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INFORME DEL SECTOR
GAS NATURAL 2014
CONTENIDO
página 05
INTRODUCCIÓN
página 09
RESUMEN
EJECUTIVO
página 19
CO N T E X TO
ECONÓMICO
página 27
E S TA D Í S T I C A S
INTERNACIONALES
D E L G A S N AT U R A L
página 43
G A S N AT U R A L
E N CO LO M B I A
28 CANASTA ENERGÉTICA
44 CIFRAS DEL SECTOR
29 RESERVAS
44 Exploración y reservas
30 PRODUCCIÓN
53 Producción y suministro
31 CONSUMO
57 Transporte de gas por redes
32 PRECIOS INTERNACIONALES
59 Distribución y comercialización
33 GAS NATURAL VEHICULAR
79 ESTUDIOS UPME
35 COMERCIO DE GNL
79 Balance de gas 2015–2023
36 CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA
83 Plan energético nacional Colombia:
40 CIFRAS NORTEAMÉRICA
Ideario energético 2050
89 CIFRAS FINANCIERAS
DE LAS EMPRESAS
90 Cifras consolidadas
91 Distribuidoras de gas natural
97 Transportadoras de gas natural
página 101
página 117
T E M ÁT I C A S R E L E VA N T E S
Y DE ACTUALIDAD
PA R A E L S E C T O R
A N E XO S
102 PRECIOS DEL GAS NATURAL
118 ACTUALIDAD REGULATORIA 2014-2015
102 Contexto
122 Normatividad Minminas
103 Marco regulatorio
123 Normatividad CREG
107 Evolución de precios en boca de pozo
128 DETALLE DE LA COBERTURA NACIONAL
109 REGULACIÓN AMBIENTAL PARA
154 GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS
INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE
109 Normatividad ambiental aplicable al sector
110 Aspectos relevantes de la licencia ambiental
110 Otros estudios conexos a la licencia ambiental
112 Requerimientos y periodos teóricos en el trámite
de licencia ambiental y conexos
114 Impacto de trámites ambientales en proyectos
de infraestructura de gas
Y FACTORES DE CONVERSIÓN
158 DIRECTORIO SECTORIAL
página 161
BIBLIOGRAFÍA
INTRODUCCIÓN
En este documento Promigas ofrece su décima sexta versión del Informe del sector Gas Natural,
versión 2014 en este caso, con el que da continuidad a la tarea prioritaria de todos estos años de
preparar un consolidado anual de la información actualizada de los avances durante el último año,
así como la investigación y el estudio de aspectos de interés general para aportar y propender
por la mejora de temas considerados complejos y que a pesar de los esfuerzos institucionales
y privados pudieran haber generado afectaciones al sector.
El informe se inicia con un Resumen ejecutivo que facilita el entendimiento general de los
principales indicadores cuantitativos más representativos del gas natural en Colombia
y continúa con el desarrollo de cuatro capítulos y sus anexos de soporte.
El primer capítulo, Contexto económico, incluye las variables macroeconómicas que se consideran
influyen en el direccionamiento del sector, algunas de forma directa y otras son indicadores que
reflejan el resultado de la economía nacional.
Las Estadísticas internacionales del gas natural, se ilustran en el segundo capítulo como un referente
indispensable para establecer comparativos de magnitud y evolución de las cifras nacionales.
Gas natural en Colombia, es el tercer capítulo conformado por dos secciones. La primera, contiene
las Cifras del sector en toda la cadena del gas natural: exploración y reservas; producción y suministro;
transporte; distribución y comercialización, e incluye al final los avances del GNL en Colombia.
La segunda, permite dimensionar la visión de futuro del sector con base en dos Estudios UPME
emitidos en el primer semestre de 2015 “Balance de gas 2015-2023” y el “Ideario energético 2050”.
Con el cuarto y último capítulo se pretende institucionalizar en el informe el desarrollo de las Temáticas
relevantes y de actualidad para el sector, con dos secciones especiales: la primera es el Precio del gas
natural, por toda la importancia que tiene para el sector la entrada en vigencia de la regulación del precio
de suministro, el cual representa un porcentaje significativo en la tarifa a usuario final, lo que genera la
necesidad de análisis del impacto en la competitividad del gas natural frente a energéticos sustitutos.
Una segunda temática que ha suscitado las opiniones de alerta del gremio y consecuentemente el
interés por la comprensión de su alcance, es el proceso de gestión requerido por la Regulación ambiental,
específicamente para la obtención de licencias ambientales en la construcción de infraestructuras de
transporte de gas natural.
RESUMEN
EJECUTIVO
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CONTEXTO ECONÓMICO
E CO N O M Í A D E CO LO M B I A
CONCEPTO
CRECIMIENTO DEL PIB
BALANZA COMERCIAL - US$MM
2010
2012
2014
4,0
4,0
4,6
(772)
1.014
(9.234)
6.430
15.039
16.054
64.738
78.763
101.231
1.914
1.768
2.392
(6,4 %)
(9,0 %)
24,2 %
VARIACIÓN IPC - FIN DE AÑO
3,2 %
2,4 %
3,7 %
VARIACIÓN IPP - FIN DE AÑO
4,4 %
(3,0 %)
6,3 %
DTF EA - FIN DE AÑO
3,5 %
5,2 %
4,4 %
11,3 %
10,2 %
9,1 %
172
112
192
INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA - US$MM
DEUDA EXTERNA - US$MM
TRM FIN DE AÑO $/US$
DEVALUACIÓN
TASA DESEMPLEO
EMBI+ (RIESGO PAÍS)
TENDENCIA
AVANCES




_
_
_


_

Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda.
EMBI+ (riesgo país) Latinoamérica-2014
C A L I F I C AC I Ó N C R E D I T I C I A
L AT I N OA M E R I C A N A
A Ñ O 2014
PUESTO #
PAÍS
PUNTAJE
1
CHILE
2
MÉXICO
3
PERÚ
4
BRASIL
Baa2
5
PANAMÁ
Baa2
6
COLOMBIA
Baa2
7
URUGUAY
Baa2
2.649
GRADO DE INVERSIÓN
Aa3
A3
A3
GRADO DE ESPECULACIÓN
8
COSTA RICA
Ba1
9
GUATEMALA
Ba1
10
PARAGUAY
Ba1
11
EL SALVADOR
Ba3
12
BOLIVIA
Ba3
13
REPÚBLICA DOMINICANA
B1
14
HONDURAS
B3
15
NICARAGUA
B3
16
ECUADOR
17
ARGENTINA
Caa1
18
CUBA
Caa2
19
VENEZUELA
Caa3
Fuente: Moody’s.
B3
624
299
Venezuela Argentina
Brasil
Fuente: página web www.ambito.com
205
192
Uruguay
Colombia
188
México
187
Panamá
171
Perú
R E S U M E N E J EC U T I VO
página 11
CIFRAS INTERNACIONALES
C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N E L M U N D O
REGIÓN
2010
2012
2014
ORIENTE MEDIO
2.777
2.814
2.819
EUROPA Y EURASIA
2.049
TENDENCIA
AVANCES
R E S E R VA S P R O B A D A S - Tp c
1.771
2.027
ASIA PACÍFICO
515
532
539
ÁFRICA
514
510
500
NORTEAMÉRICA
387
392
429
SUR Y CENTROAMÉRICA
266
271
271
_
_
PRODUCCIÓN - Gpcd
EUROPA Y EURASIA
99
99
97
NORTEAMÉRICA
79
86
92
58
ORIENTE MEDIO
47
55
ASIA PACÍFICO
48
49
51
ÁFRICA
21
21
20
SUR Y CENTROAMÉRICA
16
17
17




_
_
_



CONSUMO - BILLONES DE m3
EUROPA Y EURASIA
108
104
98
NORTEAMÉRICA
82
87
92
ASIA PACÍFICO
55
62
66
ORIENTE MEDIO
38
42
45
SUR Y CENTROAMÉRICA
14
16
16
ÁFRICA
10
12
12

_
_



Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Participación por región en las cifras mundiales - año 2014
Oriente Medio
Europa y Eurasia
43 %
Asia Pacífico
África
31 %
29 %
27 %
Norteamérica
Sur y Centroamérica
8%
8%
Reservas-Tpc
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
6%
17 %
15 %
6%
4%
Producción-Gpcd
5%
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CO N S U M O E N E RG É T I CO - M tep
FUENTES DE ENERGÍA
2010
2012
2014
PETRÓLEO
4.042
4.133
4.211
CARBÓN
3.611
3.799
3.882
GAS NATURAL
TENDENCIA
AVANCES
MUNDIAL
2.880
3.018
3.066
HIDROELECTRICIDAD
784
834
879
ENERGÍA NUCLEAR
626
560
574
RENOVABLES
168
243
317
1.040
1.013
1.024
GAS NATURAL
770
820
866
CARBÓN
567
472
489
ENERGÍA NUCLEAR
214
207
216
HIDROELECTRICIDAD
147
156
154
45
58
74




_

NORTEAMÉRICA
PETRÓLEO
RENOVABLES


_
_
_

SUR Y CENTROAMÉRICA
PETRÓLEO
286
304
327
HIDROELECTRICIDAD
159
165
155
GAS NATURAL
134
146
153
CARBÓN
27
30
32
RENOVABLES
11
15
22
5
5
5
ENERGÍA NUCLEAR

_



_
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Promedio de precios internacionales de combustibles
4,4
83,2
4,4
94,1
76,9
93,3
66,2
2,8
79,5
2010
2012
2014
Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu
Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts.
2010
2012
Petróleo WTI - US$/bl
2014
2010
2012
2014
Carbón 11.300 Btu - US$/t
R E S U M E N E J EC U T I VO
página 13
CIFRAS DE COLOMBIA
C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N CO LO M B I A
CONCEPTO
2010
2012
2014
112
131
113
25.973
18.259
40.499
TENDENCIA
AVANCES
EXPLORACIÓN
POZOS A3
SÍSMICA - km EQUIVALENTES


R E S E R VA S T O TA L E S - G p c
PROBADAS
5.405
5.720
4.759
PROBABLES Y POSIBLES
1.653
1.310
1.156


PRODUCCIÓN-Gpc
LLANOS ORIENTALES
818
775
684
LA GUAJIRA
251
220
187
68
78
74
4
6
8
CATATUMBO
2
2
2
CUENCAS MENORES
0
2
3
LLANOS ORIENTALES
232
377
525
LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL
525
417
447
59
62
58
0
27
31
54
57
46
156
186
85
7.356
7.643
7.702
7
7
7
915
895
1.028
VALLE DEL MAGDALENA
PUTUMAYO


_
_
_

SUMINISTRO-Mpcd
LA CRECIENTE
GIBRALTAR
OTROS
LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN
_
_




TRANSPORTE
KILÓMETROS DE GASODUCTOS
EMPRESAS TRANSPORTADORAS
GAS TRANSPORTADO - Mpcd
Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME.
_


INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N CO LO M B I A
CONCEPTO
2010
2012
2014
28
28
34
MUNICIPIOS ATENDIDOS
425
512
645
COSTA CARIBE
390
337
429
INTERIOR DEL PAÍS
471
519
578
TENDENCIA
AVANCES
DISTRIBUCIÓN
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS


CONSUMO REGIÓN-Mpcd


CONSUMO SECTOR-Mpcd
REGULADO
179
194
189
NO REGULADO
682
662
818
RESIDENCIAL
112
126
124
67
68
65
5.665.394
6.569.840
7.600.805
NO RESIDENCIALES
102.548
123.983
143.784
VEHÍCULOS
324.515
439.907
510.325
637
692
716
_

CONSUMO SECTOR REGULADO-Mpcd
NO RESIDENCIAL
_
_
NÚMERO DE USUARIOS
RESIDENCIALES


GNV
ESTACIONES DE SERVICIO


CONSUMO DE GNV-Mpcd
COSTA CARIBE
16
15
35
INTERIOR DEL PAÍS
56
48
62


Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME.
TARIFA PRO M E D IO A USUA RIO F IN A L $000 / fa c t u ra - m e s
SECTOR
COMERCIAL (300 m3)
INDUSTRIAL REGULADO (25.000 m3)
INDUSTRIAL NO REGULADO (300.000 m3)
Fuente: CREG.
2010
2012
2014
240
311
352
19.902
24.682
28.713
175.002
191.397
220.955
TENDENCIA
AVANCES
_
_
_
R E S U M E N E J EC U T I VO
página 15
Precios máximos de gas natural en boca de pozo - US$/Mbtu
Primer semestre
Segundo semestre
6,90
6,52
6,32
5,80
4,55
4,27
3,89
6,42
6,04
4,00
Liberado
Liberado
2010
2012
La Guajira
2014
2010
2012
2014
Opón
Fuente: Ecopetrol.
Tarifa promedio a usuario final regulado $/factura - mes (20 m3)
28.623
25.038
16.780
9.277
2010
Residencial estrato 1
Residencial estrato 4
Residencial estrato 6
Fuente: SUI.
1.774
1.698
1.599
1.411
1.397
20.866
17.654
7.245
23.852
Precio del GNV - $/m3
2012
10.712
2014
772
2010
Máximo
Mínimo
Promedio
Fuente: Gazel, UPME.
885
2012
1.487
985
2014
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CIFRAS FINANCIERAS
CO N S O L I DA D O C I F R AS F I N A N C I E R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
BALANCE GENERAL
2010
2012
2014
DISTRIBUIDORAS
4.940.600
6.223.050
6.900.002
TRANSPORTADORAS
6.906.428
8.452.597
9.652.834
DISTRIBUIDORAS
2.030.222
2.788.604
3.703.967
TRANSPORTADORAS
3.938.831
3.956.811
5.135.968
TENDENCIA
AVANCES
ACTIVO


PA S I VO


PAT R I M O N I O
DISTRIBUIDORAS
2.910.379
3.434.447
3.196.035
TRANSPORTADORAS
2.967.597
4.495.785
4.516.866
_

Fuente: SUI.
Estructura del balance
Sector gas - año 2014
Transportadoras
Distribuidoras
5%
24 %
11 %
20 %
48 %
89 %
76 %
34 %
47 %
46 %
Activo corriente
Activo no corriente
Fuente: SUI.
Pasivo corriente
Pasivo no corriente
Patrimonio neto
R E S U M E N E J EC U T I VO
página 17
CO N S O L I DA D O C I F R AS F I N A N C I E R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
ESTADO DE RESULTADOS
2010
2012
2014
3.239.884
4.301.986
4.830.347
TRANSPORTADORAS
876.547
1.059.631
1.532.771
DISTRIBUIDORAS
508.612
477.266
529.621
TRANSPORTADORAS
274.832
451.640
788.208
TENDENCIA
AVANCES
INGRESO OPERACIONAL
DISTRIBUIDORAS


