Bogotá Carrera 10 # 9 - 08 (571) 8637966 ext 116 [email protected] Natural del Centro Manizales Carrera 23 # 63 - 61 (576) 8860626 - 8857710 [email protected] Natural del Cesar Bucaramanga Carrera 37 # 37 - 27 (5776) 6437862 - 6437148 www.gasnacer.comGasoriente Bucaramanga Diagonal 13 # 60 A - 54 (5776) 6443888 - 6443382 [email protected] Villavicencio Calle 47 A # 30 - 08 (578) 6643030 [email protected] Acacías - Meta Carrera 23 # 18 - 24 (578) 6569555 www.madigas.com.coMetrogas Floridablanca Calle 29 # 25 - 72 of. 503 (577) 6384526 - 6384935 [email protected] Bucaramanga Calle 51 # 23 - 62 (5776) 6477302 - 6478307 [email protected] Surtigas Cartagena Calle 31 # 47 - 30 (575) 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co

Directorio nacional


ANEXOSpágina 201

Documentos

Bibliografía

ABEGAS. Relatoría Mercado y Distribución, Octubre – Noviembre 2012.

Alcaldía de Medellín. En XVI Congreso Naturgas: Medellín ciudad habitada por la vida, que se reinventa todos los días. Marzo 2013.

Ángela Cadena, Beatriz Herrera, Guillermo González y Sandra Leyva, UPME. En XVI Congreso Naturgas: Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2013 – 2022. Marzo 2013.

ANH. Indicadores de gestión y estadísticas de la industria. Diciembre 2012.

Álvaro Vargas, HOCOL. En XVI Congreso Naturgas: La Apuesta Exploratoria de Gas en el VIM. Marzo 2013.

Banco de la República de Colombia. Subgerencia de Estudios Económicos, Balanza de Pagos. 1994 – 2012.

Banco Central de Chile. Indicadores diarios, Libor 180 días, Dólar (porcentaje), 2007 -2012.

BP. Statistical Review of Wolrd Energy Full Report, 2013.

César González, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. En XVI Congreso Naturgas: Recursos Públicos y Tarifas de Gas Combustible. Marzo 2013.

Corficolombiana. Informe Perspectivas Económicas Corficolombiana, Proyecciones 2013: Al infinito y más allá. Diciembre 2012.

Corficolombiana. Pronósticos Principales Variables Económicas Colombianas. Abril 2013.

CREG. Avances en la Regulación del Servicio de Gas Natural. Marzo 2013.

CREG. Precio Referencia del Gas Natural. Febrero – Julio 2013.

CREG. Resoluciones expedidas en Junio – Diciembre 2012 y Enero – Mayo 2013.

DANE. Índice de Precios al Consumidor (IPC), Variaciones porcentuales 1998 – 2013.

DANE. Índice de Precios al Productor (IPP) - Base 2006. Mayo 2013.

DANE. Producto Interno Bruto trimestral por ramas de actividad económica, Cuarto trimestre de 2012. Marzo 2013.

DIAN – DANE. Balanza Comercial anual 1995 – 2013.


Bibliografía

Documentos

DIAN – DANE. Balanza Comercial Mensual 2007 – 2013.

DIAN – DANE. Exportaciones 1992 – 2013.

DIAN – DANE. Importaciones según clasificación CUODE 1999 – 2013.

Ecopetrol. Cifras PHP. Junio 2013.

Ecopetrol. Cifras Reservas. Diciembre 2010 – 2012.

Ecopetrol. Mapa Gasoductos y Campos de Gas Natural en Colombia. Mayo 2013.

EIA. Reporte Anual Reservas Probadas U.S.A. Diciembre 2010.

ENARGAS. Informe Evolución Patrimonial y Económica de las Licenciatarias de Gas ($ MM). 2011.

ENARGAS. Informe Sistema de Transporte de Gas. 2008.

Gas Natural U.S. Gráfico: Consumo de Gas Natural por Sector. Junio 2013.

Gobierno de Chile. Valores Consumos Tipo de Gas Natural. Mayo 2013.

Grupo Bancolombia. Actualización de Proyecciones para las Principales Variables Económicas. Febrero 2013.

Grupo Energía de Bogotá. En XVI Congreso Naturgas: Competitividad del Gas Natural. Marzo 2013.

HELM. Pronósticos Principales Variables Económicas Colombianas. Mayo 2013.

Leonardo Villar, Fedesarrollo. En XVI Congreso Naturgas: Contexto Internacional y Perspectivas de la Economía Colombiana. Marzo 2013.

Ministerio de Minas y Energía. Balance de Gas por Campo, Diciembre 2012.

Ministerio de Minas y Energía. Balance de Gas por Departamento, Diciembre 2012.

Ministerio de Minas y Energía. Cobertura del Servicio de Gas Natural, Diciembre 2012.

ANEXOSpágina 203

Documentos

Ministerio de Minas y Energía. Consolidado estadístico de Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular. Diciembre 2012.

Ministerio de Minas y Energía. Producción Fiscalizada de Gas por Campo. Diciembre 2012.

Ministerio de Minas y Energía. Relación de Vehículos Convertidos a Gas Natural Vehicular. Diciembre 2012.

NATURGAS. XVI Congreso Naturgas: Competitividad del Gas Natural: Logros y Retos. Marzo 2013.

Orlando Cabrales, Ministerio de Minas y Energía. En XVI Congreso Naturgas: Producción, Reservas y Prospectividad del Gas en Colombia. Marzo 2013

Pacific Rubiales Energy. En XVI Congreso Naturgas: Potencial Exploratorio de Gas de Colombia. Marzo 2013.

Prensa Vehicular. Las estadísticas del gas vehicular. Mayo 2013.

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ANEXOSpágina 205

INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2012 XIV EDICIÓN

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