UTILIDAD OPERACIONAL
_

U T I L I D A D N E TA
DISTRIBUIDORAS
621.109
642.824
582.004
TRANSPORTADORAS
357.185
509.317
326.133


Fuente: SUI.
Indicadores financieros
Sector gas - año 2014
54 %
51 %
53 %
Distribuidoras
Transportadoras
21 %
12 %
11 %
Margen neto
Margen operacional
Endeudamiento
Fuente: SUI.
Rentabilidad
Del patrimonio
Del activo
21 %
19 %
Distribuidoras
Transportadoras
12 %
10 %
8%
8%
4%
2010
18 %
11 %
8%
7%
5%
2012
2014
2010
2012
2014
Fuente: SUI.
CONTEXTO
ECONÓMICO
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
P RO D U C TO I N T E R N O B R U TO CO LO M B I A N O - VA R I AC I Ó N A N UA L
ACTIVIDAD ECONÓMICA
2010
2011
2012
2013
2014*
0,2
2,1
2,5
5,2
2,3
10,6
14,5
5,6
4,9
(0,2)
AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA
EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS
INDUSTRIA MANUFACTURERA
1,8
4,7
(1,1)
(1,2)
0,2
SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA
3,9
3,0
2,1
4,9
3,8
(0,1)
8,2
6,0
9,8
9,9
5,2
6,7
4,3
4,3
4,6
CONSTRUCCIÓN
COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES
TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES
6,2
6,6
4,9
3,1
4,2
SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES
3,6
6,7
5,0
4,6
4,9
SERVICIOS SOCIALES
3,6
3,1
5,0
5,3
5,5
PRODUCTO INTERNO BRUTO
4,0
6,6
4,0
4,3
4,6
TENDENCIA
Fuente: DANE. *2014, Cifras preliminares (DANE).
En el periodo en estudio 2010-2014, la economía colombiana creció a un
ritmo muy cercano al 5 % promedio anual, cifra soportada por los altos
precios del petróleo y por el desempeño del sector de la construcción.
El crecimiento en los precios del petróleo se dio hasta el primer semestre
de 2014 y los incrementos que reflejó el sector de la construcción,
próximos al 10 %, ocurrieron durante los años 2013 y 2014.
PIB-2014
PIB per cápita colombiano
cifras en US$/año
Servicios financieros y empresariales
20 %
Servicios sociales
7.284
Comercio, restaurantes y hoteles
25 %
15 %
24 %
7%
7.930
8.066
7.930
6.309
Industrias manufactureras
Impuestos
Explotación de minas y canteras
10 %
12 %
Otras actividades
11 %
2010
Fuente: DANE.
2011
2012
2013
2014(p)
Fuente: DANE.
4,6 %
3,7 %
Fortalecimiento del dólar
Crecimiento del
PIB de Colombia.
Latinoamérica creció
en promedio 1,1 %
Inflación de 2014 supera
la meta del Gobierno.
En 2016 se espera
convergencia hacia el 3 %
En 24 %, TRM al cierre
de 2014 de $2.392,
la más alta del último
quinquenio
CONTEXTO ECONÓMICO
página 21
CO M E RC I O E X T E R I O R - C I F R AS E N U S $ M M
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
TENDENCIA
EXPORTACIONES (FOB)
PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS
16.502
28.421
31.559
32.481
28.927
CARBÓN
6.015
8.397
7.805
6.688
6.810
CAFÉ
1.884
2.608
1.910
1.884
2.473
967
827
881
680
641
FERRONÍQUEL
OTROS
14.346
16.662
17.970
17.089
15.945
TOTAL EXPORTACIONES
39.713
56.915
60.125
58.822
54.795
IMPORTACIONES (CIF)
BIENES DE CONSUMO
9.004
11.315
12.941
13.122
14.251
BIENES INTERMEDIOS Y MATERIAS PRIMAS
17.158
22.637
25.580
25.691
27.977
BIENES DE CAPITAL
TOTAL IMPORTACIONES
14.324
20.280
20.591
20.567
21.800
40.486
54.232
59.111
59.381
64.029
(772)
2.683
1.014
(559)
(9.234)
BALANZA COMERCIAL
TOTAL BALANZA
Fuente: Banco de la República.
El petróleo y la minería en Colombia se han convertido en la mayor
fuente de ingresos para el país, 66,4 % de las exportaciones pertenecen
a estos sectores. Adicionalmente, las exportaciones no tradicionales,
que en el año 2000 alcanzaban una participación de 47,2 %, a partir de
2011 solo llegan en promedio anual a 29 %.
La caída de los precios internacionales del petróleo, iniciada a mediados
de 2014, trajo consigo un descenso en los montos de las exportaciones
de este energético. Lo anterior ocasionó que el déficit comercial del país,
el cual a 2013 se mostraba incipiente, se agudizara en el último año.
Exportaciones (FOB)
Importaciones (CIF)-2014
36 %
29 %
30 %
29 %
29 %
71 %
70 %
71 %
71 %
64 %
11 %
22 %
20 %
12 %
Bienes de consumo
Combustibles, lubricantes y conexos
3%
32 %
Materias primas y productos
intermedios
Materiales de construcción
2010
2011
2012
2013
Bienes de capital
2014
Equipo de transporte
Tradicionales
No tradicionales
Fuente: DANE.
Fuente: DANE.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
I N V E R S I Ó N E X T R A N J E R A D I R E C TA E N CO LO M B I A - C I F R AS E N U S $ M M
ACTIVIDAD ECONÓMICA
2010
2011
2012
2013
2014
SECTOR PETRÓLEO
3.080
4.700
5.471
5.112
4.837
OTROS SECTORES:
3.350
9.948
9.568
11.088
11.216
INDUSTRIA MANUFACTURERA
210
1.214
1.985
2.590
2.928
SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES
916
1.160
1.077
1.606
2.478
TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES
(356)
1.760
1.245
1.386
1.921
EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS
1.838
2.480
2.474
2.977
1.582
COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES
221
2.546
1.339
1.136
840
CONSTRUCCIÓN
302
444
401
378
661
43
381
672
395
458
199
SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA
AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA
SERVICIOS COMUNALES
TOTAL IED
58
156
26
296
118
(193)
349
324
150
6.430
14.648
15.039
16.200
16.054
TENDENCIA
Fuente: Banco de la República.
La inversión extranjera directa -IED- en Colombia durante 2014
sufrió un decrecimiento de 4,5 % con respecto al año anterior, cuando
se alcanzó un máximo histórico para esta cifra. El sector que más
contribuyó a la desaceleración de esta variable macroeconómica fue
Explotación de minas y canteras, que presentó un descenso de 46 %,
al pasar de 2.916 a 1.582 US$MM.
En el país, durante el último quinquenio, la IED se ha soportado,
principalmente, en el auge o las bonanzas del sector petrolero.
Sin embargo, en los últimos dos años se ha visto un incremento
de la IED con destino a otros sectores de la economía colombiana,
como son la industria manufacturera y los servicios financieros
y empresariales, especialmente.
IED en Colombia
IED según país de origen-2014
14 % 30 %
17 %
12 % 45 %
10 %
12 %
27 %
27 %
18 %
13 %
16 %
15 %
24 %
7%
7%
3%
14 %
13 %
2010
Sector petróleo
2014
Industria manufacturera
Servicios financieros y empresariales
Transporte, almacenamiento y comunicaciones
Explotación de minas y canteras
Otros sectores
Fuente: Banco de la República.
Suiza
Inglaterra
Panamá
Bermudas
Estados Unidos
Otros países
España
Fuente: Banco de la República.
CONTEXTO ECONÓMICO
página 23
P R I N C I PA L E S I N D I C A D O R E S D E L A E CO N O M Í A CO LO M B I A N A
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
1.898
1.848
1.798
1.869
2.001
TRM - $/US$
PROMEDIO AÑO
FIN DE AÑO
DEVALUACIÓN
1.914
1.943
1.768
1.927
2.392
(6,4 %)
1,5 %
(9,0 %)
9,0 %
24,2 %
3,2 %
3,7 %
2,4 %
1,9 %
3,7 %
4,4 %
5,5 %
(3,0 %)
(0,5 %)
6,3 %
VARIACIÓN IPC
FIN DE AÑO
VARIACIÓN IPP
FIN DE AÑO
DTF EA
PROMEDIO AÑO
3,7 %
4,1 %
5,3 %
4,3 %
4,1 %
FIN DE AÑO
3,5 %
5,2 %
5,2 %
4,0 %
4,4 %
64.738
75.568
78.763
91.879
101.231
11,3 %
10,4 %
10,2 %
9,7 %
9,1 %
172
195
112
166
192
TOTAL DEUDA EXTERNA - US$MM
FIN DE AÑO
INDICADORES SOCIALES
TASA DESEMPLEO
RIESGO PAÍS
EMBI+
Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda.
TENDENCIA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
El Gerente del Banco de la República afirma que la subida del dólar en el año 2014 se basa
en tres razones: la primera, que el peso estaba extremadamente revaluado; la segunda,
el fortalecimiento del dólar frente a otras monedas del mundo, y la tercera, la fuerte caída
de los precios del petróleo, siendo Colombia un país exportador de este energético.
Deuda externa como porcentaje del PIB
23%
%
36
Pública
Privada
23 %
21 %
24 %
27 %
9%
10 %
9%
10 %
11 %
14 %
13 %
12 %
14 %
16 %
2010
2011
2012
2013
2014
Fuente: Banco de la República.
TRM - $/US$
Fin de mes
Devaluación
2.500
10 %
2.400
8%
2.300
6%
2.200
4%
2.100
2%
2.000
0%
1.900
(2 %)
1.800
(4 %)
1.700
(6 %)
1.600
1.500
(8 %)
ene
10
abr
10
jul
10
Fuente: Banco de la República.
oct
10
ene
11
abr
11
jul
11
oct
11
ene
12
abr
12
jul
12
oct
12
ene
13
abr
13
jul
13
oct
13
ene
14
abr
14
jul
14
oct
14
CONTEXTO ECONÓMICO
página 25
PR OY ECCIONE S CIFR AS M AC RO ECONÓMI CA S 2015
CONCEPTO
PIBI
NFLACIÓN
TRM
FIN DE AÑO
$/US$
DTF
NOMINAL
DÉFICIT
FISCAL
TASA DE
DESEMPLEO
ANALISTAS LOCALES
ALIANZA VALORES3
,50 %3
,30 %2
.600
4,20 %2
D4
,80 %9
,00 %
ANIF3
,80 %3
,20 %N
,20 %2
,80 %9
,70 %
BANCO DE BOGOTÁ4
,00 %3
,06 %2
.315
4,49 %2
,80 %9
,30 %
BANCOLOMBIA3
,90 %3
,41 %2
.350
4,20 %2
,60 %8
,10 %
BBVA COLOMBIA3
,60 %3
,50 %2
.355
4,09 %2
,80 %9
,40 %
BGT PACTUAL3
,90 %3
,30 %2
.250
2,80 %8
,00 %
CORFICOLOMBIANA4
,80 %3
,20 %2
.000
4,75 %2
,80 %N
D
CORPBANCA4
,30 %3
,17 %2
.250
4,75 %2
,30 %8
,70 %
CORREDORES A SOCIADOS3
,00 %3
,62 %2
.475
3,90 %N
DN
D
CREDICORP CAPITAL3
,70 %3
,30 %2
.250
4,30 %1
,70 %9
,00 %
ND
DAVIVIENDA
3,50 %3
,62 %2
.300
4,15 %
3,00 %8
,50 %
FEDESARROLLO
3,90 %3
,40 %2
.400
ND
2,90 %N
D
ULTRABURSÁTILES4
,00 %3
,14 %2
.480
4,70 %
PROMEDIO3
,84 %3
,32 %2
.335
4,34 %2
,66 %8
ND
9,00 %
,87 %
CITIBANK
3,80 %3
,30 %2
.500
4,50 %2
,90 %9
,50 %
DEUTSCHE BANK
3,80 %3
,80 %2
.570
ND
3,00 %N
D
GOLDMAN SACHS
3,20 %3
,50 %2
.317
ND
3,00 %N
D
JP MORGAN3
,30 %3
,00 %N
DN
D
PROMEDIO3
,53 %3
,40 %2
ANALISTAS EXTERNO S
DN
DN
.462
4,50 %2
,97 %
9,50 %
Fuente: Banco de la República.
Nota: proyecciones con cifras hasta diciembre de 2014.
Comportamiento PIB vs. Inflación
TRM proyectada - $/US$
PIB
Inflación
6,6 %
4,0 %
3,7 %
4,0 %
4,3 %
2,4 %
2010
3,8 %
3,7 %
3,2 %
2011
2012
2.392
4,6 %
3,8 %
3,3 %
1.943
1.914
1.927
1.768
2.374
2.335
3,0 %
1,9 %
2013
Fuente: DANE, Banco de la República. (p) proyectado
2014
2015 (p)
2016 (p)
2010
2011
2012
2013
Fuente: Banco de la República. (p) proyectado
2014
2015 (p)
2016 (p)
E S TA D Í S T I C A S
INTERNACIONALES
D E L G A S N AT U R A L
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
C A N A S TA E N E R G É T I C A
En la actualidad, los combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas)
soportan 86 % del consumo energético mundial.
CO N S U M O E N E RG É T I CO M U N D I A L - M tep
FUENTES DE ENERGÍA
2010
2011
2012
2013
2014
PETRÓLEO
4.042
4.085
4.133
4.179
4.211
TACC 2010-2014
1%
CARBÓN
3.611
3.777
3.799
3.867
3.882
2%
GAS NATURAL
2.880
2.944
3.018
3.053
3.066
2%
HIDROELECTRICIDAD
784
795
834
862
879
3%
ENERGÍA NUCLEAR
626
601
560
564
574
(2 %)
RENOVABLES
168
206
243
283
317
17 %
12.111
12.408
12.586
12.807
12.928
1%
TOTAL
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
La composición de la canasta energética mundial, entre 2010 y 2014,
solo sufrió una leve variación. El petróleo, como ha sido constante desde
comienzos de siglo, cedió un punto porcentual ante la hidroelectricidad
y las denominadas energías renovables (solar, eólica, biocombustibles y
biogas, entre otras).
Los crecimientos en el consumo mundial de gas natural y petróleo presentan
un comportamiento similar. Esta tendencia se ha visto influenciada en los
últimos años por el mayor nivel de reservas y de producción de shale oil y
shale gas, lo cual se identifica como uno de los factores generadores de la
disminución en los precios del petróleo.
Canasta energética mundial
Variación anual consumo
Petróleo
14 %
32 %
13 %
33 %
24 % 24 %
Carbón
Gas natural
Otros
Petróleo
8%
Gas natural
6%
4%
2%
30 %
30 %
2010
2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
0%
2010
2011
2012
2013
2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Gas natural
6.606 Tpc
Producción y consumo
24 % de
participación en la
canasta energética
del mundo
Las reservas
mundiales de gas
crecieron 1 % en los
últimos cinco años
2 % de crecimiento
durante el quinquenio
2010-2014
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 29
R E S E R VA S
Reservas mundiales de gas natural - Tpc 2014
N O RT E A M É R I C A
415
387
2010
2011
392
2012
422
429
2013 2014
SUR Y CENTROAMÉRICA
266
266
271
270
271
2010
2011
2012
2013 2014
ÁFRICA
517
514
2010
2011
510
2012
501
500
T O TA L
2013 2014
ORIENTE MEDIO
A S I A PA C Í F I C O
E U R O PA Y E U R A S I A
6.560 6.547
2.825 2.819
2.813 2.814
2.777
515
2010
2011
2012
2013 2014
2010
528
532
537
539
1.771
2.021
2.027 2.031
2.049
6.586
6.606
6.229
Fuente:
2011
2012
2013 2014
2010
2011
En el último quinquenio continuó la tendencia creciente del nivel de
reservas de gas en el mundo. Esta situación, que se traduce en la
reposición total de la producción más los excedentes que ocasionan
dichos incrementos, ha sido común denominador a lo largo de las últimas
cuatro décadas.
2012
2013 2014
2010
2011
2012
BP Statistical Review
2013 2014
of World Energy 2015.
Se destaca el dinamismo reflejado por las reservas de Estados Unidos y
Rusia, países que a pesar de ser los que tienen las mayores producciones de
gas natural a nivel mundial, sus cifras en este rubro muestran una tendencia
de crecimiento en el periodo 2010-2014.
El hallazgo de aproximadamente 258 Tpc de reservas de gas natural en la región de Lolotan Sur
en Turkmenistán (Asia Central), a finales de 2009, e incorporadas en 2011, fue en cuanto a reservas,
el hecho sobresaliente de los últimos cinco años.
R E S E RVAS M U N D I A L E S P RO B A DAS D E G AS N AT U R A L - Tp c
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
IRÁN
1.169
1.187
1.193
1.201
1.201
1%
RUSIA
1.112
1.123
1.129
1.139
1.153
1%
QATAR
885
885
879
872
866
(1 %)
TURKMENISTÁN
359
617
617
617
617
15 %
ESTADOS UNIDOS
305
334
308
338
345
3%
ARABIA SAUDITA
279
283
285
288
288
1%
EMIRATOS ÁRABES
215
215
215
215
215
0%
VENEZUELA
195
195
196
197
197
0,3 %
NIGERIA
180
182
181
180
180
0%
ALGERIA
159
159
159
159
159
0%
OTROS
1.371
1.380
1.384
1.378
1.384
0,2 %
TOTAL
6.229
6.560
6.547
6.586
6.606
1%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
PRODUCCIÓN
Producción mundial de gas natural - Gpcd 2014
N O RT E A M É R I C A
84
92
86
87
2012
2013 2014
79
2010
2011
SUR Y CENTROAMÉRICA
16
16
2010
2011
17
17
17
2012
2013 2014
ÁFRICA
21
2010
20
2011
21
2012
20
20
2013 2014
A S I A PA C Í F I C O
ORIENTE MEDIO
47
52
55
56
E U R O PA Y E U R A S I A
100
99
58
48
48
50
49
100
99
51
T O TA L
310
321
326
330
335
97
Fuente:
BP Statistical Review
2010
2011
2012
2013 2014
2010
2011
2012
2013 2014
2010
2011
En el periodo en estudio se observa un crecimiento en la producción
mundial de gas natural de 25 Gpcd, soportado básicamente por los
incrementos en Norteamérica (13 Gpcd) y Oriente Medio (11 Gpcd).
2012
2013 2014
2010
2011
2012
2013 2014
of World Energy 2015.
En las otras regiones del mundo la producción de gas natural se mantuvo
relativamente estable, con leves disminuciones en Europa – Eurasia (2 Gpcd)
y en África (1 Gpcd).
P RO D U CC I Ó N M U N D I A L D E G AS N AT U R A L - G p cd
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS
58
63
66
67
70
5%
RUSIA
57
59
57
59
56
(0,4 %)
CANADÁ
15
15
15
15
16
0,3 %
IRÁN
15
15
16
16
17
3%
QATAR
12
16
16
17
17
9%
NORUEGA
10
10
11
11
11
0,4 %
CHINA
10
11
11
12
13
8%
ARABIA SAUDITA
8
9
10
10
10
5%
ALGERIA
8
8
8
8
8
1%
INDONESIA
8
8
7
7
7
(4 %)
OTROS
108
108
109
109
110
0,5 %
TOTAL
310
321
326
330
335
2%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Estados Unidos registra el
mayor crecimiento absoluto en
lo que respecta a producción
de gas natural (12 Gpcd),
en el último lustro.
Esto, como consecuencia
de la que se ha denominado
“la revolución del shale gas”.
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 31
CONSUMO
Consumo mundial de gas natural - Gpcd 2014
N O RT E A M É R I C A
92
82
84
87
90
2010
2011
2012
2013 2014
SUR Y CENTROAMÉRICA
14
15
16
16
16
2010
2011
2012
2013 2014
ÁFRICA
10
11
12
12
12
2010
2011
2012
2013 2014
A S I A PA C Í F I C O
ORIENTE MEDIO
E U R O PA Y E U R A S I A
108
45
38
41
42
42
2010
2011
2012
2013 2014
59
55
64
62
66
106
104
103
98
T O TA L
309
316
323
327
328
Fuente:
BP Statistical Review
2010
2011
2012
2013 2014
2010
2011
2012
Entre 2010 y 2014, el consumo de gas natural tuvo un crecimiento
promedio anual de 2 %, lo que se traduce en un incremento de 19 Gpcd.
Con excepción de Europa y Eurasia, que presentó un decrecimiento en su
consumo de gas natural de 11 Gpcd en el mismo periodo, todas las demás
regiones mostraron incrementos.
2013 2014
2010
2011
2012
2013 2014
of World Energy 2015.
Año tras año se consolida Estados Unidos como el gran consumidor de gas
natural en el mundo. Durante el quinquenio 2010-2014, motivado por el
predominio de precios bajos, alcanzó un incremento de 7 Gpcd.
CO N S U M O M U N D I A L D E G AS N AT U R A L - G p cd
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS
66
67
70
72
73
3%
RUSIA
40
41
40
40
40
(0,3 %)
CHINA
11
13
15
17
18
14 %
IRÁN
15
16
16
15
16
3%
JAPÓN
9
10
11
11
11
4%
ARABIA SAUDITA
8
9
10
10
10
5%
CANADÁ
9
10
10
10
10
2%
MÉXICO
7
7
8
8
8
4%
ALEMANIA
8
7
8
8
7
(4 %)
REINO UNIDO
9
8
7
7
6
(8 %)
OTROS
126
128
130
130
128
0,3 %
TOTAL
309
316
323
327
328
2%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
China, con un incremento
de 7 Gpcd en su consumo,
en los últimos cinco años,
es el país con mayor crecimiento
relativo (14 %) en este lapso.
En contraste, Reino Unido registró
un decrecimiento de 3 Gpcd (8 %).
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
PRECIOS INTERNACIONALES
P R E C I O S I N T E R N AC I O N A L E S
COMBUSTIBLES
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
PETRÓLEO WTI - US$/bl
Mínimo
64,8
75,4
82,3
92,0
59,3
(2 %)
Máximo
91,5
113,4
106,2
106,6
105,8
4%
Promedio
79,5
94,9
94,1
97,9
93,3
4%
CARBÓN 11.300 Btu - US$/t
Mínimo
58,9
96,9
73,4
63,5
62,4
1%
Máximo
100,3
120,8
97,6
81,5
74,0
(7 %)
76,9
108,4
83,2
71,1
66,2
(4 %)
Promedio
GAS NATURAL HENRY HUB - US$/Mbtu
Mínimo
3,2
2,8
1,8
3,3
3,5
2%
Máximo
7,5
4,9
3,8
6,0
6,0
(5 %)
Promedio
4,4
4,0
2,8
4,1
4,4
0,1 %
Para el periodo en estudio,
el precio de referencia
de gas natural Henry Hub
logró, en enero de 2010,
un máximo de 7,5 US$/Mbtu;
mientras que el mínimo,
1,8 US$/Mbtu, se dio en abril
de 2012, efecto atribuido
también al desarrollo del
shale gas.
Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts.
El rápido aumento de la producción de shale gas en Estados Unidos
suscitó una caída de precios del gas natural en este país, llegando a
precios mínimos a mediados de 2012, situación que se transmitió a los
distintos mercados internacionales. Sin embargo, al término de 2014,
dichos precios presentaban valores cercanos a los de finales de 2010.
Precios internacionales
A mediados de 2014, los precios de referencia del petróleo comenzaron
a sufrir fuertes y continuas bajas, lo que llevó a que se obtuvieran precios
mínimos para este energético, los cuales no se veían desde finales de los 90.
La causa principal fueron los incrementos en la producción de shale oil de
Estados Unidos y por ende en sus inventarios.
Petróleo (WTI - US$/bl)
Gas natural (Henry Hub - US$/Mbtu)
7
120
6
100
5
80
4
60
3
40
2
20
1
0
ene mar may jul
10
10
10
10
sep
10
nov
10
ene mar may jul
11
11
11
11
sep
11
nov
11
ene mar may jul
12
12
12
12
sep
12
nov
12
ene mar may jul
13
13 13
13
sep
13
nov ene mar may jul
13 14
14 14
14
sep
14
nov
14
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
113,4 US$/bl
120,8 US$/t
1,72 US$/Mbtu
Precio máximo
de petróleo WTI
entre 2010 y 2014
Precio máximo de
carbón 11.300 Btu
entre 2010 y 2014
Precio mínimo de gas
Henry Hub en los
últimos 18 años
0
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 33
G A S N AT U R A L V E H I C U L A R
V E H Í C U LO S CO N G N V E N E L M U N D O
PAÍS
2010
2011
2012
IRÁN
1.954.925
2.859.386
450.000
611.900
2.740.000
3.100.000
CHINA
PAKISTÁN
ARGENTINA
2013
2014
TACC 2010-2014
3.300.000
3.500.000
4.068.632
20 %
1.500.000
3.000.000
3.994.350
73 %
2.790.000
2.790.000
3.700.000
8%
1.901.116
2.085.882
2.221.038
2.359.673
2.487.349
7%
INDIA
1.080.000
1.100.376
1.500.000
1.800.000
1.800.000
14 %
BRASIL
1.664.847
1.702.790
1.743.992
1.769.572
1.781.102
2%
ITALIA
730.000
779.090
746.470
823.000
885.300
5%
COLOMBIA
324.515
365.182
402.525
476.506
510.325
12 %
UZBEKISTÁN
47.000
310.000
310.000
450.000
450.000
76 %
OTROS
1.766.514
2.148.666
2.764.254
2.941.665
2.737.672
12 %
TOTAL
12.658 917
15.063.272
17.278.279
19.910.416
22.414.730
15 %
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.
En 2015 podría darse un cambio en el liderazgo del país con mayor
número de vehículos con GNV en el mundo. Al cierre de 2014, China
se acercó a Irán, con 2,5 millones de vehículos convertidos en los últimos
dos años, quedando el gigante asiático con casi 4 millones de vehículos.
Entre Irán, China y Pakistán suman un poco más de la mitad (53 %) de
los vehículos convertidos a GNV del mundo. El acumulado de estas tres
naciones asiáticas asciende a aproximadamente 11,7 millones de vehículos.
En Suramérica, se destaca Argentina, país pionero en este continente
en el uso del gas natural como combustible vehicular, que a 2014 obtuvo
una cifra cercana a los 2,5 millones de vehículos a GNV. Le sigue Brasil
con un poco menos de 1,8 millones de vehículos convertidos a GNV.
Vehículos convertidos a GNV en el mundo-2014
Vehículos convertidos a GNV en Suramérica-2014
2%
Irán
14 %
18 %
4%
Pakistán
18 %
8%
India
Brasil
11 %
17 %
2%
10 %
18 %
8
33%
%
46 %
18 %
8%
Brasil
Colombia
Bolivia
Perú
Otros países
Italia
Colombia
11 %
Otros
Fuente: NGV Journal.
Argentina
14 %
China
Argentina
8%
3%
6%
Fuente: NGV Journal.
17 %
Vehículos Suramérica
5.360.766
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
E S TAC I O N E S D E S E RV I C I O D E G AS N AT U R A L
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
CHINA
1.350
2.500
2.800
5.730
6.502
48 %
PAKISTÁN
3.285
3.330
2.997
2.997
2.997
(2 %)
IRÁN
1.574
1.800
1.992
2.074
2.268
10 %
ARGENTINA
1.878
1.930
1.922
1.932
1.939
1%
BRASIL
1.781
1.787
1.790
1.805
1.805
0,3 %
ESTADOS UNIDOS
1.300
1.100
1.438
1.438
1.615
6%
ITALIA
790
860
909
1.022
1.060
8%
INDIA
571
724
724
903
936
13 %
ALEMANIA
900
903
904
915
921
1%
COLOMBIA
637
676
692
703
716
3%
OTROS
3.522
5.149
3.716
5.773
5.918
14 %
TOTAL
17.588
20.759
19.884
25.292
26.677
11 %
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.
El número de EDS de GNV logrado por China a 2014 (6.502) se encuentra
acorde con el crecimiento masivo de vehículos a GNV de este país en los
últimos años. Su índice de vehículos/EDS (614) es el más bajo entre los 10
países del mundo con más conversiones.
Después de China, Irán fue el país que mayor cantidad de EDS de GNV
implementó en el transcurso del quinquenio 2010-2014, alcanzando
una cifra cercana a 700 nuevas EDS. Situación contraria se observa en el
mercado de GNV en Pakistán, donde a mediados de este mismo periodo
se desmontaron un total de 333 EDS de GNV.
En Suramérica, tanto en Bolivia como en Argentina, si se remite al índice
de vehículos/EDS, el parque de EDS de GNV estaría mostrando un déficit
significativo de estas, toda vez que sus indicadores, 1.685 y 1.283
vehículos/EDS, se encuentran muy distantes del referente óptimo de
700 vehículos/EDS.
Índice mundial vehículos /EDS-2014
Índice Suramérica vehículos /EDS-2014
1.685
1.283
2.113
1.923
1.794
1.235
987
1.283
775
713
987
614
835
713
542
544
700
700
40
Irán Pakistán Argentina Brasil
India
China Italia
Colombia Uzbekistán
Fuente: NGV Journal.
Argentina Brasil Colombia Bolivia
Perú Venezuela Chile
Fuente: NGV Journal.
Irán
China
Colombia
Con más de 4 millones
de vehículos, es el país
con mayor cantidad de
vehículos a GNV
Lidera el ranking mundial
de EDS (6.502), su índice
de 614 está por debajo
del estándar de
700 vehículos/EDS
Ocupa el puesto 10
entre los países
con más vehículos
convertidos a GNV
en el mundo
Ecuador
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 35
COMERCIO DE GNL
G AS N AT U R A L L I C UA D O - G N L - B I L LO N E S D E m 3 - 20 14
E XPORTAD OR E S
QATAR
MALASIA
AUSTRALIA
NIGERIA
INDONESIA
TRINIDAD
Y TOBAGO
ALGERIA
RUSIA
OTROS
TOTAL
IMPORTACIONES
PARTICIPACIÓN
JAPÓN
21,9
20,3
25,0
6,5
7,8
0,2
1,0
11,5
26,3
120,6
36 %
COREA DEL SUR
IMPORTADORES
17,7
5,1
1,2
4,4
7,1
0,2
0,5
2,6
12,4
51,1
15 %
CHINA
9,2
4,1
5,2
0,6
3,5
0,2
0,3
0,2
4,0
27,1
8%
INDIA
16,2
0,1
0
1,2
0
0,1
0,2
0
1,2
18,9
6%
TAIWÁN
8,0
3,9
0,1
0,2
2,8
0,1
0,1
0,1
2,9
18,1
5%
ESPAÑA
3,0
0
0
2,7
0
2,0
4,9
0
2,8
15,5
5%
REINO UNIDO
MÉXICO
OTROS
TOTAL EXPORTACIONES
PARTICIPACIÓN
10,4
0
0
0
0
0
0
0
0,9
11,3
3%
1,4
0
0
2,5
0,3
0,4
0
0
4,7
9,3
3%
15,6
0,5
0,2
7,3
0,1
16,1
10,2
0,1
10,9
61,1
18 %
103,4
33,9
31,6
25,3
21,7
19,3
17,3
14,5
66,1
333,1
100 %
31 %
10 %
10 %
8%
7%
6%
5%
4%
20 %
100 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
En lo que respecta a comercio internacional de GNL, en 2014 se obtuvo
el máximo histórico de 331,1 billones de m3, terminándose con esta cifra
la tendencia a la baja de los años 2012 y 2013.
La región de Asia Pacífico se ha convertido en el epicentro natural del
comercio de GNL. A esta región pertenecen Japón, Corea del Sur, China
y Taiwán, países destinatarios del 64 % del comercio mundial de este
combustible. Adicionalmente, en esta misma región se encuentran grandes
exportadores como Malasia, Australia e Indonesia, los cuales participan con
28 % del total de las exportaciones mundiales de GNL.
Variación anual comercio de GNL
Comercio internacional de GNL - Billones de m3
25 %
331
328
325
333
20 %
15 %
289
10 %
5%
2010
2011
2012
2013
2014
0%
(5 %)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
2010
2011
2012
2013
2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
36 %
Qatar
70 %
Participación de Japón
en la importación
mundial de GNL
Líder mundial entre
los países exportadores
de GNL
De las importaciones
mundiales de GNL
la realizan cinco países
asiáticos
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA
CO N S U M O E N E RG É T I CO E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - Mte p
FUENTES DE ENERGÍA
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
286
297
304
318
327
3%
HIDROELECTRICIDAD
159
168
165
160
155
(1 %)
GAS NATURAL
134
137
146
152
153
3%
CARBÓN
27
30
30
34
32
4%
RENOVABLES
11
13
15
17
22
19 %
PETRÓLEO
ENERGÍA NUCLEAR
TOTAL
5
5
5
5
5
(1 %)
621
650
665
685
693
3%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
El petróleo se afianzó en el último lustro como la fuente de energía de mayor
utilización en la región, muy a pesar de la intención de varios países por
implementar una mayor diversificación en sus canastas energéticas.
La generación eléctrica a partir de recursos hídricos es económicamente
muy competitiva. No obstante, como consecuencia del cambio climático de
los últimos años, su participación en la matriz energética de la región se ha
visto desmejorada, perdiendo 3 puntos porcentuales entre 2010 y 2014.
El segmento de renovables en la región se sustenta, básicamente, en la
utilización de biocombustibles como fuente de energía en Brasil. En este
país se producen 15,4 Mtep a partir de esta fuente. Chile, el otro referente
de la región en esta materia, solo produce 2 Mtep.
Canasta energética en Sur y Centroamérica
8%
47 %
7%
22 %
23 %
21 %
46 %
26 %
Variación anual
Petróleo
Hidroelectricidad
Gas natural
Otros
2010
2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Petróleo
8%
Gas natural
6%
4%
2%
0%
2010
2011
2012
2013
2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
3%
Gas natural
19 Mtep
Creció el consumo
de energía de
Sur y Centroamérica
entre 2010 y 2014
3 % de crecimiento
acorde con el incremento
del consumo de energía
de la región
Incremento de energía
producida con gas natural
en Sur y Centroamérica
en el último quinquenio
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 37
R E S E RVAS P RO B A DAS D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - Tp c
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
VENEZUELA
195,1
195,2
196,4
197,1
197,1
0,3 %
BRASIL
14,7
16,0
16,0
15,9
16,4
3%
PERÚ
12,5
12,7
15,4
15,0
15,0
5%
TRINIDAD Y TOBAGO
13,5
13,3
13,1
12,2
12,2
(2 %)
ARGENTINA
12,7
11,7
11,1
11,6
11,6
(2 %)
BOLIVIA
9,9
9,9
11,2
10,5
10,5
1%
COLOMBIA
7,1
6,6
7,0
6,4
5,9
(4 %)
OTROS
9,2
8,8
9,1
8,5
8,0
(4 %)
TOTAL
275
274
279
277
277
0,2 %
Fuente: BP Statistical Review or World Energy 2015. Ecopetrol, UPME.
En el lustro 2010-2014, no hubo grandes hallazgos que modificaran
significativamente las cifras de reservas de gas natural en nuestra región.
Solo variaciones por recálculos en campos existentes y descuentos
normales por producción anual.
Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en
asuntos de crudo y gas, en 2014 el más grande hallazgo de petróleo y gas
de Latinoamérica fue el yacimiento Orca, ubicado en el bloque Tayrona,
en aguas del departamento de La Guajira en Colombia. Sus reservas están
calculadas en 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), las
cuales, a pesar de no encontrarse aún incorporadas en el cuadro anterior,
resultan ser una información de vital importancia.
Reservas probadas de gas natural en Sur y Centroamérica-2014
Venezuela
14 %
Brasil
Perú
6%
6%
8%
Otros países
74 %
Venezuela, país que por sus inmensas reservas de gas natural, debería ser el
referente de la industria gasífera de nuestra región, no muestra verdaderas
señales de iniciar una carrera en aras de desarrollar los diferentes eslabones
de su cadena de gas natural.
Variación anual reservas de gas natural en Sur y Centroamérica
8%
7,0 %
6%
4%
1,7 %
2%
0,2 %
0,2 %
0%
(2 %)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
2010
2011
(0,3 %)
2012
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
2013
2014
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - G p cd
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
TRINIDAD Y TOBAGO
4,3
4,2
4,1
4,1
4,1
(2 %)
ARGENTINA
3,9
3,8
3,6
3,4
3,4
(3 %)
VENEZUELA
2,7
2,7
2,8
2,8
2,8
1%
COLOMBIA
3,1
3,0
3,0
2,9
2,6
(4 %)
BOLIVIA
1,4
1,5
1,7
2,0
2,1
11 %
BRASIL
1,4
1,6
1,9
1,8
1,9
8%
PERÚ
0,7
1,1
1,1
1,2
1,3
16 %
OTROS
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
(7 %)
TOTAL
17,8
18,1
18,6
18,4
18,4
1%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ANH, Ministerio de Minas y Energía.
Trinidad y Tobago, país que produce y exporta 6 % del GNL que se comercia en el
mundo, lidera la producción de gas natural en la región Sur y Centroamérica.
Perú, el otro país referente en la región en cuanto a exportaciones de GNL,
a través de su planta de licuefacción de Pampa Melchorita que entró en
funcionamiento a mediados de 2010, prácticamente duplicó su producción
en el último quinquenio al pasar de 0,7 Gpcd a 1,3 Gpcd.
Producción de gas natural en Sur y Centroamérica
45 %
Factor R/P - Años
Trinidad y Tobago
22 %
Bolivia viene presentando crecimientos interesantes en sus cifras de
producción de gas natural. Este país, otro exportador nato de gas por medio
de gasoductos, puso en marcha, a partir de 2009, un plan de sustitución del
GLP por gas natural para uso residencial, implementando subsidios cruzados
que comienzan a mostrar muy buenos resultados.
2010
2014
206
171
29
Argentina
19 %
25
22
Colombia
Otros países
49
33
Venezuela Perú
14 %
9
8
Trinidad
y Tobago
16
7
Brasil
8
14
11
Argentina Bolivia Colombia
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME.
Nota: cálculo realizado con reservas probadas.
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
74 %
1%
206 años
Participación de
las reservas
de Venezuela del
total de la región
Crecimiento
de la producción
de gas natural
en último lustro
Duración de las reservas
de Venezuela, calculados
según niveles de
producción actual
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 39
CO N S U M O D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - G p cd
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
ARGENTINA
4,2
4,4
4,5
4,6
4,6
2%
BRASIL
2,6
2,6
3,1
3,6
3,8
10 %
VENEZUELA
2,9
2,9
3,1
3,0
2,9
0,1 %
TRINIDAD Y TOBAGO
2,2
2,3
2,1
2,2
2,1
(1 %)
COLOMBIA
1,0
1,0
1,0
1,2
1,0
(0,2 %)
PERÚ
0,5
0,6
0,7
0,6
0,7
7%
OTROS
1,1
1,1
1,2
1,3
1,3
4%
TOTAL
15
15
16
16
16
3%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME, SUI.
En el periodo en estudio, Brasil tuvo el mayor crecimiento en el
consumo de gas natural en la región, con un incremento de 1,2 Gpcd.
La industria de gas natural en Brasil viene presentando un importante
crecimiento a partir de 2012, sustentado a partir de las ya tradicionales
importaciones desde Bolivia y más recientemente a través de GNL,
además del aumento en su producción nacional liderado por la estatal
Petrobras.
Variación anual consumo de gas natural en Sur y Centroamérica
En los últimos años, el gobierno peruano ha venido promoviendo la
masificación del gas natural en ese país. A partir de 2008, adicional a los
subsidios cruzados a nivel tarifario aplicados en Lima, se incluyó un esquema
de promoción que subsidia el costo de las instalaciones internas necesarias
para la conversión de clientes residenciales.
Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica-2014
7,8 %
32 %
5,7 %
Argentina
28 %
Brasil
Venezuela
5,0 %
Otros países
2,3 %
2010
2011
(0,5 %)
2012
2013
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
2014
17 %
23 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
3%
Argentina
5º puesto
Crecimiento del
consumo de gas natural
que supera el crecimiento
de la producción del 1 %
El mayor consumidor
de gas natural en la
región, 4,6 Gpcd
Lugar que ocupa
Colombia, en la región,
en consumo de
gas natural
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CO N S U M O E N E RG É T I CO E N N O RT E A M É R I C A - Mte p
FUENTES DE ENERGÍA
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
PETRÓLEO
1.040
1.030
1.013
1.025
1.024
(0,4 %)
GAS NATURAL
770
789
820
846
866
3%
CARBÓN
567
537
472
489
489
(4 %)
ENERGÍA NUCLEAR
214
212
207
214
216
0,3 %
HIDROELECTRICIDAD
147
166
156
156
154
1%
RENOVABLES
TOTAL
45
51
58
67
74
13 %
2.784
2.785
2.726
2.796
2.823
0,3 %
Canasta energética en Norteamérica
31 %
96 Mtep
Carbón
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL
página 41
R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - Tp c
PAÍS
ESTADOS UNIDOS
CANADÁ
MÉXICO
TOTAL
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
305
334
308
338
345
3%
70
68
71
72
72
1%
12
13
13
12
12
(0,4 %)
387
415
392
422
429
3%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - G p cd
PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS
58
63
66
67
70
5%
CANADÁ
15
15
15
15
16
0,3 %
MÉXICO
6
6
6
6
6
0,2 %
79
84
86
87
92
4%
TOTAL
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
CO N S U M O D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - G p cd
PAÍS
ESTADOS UNIDOS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
66
67
70
72
73
3%
CANADÁ
9
10
10
10
10
2%
MÉXICO
7
7
8
8
8
4%
82
84
87
90
92
3%
TOTAL
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Norteamérica cumplió en el
periodo en estudio con la premisa
de reemplazar en sus reservas
hasta la última molécula de gas
natural que se consuma. Inclusive,
le alcanzó a Estados Unidos para
incrementar sus reservas en un
poco más de 10 %, con respecto a
las cifras iniciales de 2010.
En Norteamérica, solo Estados
Unidos registró un crecimiento
sostenido en la producción de
gas natural entre 2010 y 2014,
soportado por el auge de esta en
los denominados yacimientos no
convencionales, con el shale gas
a la vanguardia.
En conjunto, los tres países
de esta región reflejaron
crecimientos interesantes en
su consumo de gas natural en
el último quinquenio. México,
con un balance deficitario entre
su producción y su consumo,
cubre estos faltantes a través
de importaciones de GNL y
exportaciones menores en zonas
fronterizas con Estados Unidos.
G A S N AT U R A L
EN COLOMBIA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CIFRAS DEL SECTOR
E X P L O R A C I Ó N Y R E S E R VA S
P OZO S A 3
TIPO DE CONTRATO
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
ANH - E&P
87
109
122
99
98
3%
ECOPETROL - ASOCIADOS
16
12
4
12
7
(19 %)
9
5
5
4
8
(3 %)
112
126
131
115
113
0,2 %
ECOPETROL - ANH
TOTAL
Para 2014 se estableció
una meta de 130 pozos A3 y fueron
perforados 113, lo que equivale
a un cumplimiento de 87 %.
Fuente: ANH.
Para sísmica, la meta impuesta por el Gobierno Nacional en 2014 era de
25.750 km equivalentes, la cual fue ejecutada en 157 %.
Existen grandes expectativas para 2015, solo la propuesta de Andarko
en su oferta presentada en la Ronda 2014, implica la realización de
20.000 km de exploración sísmica 3D, que equivale a 32.000 km de sísmica 2D.
Según palabras de Amilkar Acosta, en ese entonces Ministro de Minas
y Energía, al término del evento: “Es la oferta más agresiva de toda la
historia del país... esa sola empresa está ofreciendo una sísmica que no
se ha hecho nunca en el país”.
Andarko se adjudicó en dicha ronda, tres de los cinco bloques en aguas
profundas y ultraprofundas del Caribe colombiano, sobre los cuales
existen grandes expectativas de obtener un gran hallazgo.
AC T I V I DA D E X P LO R ATO R I A
CONCEPTO
SÍSMICA - Km EQUIVALENTES
ANH DIRECTO
OTROS CONTRATANTES
CONTRATOS FIRMADOS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
25.965
23.963
18.205
28.529
40.473
12 %
170
0
1.349
9.311
11.103
184 %
25.795
23.963
16.856
19.218
29.370
3%
8
76
54
2
26
34 %
Fuente: ANH.
Ronda Colombia 2014
Actividad sísmica 2014
Potenciales de gas
26 contratos
firmados reportan
297 US$MM
de inversión adicional
80 % realizada
en costa afuera
y 20 % en zona
continental
Orca: pozo off-shore
de 1,5 Tpc Clarinete:
pozo on-shore
de 0,23 Tpc
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L
página 45
D IS T RIB UCIÓ N D E RE SE RVAS D E GAS N AT UR A L - G p c
TIPO
PROBADAS
PROBABLES Y POSIBLES
TOTAL RESERVAS
2010
2011
2012
2013
2014 TACC 2010-2014
5.405
5.460
5.720
5.508
4.759
77 %
82 %
81 %
86 %
80 %
1.653
1.160
1.310
900
1.156
23 %
18 %
19 %
14 %
20%
7.058
6.620
7.030
6.408
5.915
(3 %)
(9 %)
(4 %)
Las reservas totales (3P) de 2014 disminuyeron
8 % con respecto al año anterior. Por segundo
año consecutivo se sigue en deuda con
la premisa “cada molécula de gas usada hay
que reemplazarla”, expresado por Eduardo
Pizano en el marco del Congreso Naturgas 2015.
Fuente: Ecopetrol, UPME.
Las reservas probadas (1P) se redujeron en el último año en 13,5 %,
unos 750 Gpc aproximadamente. De esta disminución, 75 %, es decir
562 Gpc, se soporta en descensos en el nivel de reservas de los campos
de La Guajira.
En lo referente a reservas probables y posibles, estas presentaron
un incremento de 28 %, 256 Gpc. Lo anterior resulta del neto entre
la incorporación de reservas de varios campos menores más algunas
revaluaciones, y el traslado a probadas.
Reservas de gas natural por operador-2014
Reservas de gas natural-2014
Chuchupa - Ballena
10 %
Equión
30 %
Ecopetrol
11 %
Chevron
Pacific Stratus Energy
24 %
Otras empresas
25 %
2%
2%
9%
Cupiagua
24 %
Cusiana
4%
Pauto
4%
La Creciente
7%
19 %
11 %
Guama
Gibraltar
Bonga - Mamey
18 %
El Difícil
Otros campos
Fuente: UPME.
Fuente: UPME.
Estimación de reservas de gas natural - Tpc
Reservas 2014
1,7
Potenciales de gas
5,9
7,6
Fuente: UPME, ANH.
La cifra de reservas potenciales, 1,7 Tpc,
es la resultante de las reservas estimadas
del descubrimiento Orca, 1,5 Tpc, y el incremento
en sus reservas reportado por Canacol con base
en los hallazgos de Clarinete, Palmer y la revisión
positiva del campo Nelson.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
P R I N C I PA L E S C A M P O S C O N R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L
1
6
10
7
9
5
8
4
3
2
Fuente: UPME.
De las reservas totales (3P) del país, 59 % se soporta en sus cuatro campos
Se destaca la incorporación de reservas del campo productor El Difícil,
históricos, Ballena - Chuchupa (1973-1975), Cusiana (1989) y Cupiagua (1993). ya que 20 años después de haber cerrado operaciones será reabierto.
Para ello, la firma Petróleos Sudamericanos invirtió aproximadamente
En la última década se han descubierto otros campos con un nivel de reservas 70 US$MM, entre la adquisición del campo a Ecopetrol y la construcción
interesantes que alcanzan una participación de 18 % del total, Gibraltar
de una planta en el complejo.
(2004), La Creciente (2006), Guama (2010) y Bonga - Mamey (2012).
Fuente: http: //www.portafolio.co/economia/reviven-el-campo-gas-el-dificil.
P R I N C I PA L E S C A M P O S CO N R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L 20 14 - G p c
#
NOMBRE
DEPARTAMENTO
EMPRESA
TOTAL RESERVAS
1
Chuchupa
La Guajira
Chevron Petroleum Company
1.125
2
Cupiagua
Casanare
Ecopetrol
1.084
3
Cusiana
Casanare
Equión
1.079
4
Pauto
Casanare
Equión
669
405
5
La Creciente
Sucre
Pacific Stratus Energy
6
Ballena
La Guajira
Chevron Petroleum Company
273
7
Guama
Sucre
Pacific Stratus Energy
250
8
Gibraltar
Boyacá - Santander
Ecopetrol
239
9
Bonga - Mamey
Sucre
Hocol
183
10
El Difícil
Magdalena
Petróleos Sudamericanos
124
TOTAL
Fuente: UPME.
5.431
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L
página 47
C A M P O S C O N M E N O R E S R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L
CAMPOS
#
NOMBRE
11
Nelson
12
Provincia
13
Payoa
14
Llanito
15
Maná
16
Cerro Gordo
17
Tibú
18
Nutria
19
Toqui Toqui
20
La Salina
21
Payoa West
12 21
40
13
33 54
18
27
20
22
Kananaskis
23
Corrales
24
Apamate
25
Ramiriquí
45
26
Aguas Blancas
27
Gala
28
Dina
29
La Casona
30
Yariguí - Cantagallo
31
Riohacha
32
Río Opia
33
Lisama
34
Corazón
35
Puli
36
Katana
37
Río Ceibas
38
Bolívar
39
Tempranillo
40
Tesoro
41
Tenay
42
Arianna
43
Santa Clara
44
Guaduas
45
Opón
46
Cañaflecha
47
Serafín
48
La Punta
49
Cerrito
50
Matachín Sur
51
La Hocha
52
Rancho Hermoso
53
Santo Domingo
54
Liebre
31
26
24
42
11
36
47
46
17
16
30
49
14
38
23
35 44
29
25
19
48 52
22
53
32 34
15 50
28
37
41 51
39 43
Fuente: Ecopetrol, UPME.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
C A M P O S M E N O R E S D E R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L 20 14 - G p c
#
NOMBRE
DEPARTAMENTO
EMPRESA
RESERVAS
11
Nelson
Córdoba
Geoproduction Oil And Gas Company
12
Provincia
Santander
Ecopetrol
86,3
70,1
108,4
13
Payoa
Santander
Petrosantander Colombia Inc
14
Llanito
Santander
Ecopetrol
31,1
15
Maná
Tolima
Interoil Colombia Exploración y Producción
25,5
16
Cerro Gordo
Norte de Santander
Well Logging
21,7
17
Tibú
Norte de Santander
Ecopetrol
11,9
18
Nutria
Santander
Ecopetrol
11,9
19
Toqui Toqui
Tolima
Interoil Colombia Exploración y Producción
11,3
20
La Salina
Santander
Petrosantander Colombia Inc
10,7
21
Payoa West
Santander
Petrosantander Colombia Inc
10,2
10,2
22
Kananaskis
Casanare
Parex Resources
23
Corrales
Boyacá
Unión Temporal Omega Energy
9,8
24
Apamate
Sucre
Pacific Stratus Energy Colombia Corp
8,6
25
Ramiriquí
Boyacá
Cepcolsa
8,0
26
Aguas Blancas
Cesar
Ecopetrol
6,5
27
Gala
Santander
Ecopetrol
4,6
4,6
28
Dina
Huila
Ecopetrol
29
La Casona
Casanare
Parex Resources
4,1
30
Yariguí - Cantagallo
Bolívar
Ecopetrol
3,9
31
Riohacha
La Guajira
Chevron Petroleum Company
3,5
32
Río Opia
Tolima
Interoil Colombia Exploración y Producción
2,4
33
Lisama
Santander
Ecopetrol
2,2
34
Corazón
Tolima
Petrosantander Colombia Inc
1,9
35
Puli
Cundinamarca
Interoil Colombia Exploración y Producción
1,7
36
Katana
Córdoba
Geoproduction Oil And Gas Company
1,4
37
Río Ceibas
Huila
Ecopetrol SA
1,4
38
Bolívar
Boyacá
Unión Temporal Omega Energy
1,4
39
Tempranillo
Huila
Ecopetrol
1,2
40
Tesoro
Santander
Ecopetrol
1,0
41
Tenay
Huila
Ecopetrol
0,9
42
Arianna
Córdoba
Geoproduction Oil And Gas Company
0,7
0,6
43
Santa Clara
Huila
Ecopetrol
44
Guaduas
Cundinamarca
Pacific Stratus Energy Colombia Corp
0,5
45
Opón
Santander
Petrocolombia SA - Copp SA
0,5
46
Cañaflecha
Córdoba
Geoproduction Oil And Gas Company
0,4
47
Serafín
Cesar
Petróleos del Norte
0,4
48
La Punta
Casanare
Ecopetrol
0,4
49
Cerrito
Norte de Santander
Pacific Stratus Energy Colombia Corp
0,4
0,4
50
Matachín Sur
Tolima
Perenco Colombia Limited
51
La Hocha
Huila
Hocol
0,3
52
Rancho Hermoso
Casanare
Canacol Energy Colombia
0,3
53
Santo Domingo
Casanare
Vetra Exploración Colombia
0,3
54
Liebre
Santander
Petrosantander Colombia Inc
Total
Fuente: UPME.
0,1
483,8
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L
página 49
R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L P O R R E G I O N E S - 2 0 14
Costa Caribe
16 campos
2.494 Gpc
Oriente
15 campos
504 Gpc
Llanos Orientales
9 campos
2.855 Gpc
Interior del país
14 campos
62 Gpc
Costa Caribe
Oriente
Llanos Orientales
Interior del país
Fuente: UPME.
La costa Caribe es la región de Colombia con mayor cantidad de campos
(16) que aportan volúmenes de gas a las reservas totales del país.
Adicional a los 3 campos históricos de La Guajira (Ballena, Chuchupa
y Riohacha) y al campo de El Difícil (Magdalena), descubierto en los años
sesenta, en la última década se han incorporado una docena de campos
en las cuencas VIM (Valle Inferior del Magdalena) y Sinú - San Jacinto,
en los departamentos de Bolívar, Sucre y Córdoba, que proyectan esta
región como un jugador importante a futuro en el desarrollo del sector.
Los Llanos Orientales, y más específicamente el pie de monte
llanero, es la región del país con mayores reservas de gas natural,
2.855 Gpc. De este nivel, 75 % se soporta en los grandes campos
de Cusiana y Cupiagua, dejando el 25 % restante a 7 campos más,
entre los que sobresale Pauto por su nivel de reservas.
En la región Oriental, 47 % de las reservas recae en el campo
Gibraltar y el 53 % restante está repartido en 14 campos menores,
en su mayoría descubiertos hace más de 20 años.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
POTENCIALES DE GAS OFF-SHORE
Bloque Tayrona
Pozo Orca 1
Bloque Tayrona
Andarko-Ecopetrol
50/50
Bloque Fuerte Norte
Pozo Calasu 1
Bloque Fuerte Sur
Pozo Kronos 1
Fuente: ANH.
En diciembre de 2014, la operadora brasileña Petrobras anunció
el descubrimiento de una “acumulación de gas natural en el pozo
exploratorio Orca 1, en el bloque Tayrona, en aguas profundas del
Caribe colombiano”. Se trata del primer descubrimiento en aguas
profundas en Colombia y el segundo en el mar Caribe del país,
después de Chuchupa (1973).
El contrato Tayrona fue el primero firmado por la ANH a mediados
de 2004 y los socios son: Petrobras (40 %), Ecopetrol (30 %),
Repsol (20 %) y Statoil (10 %).
Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta
en asuntos de petróleo y gas, las reservas probadas iniciales de este
descubrimiento están calculadas en 264 Mbep, equivalentes a 1,5 Tpc,
que representan un 25 % de las reservas actuales.
Aspectos relevantes de exploración off-shore en Colombia
24 contratos
vigentes: costa
Caribe 23 contratos
y costa Pacífica
1 contrato.
Fuente: ANH.
Ronda Colombia 2014:
5 bloques adjudicados
y compromisos exploratorios
por 540 US$MM, de los cuales
212 US$MM corresponden a
inversión adicional.
Términos de
referencia 2014:
mejores
condiciones
económicas.
Estudio de la Universidad
Nacional de Colombia (2012):
el potencial de recursos
off-shore, podría multiplicar
por 6 las reservas de crudo
y por 3 las de gas en Colombia.
Implementación
de decreto de zonas
francas para la
actividad de off-shore.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L
página 51
POTENCIALES DE GAS ON-SHORE
Bullerengue
(Hocol)
Contrato VIM-05 (Canacol)
Pozo Clarinete 1
Inicio estimado dic 2015
24,7 Mpcd
Contrato Esperanza (Canacol)
Pozo Palmer 1: 7 a 8 Mpcd
Pozo Corozo 1
(pendiente completamiento
inicio estimado dic 2015)
Contrato Niscota (Equión)
Pozo Hurón
Inicio estimado julio 2016
40 Mpcd
Fuente: ANH.
A comienzos de 2015, Canacol anunció un aumento de 234 Gpc en sus
reservas de gas 2P, asociadas con sus recientes hallazgos Clarinete
y Palmer y a una revisión positiva en su campo Nelson. En ese sentido,
afirma Canacol, sus reservas de gas 2P ajustadas a su participación
a febrero 28 de 2015 son 345 Gpc. Cabe anotar que las reservas 3P,
a 2014, reportadas por UPME solo incluyen el campo Nelson con 108 Gpc.
Ecopetrol en su informe trimestral de marzo de 2015 destacó el hallazgo
de Bullerengue 1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la
cuenca Sinú - San Jacinto, cerca del municipio de Sabanalarga (Atlántico),
el cual, afirma la estatal colombiana, fortalecerá el desarrollo de las fuentes
de gas en la costa Atlántica. La ANH estima que el Gas Original en Sitio
-GOES-, para este campo, se encuentra alrededor de 0,04 Gpc.
Yacimientos potenciales no convencionales
Estudios registran recursos de gas
original en sitio -GOES- de 308 Tpc
y se estima que se pueden recuperar
55 Tpc, unos en las cuencas Catatumbo,
VMM y Llanos orientales.
YAC I M I E N TO S P OT E N C I A L E S N O CO N V E N C I O N A L E S
Bloque CAT 3
Bloque VMM 5
Bloque VMM 9
Bloque VMM 16
Bloque VMM 29
Bloque COR 62
COMPAÑÍA
INVERSIÓN ESTIMADA
(US$MM)
Cordillera
Ecopetrol/Exxon
143
Valle Medio del Magdalena
Ecopetrol
148
VMM 29
Valle Medio del Magdalena
Ecopetrol/Exxon
155
CAT 3
Catatumbo
Ecopetrol
157
VMM 5
Valle Medio del Magdalena
Ecopetrol
159
VMM 9
Valle Medio del Magdalena
Parex Resources
193
BLOQUE
CUENCA
COR 62
VMM 16
TOTAL
Fuente: ANH.
955
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
P RO S P E C TO S G AS 2 014
COMPAÑÍA
PROSPECTOS
CUENCA
ECOPETROL
Magallanes
COR
GOES - GPC
MÁS PROBABLE (P50)
GOES - GPC
MÍN. (P90)
163,9
58,9
ECOPETROL - REPSOL
Siluro
GUA OFF
1.655,2
91,7
ECOPETROL - ONGC VIDESH
Molusco
GUA OFF
540,2
165,3
Champeta
VIM
105,5
38,6
Pereré
VIM
59,3
24,4
HOCOL
LEWIS
PACIFIC
Toposi
VMM
31,9
9,4
La Estancia
VMM
17,6
2,9
Caramelo
VMM
14,4
5,3
Merecumbé 1
SSJN
0,1
0,0
Gua - C (Pedernalito)
VIM
680,0
296,0
Maguey
SSJN
221,8
37,9
Vueltiao
SSJN
152,5
37,6
Apamate Este
VIM
146,4
71,5
DW
VIM
114,6
51,0
G Oeste
SSJN
72,0
8,0
Apamate Sur
VIM
53,7
25,8
Chinú Oeste
SSJN
42,0
22,0
Chimá
SSJN
35,2
16,1
G Este
VIM
31,0
4,7
Chinú South
SSJN
21,7
11,3
K
VIM
19,2
5,4
L
VIM
15,9
9,0
Gua-A (Guama A)
VIM
2,7
0,2
4.196,9
993,0
FACTOR RECUPERACIÓN (%)
TOTAL GOES
69 %
61 %
TOTAL RECURSOS
2.896
606
Fuente: ANH.
Prospectos de gas-2014
4%
4%
2%
Ecopetrol - Repsol
Pacific
Ecopetrol - Ongc Videsh
13 %
39 %
Hocol
Ecopetrol
Lewis
38 %
Fuente: ANH.
Para la ANH, en un escenario de probabilidad media
(percentil 50) y estableciendo el supuesto de un factor
de recuperación -FR- de 69 %, los recursos de gas natural
por estos prospectos alcanzarían los 2.896 Gpc, mientras
que en un escenario pesimista (percentil 90) y con un
supuesto FR de 61 %, dichos recursos estarían en
el orden de los 606 Gpc.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L
página 53
PRODUCCIÓN Y SUMINISTRO
PRO DUCCIÓ N F ISC A LIZ A DA - G p c
CUENCA
2010
2011
2012
2013
2014
TACC 2010-2014
LLANOS ORIENTALES
818
787
775
735
684
(4 %)
LA GUAJIRA
251
236
220
219
187
(7 %)
68
72
78
78
74
2%
MEDIO
24
27
31
32
30
6%
SUPERIOR
20
19
19
16
15
(6 %)
INFERIOR
24
25
29
29
29
4%
4
5
6
8
8
17 %
CATATUMBO
2
2
2
1
2
(1 %)
CUENCAS MENORES
0
1
2
3
3
218 %
Gpc
1.143
1.102
1.083
1.044
958
Mpcd
3.133
3.020
2.968
2.860
2.624
VALLE DEL MAGDALENA
PUTUMAYO
TOTAL
En la producción se evidencia
una declinación sostenida en los
campos de La Guajira. Entre 2010
y 2014, estos campos disminuyeron
su producción en 64 Gpc.
(4 %)
Fuente: ANH, Acipet, Ministerio de Minas y Energía.
La disminución en la producción fiscalizada de gas natural en
Colombia, en el periodo en estudio, está motivada en los continuos
descensos que presentan en esta actividad los campos de los Llanos
Orientales y de La Guajira. Para los Llanos, la reducción es a causa de
una menor reinyección de gas, mientras que en La Guajira esta se
origina por la declinación sostenida de sus campos.
En la actualidad, Ecopetrol lidera la producción de gas natural en
Colombia. Esta empresa asumió, a partir de julio de 2010, la operación
directa del campo Cupiagua e inició la puesta en marcha de una
planta de tratamiento en la que invirtió 222 millones de dólares.
La producción del campo Cupiagua en 2014 ascendió a 363 Gpc.
Producción de gas natural
Empresa
Campo
6%
5%
37 %
50 %
20 %
B.P Exploration
17 % 38 %
5%
Ecopetrol
Equion Energia Limited
10 %
Chevron - Texaco
22 %
Otras empresas
23 %
11 %
37 %
Cupiagua
Cusiana
Chuchupa
Pauto Sur
20 %
Otros campos
16 %
27 %
37 %
2010
2010
19 %
2014
2014
Fuente: ANH.
La Guajira
6%
13,6-11,0
7 % promedio anual,
disminución de
producción y suministro
Crecimiento promedio
anual del suministro
para consumo de gas
en Colombia
Factor R/P con reservas
totales y probadas,
respectivamente
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Usos del gas en Colombia
Quemado
2,8 %
Consumo en campo
4,6 %
Transformado en planta
5,2 %
Entregado a gasoducto
(suministro)
Total
producido
958 Gpc
En el gráfico se aprecia la relación entre producción y suministro.
En Colombia, el suministro alcanza 42 % del total de la
producción, siendo la reinyección el principal destino
de la producción nacional, 45 %.
La técnica de reinyección se utiliza en los campos de gas
asociado a petróleo con el propósito de mejorar los métodos
de producción de crudo. Es un hecho que los pozos productores
donde se usa pueden mantener la tasa de producción a un
nivel más elevado durante la vida productiva del campo.
42,1 %
Expertos aseguran que el gas reinyectado no siempre se
recupera en su totalidad y que el nivel de recuperación varía
dependiendo de características intrínsecas de cada campo y
de los métodos de reinyección empleados. Sin embargo, parece
existir consenso en que por lo menos un volumen cercano a las
dos terceras partes de este gas se puede recuperar.
Inyectado al yacimiento
45,2 %
Fuente: ANH.
S UMINIS T RO D E GAS N AT URA L - M p cd
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
LLANOS ORIENTALES
232
287
377
479
525
23 %
LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL
525
432
417
414
447
(4 %)
59
58
62
59
58
(1 %)
0
0
27
30
31
8%
(4 %)
CAMPO/CUENCA
LA CRECIENTE
GIBRALTAR
OTROS
SUBTOTAL
54
48
57
108
46
Mpcd
870
825
940
1.090
1.106
Gpc
318
301
343
398
404
156
205
186
176
85
Mpcd
1.026
1.030
1.126
1.267
1.191
Gpc
374
376
411
462
435
LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN (Mpcd)
TOTAL
Fuente: UPME, Concentra y cálculos realizados por Estudios y Consultorías.
(6 %)
(14 %)
4%
En el último lustro, los campos de los
Llanos Orientales (Cusiana y Cupiagua)
pasaron de aportar 26 % a 47 % del gas
suministrado en el país. Otro aporte
positivo a la producción es la entrada
del campo Gibraltar en 2012.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - S U M I N I S T RO D E G AS N AT U R A L
página 55
DECLARATO RIA D E PROD UCC IÓN - G bt u d
PODER CALORÍFICO
Btu/pc
CAMPO
CHUCHUPA
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
417
412
407
401
398
392
387
380
373
368
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
389
370
352
334
318
302
286
273
263
253
235
235
235
235
235
235
235
235
234
233
41
41
41
41
41
41
41
41
41
41
235
226
216
216
214
214
214
215
216
217
240
240
240
240
240
240
240
240
240
227
997
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
CUSIANA
1.130
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
CUPIAGUA
1.143
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
PAUTO SUR
42
42
42
42
42
42
42
42
42
42
240
240
240
240
240
240
240
240
240
227
70
70
70
70
70
70
70
71
71
72
1.130
Potencial de producción
Gas de operación
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Producción comprometida
70
72
68
64
64
64
0
0
0
0
53
52
52
51
51
50
50
50
49
49
BALLENA
997
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
FLOREÑA
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
53
51
49
48
47
45
44
43
42
41
53
53
54
54
54
54
54
54
54
54
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
53
53
54
54
54
36
32
32
32
32
1.200
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
GIBRALTAR
1.084
Potencial de producción
38
38
38
38
38
38
38
38
36
27
Gas de operación
0,2
0,2
0,2
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
38
38
38
38
38
38
38
38
36
27
231
278
274
269
262
252
248
239
225
182
80
80
75
73
69
63
59
56
51
49
231
274
269
264
256
245
239
231
216
173
1.337
1.379
1.370
1.359
1.348
1.331
1.321
1.306
1.283
1.213
190
190
185
183
179
173
168
165
160
158
1.309
1.323
1.285
1.257
1.231
1.185
1.094
1.072
1.045
970
Producción comprometida
OTROS
1.103
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
TOTAL
1.082
Potencial de producción
Gas de operación
Producción comprometida
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Declaratoria de producción - Gbtud
Potencial de producción
Producción comprometida
% Comprometida/Potencial
1.600
1.400
98 %
96 %
1.200
94 %
93 %
91 %
89 %
83 %
1.000
82 %
81 %
80 %
800
600
400
200
0
2015
2016
2017
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
A través de la Resolución 31289 de 2015,
el Ministerio de Minas y Energía publica la
declaratoria de producción para los próximos
10 años. Esta información fue suministrada
por productores y productores - comercializadores
de gas natural, en cumplimiento con lo dispuesto
en el Decreto 1073 de 2015, donde se especifica
que deben declarar esta información al Ministerio
de Minas y Energía.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
FACTO R R/P
CONCEPTO
RESERVAS PROBADAS
RESERVAS TOTALES
PRODUCCIÓN
FACTOR R/P
AÑOS
2010
2011
2012
2013
2014
Tpc
5,4
5,5
5,7
5,5
4,8
Gpc
5.405
5.460
5.720
5.508
4.759
Tpc
7,1
6,6
7,0
6,4
5,9
Gpc
7.058
6.620
7.030
6.408
5.915
Mpcd
1.026
1.030
1.126
1.267
1.191
Gpc
374
376
411
462
435
TACC
2010-2014
El factor R/P calculado con las reservas
totales disminuyó 5,2 años entre
2010 y 2014, mientras que el calculado
con reservas probadas registra
una disminución de 3,4 años
para el mismo periodo.
(3 %)
(4 %)
4%
Probadas
14,4
14,5
13,9
11,9
11,0
(7 %)
Totales
18,8
17,6
17,1
13,9
13,6
(8 %)
Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.
Nota: el concepto de producción refleja las cifras de suministro de gas natural.
FACTO R R / P S I N E X P O RTACIO NE S
Cabe resaltar que si bien el factor R/P a diciembre de 2014 fue calculado con la
producción del último año, esta incluye los volúmenes de las exportaciones a
Venezuela, las cuales llegaron a su final en junio de 2015. Por lo anterior, un cálculo
de este indicador sin exportaciones sería más razonable y se muestra a continuación.
CONCEPTO
2014
4.759
RESERVAS PROBADAS
RESERVAS TOTALES
Gpc
5.915
PRODUCCIÓN SIN EXPORTACIONES
404
FACTOR R/P - RESERVAS PROBADAS
11,8
AÑOS
FACTOR R/P - RESERVAS TOTALES
14,7
Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.
Factor R/P - Reservas totales (años)
Variación anual factor R/P
2010
0%
18,8
17,6
(2 %)
17,1
(4 %)
13,9
(6 %)
13,6
(8 %)
(10 %)
(12 %)
(14 %)
(16 %)
(18 %)
2010
2011
Fuente: Ecopetrol, UPME.
2012
2013
2014
(20 %)
Fuente: Ecopetrol, UPME.
2011
2012
2013
2014
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - T R A N S P O RT E D E G AS N AT U R A L
página 57
TRANSPORTE DE GAS POR REDES
GAS T RANS PO RTA D O - M pcd
EMPRESA
INTERIOR DEL PAÍS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
524
527
558
596
668
6%
10 %
COINOGAS
3
3
3
5
5
PROGASUR
14
16
17
17
19
8%
PROMIORIENTE
12
13
34
28
51
44 %
422
420
422
454
494
4%
TGI
TRANSMETANO
37
41
45
46
49
7%
TRANSOCCIDENTE
36
34
36
47
50
9%
COSTA CARIBE - PROMIGAS
390
345
337
365
368
(1 %)
TOTAL
915
872
895
961
1.036
3%
En 2014, se alcanzó
un máximo histórico
de gas transportado por redes
para un año en Colombia,
1.036 Mpcd.
Fuente: empresas del sector.
Nota: las empresas Progasur y TGI contienen las cifras de Transgastol y Transcogas.
Promioriente y TGI fueron las transportadoras que, en el último año,
tuvieron mayores incrementos en sus volúmenes de gas transportado.
La primera, por la entrada en pleno de su nuevo gasoducto GibraltarBucaramanga, y, la segunda, por los mayores volúmenes de gas
demandados por el interior del país, trasladados desde los campos
de La Guajira y Cusiana - Cupiagua.
La capacidad máxima en firme del gasoducto Ballena - Cartagena - Jobo,
gasoducto principal de la infraestructura de Promigas, es de 610,3 Mpcd.
Variación anual
Gas transportado-2014
Interior del país
Costa Caribe - Promigas
35 %
65 %
15 %
10 %
5%
0%
2010
2011
2012
2013
2014
(5 %)
(10 %)
Fuente: Ecopetrol, UPME.
(15 %)
Fuente: empresas del sector.
Gobierno
Costa Caribe
Interior del país
Anuncia mecanismos
para que nueva
infraestructura de
transporte sea oportuna
Promigas construirá
infraestructura
de transporte para
planta de regasificación
TGI anuncia ampliaciones
de infraestructura del
orden de 560 US$MM
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
RED D E GASO D UC TOS - k m
EMPRESA
COINOGAS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
18
17
17
17
17
(0,2 %)
9%
PROGASUR
273
273
339
346
380
PROMIGAS
2.363
2.363
2.367
2.367
2.367
0%
157
333
333
333
333
21 %
4.386
4.386
4.386
4.386
4.386
0%
149
189
189
189
189
6%
11
11
11
11
11
0%
7.356
7.572
7.643
7.649
7.684
1%
PROMIORIENTE
TGI
TRANSMETANO
TRANSOCCIDENTE
TOTAL
La construcción de gasoductos
se ha visto retrasada por situaciones
ajenas a las transportadoras,
como son excesivo formalismo en
presentación de pliegos y demoras
en trámites de licencias ambientales.
Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.
Entre 2010 y 2014, Progasur inauguró los gasoductos Pradera/
Jamundí - Popayán (2012), Sardinata - Cúcuta (2012) y Tane - Pamplona
(2014). Otras transportadoras que dieron entrada a nuevos gasoductos
fueron Promioriente con el gasoducto Gibraltar - Bucaramanga y
Transmetano con su Ramal a Oriente, ambos en 2011.
La infraestructura de TGI, la más grande del país, se extiende desde
La Guajira en el norte de la costa Caribe, hasta Huila y Tolima en el sur del
país. En el Oriente, desde Casanare y Meta, hasta el Valle en el Occidente,
pasando por la sabana Cundiboyacense donde se encuentra Bogotá
en el centro del país.
Sistema nacional de transporte de gas natural
3
1 Coinogas
5
2 Progasur
2
6
5
2
Fuente: Ecopetrol.
7 2
2
4
5
3 Promigas
1
4 Promioriente
5
5 TGI
6 Transmetano
7 Transoccidente
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 59
DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
Cobertura
CO B ERT URA D E G AS N AT URA L
CONCEPTO
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
20102014
28
28
28
29
34
1%
MUNICIPIOS ATENDIDOS
425
463
512
563
629
7%
POBLACIÓN POTENCIAL
7.542.014
8.024.206
8.524.301
9.086.738
9.430.712
6%
RESIDENCIAL ANILLADOS
7.071.731
7.540.890
7.946.240
8.881.882
8.789.982
6%
USUARIOS CONECTADOS
5.767.942
6.230.286
6.693.823
7.166.218
7.744.589
8%
RESIDENCIALES
5.665.394
6.121.313
6.569.840
7.032.244
7.600.805
8%
ESTRATOS 1, 2 Y 3
4.799.496
5.194.358
5.587.677
5.989.704
6.493.331
8%
ESTRATOS 4, 5 Y 6
865.898
926.955
982.163
1.042.540
1.107.474
6%
99.205
106.181
120.078
128.103
139.335
9%
3.343
2.792
3.905
5.871
4.449
7%
POTENCIAL
94 %
94 %
93 %
90 %
93 %
EFECTIVA
75 %
76 %
77 %
77 %
81 %
COMERCIALES
INDUSTRIALES
COBERTURA RESIDENCIAL
Municipios atendidos
Generación de bienestar y mejora en la calidad de vida llevados
a 7,6 millones de hogares colombianos en los últimos cuarenta
años, es la mejor carta de presentación del sector. Todo lo
anterior, resumido por el Presidente de la República, Juan
Manuel Santos, en Naturgas 2015, como “producto de una
estrategia sólida de largo plazo”.
En el último lustro se conectaron, aproximadamente,
2,4 millones de usuarios a gas natural en todo el país y se llegó
a más de 204 nuevos municipios. La meta impuesta por el
Gobierno Nacional al sector para el siguiente cuatrienio (2015 2018) es lograr la conexión de un millón de nuevos usuarios.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Municipios atendidos
Las cifras de cobertura del gas en
Colombia son fiel reflejo de la “revolución
silenciosa” (Presidente Juan Manuel
Santos, Naturgas 2015) que ha provocado
el sector gas en el país, convirtiéndose en
todo un modelo mundial de copiar.
Usuarios de gas natural conectados por año
Cobertura efectiva
629
563
425
463
512
77 %
81 %
77 %
76 %
75 %
2010
2011
2012
2013
2014
-
578.371
2014
2013
472.395
2012
463.537
2011
462.344
2010
420.285
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Colombia
8%
81 %
Cuenta con 629
municipios con el
servicio de gas natural
Crecimiento de usuarios
de estratos 1, 2 y 3, con
servicio de gas natural
Cobertura efectiva
de usuarios residenciales
en el país
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
USUARIO S DE G AS N AT URA L
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
ANDINA
3.568.777
3.857.966
4.156.191
4.443.145
4.840.054
8%
CARIBE
REGIÓN
1.251.299
1.334.099
1.405.843
1.502.826
1.583.787
6%
PACÍFICA
755.349
824.231
892.258
953.355
1.029.488
8%
ORINOQUÍA Y AMAZONÍA
192.517
213.990
239.531
266.892
291.260
11 %
5.767.942
6.230.286
6.693.823
7.166.218
7.744.589
8%
TOTAL USUARIOS
La región Andina presentó un
crecimiento de cerca de 1,3 millones
de usuarios en el periodo en estudio,
siendo esta la de mayor crecimiento
absoluto en el país.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
En 2015 se espera llegar a los departamentos de Arauca y Chocó. Para el
primero existe un plan de masificación de gas del cual hacen parte activa
la Gobernación de Arauca, Ecopetrol, Oleoducto Bicentenario, Minminas,
CREG, DNP y las siete alcaldías de los municipios de Saravena, Arauca,
Arauquita, Tame, Puerto Rondón, Cravo Norte y Fortul.
Usuarios de gas natural por regiones-2014
En lo que respecta a Chocó, a mediados de septiembre de 2014, su capital
Quibdó, fue beneficiada con una asignación del Fondo Especial Cuota
de Fomento por 11.000 millones de pesos, aproximadamente, para la
construcción del sistema de distribución y conexiones a usuarios de
menores ingresos, a través de la empresa Universal de Servicios Públicos.
Caribe
Andina
Pacífica
Orinoquía y Amazonía
Departamentos sin gas natural
4%
13 %
20 %
63 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 61
USUA RIOS D E GAS N AT U R A L
DEPARTAMENTO
Antioquia
Atlántico
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
566.501
665.890
769.087
881.938
993.063
15 %
4%
436.354
452.382
467.445
492.191
510.028
1.590.163
1.657.607
1.704.176
1.760.435
1.820.350
3%
Bolívar
253.836
273.212
289.172
303.933
317.365
6%
Boyacá
101.028
115.016
128.379
140.346
152.975
11 %
Caldas
110.718
119.814
140.771
152.482
162.336
10 %
Casanare
45.484
50.000
53.226
61.933
69.207
11 %
Cauca
27.382
40.053
56.541
61.715
81.789
31 %
Caquetá
18.988
25.858
29.561
30.335
34.056
16 %
Bogotá DC
Cesar
118.224
130.965
138.321
150.552
162.965
8%
Córdoba
136.627
146.943
158.453
170.182
181.307
7%
Cundinamarca
259.285
290.894
340.492
378.900
461.738
16 %
1.302
2.333
3.631
3.988
3.244
26 %
143.330
154.130
164.327
168.435
190.418
7%
71.178
75.216
80.183
85.555
92.798
7%
Magdalena
140.590
156.402
166.208
186.295
195.210
9%
Meta
126.743
135.799
152.921
168.577
177.083
9%
Guaviare
Huila
La Guajira
Norte de Santander
83.194
95.802
105.287
115.747
135.939
13 %
Nariño
0
0
0
0
11.180
100 %
Putumayo
0
0
192
2.059
7.670
100 %
95.313
103.172
110.023
116.262
122.294
6%
Risaralda
131.782
143.913
159.607
177.238
190.574
10 %
Santander
304.363
314.551
326.291
340.706
361.262
4%
94.490
98.979
106.061
114.118
124.114
7%
Quindío
Sucre
Tolima
183.100
197.177
207.751
210.656
249.105
8%
Valle
727.967
784.178
835.717
891.640
936.519
7%
5.767.942
6.230.286
6.693.823
7.166.218
7.744.589
8%
TOTAL
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Usuarios por departamentos-2014
En 2014, Nariño se convirtió en el departamento #26 de
Colombia en acceder al servicio de gas natural por redes.
Su capital, Pasto, cuenta a fines de este año con 11.180
usuarios conectados.
Antioquia, con un poco más de 111.000 nuevas conexiones
en el último año, pasó a ser el segundo departamento
de Colombia con más usuarios conectados a gas natural,
desplazando al Valle y siendo superada solo por el Distrito
Capital, Bogotá.
39 %
Bogotá DC
23 %
Antioquia
Valle
13 %
Atlántico
Cundinamarca
Otros
6%
12 %
7%
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
USUA RIOS D E G AS N AT U R A L
EMPRESA
Alcanos de Colombia
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
417.794
478.247
525.206
534.740
656.607
12 %
Efigas
322.462
349.974
389.613
423.629
450.225
9%
EPM
533.966
627.308
720.153
828.944
934.856
15 %
1.691.263
1.766.388
1.831.600
1.905.038
1.993.670
4%
Gases de La Guajira
71.178
75.216
80.183
85.555
92.798
7%
Gases de Occidente
738.538
796.945
857.545
917.321
964.292
7%
Gases del Caribe
646.837
688.766
720.563
774.917
812.584
6%
Gasoriente
232.177
239.342
246.555
254.385
266.078
3%
72.825
80.129
86.753
95.418
113.850
12 %
Gas Natural
Gases del Oriente
207.923
227.747
254.038
280.907
312.259
11 %
Gasnacer
Gas Natural Cundiboyacense
49.746
56.123
58.864
61.705
64.116
7%
Llanogas
118.947
127.915
144.863
160.094
165.907
9%
Metrogas
75.141
83.355
89.431
95.482
104.610
9%
Surtigas
487.951
518.747
561.965
599.054
632.136
7%
Otras distribuidoras
101.194
114.084
126.491
149.029
180.601
16 %
5.767.942
6.230.286
6.693.823
7.166.218
7.744.589
8%
TOTAL
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
EPM, empresa distribuidora de gas natural cuyo mercado relevante es el departamento de Antioquia, lideró las
conexiones de gas en el país en el periodo 2010-2014, con un poco más de 400.000 nuevos usuarios. Le siguió
Gas Natural, que atiende, principalmente, el Distrito Capital, con una cifra cercana a los 300.000 usuarios.
Estratos 1, 2, 3
Usuarios de gas natural-2014
Estratos 4, 5, 6
No residencial
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0%
Alcanos
de
Colombia
Efigas
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
EPM
Gas
Natural
Gases
de La
Guajira
Gases
de
Occidente
Gases
del
Caribe
Gasoriente
Gases
del
Oriente
Gas Natural
Gasnacer
Cundiboyacense
Llanogas
Metrogas
Surtigas
Otras
distribuidoras
U S UA R I O S R E S I D E N C I A L E S D E G AS N AT U R A L
ESTRATO
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
ESTRATO 1
1.018.630
1.143.486
1.264.512
1.405.607
1.585.630
12 %
ESTRATO 2
2.142.951
2.318.850
2.500.586
2.667.223
2.874.969
8%
ESTRATO 3
1.637.915
1.732.022
1.822.579
1.916.874
2.032.731
6%
ESTRATO 4
520.671
562.014
596.565
634.498
677.701
7%
ESTRATO 5
210.311
222.102
235.529
249.770
266.369
6%
ESTRATO 6
TOTAL
134.916
142.839
150.069
158.272
163.404
5%
5.665.394
6.121.313
6.569.840
7.032.244
7.600.805
8%
En el sector residencial, el mayor
número de usuarios se encuentran en el
estrato 2, con 38 % del total de usuarios.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
De los usuarios conectados a gas natural en Colombia, 85 % pertenecen
a los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, sectores menos favorecidos
económicamente de la población. Han sido fundamentales en los últimos
años, para continuar con este crecimiento, los recursos entregados por
el FECF y el SGR a estos usuarios, más el apoyo continuo de las empresas
distribuidoras que financian los valores restantes.
La costa Caribe es la región del país donde los usuarios de estrato 1
conectados a gas natural tienen una mayor participación con respecto
al total, 44 %. Caso contrario sucede en la región Andina, donde la
participación del estrato 1 solo alcanza 12 % de la totalidad de usuarios.
Usuarios residenciales de gas natural-2014
Usuarios residenciales de gas natural por regiones-2014
E1
E3
E5
E2
E4
E6
2%
2%
4%
11 %
Caribe
1.559.920
2%
1%
5%
5%
8%
14 %
0,3 %
1%
5%
Andina
4.742.692
23 %
26 %
Orinoquía
y Amazonía
283.198
31 %
32 %
39 %
39 %
39 %
44 %
21 %
12 %
Andina
Caribe
Pacífica
32 %
Orinoquía y Amazonía
Pacífica
1.014.995
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
La cobertura del servicio de gas natural no tiene distingo de clases
sociales, llega a todos los estratos socioeconómicos por igual.
En el último quinquenio se observa un mayor crecimiento en
estrato 1, debido a la mayor participación de este en los municipios
y departamentos que aún no tienen acceso a este energético.
Caribe
Andina
Pacífica
Orinoquía y Amazonía
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
DEMANDA D E GAS N AT URA L - M p cd
SECTOR
2010
2011
COSTA CARIBE
390
Eléctrico
230
Otros sectores
2014
2013
343
337
395
427
2%
182
166
197
220
(1 %)
160
161
171
198
207
7%
Industrial y comercial
96
92
96
108
92
(1 %)
Residencial
24
27
26
26
27
3%
Petroquímico
11
12
18
21
19
15 %
Refinerías y otros*
12
14
14
23
34
29 %
GNV
17
16
16
19
35
21 %
471
440
519
587
581
5%
INTERIOR DEL PAÍS
Eléctrico
65
32
57
88
110
14 %
406
408
463
499
471
4%
171
162
170
149
156
(2 %)
85
91
100
102
103
5%
1
1
1
1
1
(0,1 %)
Refinerías y otros*
87
91
131
177
149
14 %
GNV
62
63
62
70
62
(0,2 %)
Otros sectores
Industrial y comercial
Residencial
Petroquímico
Demanda nacional
Mpcd
861
783
856
982
1.007
4%
Mm3
8.899
8.093
8.848
10.148
10.412
4%
156
205
186
176
85
(14 %)
Exportaciones - Mpcd
Mpcd
TOTAL DEMANDA
Mm3
En 2014, el sector eléctrico
lideró la demanda de
gas natural en Colombia,
alcanzando una
participación de 33 %
en la demanda nacional.
Cabe anotar que este
mismo año, aun cuando
no llegó a consolidarse
el fenómeno de El Niño,
sí fue un año de menor
cantidad de lluvias, según
Idean.
TACC
2010-2014
2012
1.017
988
1.043
1.158
1.092
2%
10.506
10.208
10.775
11.970
11.285
2%
En el periodo en estudio se destaca el
crecimiento de refinerías en la costa
Caribe. Las proyecciones de demanda
de este sector en la región son mucho
más altas con la entrada en operación
para 2015 del complejo Reficar, en
Cartagena, el cual a 2014 tuvo un avance
de construcción del 93 %, con muchas
de sus plantas en etapa de alistamiento.
Fuente: UPME, SUI. * Se adicionaron los consumos de Ecopetrol.
Demanda de gas natural costa Caribe-2014
8%
8%
51 %
Demanda de gas natural interior del país-2014
Eléctrico
11 %
Industrial y comercial
Petroquímico
6%
Petroquímico
Refinerías y otros
GNV
Fuente: UPME, SUI.
Residencial
27 %
Refinerías y otros
22 %
Industrial y comercial
25 %
Residencial
5%
Eléctrico
19
51 %
%
GNV
0%
18 %
Fuente: UPME, SUI.
4%
Costa Caribe
81 %-20 %
Crecimiento
demanda nacional
de gas natural
Alta volatilidad
en la demanda
del sector eléctrico
Composición mercado
no regulado - regulado
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 65
D E M A N DA N AC I O N A L D E G AS N AT U R A L
SECTOR
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
Mpcd
REGULADO
179
185
194
198
205
3%
112
118
126
128
131
4%
67
67
68
70
74
3%
NO REGULADO
682
598
662
784
802
4%
TOTAL
861
783
856
982
1.007
4%
1.847
1.913
2.007
2.046
2.118
3%
1.159
1.218
1.301
1.324
1.349
4%
RESIDENCIAL
NO RESIDENCIAL
Mm3
REGULADO
RESIDENCIAL
NO RESIDENCIAL
NO REGULADO
TOTAL
688
695
707
722
769
3%
7.052
6.180
6.841
8.102
8.294
4%
8.899
8.093
8.848
10.148
10.412
4%
Entre 2010 y 2014 se dieron
traslados de usuarios
del mercado regulado
al mercado no regulado,
específicamente en la
categoría no residencial.
Mientras que el crecimiento promedio anual de los
usuarios residenciales en el periodo en estudio es de
8 %, el consumo residencial crece a un menor ritmo,
4 %. Lo anterior motivado en que año tras año aumenta
la participación de los estratos 1 y 2 en el total de
usuarios y estos reflejan un consumo de gas menor
que el promedio de toda la categoría.
Fuente: UPME, SUI.
DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3
REGIÓN
2010
2011
2012
2013
TACC
2014
2010-2014
ANDINA
1.223
1.274
1.353
1.379
1.338
CARIBE
400
393
399
398
454
3%
PACÍFICA
184
200
206
219
267
10 %
40
46
49
51
60
11 %
1.847
1.913
2.007
2.046
2.118
3%
ORINOQUÍA Y AMAZONÍA
TOTAL
2%
Las regiones Andina y Caribe
muestran ser mercados maduros
con crecimientos vegetativos;
en contraste, la Pacífica y Orinoquía Amazonía se muestran aún como
mercados en desarrollo.
Fuente: CREG, SUI.
Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014
Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014
Residencial
13 %
Andina
3%
51 %
Caribe
25 %
Pacífica
63 %
21 %
Fuente: UPME, SUI.
No residencial
32 %
37 %
41 %
31 %
68 %
63 %
59 %
69 %
Andina
Caribe
Pacífica
Orinoquía y Amazonía
Fuente: UPME, SUI.
Orinoquía
y Amazonía
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
DEMANDA NAC ION A L D E G AS N AT URA L E N E L ME RCA D O R EG U L A D O - Mm 3
EMPRESA
2010
Alcanos de Colombia
2011
2012
2013
TACC
2010-2014
2014
95
117
126
132
123
7%
172
196
215
228
230
8%
94
102
108
111
105
3%
Gas Natural
641
624
667
668
675
1%
Gases del Caribe
217
226
227
233
241
3%
EPM
Efigas
Gases de La Guajira
19
18
22
22
23
5%
Gases de Occidente
182
195
199
210
208
3%
Gas Natural Cundiboyacense
100
111
108
111
114
3%
Gases del Oriente
17
18
19
22
23
9%
Gasoriente
77
81
79
76
74
(1 %)
Gasnacer
11
12
13
14
15
8%
Llanogas
26
29
32
32
34
7%
Metrogas
20
23
24
25
41
20 %
Surtigas
154
137
138
132
168
2%
21
23
28
28
43
19 %
1.847
1.913
2.007
2.046
2.118
3,5 %
Otras distribuidoras
TOTAL
Las cifras de consumo
de algunas empresas,
en 2014, se ven afectadas
por el ajuste por poder
calorífico de acuerdo con
lo consignado en la
Resolución CREG 127
de 2013, a diferencia del
periodo 2010-2013 en el que
no se registra.
Fuente: SUI, empresas distribuidoras.
La composición promedio país del mercado regulado (Residencial – No Residencial) se encuentra
en el orden de 64 % - 36 %, siendo Alcanos la empresa con la mayor participación del componente
residencial (80 %) y Gases de Occidente y EPM las empresas con la menor participación de este
componente, 58 %.
Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3
Residencial
No Residencial
80 %
Alcanos de Colombia
58 %
EPM
Efigas
32 %
68 %
Gas Natural
63 %
Gases del Caribe
59 %
Gases de La Guajira
37 %
41 %
67 %
Gases de Occidente
58 %
Gas Natural Cundiboyacense
33 %
42 %
61 %
Gases del Oriente
39 %
31 %
69 %
Gasoriente
63 %
37 %
Gasnacer
76 %
Llanogas
64 %
Metrogas
61 %
Surtigas
24 %
36 %
39 %
69 %
Otras distribuidoras
31 %
80 %
Fuente: SUI.
20 %
42 %
20 %
VEHÍCULO S CO N VE RT ID OS A GN V
CIUDAD
2010
Armenia
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
16 %
5.495
6.159
7.859
8.969
10.032
Barranquilla
33.854
38.526
42.252
44.118
44.523
7%
Bogotá
107.117
118.356
144.966
160.576
177.540
13 %
Bucaramanga
16.159
16.719
18.151
19.112
20.249
6%
Cali
39.972
45.264
54.740
59.715
64.726
13 %
Cartagena
14.851
16.391
17.635
17.731
17.786
5%
7.373
8.106
10.150
10.795
11.192
11 %
33.048
38.144
45.970
49.706
52.757
12 %
Ibagué
Medellín
Montería
5.715
7.154
8.518
8.814
9.062
12 %
Neiva
3.883
4.339
5.381
5.651
5.829
11 %
Pereira
9.905
11.700
15.948
17.792
19.416
18 %
Santa Marta
7.172
7.497
8.839
9.815
10.731
11 %
Sincelejo
3.352
4.228
4.548
4.548
4.548
8%
Villavicencio
9.681
10.586
12.172
12.729
13.100
8%
26.938
32.013
42.778
46.435
48.834
16 %
324.515
365.182
439.907
476.506
510.325
12 %
Otras ciudades
TOTAL
2014
GNV
Estaciones GNV
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
ES TACIO NES D E SE RVIC IO D E G N V
CIUDAD
2010
Armenia
2011
2012
2013
2014*
TACC
2010-2014
8
8
8
9
9
3%
61
65
65
65
67
2%
148
154
156
159
160
2%
Bucaramanga
13
14
15
15
15
4%
Cali
77
77
78
78
79
1%
Cartagena
23
23
23
24
24
1%
Ibagué
19
19
19
19
19
0%
Medellín
47
47
51
51
52
3%
Barranquilla
Bogotá
Montería
8
9
9
9
10
6%
Neiva
10
10
10
10
10
0%
Pereira
17
17
17
17
17
0%
Santa Marta
15
16
16
16
16
2%
Sincelejo
8
8
8
9
9
3%
19
20
20
20
20
1%
Otras ciudades
164
189
197
207
209
6%
TOTAL
637
676
692
708
716
3%
Villavicencio
El ritmo de crecimiento
promedio anual de las
conversiones en el último
lustro fue de 12 % y las
EDS solo crecieron 3 %.
Esta situación se ve reflejada
en el incremento del
indicador vehículos/EDS,
en varias ciudades del
interior del país como
Bucaramanga, Pereira,
Armenia y Bogotá.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía. *Cifras a agosto de 2014.
Índice/Ciudad
Vehículos/EDS-2014
Minminas
1.350
1.115
1.142
1.110
1.015
819
906
741
665
700
589
671
583
713
655
505
234
Armenia
Barranquilla
Bogotá
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Bucaramanga
Cali
Cartagena
Ibagué
Medellín
Montería
Neiva
Pereira
Santa Marta
Sincelejo
Villavicencio
Otras
ciudades
Total
país
El sector gas le apuesta a que los sistemas masivos de transporte del país se
muevan con GNV. En Medellín, Metroplus, que opera desde 1995, se expandió en
2013 con la inclusión de 300 buses a GNV. Transcaribe, en Cartagena, movilizará con
GNV la totalidad de su sistema, conformado por más de 600 buses entre articulados
y padrones. Naturgas, en cabeza de su Presidente, Eduardo Pizano, ha insistido a
algunas ciudades con sistemas locales sobre la importancia de usar GNV.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 69
P R E C I O S Y TA R I FA S
Tarifa usuarios regulados de gas
BOCA DE POZO
Gt
TRANSPORTE
Tt
DISTRIBUCIÓN
Dt
TA R I FA A
USUARIO
FINAL
COMERCIALIZACIÓN
Cm
Subsidio: E1: hasta 60 % y E2: 50 %.
Contribución: E5 y E6: 20 %, comercial e industrial: 8,9 %.
Promedio histórico costa Caribe componentes tarifarios
Gt: boca de pozo
PRECIOS MÁXIMOS DE GAS NATURAL EN BOCA DE POZO - US$/Mbtu
37 %
13 %
37 %
14 %
32 %
11 %
43 %
13 %
Gt
CAMPO/PERIODO
Tt
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
LA GUAJIRA
Dt
Febrero - Julio
3,89
4,25
5,80
5,90
3,97
15 %
Cm
Agosto - Diciembre
4,00
5,81
6,04
5,65
3,97
12 %
Febrero - Julio
4,27
4,67
6,52
6,56
6,32
10 %
Agosto - Diciembre
4,55
6,28
6,90
6,42
6,42
9%
OPÓN
2010 = $850/m3
2014 = $991/m3
Fuente: Ecopetrol.
Tt: transporte
Promedio histórico interior del país componentes tarifarios
7%
39 %
8%
29 %
32 %
Gt
Dt: distribución
Tt
Dt
El cargo de distribución se actualiza mensualmente con la evolución del
IPP y la aplicación del factor de productividad para distribución.
Cm
36 %
24 %
25 %
El cargo de transporte está expresado en dólares, se actualiza
anualmente con el PPI de Estados Unidos de América. Este costo en
dólares se incluye en la tarifa del usuario final multiplicado por la tasa
representativa del mercado del mes correspondiente.
2010 = $788/m3
2014 = $1.239/m3
Cm: comercialización
El cargo de comercialización es expresado en $/factura, se actualiza con
base en el IPC anual y en un factor de productividad de comercialización.
Tarifa a usuario final
Costa Caribe 2010-2014
Interior 2010-2014
La Resolución CREG
137 de 2013 define los
criterios de traslado de
los costos a tarifa final
4 %, crecimiento
promedio anual
tarifa usuario regulado
12 %, crecimiento
promedio anual tarifa
usuario regulado
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
TA R I FA A U S U A R I O F I N A L
TA RIFA A USUA RIO F IN A L
Estrato 1 - Residencial $/factura - mes (20 m3)
EMPRESA
2010
2011
2012
ALCANOS DE COLOMBIA
7.127
7.408
EFIGAS
4.961
5.560
EPM
6.576
8.101
8.663
GAS NATURAL
7.641
9.280
9.744
GASES DE LA GUAJIRA
8.258
10.625
10.887
GASES DE OCCIDENTE
7.648
8.964
9.247
TACC
2010-2014
2013
2014
7.975
8.117
11.374
12 %
7.805
7.925
9.908
19 %
9.152
9.666
10 %
9.937
11.334
10 %
11.045
11.401
8%
9.814
12.036
12 %
GASES DEL CARIBE
7.350
8.560
8.800
8.960
9.240
6%
GASES DEL ORIENTE
9.206
12.835
13.470
13.470
13.711
10 %
GASORIENTE
6.558
8.402
8.636
8.747
9.550
10 %
LLANOGAS
6.585
6.773
7.478
8.478
8.822
8%
METROGAS
7.437
8.222
9.314
9.478
11.285
11 %
SURTIGAS
7.580
8.862
9.300
9.920
10.220
8%
PROMEDIO ARITMÉTICO
7.244
8.633
9.277
9.587
10.712
10 %
Fuente: SUI.
Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye subsidios.
Los usuarios residenciales de estrato 1 se
benefician con un subsidio que oscila entre
45 % y 60 %, siendo el promedio de 55 %.
Tarifa a usuario final - Estrato 1 ($/factura) 20 m3
Máximo
Promedio
Mínimo
13.470
12.835
9.206
9.277
8.633
7.244
Fuente: SSPD., UPME.
10.712
9.587
8.822
7.925
7.478
5.560
4.961
2010
13.711
13.470
2011
2012
2013
2014
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 71
TA R I FA A U S UA R I O F I N A L
Estratos 3 y 4 - Residencial $/factura - mes (20 m3)
EMPRESA
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA
16.467
15.127
18.007
18.007
27.326
13 %
EFIGAS
11.319
12.253
17.739
16.831
22.009
18 %
EPM
15.377
18.481
18.546
19.777
20.052
7%
GAS NATURAL
18.530
22.530
20.549
20.605
27.423
10 %
GASES DE LA GUAJIRA
14.858
20.467
20.384
19.797
20.902
9%
GASES DE OCCIDENTE
17.777
20.951
21.703
22.060
26.377
10 %
GASES DEL CARIBE
16.996
19.990
19.830
19.718
20.246
4%
GASES DEL ORIENTE
22.409
31.328
32.158
32.158
28.962
7%
GASORIENTE
15.753
19.784
19.677
18.098
22.927
10 %
LLANOGAS
15.601
15.935
17.627
17.141
20.703
7%
METROGAS
18.234
20.137
22.769
22.853
27.502
11 %
SURTIGAS
18.171
21.164
21.402
23.099
21.791
5%
16.791
19.846
20.866
20.845
23.852
9%
PROMEDIO ARITMÉTICO
Fuente: SUI.
Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas.
Los usuarios residenciales de estratos
3 y 4 no reciben subsidios en su tarifa a
usuario final, sin afectarse con contribución
a usuarios de menores ingresos.
Tarifa a usuario final - Estratos 3 y 4 ($/factura) 20 m3
Máximo
Promedio
32.158
31.328
28.962
23.852
22.409
19.846
17.627
20.052
16.831
12.253
11.319
Fuente: SSPD, SUI.
20.845
20.866
16.791
2010
Mínimo
32.158
2011
2012
2013
2014
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
TA RIFA A USUA RIO F IN A L
Estratos 5 y 6 - Residencial $/factura - mes (20 m3)
EMPRESA
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA
19.761
18.152
21.608
21.608
32.791
13 %
EFIGAS
13.583
14.704
21.286
20.197
26.411
18 %
EPM
18.452
22.177
22.255
23.733
24.062
7%
GAS NATURAL
22.237
27.036
24.659
24.727
32.909
10 %
GASES DE LA GUAJIRA
17.830
24.561
24.461
23.756
25.083
9%
GASES DE OCCIDENTE
21.333
25.141
26.044
26.472
31.653
10 %
GASES DEL CARIBE
20.395
23.984
23.792
23.661
24.303
4%
GASES DEL ORIENTE
26.891
37.593
38.589
38.589
34.754
7%
GASORIENTE
18.904
23.741
23.612
21.717
27.513
10 %
LLANOGAS
15.945
19.122
21.152
20.569
24.843
12 %
METROGAS
21.602
24.164
27.323
27.423
33.003
11 %
SURTIGAS
21.805
25.397
25.674
27.715
26.153
5%
19.895
23.814
25.038
25.014
28.623
10 %
PROMEDIO ARITMÉTICO
Fuente: SUI.
Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye contribuciones.
En la tarifa a usuario final de los usuarios
residenciales de estratos 5 y 6
se aplica una contribución del 20 %.
Tarifa a usuario final - Estratos 5 y 6 ($/factura) 20 m3
Máximo
Promedio
Mínimo
38.589
37.593
26.891
Fuente: SSPD. SUI.
28.623
21.152
24.062
20.197
14.704
13.583
2010
34.754
25.014
25.038
23.814
19.895
38.589
2011
2012
2013
2014
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 73
TA R I FA A U S UA R I O F I N A L
Sector comercial (300 m3) - $000/factura - mes
EMPRESA
2013
2014
TACC
2010-2014
2010
2011
2012
ALCANOS DE COLOMBIA
330
304
366
391
407
5%
EFIGAS
223
220
297
353
360
13 %
EPM
192
212
263
283
287
11 %
GAS NATURAL
197
259
296
313
407
20 %
GASES DE LA GUAJIRA
211
212
301
291
309
10 %
GASES DE OCCIDENTE
229
208
313
329
399
15 %
GASES DEL CARIBE
205
278
275
273
280
8%
GASES DEL ORIENTE
334
414
414
414
414
6%
GASORIENTE
242
285
294
250
346
9%
LLANOGAS
231
224
251
241
301
7%
METROGAS
277
277
349
350
425
11 %
SURTIGAS
208
262
313
317
293
9%
PROMEDIO ARITMÉTICO
240
263
311
317
352
10 %
Fuente: CREG.
Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.
En la tarifa a usuario final
del sector comercial se aplica
una contribución del 8,9 %.
Tarifa a usuario final sector comercial - $000/factura mes
Máximo
Promedio
414
414
352
334
263
2011
280
251
208
192
Fuente: SSPD. SUI.
317
311
240
2010
Mínimo
425
414
2012
241
2013
2014
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
TA RIFA A USUA RIO F IN A L
Sector industrial regulado (25.000 m3) - $000/factura - mes
EMPRESA
TACC
2010-2014
2010
2011
2012
2013
2014
ALCANOS DE COLOMBIA
23.827
26.534
26.824
28.661
33.954
9%
EFIGAS
18.351
18.420
24.794
29.101
30.085
13 %
EPM
17.477
21.634
21.676
23.333
23.644
8%
GAS NATURAL
21.801
27.164
24.424
25.889
33.697
12 %
GASES DE LA GUAJIRA
16.152
22.002
21.677
24.002
25.477
12 %
GASES DE OCCIDENTE
17.155
21.667
24.436
26.860
32.619
17 %
GASES DEL CARIBE
18.928
22.903
22.603
22.229
23.079
5%
GASES DEL ORIENTE
27.669
34.200
34.200
34.200
34.200
5%
GASORIENTE
18.755
11.812
23.281
20.668
28.531
11 %
LLANOGAS
18.193
18.150
19.742
18.966
24.655
8%
METROGAS
20.854
22.653
26.604
26.994
32.494
12 %
SURTIGAS
19.667
22.956
25.927
24.127
22.127
3%
19.902
22.508
24.682
25.419
28.713
10 %
PROMEDIO ARITMÉTICO
Fuente: CREG.
Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.
Los usuarios industriales pagan
contribución del 8,9 %. Por excepción,
los usuarios que cumplan con requisitos
definidos mediante el Decreto 4956
de 2011 no pagan contribución.
Tarifa a usuario final sector industrial regulado - $000/factura mes
Máximo
Promedio
Mínimo
34.200
34.200
34.200
27.669
22.127
19.742
16.152
28.713
25.419
24.682
22.508
19.902
34.200
18.966
11.812
2010
Fuente: SSPD. SUI.
2011
2012
2013
2014
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 75
TA R I FA A U S UA R I O F I N A L
Sector industrial no regulado (300.000 m3) - $000/factura - mes
EMPRESA
2010
2011
2012
2013
2014
TACC
2010-2014
EFIGAS
144.345
144.345
144.345
144.345
144.345
0%
EPM
201.795
261.384
202.767
209.964
208.557
1%
GAS NATURAL
261.588
311.778
274.461
297.960
397.833
11 %
GASES DE LA GUAJIRA
40.189
40.189
40.189
40.189
40.189
0%
GASES DE OCCIDENTE
205.718
174.910
184.813
280.484
340.457
13 %
GASES DEL CARIBE
117.906
156.870
151.800
154.779
150.663
6%
GASES DEL ORIENTE
190.061
190.061
190.061
190.061
190.061
0%
GASORIENTE
221.372
269.588
265.898
234.689
339.002
11 %
METROGAS
148.537
148.537
148.537
148.537
148.537
0%
SURTIGAS
218.510
261.800
311.102
249.902
249.902
3%
175.002
195.946
191.397
195.091
220.955
6%
PROMEDIO ARITMÉTICO
Fuente: CREG.
Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.
La contribución que deben pagar
los usuarios industriales, del 8,9 %,
afecta tanto al mercado regulado como
al no regulado y aplican las mismas
excepciones del Decreto 4956 de 2011.
Tarifa a usuario final sector industrial no regulado - $000/factura mes
Máximo
Promedio
Mínimo
397.833
311.778
311.102
297.960
261.588
197.959
177.162
40.189
2010
Fuente: SSPD. SUI.
40.189
2011
40.189
2012
227.668
197.403
193.947
40.189
2013
40.189
2014
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES
SUBSIDIOS - $MM
EMPRESA
TACC
2010-2014
2010
2011
2012
2013
2014
27.735
30.776
36.128
40.710
50.063
16 %
8.872
10.144
14.796
14.277
18.353
20 %
EPM
12.355
15.285
19.075
25.741
28.915
24 %
GAS NATURAL
54.900
67.134
79.250
76.337
84.160
11 %
6.019
6.644
8.758
7.578
8.036
7%
ALCANOS DE COLOMBIA
EFIGAS
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE
GASES DE LA GUAJIRA
4.235
5.081
5.663
5.560
5.555
7%
GASES DE OCCIDENTE
23.217
27.604
34.956
38.950
44.775
18 %
GASES DEL CARIBE
32.705
36.625
41.722
44.629
46.784
9%
GASES DEL ORIENTE
5.456
6.722
8.520
6.120
4.504
(5 %)
GASNACER
3.780
4.298
5.024
5.054
4.550
5%
GASORIENTE
7.490
7.648
8.520
8.196
8.549
3%
LLANOGAS
3.630
2.390
6.492
6.316
7.458
20 %
METROGAS
2.819
3.589
4.396
5.001
5.778
20 %
SURTIGAS
33.270
37.921
43.318
45.549
47.003
9%
6.968
8.785
6.013
5.317
6.770
(1 %)
233.453
270.647
322.632
335.335
371.252
12 %
OTRAS EMPRESAS
TOTAL
Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía.
El incremento de usuarios conectados al servicio de gas
natural, entre los que predominan los de estratos bajos
a quienes se aplican subsidios de hasta 60 % para
el estrato 1 y hasta 50 % para el estrato 2, ha ocasionado
un crecimiento de los requerimientos de recursos
de subsidios, de 12 % promedio anual.
Variación anual subsidios
Subsidios-2014
25 %
Gas Natural
23 %
20 %
Alcanos
26 %
Gases del Caribe
15 %
10 %
13 %
12 %
13 %
2010
2011
Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.
2012
2013
Gases de Occidente
Otras empresas
5%
0%
Surtigas
13 %
2014
Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
página 77
CO N T R I B U C I O N E S - $ M M 2012
2013
2014
TACC
2010-2014
8.726
1.927
2.208
2.346
(16 %)
4.714
3.148
3.172
3.626
(5 %)
13.405
16.746
8.269
8.339
7.699
(13 %)
31.048
39.074
28.492
27.241
25.711
(5 %)
9.139
11.229
2.166
2.030
1.987
(32 %)
EMPRESA
2010
2011
ALCANOS DE COLOMBIA
4.739
EFIGAS
4.516
EPM
GAS NATURAL
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE
GASES DE LA GUAJIRA
616
360
460
438
366
(12 %)
GASES DE OCCIDENTE
11.415
12.640
6.305
6.114
6.395
(13 %)
GASES DEL CARIBE
11.671
14.060
6.019
5.813
5.691
(16 %)
106
58
73
75
53
(16 %)
67
81
99
101
127
17 %
5.938
7.525
2.448
2.257
1.912
(25 %)
547
286
708
853
924
14 %
GASES DEL ORIENTE
GASNACER
GASORIENTE
LLANOGAS
METROGAS
SURTIGAS
OTRAS EMPRESAS
TOTAL
450
537
585
603
630
9%
14.102
16.402
2.772
2.834
3.742
(28 %)
227
331
248
283
399
15 %
107.985
132.769
63.722
62.362
61.608
(13 %)
Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía.
Con base en el Decreto 4956 de 2011, algunas industrias
fueron eximidas del pago de la contribución
del 8,9 %. Esto generó que los recursos recibidos
por contribuciones presentaran un decrecimiento
en el periodo evaluado 2010-2014, del 13 %.
Contribuciones-2014
Variación anual contribuciones
120 %
100 %
80 %
Gas Natural
60 %
EPM
40 %
Gases de Occidente
35 %
20 %
42 %
0%
(20 %)
2010
2011
(40 %)
(60 %)
Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.
2012
2013
2014
10 %
13 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.
Otras empresas
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
PRECIOS DEL GNV
P R E C I O S D E G AS N AT U R A L V E H I C U L A R A U S UA R I O F I N A L - $ /m 3
CIUDAD
2011
2012
BARRANQUILLA
1.515
1.545
1.698
1.572
1.575
1%
BOGOTÁ
1.362
1.351
1.356
1.273
1.320
(1 %)
BUCARAMANGA
1.449
1.450
1.623
1.480
1.499
1%
CALI
1.599
1.615
1.387
1.638
1.511
(1 %)
CARTAGENA
1.544
1.574
1.358
1.603
1.582
1%
IBAGUÉ
1.479
1.477
1.616
1.676
1.774
5%
MANIZALES
1.544
1.553
1.689
1.696
1.597
1%
MEDELLÍN
1.325
1.270
1.343
1.395
1.417
2%
NEIVA
1.277
1.295
1.436
1.494
1.608
6%
PEREIRA
1.535
1.574
1.562
1.564
1.596
1%
SANTA MARTA
1.324
1.445
1.545
1.549
1.599
5%
TUNJA
1.357
1.450
1.402
1.348
1.266
(2 %)
VALLEDUPAR
PROMEDIO
2013
2014
TACC
2010-2014
2010
772
1.113
885
885
985
6%
1.411
1.365
1.397
1.306
1.487
1%
Fuente: Gazel, UPME.
Los precios del GNV reflejan un crecimiento del 1 %,
lo que le ha permitido mantener la competitividad
frente al ACPM, sustituto que tuvo un crecimiento
en sus precios del 6 % durante el periodo evaluado.
Precio del GNV - $/m3
Máximo
Variación anual
GNV
Promedio
ACPM
Mínimo
30 %
1.599
1.411
1.698
1.615
1.365
1.397
1.306
1.113
1.487
985
885
885
772
1.774
1.696
20 %
10 %
0%
2010
(10 %)
2010
2011
Fuente: Gazel, UPME.
2012
2013
2014
Fuente: Gazel, UPME.
2011
2012
2013
2014
E S T U D I O S U P M E - BA L A N C E D E G AS 2015 - 2023
página 79
ESTUDIOS UPME
Balance de gas
2015-2023
En este documento, publicado en febrero del año 2015,
la UPME realiza un análisis detallado de los diferentes
escenarios de la oferta y la demanda de gas natural.
Este análisis consta de:
•SUMINISTRO DE GAS NATURAL
•OFERTA DE GAS NATURAL
•DEMANDA DE GAS NATURAL
•BALANCE NACIONAL DE GAS NATURAL
•CONCLUSIONES
Suministro de gas natural
Evolución de las reservas de gas natural - Tpc
En cuanto a las expectativas de
suministro, el estudio se presenta sobre
la base de las reservas totales a 31 de
diciembre de 2013 y se proyectan al
año 2023, clasificándolas en probadas,
probables y posibles. El cálculo del
suministro u oferta se complementa con
la declaratoria de producción publicada
en Resolución Minminas 72206 de 2014.
Histórico
Proyectado
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Fuente: UPME.
Declaración de producción Resolución Minminas 72206 de 2014
1.400
Chuchupa
1.200
Cusiana
1.000
Cupiagua
800
Pauto Sur
600
Ballena
400
Floreña
200
Gibraltar
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Otros
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
400 Mpcd
Demanda de gas
Año 2022
Oferta media incluye
suministro adicional
planta de regasificación
en 2017
3,4 %, crecimiento
promedio esperado
para el periodo
2015-2023
Se mantiene
el abastecimiento
en escenario
oferta media
2023
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Oferta de gas natural
La oferta baja se establece únicamente con la declaratoria de producción
de 2014, que a su vez tiene en cuenta solo las reservas probadas y sin
considerar nuevos descubrimientos ni proyectos de regasificación.
El escenario de oferta media incluye la entrada, en enero de 2017, de la
planta de regasificación ubicada en cercanías de la ciudad de Cartagena,
con un valor adicional equivalente al volumen de 400 Mpcd. La UPME afirma
en su estudio que el escenario medio es el de menor incertidumbre.
Oferta nacional gas natural - Gbtud
La oferta alta se fundamenta en el escenario medio más el aporte
esperado por las reservas probables y posibles, cuyos volúmenes se prevé
tienen una probabilidad de 50 % y 10 % respectivamente. Sobre esto
último, la UPME enfatiza que por la situación actual de los precios bajos del
petróleo, los planes de inversiones podrían retrasarse y por tanto sería más
baja la probabilidad de producción con base en estas reservas.
Alta
Media
Baja
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
ene
15
may sep ene
15
15 16
may sep ene
16
16 17
may sep ene
17
17 18
may sep ene
18
18 19
may sep ene
19
19 20
may sep ene
20 20 21
may sep ene
21
21 22
may sep ene
22
22 23
may sep ene
23
23 24
may sep
24 24
Fuente: UPME.
Demanda de gas natural
Después de realizar el análisis de los diferentes escenarios de demanda
y oferta estimados por la UPME, el documento describe las bases de
las proyecciones para cada uno de los sectores de uso del gas natural,
explicando que se identifican señales de alerta las cuales servirían para
detectar situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda
proyectadas. Estas situaciones son reveladas por medio de una resolución
mensual, con el fin de evitar promedios anuales que de alguna manera
podrían enmascarar eventos de desabastecimiento.
Demanda nacional gas natural - Gbtud
Alta
Media
Baja
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
ene
15
jun
15
nov abr
15 16
Fuente: UPME.
sep
16
feb jul
17 17
dic may oct mar
17 18 18 19
ago ene
19 20
jun
20
nov abr sep feb
20 21 21 22
jul
22
dic
22
may oct
23
23
mar ago
24 24
E S T U D I O S U P M E - BA L A N C E D E G AS 2015 - 2023
página 81
Balance nacional de gas natural
Se identifican periodos críticos como el año 2017 que requiere de
la puesta en operación de la planta de regasificación para un balance
de abastecimiento confiable.
Los escenarios de oferta junto con los escenarios de demanda mostrados
en el siguiente gráfico, constituyen lo que el estudio denomina “Balance
de Gas Natural”.
Balance nacional gas natural - Gbtud
Demanda alta
2.000
Demanda media
1.800
Demanda baja
1.600
Oferta baja
1.400
Oferta media
1.200
Oferta alta
1.000
800
600
ene
15
jun
15
nov abr
15 16
sep
16
feb jul
17 17
dic may oct mar
17 18 18 19
ago ene
19 20
jun
20
nov abr sep feb
20 21 21 22
jul
22
dic
22
may oct
23
23
mar ago
24 24
Fuente: UPME.
Balance de gas natural costa Caribe
La oferta de la costa Caribe comprende los campos de La Guajira y del Valle
Inferior del Magdalena. Por su parte, la demanda incluye los departamentos
de la costa Atlántica, Antioquia y parte del de Santander.
El gráfico refleja el escenario de demanda media frente al escenario de
oferta baja y media, que como ya se ha mencionado abarca el proyecto
de la planta de regasificación ubicada en esta región.
Balance costa Caribe - Gbtud
1.100
Oferta baja
1.000
Oferta media
900
Demanda media
800
700
600
500
400
300
200
100
ene
15
jun
15
nov abr
15 16
Fuente: UPME.
sep
16
feb jul
17 17
dic may oct mar
17 18 18 19
ago ene
19 20
jun
20
nov abr sep feb
20 21 21 22
jul
22
dic
22
may oct
23
23
mar ago
24 24
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Balance de gas natural interior del país
El interior del país se abastece con las reservas de los valles Medio
y Superior del Magdalena, Catatatumbo, Llanos Orientales y Putumayo.
En el gráfico se aprecia que para el escenario de oferta, en enero de 2018,
existirían faltantes para los escenarios de demanda media y alta; y enero
de 2020 sería el mes previsto de inicio de desbalances en caso de que la
demanda se comporte segun el escenario bajo.
Balance interior del país - Gbtud
Oferta baja
Demanda media
800
600
500
400
300
200
100
ene
15
may sep ene
15
15 16
may sep ene
16
16 17
may sep ene
17
17 18
may sep ene
18
18 19
may sep ene
19
19 20
may sep ene
20 20 21
may sep ene
21
21 22
may sep ene
22
22 23
may sep ene
23
23 24
may sep
24 24
Fuente: UPME.
Conclusiones
Todos los escenarios de oferta baja
indican un déficit desde el año 2017.
El escenario de oferta media refleja
déficit para escenarios de demanda
media y alta, a partir de los años 2023
y 2022, respectivamente.
Desbalance oferta de gas natural - Gbtud
Feb - 22
132
Feb - 17
Ene - 18
140
138
Feb - 18
115
Feb - 23
95
Con el escenario de oferta alta,
que adiciona al escenario medio
reservas probables y posibles sin
nuevos hallazgos, no se tendría
desabastecimiento frente a ninguno
de los tres escenarios de demanda.
Oferta media
Oferta media
Oferta baja
Oferta baja
Oferta baja
Demanda alta
Demanda media
Demanda alta
Demanda media
Demanda baja
Fuente: UPME.
E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050
página 83
PLAN ENERGÉTICO NACIONAL COLOMBIA: IDEARIO ENERGÉTICO 2050
El documento
se desarrolla a
través de cuatro
capítulos:
La UPME inicia el desarrollo de este documento, explicando que el estudio
fue diseñado con el fin de exponer algunas ideas sobre el futuro del
sector energético en Colombia y que podrían al mismo tiempo servir
como base para la elaboración e implementación de una política energética.
Subraya la UPME que el documento se denomina “ideario energético”
por cuanto señala pautas y líneas de acción recomendables,
pero no incluye mapas de ruta para los objetivos propuestos.
1.
3.
PANORAMA
ENERGÉTICO
INTERNACIONAL
OBJETIVOS
ESPECÍFICOS Y
TRANSVERSALES
PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL
CONTEXTO ECONÓMICO
S E R E S A LTA :
T E M A S R E L E VA N T E S S E C T O R G A S :
Las nuevas opciones en
el portafolio energético
relacionadas, entre otros,
con gases crudos no
convencionales que traen
consigo mayores inversiones
en investigación y desarrollo.
Eficiencia energética en
todos los eslabones de
la cadena en la totalidad
de los usos energéticos.
Preocupación
por disminuir
impacto
ambiental.
Crecimiento económico
de Colombia en 2014,
el mejor de
Latinoamérica, 4,8 %.
Crecimiento
esperado
2015-2050,
4,1 %.
2.
4.
CONTEXTO
ECONÓMICO
ESCENARIOS
ENERGÉTICOS
A 2050
Pronóstico de una recuperación
moderada de los precios del
gas, el cual pasaría de
3,5 US$/Mbtu en diciembre
de 2014 a 4,1 US$/Mbtu en
diciembre de 2016.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES
C O N I N C I D E N C I A D I R E C TA E N G A S N AT U R A L :
Garantizar el abastecimiento
de gas combustible y la
infraestructura asociada.
Tarifas eficientes de
precios del gas natural.
Diversificar la canasta
de combustibles para el
transporte de gas natural.
Promover la
internacionalización
del gas natural.
Normalidad y calidad del
servicio de gas combustible.
ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050
Este último capítulo presenta un
resumen de las proyecciones de
demanda de energía total en Colombia,
con un horizonte hasta el año 2050.
En cuanto a la proyección de demanda
para el escenario base, la UPME
aclara que tomó como datos base los
consumos de los años 2010 a 2012 del
Balance Energético Nacional -BEN-, con
los siguientes principales supuestos:
a.
Crecimiento anual de la
economía de 4,6 % constante
desde 2014 hasta 2030 y de
3,5 % de 2031 a 2050.
b.
Crecimiento de la demanda
de energía eléctrica a una
tasa de 2 % promedio anual.
c.
Crecimiento de gas natural a una tasa
del 2,98 % promedio anual
para los sectores de consumo
final y de 2,6 % para los procesos
de transformación.
d.
Disminución de uso de leña,
especialmente en el sector
residencial rural, en beneficio
del uso de gas natural, GLP
y electricidad.
e.
Ampliación de la cobertura
de los servicios de gas natural
y electricidad.
f.
Penetración del gas natural como
energético para el segmento
de transporte de carga.
4,1 %
4,1 US$/Mbtu
Gas natural
Crecimiento económico
de Colombia para
2015-2050
Precio del gas natural
proyectado para
finales de 2016
2,98 %, caso base con
crecimiento promedio anual
esperado 2015-2050
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
ESCENARIO BASE
Escenario base de demanda por energéticos principales - Mtep
Para efectos de este informe, se
seleccionaron los cuatro energéticos
con mayor demanda de los 17
proyectados en el ideario: Diesel Oil,
Electricidad, Gas Natural y Gasolina
Motor, dejando en el grupo de otros:
leña, carbón mineral, kerosene,
bagazo, GLP, petróleo, diésel, residuos,
carbón de leña, alcohol carburante,
fuel oil, coque y energía solar.
60
Diesel oil
50
Electricidad
40
Gas natural
Gasolina motor
30
Otros
20
10
2015
Para el año 2050, se espera en este
escenario que la demanda de energía
sea de 55 Mtep, un crecimiento
promedio anual de 1,7 % con respecto
a 2015, que se estima cierre en 26 Mtep.
El gas natural crece en dicho periodo
1,9 %, ganando participación al pasar
de 17 % en 2015 a 18 % en 2050.
Se prevé que los cuatro energéticos
de mayor demanda alcancen, en 2015,
una participación de 73 % dentro de
la canasta energética, incrementando
esta a 79 % en el año 2050.
2020
Canasta
energética
escenario
base
2025
2030
21 %
25 %
27 %
15 %
2035
2040
2045
23 %
14 %
19 %
2050
Diesel oil
2015
Electricidad
2050
Gas natural
21 %
Gasolina motor
17 %
Otros
18 %
Fuente: UPME.
Escenario base de demanda por sectores de consumo - Mtep
ACM
Industria
20
Se observa que el sector transporte
de gas natural es el de mayor consumo
durante el periodo de proyección, con
una participación de 38 % para 2015
y de 47 % para 2050.
Fuente: UPME.
Residencial
15
Servicios
Transporte
10
5
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
Escenario base de demanda procesos de transformación - Mtep
El documento también estudia la
evolución de los procesos de
transformación. La UPME explica
“En este sector se analiza el consumo
por energéticos que son utilizados
en generación de subproductos”.
En este escenario, la demanda del gas
natural para procesos de transformación
mantiene su participación de 14 %,
durante el periodo de proyección.
Petróleo
70
Hidroelectricidad
60
Gas natural
50
Carbón mineral
40
Otros
30
20
10
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050
página 85
E S C E N A R I O S A LT E R N A T I V O S
ESCENARIO
TECNOLÓGICO 1–T1
Este escenario parte del base,
suponiendo un mayor consumo de
gas natural y energía eléctrica, en
detrimento del uso de energéticos
tradicionales y del carbón mineral.
Lo anterior, con el propósito de generar
disminuciones de gases de efecto
invernadero, además de buscar mayor
eficiencia en los procesos industriales.
Escenario T1 de demanda por energéticos principales - Mtep
60
Diesel oil
50
Electricidad
40
Gas natural
Gasolina motor
30
Otros
20
10
2015
En el escenario denominado tecnológico
1, el gas natural registra el mayor
crecimiento en el periodo de proyección,
2,3 %, mientras que las cifras
proyectadas para el total de la canasta
energética muestran un crecimiento
de 1,5 %. De manera conjunta en este
escenario, el diesel, la electricidad, el
gas natural y la gasolina aumentan su
participación, pasando de 78 % en 2015
a 87 % en 2050.
Canasta
energética
escenario
T1
2020
9%
2025
2030
14 %
23 %
22 %
2035
2040
2045
23 %
14 %
Fuente: UPME.
Diesel oil
2015
Electricidad
2050
Gas natural
21 %
Gasolina motor
20 %
28 %
2050
Otros
26 %
Fuente: UPME.
La agricultura, construcción y minería
-ACM- y la industria son los sectores para
los que se espera mayores incrementos
en su participación, al pasar de 8 % y
22 % respectivamente en 2015 a 11 %
y 24 % en 2050. Esto, principalmente,
por el supuesto de búsqueda de mayores
eficiencias en los procesos industriales ya
que se asumió una reducción significativa
de los energéticos tradicionales leña y
carbón de leña.
Escenario T1 de demanda por sectores de consumo - Mtep
La demanda de energéticos para los
procesos de transformación, en este
escenario T1, se esperaría se mantenga
en términos generales, dentro de la
misma participación que el escenario
base, para el año 2015. La demanda
del gas natural para los procesos
de transformación incrementa su
participación al lograr 16 % en 2050 con
respecto al año 2015 prevista en 14 %.
Escenario T1 de demanda procesos de transformación - Mtep
ACM
Industria
25
Residencial
20
Servicios
15
Transporte
10
5
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
Petróleo
60
Hidroelectricidad
50
Gas natural
40
Carbón mineral
30
Otros
20
10
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
ESCENARIO TECNOLÓGICO 2–T2
Escenario T2 de demanda por energéticos principales - Mtep
Es un escenario que se construye
a partir de la base del escenario
tecnológico 1, proyectando de
manera adicional la aplicación de
políticas de impulso a las fuentes no
convencionales de energía, que podrían
verse reflejadas en un mayor desarrollo
rural, aumentando la participación
de la biomasa en la matriz energética
nacional.
60
Diesel oil
50
Electricidad
40
Gas natural
Gasolina motor
30
Otros
20
10
2015
Para el año 2050 se pronostica que
los “otros” energéticos de la canasta
tengan una participación de 17 %,
superior si se compara con el 12 % que
aparece en el escenario tecnológico
1, debido, como ya se mencionó, a la
mayor participación de la biomasa.
2020
2025
Canasta
energética
escenario T2
2030
17 %
7%
23 %
2035
2040
2045
22 %
23 %
14 %
20 %
2050
Fuente: UPME.
Diesel oil
2015
Electricidad
2050
Gas natural
27 %
Gasolina motor
20 %
Otros
27 %
Fuente: UPME.
Escenario T2 de demanda por sectores de consumo - Mtep
La composición por sectores de
consumo muestra resultados muy
similares entre los dos escenarios
denominados tecnológicos, solo con
leves diferencias en las participaciones
producto del incremento en el
consumo del bagazo, de los residuos,
del biodiesel y del alcohol carburante,
como parte de una política de impulso a
las biomasas.
ACM
Industria
25
Residencial
20
Servicios
15
Transporte
10
5
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
Escenario T2 de demanda procesos de transformación - Mtep
En este escenario, el petróleo pierde 5
puntos porcentuales de su participación
de la demanda. No obstante, al igual
que en los anteriores escenarios, es el
energético de mayor participación en
procesos de transformación, su consumo
está sujeto a la cantidad de barriles
que puedan procesar diariamente
las refinerías de Barrancabermeja y
Cartagena.
Petróleo
60
Hidroelectricidad
50
Gas natural
40
Carbón mineral
30
Otros
20
10
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050
página 87
ESCENARIO MUNDO ELÉCTRICO-ME
En el escenario “mundo eléctrico”
la energía eléctrica es el factor
determinante. La demanda de energía
total resultante se incrementa durante
el periodo de proyección en solo 0,9 %,
crecimiento menor que el reflejado en
el escenario base, de 1,7 %. El escenario
supone la sustitución, donde sea
posible, de todos los energéticos por la
energía eléctrica.
Escenario ME de demanda por energéticos principales - Mtep
45
Diesel oil
40
Electricidad
35
30
Gas natural
25
Gasolina motor
20
Otros
15
10
5
-
En el año 2050, la electricidad terminaría
con una participación cercana al 90 %, el
otro 10 % de la canasta se abastecería
de gas natural. La sustitución total se da
en todos los demás energéticos como
son, entre otros, diesel oil, gasolina
motor, bagazo, kerosene, GLP, biodiesel.
La reducción del total de la energía
consumida se sustenta, como se indica
en el documento, en una mayor eficiencia
que se espera lograr en los procesos
gracias al cambio tecnológico.
Los servicios y la industria evidencian
crecimientos en el periodo de proyección
2015-2050 por encima del crecimiento
total, de 1,7 % y 1,3 % respectivamente.
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
1%
Canasta
energética
escenario ME
10 %
25 %
23 %
21 %
12 %
Diesel oil
2015
Electricidad
2050
Gas natural
89 %
Gasolina motor
19 %
Otros
Fuente: UPME.
Escenario ME de demanda por sectores de consumo - Mtep
Este escenario explica dos alternativas
de suministro de energía eléctrica:
Fuentes Convencionales de Energía
-FCE-, donde se requiere mayor cantidad
de energía primaria, y Fuentes no
Convencionales de Energía -FNCE-,
donde la demanda de energía en los
procesos de transformación es menor,
como consecuencia del uso intensivo de
renovables no convencionales para la
generación de energía eléctrica.
ACM
Industria
25
Residencial
20
Servicios
15
Transporte
10
5
-
2015
2020
2025
Escenario ME FCE de demanda procesos de transformación - Mtep
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
Escenario ME FNCE de demanda procesos de transformación - Mtep
45
70
40
Petróleo
60
35
Hidroelectricidad
50
Gas natural
40
Carbón mineral
Otros
30
25
20
30
15
20
10
10
Fuente: UPME.
-
5
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
ESCENARIO EFICIENCIA ENERGÉTICA-EE
Escenario EE de demanda por energéticos principales - Mtep
El escenario de EE refleja los supuestos
iniciales del caso base, adicionando
aumentos de eficiencia en procesos
agrícolas, industriales, de cocción y
calentamiento de agua en el sector
residencial. Igualmente, la UPME
proyectó para este escenario ingresos
de energía eólica y solar en procesos de
transformación.
60
Diesel oil
50
Electricidad
40
Gas natural
Gasolina motor
30
Otros
20
10
2015
La demanda de energía final con
respecto al escenario base para el
año 2050, disminuiría 12 % para este
escenario, debido principalmente a la
sustitución de energéticos.
2020
2025
Canasta
energética
escenario EE
2030
28 %
27 %
El petróleo continuaría siendo el
energético más utilizado dentro de la
canasta energética de este escenario,
28 %, seguido de la electricidad 26 %.
7%
2035
2040
2045
23 %
24 %
19 %
14 %
2050
Fuente: UPME.
Diesel oil
2015
Electricidad
2050
Gas natural
26 %
Gasolina motor
16 %
Otros
16 %
Fuente: UPME.
Escenario EE de demanda por sectores de consumo - Mtep
Al igual que en todos los escenarios,
el sector transporte de gas natural
es el que presentaría el mayor
consumo durante todo el horizonte de
proyección. Cabe destacar que el sector
ACM incrementaría su participación
3 puntos porcentuales en 2050, con
respecto a la esperada en 2015.
ACM
Industria
25
Residencial
20
Servicios
15
Transporte
10
5
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
Escenario EE de demanda procesos de transformación - Mtep
En las proyecciones de la demanda de
procesos de transformación en este
escenario de eficiencia energética, es el
carbón mineral el que más incrementa
su participación, pasa de un 12 % a un
18 %, contra disminuciones de 2 puntos
porcentuales de la hidroelectricidad, el
petróleo y el gas natural.
Petróleo
60
Hidroelectricidad
50
Gas natural
40
Carbón mineral
30
Otros
20
10
-
2015
2020
2025
2030
2035
2040
2045
2050
Fuente: UPME.
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS
página 89
CIFRAS FINANCIERAS DE LAS EMPRESAS
Participación por activos del sector gas
DATO S G E N E R A L E S D E L S E C TO R G AS
CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
ACTIVOS
16.552.836
Transportadoras
PASIVOS
8.839.935
INGRESOS OPERACIONALES
6.363.118
Fuente: SUI.
42 %
58 %
Distribuidoras
UTILIDAD NETA
908.137
Fuente: SUI.
Margen operacional del sector gas
D E TA L L E PA RT I C I PAC I Ó N P O R AC T I VO S
DISTRIBUIDORAS 2014
TRANSPORTADORAS 2014
GAS NATURAL
20 %
TGI
58 %
GASES DEL CARIBE
17 %
PROMIGAS
33 %
GASES DE OCCIDENTE
12 %
PROMIORIENTE
6%
EPM
11 %
TRANSMETANO
2%
ALCANOS
10 %
PROGASUR
1%
SURTIGAS
10 %
TRANSOCCIDENTE
EFIGAS
6%
LLANOGAS
3%
GASORIENTE
2%
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE
2%
GASES DE LA GUAJIRA
1%
OTRAS DISTRIBUIDORAS
5%
46 %
51 %
43 %
41 %
11 %
12 %
31 %
16 %
13 %
11 %
0,1 %
2010
2011
2012
2013
2014
Distribuidoras
Transportadoras
Fuente: SUI.
Fuente: SUI.
Sector gas
19
6
Para el estudio
de las cifras financieras
del sector, se analizaron
25 empresas
Empresas
distribuidoras
Empresas
transportadoras
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CIFRAS CONSOLIDADAS
CO N S O L I DA D O D I S T R I B U I D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO
4.940.600
5.493.702
6.223.050
6.596.369
6.900.002
PASIVO
2.030.222
2.304.739
2.788.604
3.031.211
3.703.967
PATRIMONIO
2.910.379
3.188.963
3.434.447
3.565.159
3.196.035
4.830.347
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
3.239.884
3.609.633
4.301.986
4.848.374
UTILIDAD OPERACIONAL
508.612
458.096
477.266
562.570
529.621
UTILIDAD NETA
621.109
579.409
642.824
680.646
582.004
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
16 %
13 %
11 %
12 %
11 %
MARGEN NETO
19 %
16 %
15 %
14 %
12 %
ENDEUDAMIENTO
41 %
42 %
45 %
46 %
54 %
Fuente: SUI.
CO N S O L I DA D O T R A N S P O RTA D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
6.906.428
8.070.910
8.452.597
9.271.115
9.652.834
BALANCE GENERAL
ACTIVO
PASIVO
3.938.831
4.055.270
3.956.811
4.251.836
5.135.968
PATRIMONIO
2.967.597
4.015.640
4.495.785
5.019.279
4.516.866
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
876.547
921,206
1.059.631
1.306.405
1.532.771
UTILIDAD OPERACIONAL
274.832
422.823
451.640
541.864
788.208
UTILIDAD NETA
357.185
235.760
509.317
614.873
326.133
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
31 %
46 %
43 %
41 %
51 %
MARGEN NETO
41 %
26 %
48 %
47 %
21 %
ENDEUDAMIENTO
57 %
50 %
47 %
46 %
53 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS
página 91
D I S T R I B U I D O R A S D E G A S N AT U R A L
A LC A N O S - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
430.953
494.193
500.390
641.134
691.118
PASIVO
87.313
114.590
116.939
203.542
318.806
343.640
379.603
383.452
437.592
372.312
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
PATRIMONIO
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
190.310
236.526
259.424
280.506
325.919
UTILIDAD OPERACIONAL
25.308
24.377
23.660
20.119
40.780
UTILIDAD NETA
49.080
49.194
53.391
49,920
57.140
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
13 %
10 %
9%
7%
13 %
MARGEN NETO
26 %
21 %
21 %
18 %
18 %
ENDEUDAMIENTO
20 %
23 %
23 %
32 %
46 %
2010
2011
2012
2013
2014
251.621
301.575
353.309
357.601
381.314
Fuente: SUI.
E F I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO
BALANCE GENERAL
ACTIVO
PASIVO
PATRIMONIO
98.927
140.698
180.443
170,781
190.995
152.694
160.877
172.866
186,820
190.319
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
171.016
204.832
283.003
288.376
247.305
UTILIDAD OPERACIONAL
42.786
43.070
49.491
48.377
47.565
UTILIDAD NETA
40.615
38.068
47.562
46.459
41.142
19 %
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
25 %
21 %
17 %
17 %
MARGEN NETO
24 %
19 %
17 %
16 %
17 %
ENDEUDAMIENTO
39 %
47 %
51 %
48 %
50 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
E P M - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO
641.285
672.905
727.783
687.421
781.745
PASIVO
260.551
283.980
314.217
317.889
399.443
PATRIMONIO
380.734
388.926
413.566
369.532
382.302
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
318.560
405.619
452.492
564.880
564.862
UTILIDAD OPERACIONAL
11.603
17.852
30.110
24.596
26.080
UTILIDAD NETA
16.723
16.416
28.960
35.894
52.548
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
4%
4%
7%
4%
5%
MARGEN NETO
5%
4%
6%
6%
9%
41 %
42 %
43 %
46 %
51 %
ENDEUDAMIENTO
Fuente: SUI.
G AS N AT U R A L C U N D I B OYAC E N S E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
114.492
121.176
131.932
143.011
161.921
BALANCE GENERAL
ACTIVO
PASIVO
57.568
66.114
71.483
68.650
85.053
PATRIMONIO
56.924
55.062
60.450
74.361
76.868
120.122
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
85.237
99.208
116.932
117.021
UTILIDAD OPERACIONAL
17.081
9.220
10.551
15.462
14.671
UTILIDAD NETA
14.334
9.220
10.551
15.462
14.671
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
20 %
9%
9%
13 %
12 %
MARGEN NETO
17 %
9%
9%
13 %
12 %
ENDEUDAMIENTO
50 %
55 %
54 %
48 %
53 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS
página 93
G AS O R I E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
163.778
157.920
170.814
174.003
169.088
PASIVO
37.896
57.350
31.672
47.140
63.955
125.882
100.569
139.142
126.863
105.133
110.313
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
PATRIMONIO
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
95.746
102.488
113.582
111.975
UTILIDAD OPERACIONAL
6.767
6.443
15.577
13.112
12.048
UTILIDAD NETA
4.450
6.443
15.577
13.112
12.048
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
7%
6%
14 %
12 %
11 %
MARGEN NETO
5%
6%
14 %
12 %
11 %
23 %
36 %
19 %
27 %
38 %
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
1.095.551
1.457.154
1.572.722
1.503.562
1.385.185
PASIVO
345.542
403.792
491.589
404.706
601.771
PATRIMONIO
750.009
1.053.362
1.081.133
1.098.856
783.415
1.335.979
ENDEUDAMIENTO
Fuente: SUI.
G AS N AT U R A L - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
BALANCE GENERAL
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
903.732
1.066.631
1.215.610
1.273.465
UTILIDAD OPERACIONAL
210.709
214.868
210.653
215.961
138.814
UTILIDAD NETA
205.668
214.868
211.416
215.961
138.814
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
23 %
20 %
17 %
17 %
10 %
MARGEN NETO
23 %
20 %
17 %
17 %
10 %
ENDEUDAMIENTO
32 %
28 %
31 %
27 %
43 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
G AS E S D E L A G UA J I R A - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
54.652
PASIVO
20.680
60.687
69.320
73.793
84.962
25.416
30.036
32.318
PATRIMONIO
41.930
33.972
35.271
39.284
41.475
43.032
36.651
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
23.701
28.359
32.744
35.890
UTILIDAD OPERACIONAL
2.063
1.731
1.501
1.960
841
UTILIDAD NETA
4.963
4.852
5.577
6.375
5.958
INDICADORES FINANCIEROS
9%
6%
5%
5%
2%
MARGEN NETO
MARGEN OPERACIONAL
21 %
17 %
17 %
18 %
16 %
ENDEUDAMIENTO
38 %
42 %
43 %
44 %
49 %
Fuente: SUI.
G AS E S D E O CC I D E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
598.246
664.648
817.212
871.581
857.934
BALANCE GENERAL
ACTIVO
PASIVO
353.832
421.770
533.315
572.158
570.276
PATRIMONIO
244.414
242.878
283.897
299.423
287.657
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
457.014
476.764
588.304
757.908
666.397
UTILIDAD OPERACIONAL
51.505
43.465
37.354
96.493
84.193
UTILIDAD NETA
65.939
69.166
78.534
92.562
55.671
13 %
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
11 %
9%
6%
13 %
MARGEN NETO
14 %
15 %
13 %
12 %
8%
ENDEUDAMIENTO
59 %
63 %
65 %
66 %
66 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS
página 95
G AS E S D E L C A R I B E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
731.703
688.034
802.305
916.819
1.147.413
PASIVO
401.003
356.952
410.417
495.625
729.609
PATRIMONIO
330.700
331.082
391.888
421.194
417.804
INGRESO OPERACIONAL
485.434
483.743
572.156
685.153
683.332
UTILIDAD OPERACIONAL
80.667
42.383
41.381
74.722
107.064
106.747
103.827
112.844
119.652
126.264
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO
ESTADO DE RESULTADOS
UTILIDAD NETA
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
17 %
9%
7%
11 %
16 %
MARGEN NETO
22 %
21 %
20 %
17 %
18 %
ENDEUDAMIENTO
55 %
52 %
51 %
54 %
64 %
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
165.911
174.922
197.598
205.132
210.810
PASIVO
73.119
75.968
98.856
87.700
87.978
PATRIMONIO
92.792
98.955
98.742
117.432
122.832
INGRESO OPERACIONAL
73.540
75.933
103.360
109.741
120.841
UTILIDAD OPERACIONAL
9.586
8.924
8.255
7.391
9.245
UTILIDAD NETA
3.670
4.094
3.655
4.107
7.574
13 %
12 %
8%
7%
8%
5%
5%
4%
4%
6%
44 %
43 %
50 %
43 %
42 %
Fuente: SUI.
L L A N O G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
BALANCE GENERAL
ESTADO DE RESULTADOS
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
MARGEN NETO
ENDEUDAMIENTO
Fuente: SUI.
TENDENCIA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
S U RT I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO
478.126
464.061
598.059
694.702
672.722
PASIVO
245.661
289.840
414.533
519.228
437.686
PATRIMONIO
232.465
174.221
183.526
175.474
235.036
474.572
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
333.232
324.985
432.699
487.189
UTILIDAD OPERACIONAL
32.132
28.697
27.458
30.798
29.539
UTILIDAD NETA
87.306
43.788
47.389
50.581
49.247
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
10 %
9%
6%
6%
6%
MARGEN NETO
26 %
13 %
11 %
10 %
10 %
ENDEUDAMIENTO
51 %
62 %
69 %
75 %
65 %
Fuente: SUI.
OT R AS D I S T R I B U I D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
214.283
236.428
281.607
327.611
355.789
BALANCE GENERAL
ACTIVO
PASIVO
PATRIMONIO
48.130
68.270
95.106
111.474
176.465
166.153
168.158
186.500
216.137
179.324
144.055
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
102.361
104.546
131.680
136.269
UTILIDAD OPERACIONAL
18.405
17.068
21.274
13.577
18.780
UTILIDAD NETA
21.614
19.475
27.369
30.562
20.928
13 %
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
18 %
16 %
16 %
10 %
MARGEN NETO
21 %
19 %
21 %
22 %
15 %
ENDEUDAMIENTO
22 %
29 %
34 %
34 %
50 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS
página 97
T R A N S P O R TA D O R A S D E G A S N AT U R A L
P RO M I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO
2.204.454
2.383.225
2.607.790
2.787.901
3.201.740
PASIVO
1.017.919
1.078.842
1.098.510
1.180.142
1.486.841
PATRIMONIO
1.186.535
1.304.383
1.509.281
1.607.758
1.714.899
INGRESO OPERACIONAL
261.773
226.216
246.206
293.249
408.248
UTILIDAD OPERACIONAL
85.396
65.298
72.027
84.821
142.956
265.484
186.507
240.869
442.350
365.461
ESTADO DE RESULTADOS
UTILIDAD NETA
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
33 %
29 %
29 %
29 %
35 %
101 %
82 %
98 %
151 %
90 %
46 %
45 %
42 %
42 %
46 %
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
458.029
488.489
516.126
506.550
620.161
PASIVO
373.516
316.404
343.459
324.624
317.671
84.514
172.085
172.667
181.926
302.489
MARGEN NETO
ENDEUDAMIENTO
Fuente: SUI.
P RO M I O R I E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO
BALANCE GENERAL
PATRIMONIO
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
10.562
18.646
59.139
74.427
87.227
UTILIDAD OPERACIONAL
4.788
4.897
20.137
45.946
53.024
UTILIDAD NETA
6.075
4.267
1.942
17.458
30.987
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
45 %
26 %
34 %
62 %
61 %
MARGEN NETO
58 %
23 %
3%
23 %
36 %
ENDEUDAMIENTO
82 %
65 %
67 %
64 %
51 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
P RO G AS U R - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
55.182
82.253
79.761
74.663
85.787
PASIVO
13.636
28.225
22.939
18.465
25.806
PATRIMONIO
41.547
54.028
56.821
56.198
59.982
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
9.179
11.298
15.188
19.024
27.080
UTILIDAD OPERACIONAL
3.095
4.774
6.222
7.081
11.050
UTILIDAD NETA
4.479
7.113
4.989
5.838
9.960
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
34 %
42 %
41 %
37 %
41 %
MARGEN NETO
49 %
63 %
33 %
31 %
37 %
ENDEUDAMIENTO
25 %
34 %
29 %
25 %
30 %
2010
2011
2012
2013
2014
12.625
15.751
15.416
13.373
12.687
Fuente: SUI.
T R A N S O CC I D E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
BALANCE GENERAL
ACTIVO
PASIVO
PATRIMONIO
1.634
2.130
2.096
936
1.292
10.991
13.621
13.320
12.438
11.395
4.362
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL
3.414
5.035
5.083
5.077
UTILIDAD OPERACIONAL
1.066
2.185
1.513
1.606
1.705
UTILIDAD NETA
1.118
2.305
1.757
1.669
1.524
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
31 %
43 %
30 %
32 %
39 %
MARGEN NETO
33 %
46 %
35 %
33 %
35 %
ENDEUDAMIENTO
13 %
14 %
14 %
7%
10 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS
página 99
TG I - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S
CONCEPTO
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
4.050.323
4.971.224
5.087.326
5.739.842
5.569.836
PASIVO
2.497.241
2.594.881
2.467.177
2.700.530
3.278.275
PATRIMONIO
1.553.082
2.376.343
2.620.149
3.039.312
2.291.561
INGRESO OPERACIONAL
559.414
626.838
702.309
874.645
960.346
UTILIDAD OPERACIONAL
169.921
334.641
340.116
383.747
557.999
69.831
25.614
247.680
130.067
-102.582
TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ESTADO DE RESULTADOS
UTILIDAD NETA
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
30 %
53 %
48 %
44 %
58 %
MARGEN NETO
12 %
4%
35 %
15 %
-11 %
ENDEUDAMIENTO
62 %
52 %
48 %
47 %
59 %
2010
2011
2012
2013
2014
ACTIVO
125.814
129.969
146.178
148.786
162.624
PASIVO
34.885
34.788
22.631
27.139
26.083
PATRIMONIO
90.929
95.180
123.547
121.648
136.540
INGRESO OPERACIONAL
32.206
33.174
31.707
39.982
45.508
UTILIDAD OPERACIONAL
10.567
11.026
11.625
18.663
21.473
UTILIDAD NETA
10.198
9.953
12.080
17.491
20.783
Fuente: SUI.
T R A N S M E TA N O - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO
BALANCE GENERAL
ESTADO DE RESULTADOS
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL
33 %
33 %
37 %
47 %
47 %
MARGEN NETO
32 %
30 %
38 %
44 %
46 %
ENDEUDAMIENTO
28 %
27 %
15 %
18 %
16 %
Fuente: SUI.
TENDENCIA
T E M ÁT I C A S
R E L E VA N T E S Y
DE ACTUALIDAD
PA R A E L S E C TO R
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Con la institucionalización de este capítulo se pretende abrir un espacio en el informe anual
del gas natural en Colombia, donde se puedan exponer temáticas relevantes a las que se está
enfrentando el sector en la actualidad y que ameriten su estudio, con el propósito de tener
un mayor entendimiento y claridad por parte de todos los agentes interesados en el sector.
Para este año, se presentan dos temas de vital importancia sectorial: los precios del gas natural
en Colombia, específicamente el incremento que de estos se espera para la región Caribe,
y el cuello de botella en que se han convertido las licencias ambientales para el desarrollo
de la infraestructura de transporte de gas en Colombia.
P R E C I O S D E L G A S N AT U R A L
CONTEXTO
A raíz de los severos incrementos en los precios del gas natural a los que
se vería sometida la región Caribe en el transcurso de 2015, de aplicarse
la regulación vigente a diciembre de 2014 para ello, y la gran controversia
que esto ha generado entre los diferentes estamentos, agentes del
sector y en general en toda la opinión pública de esta sección del país,
se decidió incluir esta situación como uno de los dos temas que se
desarrollarán en este nuevo capítulo del informe.
Es válido aclarar que aun cuando la fórmula con la que se calcula la tarifa de
gas natural al usuario final es la misma para todos los usuarios de gas en el
TA R I FA D E
GAS USUARIO
FINAL
COSTO DE
GAS EN BOCA
DE POZO (G)
país, no necesariamente su aplicación produce el mismo resultado para las
diferentes regiones, y es así como esta coyuntura de incrementos relevantes
que estaría viviendo la región Caribe en 2015, no es replicable en las demás
regiones de Colombia, donde por el contrario se pudieran estar generando
unas mínimas disminuciones en el precio de este energético.
En la actualidad, la tarifa de gas al usuario final en Colombia consta
de cuatro componentes que se ilustran a continuación.
COSTO
TRANSPORTE
GAS (T)
COSTO
DISTRIBUCIÓN
(D)
COSTO
COMERCIALIZACIÓN
(C)
Gas de La Guajira
Gas de Cusiana
US$ 6,04/Mbtu
Sufriría un incremento
de 25 % en su precio
para 2015, si se aplicase
indexador actual
Presentaría una
disminución en su
precio para 2015 de
aplicarse indexador actual
Precio máximo histórico
del gas de La Guajira,
bajo mecanismo regulado,
alcanzado en segundo
semestre de 2012estre de 2012.
T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R
página 103
En el desarrollo de esta temática se hará énfasis en el componente del
costo de gas en boca de pozo o (G), por ser el factor motivante de los
incrementos del precio de gas en la región Caribe, aunque el costo de
transporte o (T) por estar expresado 70 % en dólares, aproximadamente,
también repercute en dichos incrementos.
Inicialmente, se hará un breve recorrido por la historia regulatoria en lo
que a precios de gas natural en Colombia se refiere, mencionando los
aspectos más relevantes de regulaciones antes aplicadas. Además, se
procede a desglosar la regulación actual por la cual se rigen los precios
del gas natural en Colombia, a través de un repaso a la Resolución
CREG 089 de 2013 en la que se establecen, entre otros aspectos, los
mecanismos de comercialización y la fórmula de indexación de los precios
de este hidrocarburo, ítems determinantes para poder entender esta
problemática.
Seguidamente, se presenta el escenario de incremento de precios de
gas natural que originó esta coyuntura, apartes de la movilización que se
generó en la región Caribe para evitar esta escalada alcista, considerada
injusta y en contra de los intereses por mantener una industria
competitiva en la región; además, las medidas temporales determinadas
por la CREG y algunas de las alternativas planteadas por agentes del sector
a la regulación, específicamente al indexador existente para el precio de
gas natural, con lo cual se solventaría esta crisis.
Se finaliza este tema con un breve análisis con el que se quiere visualizar
la competitividad del gas natural a través del tiempo y en los diferentes
sectores en que participa.
M A R C O R E G U L AT O R I O
Antecedentes
Los precios de gas natural en boca de pozo en nuestro país, en un
comienzo eran regulados y el recorrido para llegar a la liberación actual de
precios fue largo. La primera norma que se expidió en Colombia para fijar
el precio de gas natural en boca de pozo fue la Resolución 039 de 1975,
para el gas de La Guajira, emitida por la Comisión de Precios del Petróleo
y Gas. Previo a esto, las tarifas eran fijadas por el MME con base en lo
reglamentado por el Código de Petróleos.
Más adelante, mediante la Resolución 061 de 1983, se decretaron precios
para el gas asociado y no asociado del interior del país.
Ya en la era de la CREG, la Resolución 023 de 2000 acogió las anteriores
resoluciones vigentes para la fecha y años más tarde, con la Resolución
119 de 2005, se modificó el esquema de actualización de precios
máximos regulados de manera específica para los campos de La Guajira,
Opón y Cusiana. Los dos primeros se ajustarían semestralmente, con la
variación del índice del “New York Harbor Residual Fuel Oil 1,0 % Sulfur
LP Spot Price”, mientras que para el gas de Cusiana establecía US$ 1,40/
Mbtu como tope máximo si la capacidad de la planta de tratamiento del
gas asociado era igual o inferior a los 180 Mpcd y lo liberaba cuando se
sobrepasara dicha capacidad, lo que aconteció en julio de 2006. Asimismo,
definió que para cualquier campo futuro, los precios serían sin sujeción a
topes máximos.
En octubre de 2006, la CREG determinó para los precios del gas en
boca de pozo del campo de La Guajira, dos alternativas: en la modalidad
contractual “take or pay”, el precio acordado debía ser menor que el
tope máximo instituido en la Resolución 119 de 2005, mientras que en
la modalidad contractual OCG, el precio podía superar los límites a estos
establecidos en dicha resolución.
Regulación actual
Por medio de la Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión fijó el
conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro y
transporte de gas natural que se llevan a cabo en los mercados primario
y secundario de gas natural.
Con la puesta en marcha de este nuevo marco de comercialización
reglamentado por la CREG para el gas natural, los precios de este
energético en el mercado mayorista pueden ser definidos mediante
negociaciones bilaterales entre productores y compradores.
Normalmente, el resultado de estas negociaciones redunda en contratos
de largo plazo (5 o más años), en los cuales el precio pactado se debe
actualizar anualmente de acuerdo con la formulación planteada para tal
fin en la resolución antes mencionada, siendo precisamente la aplicación
de esta fórmula de indexación la principal causante de los excesivos
incrementos no previstos por el ente regulador.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
CRONOLOGÍA
2013
Resolución CREG 089
de agosto 14.
Firma Contratos de
Suministro en Firme
hasta noviembre 30.
Circular CREG 059
de agosto 12.
2014
Circular CREG 108
de noviembre 27.
2015
Resolución CREG 183
de diciembre 26.
Resolución CREG
017 de febrero 27.
CREG publicará nuevo
indexador a partir de
abril 30.
MECANISMOS DE COMERCIALIZACIÓN
MERCADO PRIMARIO
VENDEDORES
CO M P R A D O R E S
Productores Comercializadores
Comercializadores
Comercializadores
de gas importado
N E G O C I AC I Ó N
SEGÚN BALANCE UPME
Oferta>Demanda
en al menos 3 de 5
años siguientes
Oferta<=Demanda
en al menos 3 de 5
años siguientes
Negociación
directa (durante
periodo definido)
Negociación
mediante
subasta
Tipos de contratos
•Firme
•Firmeza condicionada
•OCG
•OCG contra exportación
•Suministro de contingencia
Usuarios no regulados
T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R
página 105
FÓRMULA DE INDEXACIÓN DE PRECIOS
Esta fórmula de indexación de los precios establecidos
en los contratos para suministro de gas natural en firme
y a largo plazo, firmados entre los productores y los
compradores, fue definida por la CREG en el anexo 4 de
la Resolución CREG 089 de 2013.
Ptƒ,d,ai = Ptƒ,d,a1 X
(
P¯cfƒ,1,ai
P¯cfƒ,1,a1
)
INDEXADOR
Donde:
Ptƒ,d,ai:
precio del gas natural contratado bajo la modalidad t ,
T : modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser
un contrato firme -cf- , un contrato de suministro con firmeza
condicionada
-cfg-, o un contrato de opción de compra de
de la fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el año ai .
gas -ocg-.
América por Mbtu.
ƒ: punto de entrega del gas natural contratado. Se entenderá
Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de
Ptƒ,d,a1:
precio del gas natural contratado bajo la modalidad t, de la
fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el primer año de
vigencia del contrato a1 . Este valor se expresará en dólares
de los Estados Unidos de América por Mbtu.
por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o
punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación
de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos
tarifarios.
d : duración del contrato de suministro.
ai : año durante el cual se aplicará el precio del gas natural.
El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de
P¯cfƒ,1,ai:
promedio ponderado por cantidades de los precios de los
contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año,
negociados para el año ai . Este valor se expresará en dólares
de los Estados Unidos de América por Mbtu.
P¯cfƒ,1,a1:
promedio ponderado por cantidades de los precios de los
contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año,
negociados para el año a1 . Este valor se expresará en dólares
de los Estados Unidos de América por Mbtu.
noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de
1 a d, siendo a1 el primer año de vigencia del contrato objeto de
actualización de precios.
Básicamente, la actualización del precio se obtiene al
multiplicar el precio inicial pactado por el resultado de la
división del precio promedio de los contratos firmes negociados
a un año, para el periodo determinado, sobre el precio promedio
de los contratos firmes a un año negociados para el año inicial.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
E S C E N A R I O D E P R E C I O S D E G A S N AT U R A L B A J O R E G U L A C I Ó N A C T U A L PA R A 2 0 1 5
Cálculo de
indexador
según fuente
(
P¯cf
n,1,ai
P¯cf
n,1,a1
)
=
Precio promedio de gas natural de los contratos
firmes negociados a un año para el año actual
Precio de gas natural promedio de los contratos
firmes negociados a un año para el año inicial
La CREG, a través de las circulares 059 y 108 de 2014 de agosto 12
y noviembre 27 de 2014 respectivamente, hizo públicos los valores de
los componentes (denominador y numerador) con que se debería calcular
el factor de actualización para los precios de los contratos suministro
de gas con duración superior a un año, para cada uno de los puntos de
entrega al SNT (Ballena y Cusiana).
Punto de
entrada a SNT
de Ballena
P¯cfƒ,1,a2= 5,4529 US$/Mbtu
P¯cfƒ,1,a1= 4,3566 US$/Mbtu
Punto de
entrada a SNT
de Cusiana
P¯cfƒ,1,a2= 3,4478 US$/Mbtu
P¯cfƒ,1,a1= 3,5581 US$/Mbtu
A continuación se muestran los cálculos del indexador en cuestión, para
cada una de las fuentes, siguiendo las directrices estipuladas por la CREG,
según anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013.
= 1,251
Medidas temporales y
alternativas planteadas
para nuevo indexador
= 0,969
Como se pudo apreciar en los resultados anteriores, mientras
que los precios de gas para el interior del país (Campo de
Cusiana - Cupiagua), en 2015 sufrirían una reducción del
3 % como resultado de la aplicación del indexador de 0,969,
la situación para la costa Caribe (punto entrada a SNT de
Ballena) sería completamente contraria, con incrementos
del orden de 25 %, al tener que aplicar a los precios fijados
en los contratos de suministro de gas natural vigentes, un
indexador de 1,2516. Esta situación generó, a finales de 2014,
el inmediato rechazo de los empresarios, dirigentes gremiales,
bancada costeña en el congreso y agentes del sector gas de la
región, quienes se declararon en alerta y se dieron a la tarea de
buscar acercamientos con el Gobierno Nacional para encontrar
soluciones de fondo a esta problemática.
Producto del malestar generado en la región Caribe por el inminente
incremento de precios que se avecinaba, se organizó una mesa de
trabajo entre los agentes del sector, dirigentes gremiales, empresarios y
representantes del Gobierno Nacional, de la cual se obtuvo la congelación
por tres meses de los precios y la no aplicación inmediata del indexador
previamente explicado. Esto quedó refrendado a través de la Resolución
CREG 183 de 2014 y su vigencia aplicaba hasta el 28 de febrero de 2015.
Posteriormente, por medio de la Resolución CREG 016 de 2015 se dispuso
una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas
natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción
de compra, acordaran modificar tanto el precio de los contratos suscritos
en 2014, como el indexador de precios de los contratos de más de un año
suscritos en 2013 y 2014. Adicionalmente, la Comisión fijó como límite el
30 de abril de 2015 para establecer el indexador definitivo del precio del
gas que sustituirá al definido en la Resolución CREG 089 de 2013.
A continuación se presentan unas alternativas planteadas por diferentes
agentes del sector y de los gremios allegados a este, en lo que respecta
al nuevo indexador por definir.
Naturgas y otros agentes del sector
Impacto de la TRM en el precio del gas natural
En diciembre de 2014, esta entidad presentó una opción similar a la
planteada por la CREG antes de que se emitiera la Resolución CREG
089 de 2013, consistente en un indexador mixto, un componente
relacionado con los precios locales del gas y otro con los precios
internacionales del petróleo.
De los cuatro componentes que hacen parte de la tarifa de gas al usuario
final, dos de ellos, el de producción o (G) y el de transporte o (T), están
expresados en dólares.
Esta opción fue firmada por productores, térmicos y distribuidores y
según Eduardo Pizano, Presidente de Naturgas, “el único que no firmó
fue la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia -ANDI-.
Comité Intergremial del Atlántico
En la vocería de su Presidenta Ejecutiva, Beatriz Vélez, propuso que
la fórmula de actualización de precios fuera corregida por la CREG;
sin embargo, esta debía someterse a un estudio y análisis mucho
más profundos. En síntesis, para este gremio 2015 debía entenderse
como un año de transición en el esquema regulatorio, el cual se debe
estudiar a fondo y emitir una nueva formulación que aplique a partir de
2016.
Gases del Caribe SA ESP
Esta distribuidora propuso eliminar el efecto del precio de compra
de las térmicas, es decir que para efectos del cálculo del indexador
solo sean tenidos en cuenta los contratos con destino a los sectores
residencial e industrial.
Como se pudo percibir en la temática antes expuesta, el (G) se tasa en
su totalidad en dólares, mientras que en el (T) esta divisa participa,
aproximadamente, en 70 % del total del valor de este componente.
Es por todo lo anterior, que ante fuertes variaciones en la TRM, como las
acontecidas entre finales de 2014 y comienzos de 2015, se produzcan
incrementos posteriores en el valor de la tarifa de gas a los usuarios finales.
Ahora bien, no a todos los sectores les impacta por igual los incrementos
en la TRM en su tarifa, y esto tiene su razón en que la participación de
los cuatro componentes que conforman la fórmula tarifaria de gas no es
la misma para todos los sectores.
Manuel Vives, Subgerente Comercial de Gases del Caribe, considera que
“el sector que se ve más afectado con las fluctuaciones del dólar es el
industrial ya que 80 % del aumento del dólar lo asumen estos clientes,
quienes a su vez asumen más del 80 % en la tarifa final en suministro
y transporte, que como fue mencionado anteriormente se fijan en esta
divisa” (Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo).
En lo que respecta al sector residencial, si bien la situación es
preocupante no resulta tan crítica como en el sector industrial, toda
vez que la participación de los componentes dolarizados, el (G) y el (T),
solo alcanza a ser de 40 %, aproximadamente. No obstante, como lo
expresa el mismo Manuel Vives “ambos mercados se ven afectados por
la devaluación de la moneda, la cual fue muy alta y en un periodo muy
corto” (Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo).
EVOLUCIÓN DE PRECIOS EN BOCA DE POZO
Precios regulados de La Guajira y Cusiana
La Guajira
Cusiana
7,0
5,90
6,0
3,32
5,0
4,0
2,35
3,0
1,81
2,0
3,97
0,70
1,0
1,01
0,0
feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago
78 78 79 79 80 80 81 81 82 82 83 83 84 84 85 85 86 86 87 87 88 88 89 89 90 90 91 91 92 92 93 93 94 94 95 95 96 96 97 97 98 98 99 99 00 00 01 01 02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08 09 09 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14
Fuente: UPME.
Cuando se hace una retrospectiva de los precios de La Guajira,
se puede apreciar que a pesar de ser regulados presentaron en el
segundo semestre de 2008 y en el periodo 2011-2012 una coyuntura
de incrementos similar a la que se vislumbraba para 2015, de aplicarse
el indexador como estaba previsto. En estos periodos el sector
industrial del país que se abastecía de este campo fue de los más
perjudicados con estos incrementos, llegándose inclusive al desmonte de
operaciones de plantas que funcionaban a gas como las cementeras de la
costa Atlántica, que regresaron a operar con carbón.
Los precios de Cusiana históricamente han sido menos propensos a
fuertes fluctuaciones; mientras estuvieron regulados su comportamiento
fue totalmente estable.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
PRECIO SPOT DE GNL
Como se expone en el Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético Nacional 2050, UPME 2015:
“una de las alternativas para garantizar el abastecimiento de la demanda de gas es promover la
internacionalización del gas natural en Colombia mediante la construcción de una planta de regasificación
y permitir así la importación de gas proveniente del mercado externo”, y ante la probabilidad de concreción
de dicha infraestructura en el país que posibilita que el GNL se convierta en una nueva y adicional fuente de
suministro de gas natural, a continuación se presenta una información con la que se muestra un panorama
general de la situación de los precios de GNL a nivel mundial, para finales de 2014 e inicios de 2015, que
puede servir de referencia para estimar un potencial precio de esta fuente de suministro.
La oferta mundial de GNL se
mantuvo al alza, en particular
por la entrada en operación del
proyecto Papua Nueva Guinea
(PNG LNG) de ExxonMobil.
En China, la desaceleración de
la demanda de gas ha suscitado la
preocupación sobre cómo absorber
el GNL contratado: el doble de los
niveles actuales en solo 3 años.
Los precios de GNL en Japón
ascendieron a 10 US$/Mbtu
el 15 de diciembre de 2014,
después de haber caído desde
alrededor de 16 US$/Mbtu
a inicios de ese mismo año.
En Argentina, el mayor importador
de GNL de América en la actualidad,
las importaciones crecieron de forma
exponencial desde 2008, cuando
empezaron a llegar los primeros
cargamentos. El aumento de la
importación argentina respondió
principalmente a la puesta en
marcha de la segunda terminal
de regasificación en Escobar
(Buenos Aires). El precio a pagar
en septiembre de 2014 estuvo
alrededor de los 13 US$/Mbtu.
Para el mercado europeo, un
estudio de Wood Mackenzie estimó
que una interrupción prolongada
en el suministro gasífero
proveniente de Rusia –a raíz del
conflicto que esa nación mantiene
con Ucrania– estrechará aún más
el mercado del GNL, ya que el sur
de Europa deberá competir con
Asia para satisfacer su demanda.
Precios mundiales estimados de GNL-2015 US$/Mbtu
Cove Point
US$ 7,47
Canaport
US$ 16,74
UK
US$ 8,45
Lake Charles
US$ 3,29
Spain
US$ 8,82
Korea
US$ 10,00
India
US$ 9,50
Altamira
US$ 9,40
Río de Janeiro
US$ 9,24
Bahía Blanca
US$ 9,61
Fuente: Waterborne Energy, Inc.
Belgium
US$ 8,23
Japan
US$ 10,00
China
US$ 9,80
T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R
página 109
R E G U L A C I Ó N A M B I E N TA L
PA R A I N F R A E S T R U C T U R A D E T R A N S P O RT E
N O R M AT I V I D A D A M B I E N TA L A P L I C A B L E A L S E C T O R
N O R M AT I V I D A D D E C A R Á C T E R G E N E R A L
Ley 99
de 1993
Ambiental
O BL I GA
Licencia
ambiental
A
Proyectos,
obras y
actividades
Causen deterioro grave
a recursos naturales no
renovables o al medio ambiente
QU E
Introduzcan modificaciones
considerables o notorias
al paisaje
N O R M AT I V I D A D PA R T I C U L A R D E L S E C T O R
Decreto 2041
de 2014
O BL I G A
Licencia
ambiental
A PROBA DA
POR A N LA A
Proyectos del sector e
hidrocarburos
EXENCIÓN EN EL SECTOR
Distribución
de gas natural
E X E N TA
Licencia
ambiental
Actividades relacionadas con la distribución
de gas natural de uso domiciliario, comercial
o industrial
DOWNSTREAM
(oil and gas)
•Exploración sísmica
•Perforación exploratoria
•Explotación
UPSTREAM
(gas natural)
•Transporte
Construcción gasoductos >= 6”
Incluyendo: estaciones de
bombeo, de reducción de
presión e infraestructura de
almacenamiento
Terminales de entrega y
estaciones de transferencia
(infraestructura de
almacenamiento asociada al
transporte de gas por ductos)
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
ASPECTOS
R E L E VA N T E S D E L A
L I C E N C I A A M B I E N TA L
Lleva implícitos todos los permisos,
autorizaciones y concesiones para
el uso, el aprovechamiento o la
afectación de los recursos naturales
renovables que sean necesarios por el
tiempo de vida útil del proyecto.
• Debe obtenerse previamente a la
iniciación del proyecto.
• Ningún proyecto requiere más de una
licencia ambiental.
• Son autoridades competentes para
otorgar o negar licencia ambiental,
conforme a la normativa existente, las
siguientes entidades:
La Autoridad Nacional de Licencias
Ambientales -ANLA-. (Aplica para sector
hidrocarburos).
Las Corporaciones Autónomas Regionales y
las de Desarrollo Sostenible.
Los municipios, distritos y áreas
metropolitanas cuya población urbana sea
superior a un millón de habitantes dentro
de su perímetro urbano.
O T R O S E S T U D I O S C O N E X O S A L A L I C E N C I A A M B I E N TA L
Diagnóstico ambiental de alternativas -DAA-
Su alcance es presentar las diferentes opciones de trazado del proyecto y definir
la de mayor viabilidad ambiental. Se debe solicitar a ANLA que determine si el
proyecto, la obra o la actividad requiere o no de la elaboración y presentación de
DAA. Entre la información mínima que se requiere en este estudio se encuentra:
1.
2.
3.
4.
Las autoridades ambientales creadas
mediante la Ley 768 de 2002.
Las Corporaciones Autónomas Regionales
y demás autoridades ambientales no
pueden otorgar permisos, concesiones o
autorizaciones ambientales cuando estos
formen parte de un proyecto cuya licencia
ambiental sea de competencia privativa de
la ANLA.
• La obtención de la licencia ambiental, es
condición previa para el ejercicio de los
derechos que surjan de los permisos,
autorizaciones, concesiones, contratos y
licencias que expidan otras autoridades
diferentes a las ambientales.
• La licencia ambiental se otorgará
por la vida útil del proyecto, la obra
o la actividad y cobijará las fases de
construcción, montaje, operación,
mantenimiento, desmantelamiento,
restauración final, abandono y
terminación.
5.
Objetivo, alcance y descripción del proyecto,
obra o actividad.
Descripción general de las alternativas de localización
del proyecto, la obra o la actividad, caracterizando
ambientalmente el área de interés e identificando
las áreas de manejo especial así como las
características del entorno social y económico para
cada alternativa presentada.
Información sobre la compatibilidad del proyecto
con los usos del suelo establecidos en el Plan de
Ordenamiento Territorial o su equivalente.
Identificación y análisis comparativo de los
potenciales riesgos y efectos sobre el medioambiente;
así como el uso o aprovechamiento de los recursos
naturales requeridos para las diferentes alternativas
estudiadas.
Identificación de las comunidades y de los
mecanismos utilizados para informarles sobre
el proyecto, la obra o la actividad.
6.
Un análisis costo-beneficio ambiental
de las alternativas.
7.
Selección y justificación de la alternativa escogida.
Para el caso particular del transporte de gas
natural que se desarrolla por fuera de los campos
de explotación y que implique la construcción de
gasoductos con diámetros iguales o superiores a 6”,
se debe solicitar pronunciamiento de la ANLA sobre
la necesidad de presentar el DAA. Sin embargo, este
trámite no es necesario en aquellos casos de nuevos
tramos cuyo trayecto se vaya a realizar por derechos
de vía o servidumbres existentes.
T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R
página 111
Estudio de impacto ambiental -EIA-
Es el instrumento básico para la toma de decisiones sobre los proyectos,
obras o actividades que requieran licencia ambiental. Entre la información
mínima que se necesita en este estudio se encuentra:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Información del proyecto relacionada con localización,
infraestructura, actividades del proyecto y demás que
se considere pertinente.
Caracterización del área de influencia del proyecto,
para los medios abiótico, biótico y socioeconómico.
Demanda de recursos naturales por parte del
proyecto; se presenta la información requerida para
la solicitud de permisos relacionados con la captación
de aguas superficiales, vertimientos, ocupación
de cauces, aprovechamiento de materiales de
construcción, aprovechamiento forestal, recolección
de especímenes de la diversidad biológica con fines
no comerciales, emisiones atmosféricas, gestión de
residuos sólidos, exploración y explotación de aguas
subterráneas.
7.
8.
9.
10.
Información relacionada con la evaluación de impactos
ambientales y análisis de riesgos.
11.
Zonificación de manejo ambiental, definida para el
proyecto, la obra o la actividad para la cual se identifican
las áreas de exclusión, las áreas de intervención con
restricciones y las áreas de intervención.
12.
Evaluación económica de los impactos positivos
y negativos del proyecto.
Plan de manejo ambiental del proyecto expresado
en términos de programa de manejo, cada uno de
ellos diferenciado en proyectos y sus costos de
implementación.
Programa de seguimiento y monitoreo para cada uno
de los medios abiótico, biótico y socioeconómico.
Plan de contingencia para la construcción y operación
del proyecto, que incluya la actuación para derrames,
incendios, fugas, emisiones y vertimientos por fuera
de los límites permitidos.
Plan de desmantelamiento y abandono, en el que se
define el uso final del suelo, las principales medidas de
manejo, restauración y reconformación morfológica.
Plan de inversión del 1 %, en el cual se incluyen los
elementos y costos considerados para estimar la
inversión y la propuesta de proyectos de inversión.
Plan de compensación por pérdida de biodiversidad
de acuerdo con lo establecido en la Resolución 1517
del 31 de agosto de 2012.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
G E S T I Ó N G L O B A L PA R A O B T E N E R U N A L I C E N C I A A M B I E N TA L
Elaboración
del diagnóstico
ambiental de
alternativas
IMPLICA:
Certificación
de
comunidades
étnicas
Aprobación
de alternativa
de trazado
Desarrollo
de estudios
ambientales
Permiso de investigación científica
Identificación de predios
Proceso de
consulta previa
Trámite de
la licencia
ambiental
ante la ANLA
Trámite permisos
en corporaciones
(cuando aplique)
Permiso de prospección arqueológica y
aprobación del plan de manejo arqueológico
Fuente: Promigas.
REQUERIMIENTOS Y PERIODOS TEÓRICOS EN
E L T R Á M I T E D E L I C E N C I A A M B I E N TA L Y C O N E X O S
NECESIDAD DE DIAGNÓSTICO
A M B I E N T A L D E A L T E R N A T I V A S -D A ADESCRIPCIÓN, OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO, Y
LOCALIZACIÓN MEDIANTE COORDENADAS Y PLANOS
Presentación de solicitud si el proyecto requiere DAA
t: 15 días hábiles
Evaluación de la solicitud
SI
Requiere: alternativas de trazado, plano
de localización, actividades, riesgos,
costos, comunidades, análisis ambiental
NO
DAA
Contratación y
elaboración del DAA
Costos aproximados del proyecto
t: 150 días
Radicación del DAA –
Acto administrativo inicio
trámite de evaluación
Solicitud de autoliquidación de la evaluación
t: 40 días
Liquidación de costos de
evaluación y notificación
t: 15 días hábiles
Evaluación del DAA - Visita
t: 15 días
t: 3 días hábiles
Pago y notificación a la autoridad
Solicitud mayor información
NO
SI
Entrega información
DAA cumple requisitos
t: 10 días hábiles
NO
Fuente: elaboración propia del consultor.
Negada y
trámite
terminado
SI
Se elige alternativa
y se inicia trámite
para EIA
t: un mes
prorrogable
NO
Archiva solicitud
TIEMPO TEÓRICO
PROCESO:
Con DAA: 240 días
Sin DAA: 22 días
T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R
página 113
L I C E N C I A A M B I E N TA L
Descripción general del proyecto y
trazado y área de influencia
O MODIFICACIÓN
Solicitud sobre presencia comunidades étnicas
t: 25 días
Presencia de comunidades
Requiere: trazado, información sobre la
infraestructura, información de recursos
(tala, vertimientos, residuos),
accesos, cruces de cuerpos de agua,
obras de geotecnia, costos, predios
NO
SI
Contratación y
elaboración del EIA
Consulta previa y
acuerdos
Costos aproximados del proyecto
t: 90 a 180 días
Solicitud de licencia ambiental Acta inicio trámite
Solicitud de autoliquidación de la evaluación
t: 40 días
Liquidación de costos de
evaluación y notificación
t: 20 días hábiles
Visita y evaluación del estudio
t: 10 días hábiles
t: 15 días
Pago y notificación
a la autoridad
Reunión solicitar Información
adicional a peticionario
SI
t: 10 días hábiles
Solicitud de información
a otras autoridades
SI
t: 30 días hábiles
Otorga o niega licencia ambiental
Vigencia: 5años
Fuente: elaboración propia del consultor.
Otros permisos ambientales
Permiso de prospección arqueológica: se solicita para evaluar
el potencial de restos arqueológicos en el área de un proyecto
durante el desarrollo de EIA.
Consulta previa: aplica cuando certifiquen la presencia en
territorios de comunidades étnicas (indígenas, negras, raizales,
ROM) que puedan ser impactadas por el proyecto, en el área de
influencia directa (incluye zonas de interés de la comunidad:
accesos, territorios ancestrales, zona habitada). Puede aplicar
tanto en el trámite de licencia como en los permisos ambientales.
Modificación de licencia ambiental: aplica para variaciones
o ampliación del trazado de un gasoducto licenciado o de las
estaciones compresoras, que contemple también nuevos
impactos y aprovechamiento de recursos naturales.
t: un mes
prorrogable
Entrega
información
NO
Archiva
solicitud
SI
Entrega
información
t: 20 días
hábiles
SI
TIEMPO TEÓRICO PROCESO:
350 días, sin contar con consulta
previa a comunidades
Modificación menor de un proyecto licenciado: aplica cuando en un
proyecto licenciado se realice:
•Cambios en la localización o número de válvulas autorizadas.
•Instalación de nuevas líneas en el mismo derecho de vía licenciado (∑ø ≤ 6¨)
•Uso de corredores viales para la construcción de líneas de flujo entre
locaciones autorizadas y en el mismo derecho de vía autorizado por la
licencia ambiental y que no implique la intervención de nuevas áreas.
Autorización para intervención de playas y zonas costeras (DIMAR).
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
I M PA C T O D E T R Á M I T E S A M B I E N TA L E S
E N P ROY EC TO S D E I N F R A E S T R U C T U R A D E G AS
A continuación se presenta un Diagrama de Gantt de la construcción de un gasoducto promedio con el objeto
de exponer el tiempo de dedicación previsto en la gestión ambiental requerida por ley para un proyecto de este
tipo con respecto al tiempo total que se gasta una empresa en el desarrollo de dicho proyecto.
CONCEPTO
GERENCIA DE PROYECTO
Planeación proyecto
Adquisición levantamiento topográfico
Adquisición estudios ambientales
Adquisición ingeniería de detalle
DISEÑO & TOPOGRAFÍA
Preliminares e ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detallada
GESTIÓN AMBIENTAL
Estudio DAA
Evaluación ANLA del estudio DAA
Levantamiento información
base -estudios ambientales
Contratación estudios ambientales
Estudio EIA
Evaluación ANLA estudio EIA
LEGAL
Permisos tierras y ambientales CRA
Permisos de tierras
Permisos de construcción ANI, municipios, etc.
PLANEACIÓN CONSTRUCCIÓN
Estrategia de construcción
Inicio licitaciones de compras
Contratación de los recursos
Adquisición servicios por especiales
CONSTRUCCIÓN
AÑO 1
AÑO 2
AÑO 3
AÑO 4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R
página 115
Duración de actividades en construcción de gasoducto promedio - # de meses
43
El sentir general del sector con respecto a
esta temática es que la gestión ambiental,
toma mucho tiempo, debido a la necesidad
de adelantar gestiones con diferentes
instituciones que aprueban permisos
conexos al trámite de la licencia.
26
19
60 %
Duración
del proyecto
12
Gestión
ambiental
Diseño y
topografía
Construcción
Fuente: elaboración propia del consultor.
El Instituto Colombiano de Antropología e Historia -ICAHN- está
encargado de expedir los permisos de prospección arqueológica y
aprobar el plan de manejo arqueológico para los proyectos. El Ministerio
del Interior se encarga de expedir la certificación de la existencia
de comunidades étnicas y, con participación de la ANLA, brindar
acompañamiento en el análisis con las comunidades de los impactos
sociales y ambientales del proyecto.
Si bien el Decreto 1076 de 2015, por el cual se modifica el título VIII
de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales, contempla unos
tiempos menores a los establecidos en el Decreto 2820, la articulación
interinstitucional requerida a la hora de completar los requisitos exigidos
para el estudio y la aprobación de la licencia ambiental de un proyecto,
conlleva a que en la práctica el tiempo que transcurre desde que se inicia la
gestión ambiental hasta que se logra obtener la licencia, sea mucho mayor.
La ANLA debe determinar la necesidad de la elaboración del Diagnóstico
Ambiental de Alternativas -DAA- y expedir el permiso de colecta
(Permiso de Investigación Científica), necesarios para la elaboración del
Estudio de Impacto Ambiental. Asimismo, el Ministerio de Ambiente y
Desarrollo Sostenible -MADS- se encarga de autorizar el levantamiento
de vedas, en caso de ser requerido.
El tiempo que transcurre desde el inicio de la gestión de un proyecto
hasta el cumplimiento de los requisitos para la obtención de una licencia
ambiental oscila entre 20 y 26 meses, dependiendo del proyecto. Para
los proyectos PINES hay consideraciones de articulación institucional
que minimizan la complejidad de este tipo de trámites y permiten que las
empresas obtengan las licencias en los tiempos establecidos; sin embargo,
se debería implementar un mecanismo de articulacion que funcione para
todo tipo de proyectos.
A N E XO S
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
A C T U A L I D A D R E G U L A T O R I A 2 0 1 4-2 0 1 5
Í N D I C E R E S O LU C I O N E S M I N M I N AS 2 014 - 2 01 5
RACIONAMIENTOS
PROGRAMADOS
ASIGNACIÓN
DE RECURSOS
PARA PAGOS
DE SUBSIDIOS
MERCADO Y
SUMINISTRO
DE GAS
NORMA
FECHA
DESCRIPCIÓN
RES 90456
29/04/14
Declara inicio de un racionamiento programado de gas natural, se suspenden las exportaciones de gas natural a Venezuela
y se adoptan otras medidas.
RES 90049
15/01/14
Distribuir la suma de $10.231 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.
RES 90747
16/07/14
Distribuir la suma de $38.558 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 90971
15/09/14
Distribuir la suma de $13.414 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.
RES 91571
29/12/14
Distribuir la suma de $69.881 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 91572
29/12/14
Distribuir la suma de $26.603 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 40249
24/2/15
Distribuir la suma de $5.838 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.
RES 40320
11/03/15
Distribuir la suma de $80.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 40412
08/04/15
Distribuir la suma de $23.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 40554
13/05/15
Distribuir la suma de $23.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 90338
26/03/14
Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2014.
RES 72206
13/06/14
En cumplimiento del artículo 9 del Decreto de 2011, se publica la información relativa a la declaración de producción de gas natural.
RES 40324
12/03/15
Establece medidas en materia de producción y comercialización de gas natural.
RES 40334
16/03/15
Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2015.
RES 31289
3/06/15
Publicó la declaración de producción de gas natural.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Í N D I C E R E S O LU C I O N E S C R E G 2 014 - 2 015 MERCADO
Y SUMINISTRO
DE GAS
CREG #
FECHA
DESCRIPCIÓN
006
30/01/14
Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013.
007
30/01/14
Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 150 de 2013.
010
7/02/14
Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante
Resolución 150 de 2013.
011
7/02/14
Modifica la Resolución 150 de 2013.
012
7/02/14
Modifica la Resolución 124 de 2013.
017
24/02/14
Resuelve los recursos interpuestos contra la Resolución 010 de 2014.
019
25/02/14
Proyecto de resolución de carácter general que da apertura al proceso de selección del gestor del mercado y establece las reglas para
realizar dicho proceso.
021
7/03/14
Da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas para realizar dicho proceso.
025
7/03/14
Define nuevo plazo para acogerse a la opción para asignaciones del cargo por confiabilidad con GNI durante el periodo
2015-2016 para las plantas del grupo térmico.
031
13/03/14
Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013.
032
20/03/14
Modifica la Resolución 124 de 2013.
033
20/03/14
Proyecto de resolución que modifica la fecha de entrega de contratos de construcción de infraestructura de GNI para
OPACGNI 2015-2016 para las plantas del grupo térmico.
051
10/04/14
Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado
mediante Resolución 021 de 2014.
055
30/04/14
Resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 051 de 2014.
058
14/05/14
Modifica la garantía de construcción para la infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016.
080
12/06/14
Proyecto de resolución de carácter general que modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 089 de 2013.
A N E XO S
página 119
MERCADO
Y SUMINISTRO
DE GAS
086
17/06/14
Determinan los precalificados elegibles dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante la
Resolución 021 de 2014.
089
20/06/14
Modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 098 de 2013.
090
20/06/14
Determina el orden de elegibilidad dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante
la Resolución 021 de 2014.
094
2/07/14
Selecciona a la Bolsa Mercantil de Colombia como el gestor del mercado de gas natural.
100
11/07/14
Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 089 de 2013.
101
11/07/14
Proyecto de resolución de carácter general por el cual se reglamentan los aspectos comerciales aplicables a la compraventa
de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento
de operación de gas natural.
122
12/09/14
Modifica la Resolución 089 de 2013.
136
19/09/14
Reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales
en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.
142
22/10/14
Adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011.
157
21/11/14
Proyecto de resolución de carácter general por la cual se dictan disposiciones para la constitución de los instrumentos
fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.
163
15/12/14
Dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.
158
21/11/14
Proyecto de resolución que modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.
159
28/11/14
Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.
173
22/12/14
Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural acuerden
diferir y modificar la aplicación de la actualización del precio del gas natural en los contratos suscritos en 2013.
183
28/12/14
Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural
en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos
en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.
016
25/02/15
Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural
en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos
en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.
017
27/02/15
Establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza
condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de
actualización de los precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014.
022
5/03/15
Modifica el plazo establecido en el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013.
023
13/03/15
Define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio
de subastas de contratos bimestrales en el suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.
032
27/03/15
Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.
034
1/04/15
Proyecto de resolución que modifica el artículo 54 y el anexo 3 de la Resolución 089 de 2013 y se dictan otras disposiciones sobre
desbalances en el sistema nacional de transporte de gas natural.
045
23/04/15
Modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015.
050
23/04/15
Modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136 de 2014.
069
28/05/15
Modificó el artículo 1 de la Resolución 032 de 2015.
082
5/06/15
Modificó el artículo 1 de la Resolución 045 de 2015.
085
5/06/15
Proyecto de resolución que modifica el artículo 16 y el anexo 4 de la Resolución 089 de 2013.
Otras disposiciones
TRANSPORTE
014
7/02/14
Modifica el artículo 14 de la Resolución 059 de 2012.
043
4/04/14
Cargos regulados para el gasoducto Yumbo - Cali, que hace parte del sistema de transporte de Transoccidente.
044
4/04/14
Cargos regulados para el gasoducto Guando - Fusagasugá, que hace parte del sistema de transporte de Progasur.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Í N D I C E R E S O LU C I O N E S C R E G 2 014 - 2 015
TRANSPORTE
CREG #
FECHA
DESCRIPCIÓN
045
4/04/14
Cargos regulados para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga, que hace parte del sistema de transporte de Promioriente.
047
4/04/14
Pone en conocimiento a las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados acerca de las bases
sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad
de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario.
050
10/04/14
Cargos regulados para el gasoducto Cali - Popayán, que hace parte del sistema de transporte de Prograsur.
082
12/06/14
Ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas.
161
1/12/14
015
20/02/15
Proyecto de resolución de carácter general por el cual se establecen mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firmes
y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo.
065
8/05/15
Establece mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firme y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo
o véndalo de largo plazo.
Cargos regulados para el gasoducto Ariari, que hace parte del sistema de transporte de Llanopetrol.
Recursos de reposición
DISTRIBUCIÓN Y
COMERCIALIZACIÓN
018
24/02/14
Resuelve la solicitud hecha por Promigas (a través de la Resolución 126 de 2010) estableciendo el costo de reposición a nuevo
y el valor a reconocer para los activos de dicha empresa que se mantengan en operación, en aquellos gasoductos que cumplieron
la vida útil normativa en 2013 o antes.
105
18/07/14
Designa un perito dentro del trámite de las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG en virtud de las solicitudes
presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010.
126
12/09/14
Amplía el dictamen pericial decretado a través de la Resolución 105 de 2014.
160
1/12/14
037
20/03/14
Proyecto de resolución de carácter general que modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013.
052
10/04/14
Modifica los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución 202 de 2013.
076
5/06/14
Proyecto de resolución de carácter general en la que se define un cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado
primario del año 2014.
085
17/06/14
Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014.
091
20/06/14
Proyecto de resolución de carácter general que establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de
distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten
la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución 202 de 2013.
103
10/07/14
Modifica la Resolución 085 de 2014.
113
28/08/14
Modifica la Resolución 085 de 2014.
130
12/09/14
Proyecto de resolución que modifica el costo de interrupción del servicio de gas por red.
138
03/10/14
Modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013.
089
11/06/15
Proyecto de resolución que dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015.
Resuelve solicitud de revision tarifaria presentado por TGI.
Recursos de reposición
120
28/08/14
Resuelve el recurso de reposición interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías contra la Resolución 197 de 2013.
148
7/11/14
Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Pácora (Caldas).
149
7/11/14
Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Aguadas (Caldas)
y el corregimiento de Arma.
152
7/11/14
Resuelve una solicitud de revocatoria directa.
174
22/12/14
Proyecto de resolución que establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas.
184
28/12/14
Establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas.
A N E XO S
página 121
Cargos de distribución y comercialización de gas natural
062
20/05/14
Anzoátegui, en el departamento de Tolima.
065
20/05/14
Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, Topaipí y Villagómez, en el departamento de Cundinamarca.
066
20/05/14
Paujil y San José de Fragua, en el departamento de Caquetá.
001
9/01/15
Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica, en el departamento de Bolívar.
002
9/01/15
Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, en el departamento de Santander.
003
9/01/15
Villagarzón, en el departamento de Putumayo.
004
9/01/15
Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, Jamundí, La Unión,
La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo, San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal, en el departamento de Valle del Cauca.
005
9/01/15
Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, en el departamento de Caldas.
006
9/01/15
Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, en el departamento de Quindío.
007
9/01/15
Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal, en el departamento de Risaralda.
9/01/15
Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza, Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón, Simijaca, Sopó,
Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá, Ubaté, Zipacón y Zipaquirá, en el departamento de Cundinamarca.
Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá,
Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa,
Nobsa y Tuta, en el departamento de Boyacá.
Albania, Florián y La Belleza, en el departamento de Santander.
028
13/03/15
Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis
y Venadillo, en el departamento de Tolima.
Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar, en el departamento de Cundinamarca.
La Dorada, Manzanares y Victoria, en el departamento de Caldas.
Puerto Boyacá, en el departamento de Boyacá.
053
4/05/15
Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.
054
4/05/15
Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.
055
4/05/15
Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.
056
4/05/15
Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.
057
4/05/15
San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.
058
4/05/15
San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.
008
DISTRIBUCIÓN Y
COMERCIALIZACIÓN
Otras disposiciones
GENERAL
Proyecto de resolución de carácter general que modifica el parágrafo del artículo 3 y los artículos 7, 8, 13 y 19 de la Resolución 127
de 2013 y se adiciona un artículo.
013
7/02/14
067
29/05/14
Modifica los literales a) y c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.
165
15/12/14
Establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería
en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología
prevista en la Resolución CREG 202 de 2013.
172
15/12/14
Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.
185
18/12/15
Modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.
033
1/04/15
Modifica los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013.
016
24/02/14
Designa Director Ejecutivo de la CREG.
139
9/10/14
Designa Director Ejecutivo de la CREG.
014
20/02/15
Proyecto de resolución por el cual se adopta el protocolo operativo de coordinación de mantenimientos e intervenciones
en instalaciones de producción, transporte y distribución.
42
23/04/15
Proyecto de resolución por el cual se adoptan criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación
de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
N O R M AT I V I D A D M I N M I N A S
La normatividad expedida por el Ministerio de Minas y Energía durante 2014
y hasta el 18 de Junio de 2015, se agrupa según la temática con la que se relaciona, así:
1.
RACIONAMIENTOS
PROGRAMADOS
2.
ASIGNACIÓN DE RECURSOS
PARA PAGO DE SUBSIDIOS
3.
MERCADO Y
SUMINISTRO DE GAS
RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS
Resolución 90456 de 2014: declaró el inicio de un racionamiento programado de gas natural; motivo por el cual fueron restringidos
temporalmente los compromisos de exportación de los campos de La Guajira con el fin de garantizar la atención de la demanda nacional,
incluyendo la correspondiente a la generación eléctrica. También se estableció el orden de atención prioritaria de la demanda.
ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS
Resolución 90049 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF
por valor de $10.230.630.209 para la cofinanciación de proyectos.
Resolución 90747 de 2014: distribuyó recursos por valor de
$38.558.542.646 para cubrir los déficits estimados en subsidios por
menores tarifas.
Resolución 90971 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF
por valor de $13.413.671.696 para la cofinanciación de proyectos.
Resolución 91571 de 2014: distribuyó recursos por valor de
$69.881.797.005 para cubrir los déficits estimados en subsidios por
menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.
Resolución 91572 de 2014: distribuyó recursos por valor de
$26.603.406.697 para cubrir los déficits estimados en subsidios por
menores tarifas.
Resolución 40249 de 2015: aprobó la asignación de recursos
al FECF por valor de $5.837.861.031 para la cofinanciación de
proyectos.
Resolución 40320 de 2015: distribuyó recursos por valor de
$80.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios
por menores tarifas.
Resolución 40412 de 2015: distribuyó recursos por valor de
$23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios
por menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.
Resolución 40553 de 2015: distribuyó recursos por valor de
$23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios
por menores tarifas.
MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS
Resolución 90338 de 2014: definió el 16 de mayo de 2014, como
fecha límite para presentar la declaración de producción de gas natural
de 2014.
Resolución 72206 y 72215 de 2014: publicó la información
relativa a la declaración de producción certificada por productores/
comercializadores para el periodo 2014-2023.
Resolución 40324 de 2015: deroga la Resolución 90814 de 2014, la
cual estableció que los productores comercializadores de gas natural
que manejaran gas proveniente de regalías por volúmenes superiores
a los quince millones de pies cúbicos diarios, tenían la obligación
de destinar 50 % de dicho volumen promedio diario con fines de
exportación, para las contrataciones a realizarse a partir de
2018 y hasta por un término de 20 años; situación que se
desvirtuó teniendo en cuenta un déficit para la atención de la
demanda de la costa Atlántica.
Resolución 40334 de 2015: estableció el plazo para presentar
la declaración de producción de gas natural 2015 cuya fecha
límite será el 24 de abril.
Resolución 31289 de 2015: publicó la información relativa
a la declaración de producción certificada por productores/
comercializadores para el periodo 2015-2024.
A N E XO S
página 123
N O R M AT I V I D A D C R E G
Mercado y sumistro de gas
Regulación relacionada con la temática del gas natural importado -GNI-
CREG 025 y 033 de 2014: el cronograma de fechas y
plazos concernientes a las obligaciones de energía
en firme con GNI, fue redefinido en la Resolución
033 de 2014 (precedida por el proyecto de
Resolución 025 de 2014).
CREG 058 de 2014: ordenó hacer público un
proyecto de resolución que modificó la garantía de
construcción para la infraestructura de GNI para
OPACGNI 2015-2016 y generación de seguridad
para las plantas del grupo térmico.
CREG 142 de 2014: adiciona un parágrafo al artículo
6 de la Resolución 106 de 2011, que define una
opción con GNI para respaldar obligaciones de
energía firme del cargo por confiabilidad y se
adoptan otras disposiciones.
Regulación relacionada con el mercado mayorista de gas natural
CREG 080, 089, 100, 122, 158, 159 de
2014 y 022, 032, 034, 069, 085 de 2015:
estas resoluciones modificaron aspectos
de la CREG 089 de 2013, la cual reglamentó
aspectos comerciales del mercado
mayorista de gas natural que hacen parte
del reglamento de operación del sector.
CREG 101, 136 de 2014 y 050 de 2015: la Resolución 136 (precedida
por la Resolución 101) reglamentó los aspectos comerciales
aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos
firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como
parte del reglamento de operación del sector.
La Resolución 050 modificó el plazo establecido en el numeral 2
del artículo 9 de la Resolución 136.
CREG 173, 183 de 2014, 016, 017, 045 y
082 de 2015: estas resoluciones definieron
opción para que las partes de los contratos
de suministro de gas suscritos en 2013 y
2014 se modifiquen y difieran actualización
de precios.
Regulación relacionada con la selección del gestor del mercado
CREG 006, 007, 010, 011, 012, 017, 019,
021, 031, 032 de 2014
CREG 051, 055, 086, 090 de 2014:
resuelve las solicitudes de precalificación
dentro del proceso de selección del gestor
del mercado de gas natural, aceptando los
siguientes precalificados en el orden de
elegibilidad relacionado a continuación:
1.Bolsa Mercantil de Colombia
2.Consorcio Megsa - Cajval
3.Consorcio XM - Omie - BVC - Concentra
Dentro del proceso la CREG negó la solicitud a:
•Consorcio Maq Efficient Market Operator
•Consorcio Enex.Co - Gas
•Consorcio Gestor del Mercado de Gas Colombia
CREG 094 de 2014: seleccionó como gestor del mercado de gas
natural a la Bolsa Mercantil de Colombia.
CREG 157 y 163 de 2014: la Resolución 163 (precedida por la
Resolución 157) dicta disposiciones para la constitución de los
instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas
natural.
CREG 023 de 2015: define el porcentaje de
incremento del ingreso anual del gestor del
mercado de gas natural por la prestación
del nuevo servicio de subastas de contratos
bimestrales suministro en firme establecido
en la Resolución 136 de 2014.
Otras disposiciones
CREG 014 de 2014: modificó el artículo 14 de la
Resolución 059 de 2012, que está relacionada
con los plazos mínimos y máximos para la
revisión de las instalaciones de gas natural.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Transporte
Relacionadas con la remuneración del sistema
CREG 043 de 2014: decide la solicitud de revisión
tarifaria de los cargos del gasoducto Yumbo - Cali
realizada por Transoccidente, no se reconocen
inversiones para el programa de nuevas inversiones
y se definen nuevos valores de cargos regulados
que remuneran la inversión.
CREG 044 de 2014: establece los cargos regulados
para el gasoducto Guando - Fusagasugá del sistema
de transporte de Progasur.
CREG 045 de 2014: establece los cargos regulados
para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga
del sistema de transporte de Promioriente.
CREG 047 de 2014: a través de esta resolución se
pone en conocimiento a las empresas prestadoras
del servicio de gas natural, los usuarios y demás
interesados acerca de las bases sobre las cuales se
efectuará el estudio para determinar la metodología
y el esquema general de cargos para remunerar
la actividad de transporte de gas natural en el
siguiente periodo tarifario.
CREG 050 de 2014: establece los cargos regulados
para el gasoducto Cali - Popayán del sistema de
transporte de Progasur.
CREG 160 de 2014: ajusta los cargos regulados
del sistema de transporte de TGI.
CREG 161 de 2014: establece los cargos regulados
para el gasoducto del Ariari del sistema de
transporte de Llanopetrol.
CREG 015 y 065 de 2015: (precedida por el proyecto
de Resolución 015 de 2015) establece mecanismos
de cobertura en subastas de contratos firmes
y en las subastas de capacidad de transporte
en los procesos úselo o véndalo de largo plazo.
CREG 082 de 2014: ajusta los cargos regulados del
sistema de transporte de Promigas.
Recursos de reposición
CREG 018 de 2014: resuelve las solicitudes hechas
por la empresa Promigas para la aplicación del
artículo 14 de la Resolución 126 de 2010 en
aquellos gasoductos que cumplieron la vida útil
normativa en 2013 o antes.
CREG 105 de 2014: designa un perito dentro del trámite
de las actuaciones administrativas adelantadas por
la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por
Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo
14 de la Resolución 126 de 2010.
CREG 126 de 2014: amplía el dictamen pericial
decretado a través de la Resolución 105 de 2014.
A N E XO S
página 125
R E S O LU C I O N E S A E M P R E SAS D E T R A N S P O RT E D E G AS N AT U R A L
CARGOS QUE
REMUNERAN AOM
CARGOS QUE REMUNERAN INVERSIÓN
RESOLUCIÓN CREG
GASODUCTO
Fijo 100 % US$
por kpcd-año
Variable 100 % US$
Fijo $Col/kpcd-año
por kpc
DE DICIEMBRE 31 DE 2009
TRANSOCCIDENTE
043 DE 2014
Yumbo - Cali
15,9
0,1
21.937
Guando - Fusagasugá
590,4
2,1
710.170
Gibraltar - Bucaramanga
904,4
2,9
187.823
Cali - Popayán
316,3
1,5
351.966
51,8
0,3
51.596
La Mami - Barranquilla
81,1
0,4
50.953
Barranquilla - Cartagena
54,5
0,2
78.943
PROGASUR
044 DE 2014
PROMIORIENTE
045 DE 2014
FECF
050 DE 2014
PROMIGAS
082 DE 2014
Ballena - La Mami
Cartagena - Sincelejo
139,6
0,5
45.873
Sincelejo - Jobo
121,5
0,4
165.747
63,6
0,2
27.799
9,4
0,0
8.826
66,96
0,49
96.724
Sebastopol - Vasconia
27,65
0,27
21.828
Vasconia - Mariquita
64,16
0,31
73.340
Mariquita - Gualanday
231,30
0,77
182.163
Gualanday - Neiva
429,20
1,51
428.979
8.594,80
27,13
11.092
104,15
0,50
52.178
Creciente - Sincelejo
SRT - Mamonal
TGI
160 DE 2014
Barranca - Sebastopol
Montañuelo - Gualanday
Vasconia - La Belleza
La Belleza - Cogua
55,53
0,24
36.640
Cusiana - Apiay
191,58
0,63
164.209
Apiay - Usme
133,19
0,42
231.506
81,14
0,28
68.819
153,84
0,69
118.132
Cusiana - El Porvenir
20,62
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
Apiay - Villavicencio - Ocoa
El Porvenir - La Belleza
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
23,55
0,11
27.755
Vasconia - La Belleza (Loop La Belleza - El Camilo)
16,4
0,08
0,000
El Porvenir - La Belleza (Loop Porvenir - Miraflores)
16,2
0,07
0,000
El Porvenir - La Belleza (Loop Miraflores - Samacá)
11,9
0,05
0,000
0,000
Estampilla ramales (2)
Mariquita - Gualanday (estación compresora Mariquita)
El Porvenir - La Belleza (Loop Santa Sofía - Puente Guillermo)
25.580
3,0
0,01
Cusiana - El Porvenir (Loop Cusiana - El Porvenir)
11,5
0,05
1.211
Gasoducto de la Sabana (estación compresora de Chía)
28,3
0,15
91.776
Grupo de gasoducto ramales (Loop Armenia)
2,5
0,01
1.485
Grupo de gasoducto ramales (Loop Chinchiná - Santa Rosa - Dosquebradas)
0,3
0,00
162.000
LLANOPETROL
161 DE 2014
Fuente: resoluciones CREG.
Ariari
1.474,4
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
Distribución y comercialización
Relacionadas con la remuneración de la actividad
CREG 037 y 052 de 2014: la Resolución 052
(precedida por el proyecto de Resolución 037),
modificó los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución
202 de 2013, que estableció los criterios generales
para remunerar la actividad de distribución de gas
combustible por redes de tubería y se dictan otras
disposiciones.
CREG 076 de 2014: proyecto de resolución de
carácter general en el que se define un cronograma
para la comercialización de gas natural en el
mercado primario en 2014. Durante dicho año los
vendedores y compradores darán aplicación al
mecanismo de negociación directa.
CREG 085 de 2014: dicta disposiciones para la
comercialización de gas natural en el año 2014.
CREG 091 de 2014: proyecto de resolución de carácter
general el cual establece los parámetros para que los
distribuidores que prestan el servicio de distribución
de gas combustible por redes de tubería en zonas
geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo
presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la
metodología prevista en la Resolución CREG 202 de 2013.
CREG 103 y 113 de 2014: la Resolución 113 (precedida
por la CREG 103) modificó el cronograma de la
Resolución CREG 085 de 2014, que dicta disposiciones
para la comercialización de gas natural en el año 2014.
CREG 130 de 2014: proyecto de resolución de
carácter general que modifica la Resolución 017 de
2005 en lo concerniente a costo de interrupción del
servicio, ocasionado a los usuarios afectados por las
fallas en la prestación del mismo.
CREG 138 de 2014: modifica y adiciona la Resolución
CREG 202 de 2013.
CREG 174 y 184 de 2014: (precedida por el proyecto
de Resolución 174 de 2014) establece una opción
tarifaria para el componente variable del costo
unitario de la prestación del servicio de gas por red.
Recursos de reposición
CREG 120 de 2014: resuelve el recurso de
reposición interpuesto por el Fondo Nacional
de Regalías, contra la Resolución CREG 197 de
2013 que estableció los cargos de distribución
y comercialización para el municipio de
Campohermoso en el departamento de Boyacá,
ratificando lo expuesto en ella.
CREG 148 y 149 de 2014: niega el recurso de
reposición interpuesto por la empresa Efigas,
relacionado con respuesta de las autoridades
del municipio de Pácora, el municipio de Aguadas
y el corregimiento de Arma (Caldas).
CREG 152 de 2014: resuelve una solicitud de
revocatoria directa, confirmando en todas sus
partes la Resolución 197 de 2013, en la que se
aprueba el cargo promedio de distribución por
uso del sistema de distribución y el cargo máximo
base de comercialización de gas combustible por
redes de tubería a usuarios regulados, para el
mercado relevante conformado por el municipio de
Campohermoso ubicado en el departamento de
Boyacá, según solicitud tarifaria presentada por
Publiservicios.
CREG 165 de 2014: establece los parámetros para
que los distribuidores que prestan el servicio de
distribución de gas combustible por redes de tubería
en zonas geográficas que dejan de ser áreas de
servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos
de distribución bajo la metodología prevista en la
Resolución CREG 202 de 2013.
CREG 033 de 2015: modificó los artículos 13 y 18
de la Resolución 127 de 2013 que a su vez modificó
el anexo general de la Resolución 067 de 1995 en
la que se adoptó el Código de Distribución de Gas
Combustible por Redes.
Otras disposiciones
CREG 013, 067, 172 y 185 de 2014:
estas resoluciones modificaron aspectos de la
Resolución 127 de 2013, que adoptó el Código
de Distribución de Gas Combustible por Redes.
CREG 089 de 2015: proyecto de resolución que dicta
disposiciones para la comercialización de gas natural
en el año 2015.
A N E XO S
página 127
C A RG O P RO M E D I O D E D I S T R I B U C I Ó N Y M Á X I M O B AS E D E CO M E RC I A L I Z AC I Ó N
RESOLUCIÓN
CREG
062
31 de
diciembre de:
Cargo promedio de
distribución $/m3
Cargo máximo base
de comercialización
$/factura
Tolima: Anzoátegui
2012
809,46
1.720,17
Cundinamarca: Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime,
Topaipí y Villagómez,
2012
809,40
2.940,43
AÑO
EMPRESA DISTRIBUIDORA
DEPARTAMENTO - MUNICIPIOS
2014
Edalgas
Yavegas
065
066
Edalgas
Caquetá: Paujil y San José de Fragua,
2012
1.277,02
2.451,76
Surtigas
Bolívar: Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica
2013
2.046,55
2.972,68
002
Proviservicios
Santander: Charta, Suratá, Vetas, Tona y California,
2013
3.174,72
4.305,75
003
Surcolombiana de Gas
Putumayo: Villagarzón
2013
1.088,14
2.997,28
004
Gases de Occidente
Valle del Cauca: Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande,
Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí,
Jamundí, La Unión, La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo,
San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal,
2013
2.379,22
005
Efigas
Caldas: Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira,
2013
2.482,12
006
Efigas
Quindío: Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya,
Calarcá, Filandia y Salento,
2013
2.293,91
007
Efigas
Risaralda: Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia,
Marsella y Santa Rosa de Cabal,
2013
2.577,54
2013
1.882,80
2013
3.245,03
001
2015
Cundinamarca: Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza,
Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón,
Simijaca, Sopó, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá,
Ubaté, Zipacón y Zipaquirá,
008
Gas Natural Cundiboyacense
Boyacá: Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo,
Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva,
Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa,
Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta,
Santander: Albania, Florián y La Belleza,
028
Alcanos de Colombia
Tolima: Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal,
Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras,
San Luis y Venadillo,
Cundinamarca: Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar,
Caldas: La Dorada, Manzanares y Victoria,
Boyacá: Puerto Boyacá,
053
Esaquín
Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao,
2013
054
Esaquín
Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao,
2013
055
Disticon
Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino,
San Mateo, Jericó, Chita y Socotá,
2013
056
Disticon
Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino,
San Mateo, Jericó, Chita y Socotá,
2013
057
Gases del Caribe
Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara
de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal,
2013
058
Gases del Caribe
Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara
de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal,
2013
2.351, 80
2.444,41
2.697, 36
2.444,65
751,57
1.391,26
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
General
CREG 016 de 2014: designa Director Ejecutivo
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
CREG 139 de 2014: designa Director Ejecutivo
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
CREG 014 de 2015: define protocolo operativo
del proceso de control de mantenimientos e
intervenciones en instalaciones de producción,
transporte y distribución.
CREG 042 de 2015: proyecto de resolución mediante
la cual se establecen criterios de administración
de riesgos de lavado de activos y de financiación
de actividades delictivas y de terrorismo de los
participantes en el mercado de gas natural.
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
D E TA L L E D E L A C O B E R T U R A N A C I O N A L
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
DEPARTAMENTO
POTENCIAL
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
ANTIOQUIA (76)
1.531.158
1.332.801
94.897
369.491
322.948
ATLÁNTICO (23)
567.595
559.797
197.205
153.322
86.306
BOGOTÁ
1.956.685
1.772.493
130.079
633.477
639.198
BOLÍVAR (28)
334.762
326.838
144.222
99.085
38.060
BOYACÁ (55)
162.273
152.375
15.891
74.713
45.123
CALDAS (20)
212.554
188.297
21.749
56.211
54.069
CASANARE (15)
125.522
103.517
21.732
34.359
8.669
CAUCA (18)
156.969
137.167
28.723
31.315
15.544
41.664
40.917
23.347
9.029
1.319
CESAR (20)
CAQUETÁ (1)
199.584
184.559
67.520
61.050
21.290
CÓRDOBA (30)
215.345
207.174
102.949
50.565
17.923
CUNDINAMARCA (87)
611.267
488.147
60.478
221.027
139.974
5.648
4.760
2.053
1.117
36
HUILA (26)
225.744
220.500
63.336
95.992
20.190
LA GUAJIRA (15)
117.955
103.467
33.338
41.847
13.604
MAGDALENA (22)
236.581
230.635
73.399
58.383
37.789
META (21)
198.168
187.487
37.521
63.554
55.777
NARIÑO (1)
103.062
38.865
3.302
7.025
848
NORTE DE SANTANDER (11)
231.289
190.586
35.127
66.925
24.200
GUAVIARE (1)
PUTUMAYO (3)
QUINDÍO (8)
15.686
15.205
5.596
1.938
126
154.855
144.073
27.781
50.532
27.027
RISARALDA (12)
253.123
231.878
29.040
69.686
53.051
SANTANDER (34)
410.643
383.103
52.190
105.808
103.649
SUCRE (23)
136.717
129.278
71.715
37.904
8.776
TOLIMA (42)
VALLE (36)
TOTAL (629)
334.247
276.521
58.413
124.483
49.673
1.173.557
1.139.673
184.027
356.131
247.562
9.712.653
8.790.113
1.585.630
2.874.969
2.032.731
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
(#) Número de municipios por departamento.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
POTENCIAL
TOTAL PAÍS
9.712.653
8.790.113
1.585.630
2.874.969
2.032.731
CIUDADES CAPITALES
4.126.754
3.841.816
551.967
1.181.322
1.042.171
MUNICIPIOS
5.585.899
4.948.297
1.033.664
1.693.648
990.560
1.531.158
1.332.801
94.897
369.491
322.948
ABEJORRAL
2.691
2.691
311
903
96
AMAGÁ
4.231
4.231
495
2.732
189
AMALFI
3.677
3.677
294
630
551
ANTIOQUIA (76)
ANDES
APARTADÓ
ARBOLETES
BARBOSA
BELLO
5.220
4.750
454
883
102
30.101
20.375
6.625
5.300
1.243
2.384
2.169
534
835
136
12.999
6.881
562
3.569
711
37.431
119.498
119.498
15.197
35.164
BETANIA
2.322
1.128
75
563
94
BETULIA
3.495
1.259
274
521
203
CÁCERES
4.560
3.984
1.321
205
0
CALDAS
3.772
18.760
16.945
215
8.146
CAÑASGORDAS
1.587
1.070
66
897
45
CAREPA
9.497
7.631
1.866
3.313
413
2.348
CAUCASIA
13.500
13.298
5.812
3.723
CHIGORODÓ
12.432
12.048
4.627
4.041
194
2.132
1.627
250
1.082
248
34.038
4.820
530
1.160
1.087
COCORNÁ
3.773
2.546
105
783
413
CONCORDIA
4.906
1.983
109
822
507
CISNEROS
CIUDAD BOLÍVAR
A N E XO S
página 129
A N E XO S
página 129
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
32.506
977.785
14.050
1.228
993.063
87 %
64 %
11.324
500.027
9.492
509
510.028
99 %
88 %
77.646
56.828
1.772.492
47.283
575
1.820.350
91 %
91 %
7.898
9.826
313.536
3.661
168
317.365
98 %
94 %
4
5
6
92.624
65.319
38.279
13.591
235.264
14.445
9.482
2.677
54
147.940
5.006
29
152.975
94 %
91 %
15.482
4.510
7.577
159.598
2.644
94
162.336
89 %
75 %
53 %
1.746
17
81
66.604
2.586
17
69.207
82 %
4.017
1.388
263
81.250
516
23
81.789
87 %
52 %
272
0
0
33.967
88
1
34.056
98 %
82 %
7.713
2.509
942
161.024
1.889
52
162.965
92 %
81 %
83 %
4.782
1.774
1.390
179.383
1.857
67
181.307
96 %
27.440
3.096
1.323
453.338
8.282
118
461.738
80 %
74 %
0
0
0
3.206
38
0
3.244
84 %
57 %
83 %
7.335
1.472
116
188.441
1.949
28
190.418
98 %
2.058
275
0
91.123
1.087
588
92.798
88 %
77 %
9.495
4.243
8.988
192.297
2.686
227
195.210
97 %
81 %
10.843
3.427
639
171.761
5.287
35
177.083
95 %
87 %
0
0
0
11.175
5
0
11.180
38 %
11 %
8.850
505
0
135.607
325
7
135.939
82 %
59 %
0
0
0
7.660
10
0
7.670
97 %
49 %
8.048
5.722
1.125
120.235
2.004
55
122.294
93 %
78 %
21.111
9.252
5.276
187.416
3.072
86
190.574
92 %
74 %
70.648
10.819
10.274
353.388
7.814
60
361.262
93 %
86 %
3.405
458
272
122.530
1.546
38
124.114
95 %
90 %
11.785
1.824
274
246.452
2.585
68
249.105
83 %
74 %
72.577
47.947
14.326
922.570
13.573
376
936.519
97 %
79 %
677.701
266.369
163.404
7.600.805
139.335
4.449
7.744.589
91 %
78 %
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
677.701
266.369
163.404
7.600.805
139.335
4.449
7.744.589
91 %
78 %
407.867
175.163
124.903
3.483.392
75.249
2.033
3.560.674
93 %
84 %
269.835
91.206
38.501
4.117.413
64.086
2.416
4.183.915
89 %
74 %
92.624
65.319
32.506
977.785
14.050
1.228
993.063
87 %
64 %
0
0
0
1.310
0
0
1.310
100 %
49 %
1
0
1
3.418
19
1
3.438
100 %
81 %
0
0
0
1.475
0
0
1.475
100 %
40 %
9
0
0
1.448
2
0
1.450
91 %
28 %
152
0
0
13.320
3
0
13.323
68 %
44 %
2
0
0
1.507
1
0
1.508
91 %
63 %
1
0
2
4.845
76
5
4.926
53 %
37 %
4.981
3
10
92.786
805
50
93.641
100 %
78 %
1
0
0
733
0
0
733
49 %
32 %
1
0
0
999
0
0
999
36 %
29 %
0
0
0
1.526
0
0
1.526
87 %
33 %
1
1
1
12.136
202
11
12.349
90 %
65 %
0
0
0
1.008
1
0
1.009
67 %
64 %
2
0
0
5.594
0
0
5.594
80 %
59 %
14
1
25
11.923
138
4
12.065
99 %
88 %
4
0
0
8.866
1
0
8.867
97 %
71 %
9
0
0
1.589
0
0
1.589
76 %
75 %
1
0
0
2.778
9
0
2.787
14 %
8%
0
0
0
1.301
0
0
1.301
67 %
34 %
5
0
0
1.443
0
0
1.443
40 %
29 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
19.722
19.199
438
8.563
5.110
4.428
3.952
1
1.862
770
EL BAGRE
7.101
4.010
2.561
1.322
79
1.716
MUNICIPIOS
COPACABANA
DON MATÍAS
POTENCIAL
EL CARMEN DE VIBORAL
8.240
8.168
142
1.981
EL SANTUARIO
7.416
7.237
927
3.213
975
ENTRERRÍOS
1.643
1.643
7
150
853
71.164
71.164
780
9.375
19.975
FREDONIA
5.472
2.466
253
905
683
FRONTINO
4.464
2.417
159
901
814
GIRARDOTA
12.013
8.613
62
5.650
1.150
2.623
2.565
142
320
746
16.616
4.828
74
1.144
1.605
ENVIGADO
GRANADA
GUARNE
GUATAPÉ
2.172
2.172
40
1.312
287
HISPANIA
1.266
1.083
71
395
106
27.929
ITAGÜÍ
76.277
76.277
2.355
23.155
ITUANGO
2.604
2.002
279
947
227
JARDÍN
3.455
2.516
257
879
603
JERICÓ
3.235
2.474
124
980
709
LA CEJA
10.712
10.712
10
1.056
3.048
LA ESTRELLA
14.490
14.490
307
5.387
4.262
LA UNIÓN
4.800
3.170
141
1.518
448
LIBORINA
2.520
845
99
141
134
MACEO
MARINILLA
MEDELLÍN
NECOCLÍ
409
28
0
11
13
21.335
11.429
336
2.237
3.539
691.858
691.858
25.264
182.000
168.956
76
10.344
2.402
584
612
OLAYA
708
274
37
85
2
PEÑOL
4.081
3.583
62
2.448
339
PUERTO BERRÍO
9.144
6.518
4.249
1.919
334
PUERTO NARE
3.636
3.636
880
2.109
246
PUERTO TRIUNFO
3.107
1.573
87
487
1
RETIRO
6.581
2.234
1
398
966
44.243
26.114
376
3.587
6.643
RIONEGRO
SABANALARGA
SABANETA
SALGAR
SAN CARLOS
2.324
1
40
66
85
24.037
24.037
105
4.586
9.264
4.437
1.867
330
642
375
3.154
2.616
232
837
642
10.472
1.481
81
752
181
SAN JUAN DE URABÁ
4.367
1.497
716
241
1
SAN PEDRO
5.753
4.134
9
1.185
1.288
SAN RAFAEL
3.850
2.725
72
1.760
157
SAN ROQUE
2.462
536
55
424
45
SANTA BÁRBARA
6.360
3.069
164
924
1.092
SANTA ROSA DE OSOS
8.843
5.364
181
2.963
665
SANTA FE DE ANTIOQUIA
4.931
4.790
555
1.507
595
SANTO DOMINGO
3.072
114
8
79
6
SEGOVIA
8.005
4.942
1.060
624
37
SONSÓN
4.716
4.716
80
1.767
1.530
SOPETRÁN
2.291
1.967
142
835
290
TARAZÁ
5.000
4.991
1.324
408
2
TURBO
27.982
15.742
6.062
3.712
878
URRAO
137
SAN JERÓNIMO
10.465
1.881
57
291
VALDIVIA
3.666
287
21
86
2
YARUMAL
9.827
7.286
815
2.549
2.504
YONDÓ
1.626
1.577
981
474
44
ZARAGOZA
3.836
2.918
980
458
1
A N E XO S
página 131
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
4
1
24
14.140
155
24
14.319
97 %
72 %
34
0
0
2.667
44
0
2.711
89 %
60 %
0
0
0
3.962
1
0
3.963
56 %
56 %
0
0
0
3.839
65
1
3.905
99 %
47 %
1
0
0
5.116
46
0
5.162
98 %
69 %
194
4
0
1.208
19
0
1.227
100 %
74 %
11.924
12.630
1.637
56.321
797
68
57.186
100 %
79 %
2
0
1
1.844
3
0
1.847
45 %
34 %
52
0
0
1.926
3
0
1.929
54 %
43 %
16
8
7
6.893
146
24
7.063
72 %
57 %
46 %
1
0
0
1.209
5
0
1.214
98 %
40
0
0
2.863
60
12
2.935
29 %
17 %
4
0
0
1.643
36
0
1.679
100 %
76 %
0
0
0
572
2
0
574
86 %
45 %
2.649
2
30
56.120
1.012
257
57.389
100 %
74 %
1
0
0
1.454
0
0
1.454
77 %
56 %
18
0
0
1.757
13
0
1.770
73 %
51 %
0
0
0
1.813
4
0
1.817
76 %
56 %
388
78
0
4.580
34
1
4.615
100 %
43 %
925
158
3
11.042
246
58
11.346
100 %
76 %
2
0
0
2.109
30
2
2.141
66 %
44 %
0
0
0
374
0
0
374
34 %
15 %
0
0
0
24
0
0
24
7%
6%
120
0
0
6.232
90
2
6.324
54 %
29 %
63.055
51.691
30.737
521.703
8.914
608
531.225
100 %
75 %
2
0
0
1.274
0
0
1.274
23 %
12 %
0
0
0
124
0
0
124
39 %
18 %
0
0
0
2.849
40
0
2.889
88 %
70 %
27
0
0
6.529
1
0
6.530
71 %
71 %
89 %
1
0
0
3.236
0
0
3.236
100 %
0
0
0
575
0
0
575
51 %
19 %
195
123
2
1.685
39
0
1.724
34 %
26 %
2.417
568
18
13.609
304
15
13.928
59 %
31 %
1
0
0
192
0
0
192
0%
8%
5.165
50
8
19.178
409
84
19.671
100 %
80 %
0
0
0
1.347
0
0
1.347
42 %
30 %
54 %
1
0
0
1.712
6
0
1.718
83 %
2
1
0
1.017
1
0
1.018
14 %
10 %
0
0
0
958
0
0
958
34 %
22 %
30
0
0
2.512
43
0
2.555
72 %
44 %
0
0
0
1.989
3
0
1.992
71 %
52 %
1
0
0
525
0
0
525
22 %
21 %
0
0
0
2.180
0
0
2.180
48 %
34 %
34
0
0
3.843
70
1
3.914
61 %
43 %
55 %
63
0
0
2.720
6
0
2.726
97 %
0
0
0
93
0
0
93
4%
3%
0
0
0
1.721
0
0
1.721
62 %
21 %
23
0
0
3.400
37
0
3.437
100 %
72 %
2
0
0
1.269
2
0
1.271
86 %
55 %
0
0
0
1.734
1
0
1.735
100 %
35 %
4
0
0
10.656
0
0
10.656
56 %
38 %
1
0
0
486
0
0
486
18 %
5%
0
0
0
109
0
0
109
8%
3%
41
0
0
5.909
53
0
5.962
74 %
60 %
0
0
0
1.499
53
0
1.552
97 %
92 %
0
0
0
1.439
0
0
1.439
76 %
38 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014 MUNICIPIOS
ATLÁNTICO (23)
BARANOA
BARRANQUILLA
CAMPO DE LA CRUZ
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
567.595
559.797
197.205
153.322
86.306
12.019
11.848
4.574
4.026
2.165
309.137
306.909
86.628
60.359
63.173
3.663
3.585
366
1.773
772
POTENCIAL
CANDELARIA
2.668
2.646
1.427
816
0
GALAPA
11.072
10.105
5.129
2.831
1.308
JUAN DE ACOSTA
3.522
3.444
984
1.225
519
LURUACO
5.607
5.448
2.475
1.616
120
144
MALAMBO
25.809
25.503
19.805
3.220
MANATÍ
3.244
3.216
1.589
1.057
0
PALMAR DE VARELA
5.172
5.148
1.527
2.321
806
PIOJÓ
POLONUEVO
PONEDERA
926
826
565
132
0
3.133
3.112
1.228
1.253
272
4.176
4.117
1.955
1.319
164
14.182
13.490
2.610
4.163
4.093
REPELÓN
5.040
4.995
3.048
817
45
SABANAGRANDE
5.843
5.788
2.291
2.367
476
16.521
16.340
7.569
3.913
2.498
1.849
1.829
908
548
19
PUERTO COLOMBIA
SABANALARGA
SANTA LUCÍA
SANTO TOMÁS
5.212
5.172
1.357
2.516
778
122.534
120.164
48.881
54.990
8.635
1.957
1.900
787
657
212
TUBARÁ
2.505
2.426
765
751
7
USIACURÍ
1.804
1.786
737
652
100
1.956.685
1.772.493
130.079
633.477
639.198
334.762
326.838
144.222
99.085
38.060
0
SOLEDAD
SUAN
BOGOTÁ. DC (1)
BOLÍVAR (28)
CANTAGALLO
SAN PABLO
ARROYOHONDO
CALAMAR
CLEMENCIA
855
777
225
532
3.860
3.840
2.991
752
1
1.191
1.187
727
252
0
4.543
4.525
2.640
902
3
0
190
188
134
5
SAN CRISTÓBAL
1.488
1.484
1.132
128
0
SAN ESTANISLAO
3.588
3.564
1.866
1.010
49
SOPLAVIENTO
ARJONA
CARTAGENA
2.027
2.027
1.123
541
83
12.270
11.735
8.508
2.550
497
205.960
205.780
77.150
60.040
34.360
CICUCO
1.750
1.694
730
419
0
CLEMENCIA
1.787
1.633
1.013
545
2
CÓRDOBA
1.237
1.145
461
99
0
11.370
9.470
4.591
3.949
810
EL GUAMO
EL CARMEN DE BOLÍVAR
1.240
1.043
600
95
1
MAGANGUÉ
21.531
18.760
8.461
9.558
176
MAHATES
4.560
4.551
2.832
78
0
MARÍA LA BAJA
5.215
5.209
2.971
1.490
99
MOMPÓS
5.227
5.081
2.998
1.336
453
SAN JACINTO
3.775
3.642
2.871
703
19
SAN JUAN NEPOMUCENO
5.990
5.840
2.700
2.987
30
SANTA CATALINA
2.670
2.667
1.528
179
3
SANTA ROSA
3.488
3.238
2.744
278
0
TALAIGUA NUEVO
1.276
1.228
825
300
0
TURBACO
19.350
19.162
7.956
8.667
1.473
TURBANA
2.614
2.474
1.100
1.344
1
VILLANUEVA
3.500
2.896
2.533
177
0
ZAMBRANO
2.210
1.998
812
169
0
A N E XO S
página 133
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
38.279
13.591
11.324
500.027
9.492
509
510.028
99 %
45
0
0
10.810
156
6
10.972
99 %
90 %
36.291
13.440
11.142
271.033
6.935
398
278.366
99 %
88 %
0
0
0
2.911
28
0
2.939
98 %
79 %
0
0
0
2.243
15
1
2.259
99 %
84 %
1
0
0
9.269
96
17
9.382
91 %
84 %
48
25
3
2.804
54
0
2.858
98 %
80 %
0
0
0
4.211
45
3
4.259
97 %
75 %
20
0
0
23.189
220
26
23.435
99 %
90 %
0
0
0
2.646
16
1
2.663
99 %
82 %
0
0
0
4.654
37
0
4.691
100 %
90 %
0
0
0
697
1
0
698
89 %
75 %
1
0
0
2.754
35
3
2.792
99 %
88 %
88 %
0
0
0
3.438
32
2
3.472
99 %
82 %
1.308
114
177
12.465
321
11
12.797
95 %
88 %
0
0
0
3.910
23
1
3.934
99 %
78 %
0
0
2
5.136
100
6
5.242
99 %
88 %
316
12
0
14.308
170
1
14.479
99 %
87 %
0
0
0
1.475
9
0
1.484
99 %
80 %
89 %
8
0
0
4.659
83
2
4.744
99 %
10
0
0
112.516
1.063
26
113.605
98 %
92 %
0
0
0
1.656
17
1
1.674
97 %
85 %
231
0
0
1.754
19
4
1.777
97 %
70 %
0
0
0
1.489
17
0
1.506
99 %
83 %
235.264
77.646
56.828
1.772.492
47.283
575
1.820.350
91 %
91 %
14.445
7.898
9.826
313.536
3.661
168
317.365
98 %
94 %
0
0
0
757
20
0
777
91 %
89 %
0
0
0
3.744
81
0
3.825
99 %
97 %
0
0
0
979
6
0
985
100 %
82 %
0
0
0
3.545
15
0
3.560
100 %
78 %
0
0
0
139
1
0
140
99 %
73 %
0
0
0
1.260
0
0
1.260
100 %
85 %
0
0
0
2.925
15
0
2.940
99 %
82 %
0
0
0
1.747
4
0
1.751
100 %
86 %
0
0
0
11.555
78
1
11.634
96 %
94 %
13.564
7.882
9.826
202.822
2.776
152
205.750
100 %
98 %
0
0
0
1.149
8
0
1.157
97 %
66 %
1
0
0
1.561
6
2
1.569
91 %
87 %
0
0
0
560
0
0
560
93 %
45 %
0
0
0
9.350
100
4
9.454
83 %
82 %
0
0
0
696
0
0
696
84 %
56 %
223
0
0
18.418
180
3
18.601
87 %
86 %
0
0
0
2.910
4
0
2.914
100 %
64 %
0
0
0
4.560
24
0
4.584
100 %
87 %
0
0
0
4.787
45
0
4.832
97 %
92 %
0
0
0
3.593
40
0
3.633
96 %
95 %
0
0
0
5.717
66
1
5.784
97 %
95 %
0
0
0
1.710
2
0
1.712
100 %
64 %
0
0
0
3.022
9
0
3.031
93 %
87 %
0
0
0
1.125
3
0
1.128
96 %
88 %
657
16
0
18.769
159
5
18.933
99 %
97 %
0
0
0
2.445
11
0
2.456
95 %
94 %
0
0
0
2.710
8
0
2.718
83 %
77 %
0
0
0
981
0
0
981
90 %
44 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014 MUNICIPIOS
POTENCIAL
BOYACÁ (55)
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
45.123
162.273
152.375
15.891
74.713
ARCABUCO
1.350
306
2
279
25
BELÉN
1.398
1.180
10
1.145
25
BERBEO
223
223
23
194
0
BOYACÁ
259
215
51
125
1
BRICEÑO
152
152
27
101
0
CALDAS
CAMPOHERMOSO
CERINZA
87
63
3
60
0
323
323
88
127
0
437
437
138
245
11
CHIQUINQUIRÁ
9.790
9.790
717
4.056
4.998
CHITARAQUE
1.723
218
62
137
19
CIÉNEGA
472
413
13
308
8
CÓMBITA
314
314
10
142
81
CUCAITA
DUITAMA
316
316
55
229
2
28.566
26.799
2.348
12.574
9.367
FLORESTA
348
348
3
305
19
GARAGOA
3.365
3.365
519
1.987
397
GUATEQUE
2.556
2.556
269
1.071
368
JENESANO
948
846
17
326
379
LA CAPILLA
413
413
34
316
16
MIRAFLORES
1.200
1.200
313
858
18
MONIQUIRÁ
2.850
2.750
300
1.088
998
MOTAVITA
NOBSA
NUEVO COLÓN
OICATÁ
145
145
44
77
2
2.333
2.237
299
1.752
122
441
408
18
229
0
83
61
12
47
0
PÁEZ
460
460
9
437
0
PAIPA
5.283
5.273
100
4.359
721
PUERTO BOYACÁ
8.877
8.796
1.802
5.212
1.601
RAMIRIQUÍ
1.526
1.517
17
612
163
136
RÁQUIRA
377
372
23
143
SÁCHICA
535
535
207
193
15
SAMACÁ
1.522
1.522
218
881
411
0
SAN EDUARDO
320
320
153
163
SAN JOSÉ DE PARE
409
409
26
313
6
1.718
1.718
82
1.124
399
262
262
3
149
74
SANTA ROSA DE VITERBO
SANTA SOFÍA
SANTANA
SOGAMOSO
SORA
1.884
474
16
390
68
25.898
25.898
1.281
17.170
6.503
143
143
31
73
13
1.014
1.014
675
306
28
SUTAMARCHÁN
409
409
5
130
219
SUTATENZA
292
292
24
168
26
TENZA
621
621
117
470
14
TIBANÁ
689
657
30
429
0
TIBASOSA
870
838
8
435
385
TINJACÁ
197
197
1
92
51
TOGÜÍ
1.427
163
2
145
16
TUNJA
16.761
SOTAQUIRÁ
42.747
40.906
5.064
11.134
TUNUNGUÁ
82
69
32
36
1
TURMEQUÉ
751
721
23
318
81
TUTA
858
858
170
641
27
VENTAQUEMADA
VILLA DE LEYVA
635
565
74
360
30
1.800
1.728
208
724
518
VIRACACHÁ
216
201
72
57
0
ZETAQUIRÁ
359
359
43
271
0
A N E XO S
página 135
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
9.482
2.677
54
147.940
5.006
29
152.975
94 %
0
0
0
306
20
0
326
23 %
23 %
0
0
0
1.180
78
0
1.258
84 %
84 %
0
0
0
217
6
0
223
100 %
97 %
0
0
0
177
8
0
185
83 %
68 %
0
0
0
128
3
0
131
100 %
84 %
0
0
0
63
5
0
68
72 %
72 %
0
0
0
215
4
0
219
100 %
67 %
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
91 %
0
0
0
394
18
0
412
100 %
90 %
19
0
0
9.790
364
0
10.154
100 %
100 %
0
0
0
218
1
0
219
13 %
13 %
70 %
0
0
0
329
14
0
343
88 %
10
0
0
243
10
0
253
100 %
77 %
0
0
0
286
7
0
293
100 %
91 %
2.129
305
54
26.777
906
2
27.685
94 %
94 %
0
0
0
327
12
0
339
100 %
94 %
1
0
0
2.904
46
0
2.950
100 %
86 %
3
0
0
1.711
36
0
1.747
100 %
67 %
0
0
0
722
17
0
739
89 %
76 %
0
0
0
366
6
0
372
100 %
89 %
0
0
0
1.189
34
7
1.230
100 %
99 %
44
0
0
2.430
66
0
2.496
96 %
85 %
0
0
0
123
9
0
132
100 %
85 %
64
0
0
2.237
84
0
2.321
96 %
96 %
1
0
0
248
8
0
256
93 %
56 %
0
0
0
59
10
0
69
73 %
71 %
0
0
0
446
14
0
460
100 %
97 %
93
0
0
5.273
242
3
5.518
100 %
100 %
0
0
0
8.615
79
0
8.694
99 %
97 %
317
0
0
1.109
57
0
1.166
99 %
73 %
0
0
0
302
89
0
391
99 %
80 %
0
0
0
415
20
0
435
100 %
78 %
2
0
0
1.512
65
0
1.577
100 %
99 %
0
0
0
316
4
0
320
100 %
99 %
1
0
0
346
4
0
350
100 %
85 %
0
0
0
1.605
68
0
1.673
100 %
93 %
0
1
0
227
14
0
241
100 %
87 %
0
0
0
474
7
0
481
25 %
25 %
945
1
0
25.900
820
11
26.731
100 %
100 %
0
0
0
117
6
0
123
100 %
82 %
0
0
0
1.009
5
0
1.014
100 %
100 %
0
0
0
354
35
0
389
100 %
87 %
0
0
0
218
7
0
225
100 %
75 %
0
0
0
601
6
0
607
100 %
97 %
0
0
0
459
16
0
475
95 %
67 %
10
0
0
838
39
0
877
96 %
96 %
1
0
0
145
17
0
162
100 %
74 %
0
0
0
163
1
0
164
11 %
11 %
5.574
2.358
0
40.891
1.293
2
42.186
96 %
96 %
0
0
0
69
3
0
72
84 %
84 %
0
0
0
422
15
0
437
96 %
56 %
0
0
0
838
43
0
881
100 %
98 %
0
0
0
464
54
3
521
89 %
73 %
268
12
0
1.730
195
1
1.926
96 %
96 %
0
0
0
129
6
0
135
93 %
60 %
0
0
0
314
10
0
324
100 %
87 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014 MUNICIPIOS
POTENCIAL
CALDAS (20)
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
212.554
188.297
21.749
56.211
54.069
ANSERMA
9.479
6.878
744
1.289
1.977
ARANZAZU
1.916
1.520
122
121
39
BELALCÁZAR
3.340
1.535
306
486
231
CHINCHINÁ
11.463
10.914
1.480
4.767
2.779
FILADELFIA
2.052
1.412
86
250
291
LA DORADA
17.359
17.152
3.212
9.787
2.419
LA MERCED
889
705
44
276
130
MANIZALES
101.431
101.431
6.943
23.115
35.039
MANZANARES
2.499
2.404
507
1.447
298
MARQUETALIA
4.886
4.886
1.028
2.281
267
NEIRA
7.196
3.641
494
1.534
1.567
NORCASIA
1.624
1.374
283
494
27
PALESTINA
5.148
3.701
767
988
134
10.026
7.670
2.058
1.282
1.700
RISARALDA
2.446
1.533
292
559
173
SAN JOSÉ
1.671
567
89
285
1
SUPÍA
9.997
4.132
143
1.601
849
RIOSUCIO
VICTORIA
VILLAMARÍA
VITERBO
CAQUETÁ (1)
FLORENCIA
CASANARE (15)
AGUAZUL
1.332
1.325
584
497
193
14.098
11.815
1.699
4.202
5.074
3.702
3.702
868
950
881
41.664
40.917
23.347
9.029
1.319
41.664
40.917
23.347
9.029
1.319
125.522
103.517
21.732
34.359
8.669
16.247
12.948
1.420
5.703
447
HATO COROZAL
2.983
1.724
228
647
23
MANI
2.785
2.785
798
1.306
28
MONTERREY
7.073
4.005
1.960
1.590
4
NUNCHÍA
2.197
2.024
217
677
4
OROCUÉ
3.607
1.998
581
773
31
PAZ DE ARIPORO
6.668
4.775
2.617
1.595
2
PORE
1.980
1.565
518
843
17
759
759
52
624
35
SAN LUIS DE PALENQUE
1.932
1.663
184
422
21
TÁMARA
1.762
1.762
189
262
5
TAURAMENA
4.804
4.726
2.204
1.572
503
TRINIDAD
3.597
2.138
758
852
6
SABANALARGA
VILLANUEVA
YOPAL
CAUCA (18)
5.300
5.099
1.610
2.691
770
63.829
55.546
8.396
14.802
6.773
156.969
137.167
28.723
31.315
15.544
CAJIBÍO
998
921
266
233
0
CALOTO
9.652
2.490
1.356
135
17
CORINTO
5.719
4.239
1.380
1.221
93
EL TAMBO
1.331
1.242
438
304
7
GUACHENÉ
2.231
2.231
1.579
52
0
MIRANDA
7.785
7.333
2.489
2.299
19
MORALES
1.163
1.068
320
208
9
PADILLA
2.219
1.739
655
288
0
PATÍA
5.096
4.887
961
760
18
A N E XO S
página 137
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
15.482
4.510
7.577
159.598
2.644
94
162.336
89 %
75 %
49
0
0
4.059
30
0
4.089
73 %
43 %
0
0
0
282
0
0
282
79 %
15 %
1
0
0
1.024
10
0
1.034
46 %
31 %
1.408
112
0
10.546
160
5
10.711
95 %
92 %
0
0
0
627
6
0
633
69 %
31 %
115
1
0
15.534
119
2
15.655
99 %
89 %
0
0
0
450
5
0
455
79 %
51 %
13.349
4.386
7.514
90.346
1.906
81
92.333
100 %
89 %
11
0
0
2.263
26
0
2.289
96 %
91 %
2
0
0
3.578
3
0
3.581
100 %
73 %
0
0
0
3.595
76
0
3.671
51 %
50 %
0
0
0
804
0
0
804
85 %
50 %
13
5
8
1.915
32
0
1.947
72 %
37 %
2
0
0
5.042
46
0
5.088
77 %
50 %
0
0
0
1.024
23
0
1.047
63 %
42 %
1
0
0
376
3
0
379
34 %
23 %
4
0
0
2.597
14
0
2.611
41 %
26 %
1
0
0
1.275
5
0
1.280
99 %
96 %
509
4
55
11.543
158
6
11.707
84 %
82 %
17
2
0
2.718
22
0
2.740
100 %
73 %
272
0
0
33.967
88
1
34.056
98 %
82 %
272
0
0
33.967
88
1
34.056
98 %
82 %
1.746
17
81
66.604
2.586
17
69.207
82 %
53 %
3
0
7
7.580
264
2
7.846
80 %
47 %
0
0
0
898
15
0
913
58 %
30 %
1
0
2
2.135
25
0
2.160
100 %
77 %
0
0
0
3.554
133
0
3.687
57 %
50 %
0
0
3
901
9
0
910
92 %
41 %
0
0
0
1.385
30
1
1.416
55 %
38 %
0
0
11
4.225
100
1
4.326
72 %
63 %
0
0
1
1.379
29
0
1.408
79 %
70 %
0
0
3
714
8
0
722
100 %
94 %
1
0
7
635
12
0
647
86 %
33 %
0
0
1
457
3
0
460
100 %
26 %
5
0
1
4.285
189
1
4.475
98 %
89 %
0
0
17
1.633
26
0
1.659
59 %
45 %
96 %
17
0
0
5.088
217
1
5.306
96 %
1.719
17
28
31.735
1.526
11
33.272
87 %
50 %
4.017
1.388
263
81.250
516
23
81.789
87 %
52 %
0
0
0
499
3
0
502
92 %
50 %
0
0
0
1.508
5
1
1.514
26 %
16 %
1
0
0
2.695
11
0
2.706
74 %
47 %
0
0
0
749
7
0
756
93 %
56 %
0
0
0
1.631
2
2
1.635
100 %
73 %
0
0
0
4.807
13
1
4.821
94 %
62 %
0
0
0
537
3
0
540
92 %
46 %
0
0
0
943
1
0
944
78 %
42 %
0
0
0
1.739
7
0
1.746
96 %
34 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
PIENDAMÓ
POTENCIAL
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
6.332
5.089
1.061
1.440
338
POPAYÁN
70.981
70.586
11.997
15.140
10.822
PUERTO TEJADA
10.449
9.265
310
2.338
2.060
ROSAS
SANTANDER DE QUILICHAO
683
625
196
125
4
21.188
15.239
2.486
4.256
1.977
SILVIA
2.368
1.745
311
429
176
TIMBÍO
4.623
4.401
1.312
962
4
0
TOTORÓ
410
326
148
42
3.741
3.741
1.458
1.083
0
CESAR (20)
199.584
184.559
67.520
61.050
21.290
AGUACHICA
VILLA RICA
18.830
16.612
8.146
5.556
1.673
AGUSTÍN CODAZZI
9.681
9.135
2.052
5.651
370
BECERRIL
2.512
2.492
960
1.424
0
BOSCONIA
6.679
5.995
1.253
1.188
78
CHIRIGUANÁ
3.890
3.701
1.125
809
1.097
CURUMANÍ
5.800
5.693
2.996
2.369
0
EL COPEY
5.436
4.408
1.756
519
0
EL PASO
7.436
6.860
2.243
799
0
GAMARRA
1.621
1.607
453
822
41
LA GLORIA
2.717
2.649
1.763
576
16
LA JAGUA DE IBIRICO
4.488
4.451
2.339
1.852
1
LA PAZ
4.499
1.650
894
657
6
MANAURE
4.299
4.299
1.536
2.068
341
PAILITAS
3.108
3.080
1.492
1.356
0
PELAYA
2.632
2.586
2.041
397
50
SAN ALBERTO
4.450
4.417
1.987
1.666
678
SAN DIEGO
3.144
3.019
1.815
848
7
SAN MARTÍN
2.254
2.248
801
1.070
93
TAMALAMEQUE
1.198
1.193
667
392
6
VALLEDUPAR
104.910
98.464
31.201
31.031
16.833
CÓRDOBA (30)
215.345
207.174
102.949
50.565
17.923
AYAPEL
5.710
5.699
2.075
1.627
56
BUENAVISTA
1.860
1.258
958
229
1
CANALETE
1.012
913
552
4
0
14.350
14.287
5.159
6.282
1.349
CHIMÁ
688
634
471
107
0
CHINÚ
5.682
5.580
2.953
1.835
653
CIÉNAGA DE ORO
5.500
5.129
3.166
1.495
323
COTORRA
1.950
1.804
1.405
2
1
LA APARTADA
3.518
3.460
1.157
380
0
10.950
10.187
5.703
2.860
629
970
722
625
5
0
2.023
1.968
1.164
452
2
MONTELÍBANO
13.300
13.179
6.062
2.942
2.442
MONTERÍA
9.163
CERETÉ
LORICA
LOS CÓRDOBAS
MOMIL
84.000
83.700
47.148
19.540
MOÑITOS
2.208
1.973
373
22
0
PLANETA RICA
9.500
9.391
3.723
3.875
1.329
PUEBLO NUEVO
3.000
2.280
1.130
754
54
PUERTO ESCONDIDO
1.001
869
371
5
0
PUERTO LIBERTADOR
3.279
2.426
996
198
0
PURÍSIMA
2.800
2.761
907
471
14
SAHAGÚN
1.724
11.765
11.698
4.748
4.660
SAN ANDRÉS SOTAVENTO
1.804
1.682
913
680
52
SAN ANTERO
5.976
4.136
2.067
899
114
SAN BERNARDO DEL VIENTO
2.476
2.229
933
184
6
A N E XO S
página 139
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
0
0
0
2.839
13
0
2.852
80 %
3.941
1.387
263
43.550
335
5
43.890
99 %
45 %
61 %
1
0
0
4.709
27
5
4.741
89 %
45 %
48 %
0
0
0
325
2
0
327
92 %
70
0
0
8.789
62
2
8.853
72 %
41 %
4
1
0
921
5
0
926
74 %
39 %
0
0
0
2.278
5
0
2.283
95 %
49 %
0
0
0
190
4
0
194
80 %
46 %
0
0
0
2.541
11
7
2.559
100 %
68 %
7.713
2.509
942
161.024
1.889
52
162.965
92 %
81 %
238
5
0
15.618
115
0
15.733
88 %
83 %
65
6
0
8.144
42
0
8.186
94 %
84 %
0
0
0
2.384
9
0
2.393
99 %
95 %
0
0
0
2.519
16
1
2.536
90 %
38 %
0
0
0
3.031
12
0
3.043
95 %
78 %
0
0
0
5.365
29
0
5.394
98 %
93 %
0
0
0
2.275
9
0
2.284
81 %
42 %
0
0
0
3.042
19
0
3.061
92 %
41 %
0
0
0
1.316
5
0
1.321
99 %
81 %
0
0
0
2.355
15
0
2.370
97 %
87 %
0
0
0
4.192
24
0
4.216
99 %
93 %
0
0
0
1.557
13
0
1.570
37 %
35 %
0
0
0
3.945
53
2
4.000
100 %
92 %
0
0
0
2.848
20
0
2.868
99 %
92 %
0
0
0
2.488
11
0
2.499
98 %
95 %
3
0
0
4.334
39
0
4.373
99 %
97 %
0
0
0
2.670
13
0
2.683
96 %
85 %
0
0
0
1.964
4
0
1.968
100 %
87 %
0
0
0
1.065
3
0
1.068
100 %
89 %
7.407
2.498
942
89.912
1.438
49
91.399
94 %
86 %
4.782
1.774
1.390
179.383
1.857
67
181.307
96 %
83 %
0
0
0
3.758
25
0
3.783
100 %
66 %
0
0
0
1.188
4
0
1.192
68 %
64 %
0
0
0
556
0
0
556
90 %
55 %
516
8
0
13.314
120
22
13.456
100 %
93 %
0
0
0
578
5
0
583
92 %
84 %
96 %
2
0
0
5.443
73
1
5.517
98 %
14
0
0
4.998
28
2
5.028
93 %
91 %
0
0
0
1.408
1
0
1.409
93 %
72 %
0
0
0
1.537
4
0
1.541
98 %
44 %
84 %
3
0
0
9.195
88
1
9.284
93 %
0
0
0
630
0
0
630
74 %
65 %
0
0
0
1.618
10
0
1.628
97 %
80 %
32
63
109
11.650
111
4
11.765
99 %
88 %
3.808
1.703
1.281
82.643
970
30
83.643
100 %
98 %
0
0
0
395
0
0
395
89 %
18 %
45
0
0
8.972
120
4
9.096
99 %
94 %
0
0
0
1.938
25
0
1.963
76 %
65 %
0
0
0
376
0
0
376
87 %
38 %
0
0
0
1.194
1
0
1.195
74 %
36 %
0
0
0
1.392
4
0
1.396
99 %
50 %
98 %
362
0
0
11.494
165
3
11.662
99 %
0
0
0
1.645
22
0
1.667
93 %
91 %
0
0
0
3.080
38
0
3.118
69 %
52 %
0
0
0
1.123
0
0
1.123
90 %
45 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
SAN CARLOS
POTENCIAL
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
1.200
1.078
710
71
1
897
894
620
5
0
SAN PELAYO
3.300
3.223
1.177
594
9
TIERRALTA
7.910
7.555
3.241
152
0
TUCHÍN
1.130
1.126
772
29
1
VALENCIA
5.586
5.333
1.670
206
0
611.267
488.147
60.478
221.027
139.974
4.179
3.910
590
2.216
103
741
540
27
302
26
2.911
770
0
37
456
APULO
1.832
1.649
369
666
180
ARBELÁEZ
1.845
1.782
16
957
341
BELTRÁN
298
200
78
35
0
BITUIMA
326
285
17
106
21
BOJACÁ
1.510
1.510
83
1.061
211
402
386
22
285
0
15.856
15.856
755
4.798
6.433
1.630
1.357
135
938
234
SAN JOSÉ DE URE
CUNDINAMARCA (87)
AGUA DE DIOS
ALBÁN
ANAPOIMA
CABRERA
CAJICÁ
CÁQUEZA
CHAGUANÍ
CHÍA
CHIPAQUE
CHOCONTÁ
559
558
21
301
3
25.803
25.803
828
9.428
8.781
550
467
4
130
306
24.600
1.808
193
1.098
3
COGUA
1.974
1.974
404
931
430
COTA
3.093
3.093
18
791
1.506
396
396
11
196
108
CUCUNUBÁ
EL COLEGIO
3.461
107
0
93
14
EL ROSAL
4.846
2.889
10
1.517
1.362
FACATATIVÁ
21.562
21.197
2.945
10.161
5.144
FOSCA
506
502
91
386
5
FUNZA
18.260
18.260
1.438
4.559
12.006
241
241
1
105
81
FUSAGASUGÁ
37.579
37.096
4.305
12.547
7.879
GACHANCIPÁ
2.098
2.098
97
625
397
GIRARDOT
29.578
29.089
3.695
8.825
6.877
GUACHETÁ
1.309
1.309
203
570
517
GUADUAS
5.160
5.043
1.167
3.011
96
103
FÚQUENE
GUASCA
12.109
747
3
152
GUATAQUÍ
733
519
249
54
2
GUAYABAL DE SIQUIMA
657
403
10
288
47
GUAYABETAL
945
863
29
332
1
JERUSALÉN
422
372
76
163
1
LA CALERA
3.775
2.443
15
1.624
756
LA MESA
8.354
3.627
1
1.887
1.442
LA PEÑA
593
443
59
204
9
LA VEGA
1.830
1.787
1
576
610
761
761
26
620
103
17.116
17.116
531
8.052
7.273
LENGUAZAQUE
MADRID
MEDINA
MOSQUERA
1.196
1.133
124
941
28
27.403
27.403
2.003
9.925
12.004
NARIÑO
1.234
637
210
267
1
NEMOCÓN
1.363
1.363
206
646
269
NILO
12
1.346
836
74
566
NIMAIMA
499
400
37
217
0
NOCAIMA
1.007
950
18
336
131
PACHO
24.485
2.922
573
1.369
711
PANDI
758
646
11
437
3
A N E XO S
página 141
RESIDENCIAL
CONECTADOS
4
5
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1.780
0
0
0
0
0
0
0
0
27.440
TOTAL
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
COMERCIAL
INDUSTRIAL
782
3
0
785
90 %
625
0
0
625
100 %
70 %
18
0
1.798
98 %
54 %
3.393
7
0
3.400
96 %
43 %
802
10
0
812
100 %
71 %
0
1.876
5
0
1.881
95 %
34 %
3.096
1.323
453.338
8.282
118
461.738
80 %
74 %
0
0
0
2.909
26
0
2.935
94 %
70 %
0
0
0
355
0
0
355
73 %
48 %
261
16
0
770
22
0
792
26 %
26 %
66 %
65 %
0
0
0
1.215
6
0
1.221
90 %
88
2
0
1.404
23
0
1.427
97 %
76 %
0
0
0
113
0
0
113
67 %
38 %
0
0
0
144
2
0
146
87 %
44 %
90 %
5
0
0
1.360
92
0
1.452
100 %
0
0
0
307
2
0
309
96 %
76 %
2.551
752
239
15.528
368
14
15.910
100 %
98 %
2
0
0
1.309
55
0
1.364
83 %
80 %
0
0
0
325
1
0
326
100 %
58 %
4.262
1.425
925
25.649
848
4
26.501
100 %
99 %
0
0
0
440
29
0
469
85 %
80 %
0
0
0
1.294
1
0
1.295
7%
5%
100 %
209
0
0
1.974
80
1
2.055
100 %
141
348
158
2.962
114
1
3.077
100 %
96 %
0
0
0
315
32
0
347
100 %
80 %
0
0
0
107
0
0
107
3%
3%
0
0
0
2.889
39
0
2.928
60 %
60 %
2.880
0
0
21.130
458
5
21.593
98 %
98 %
0
0
0
482
20
0
502
99 %
95 %
100 %
249
0
0
18.252
479
7
18.738
100 %
0
0
0
187
8
0
195
100 %
78 %
7.033
410
1
32.175
296
0
32.471
99 %
86 %
10
0
0
1.129
40
0
1.169
100 %
54 %
1.086
127
0
20.610
339
3
20.952
98 %
70 %
0
0
0
1.290
19
0
1.309
100 %
99 %
127
0
0
4.401
27
1
4.429
98 %
85 %
0
0
0
258
0
0
258
6%
2%
0
0
0
305
0
0
305
71 %
42 %
0
0
0
345
0
0
345
61 %
53 %
0
0
0
362
24
0
386
91 %
38 %
0
0
0
240
0
0
240
88 %
57 %
48
0
0
2.443
52
0
2.495
65 %
65 %
297
0
0
3.627
35
0
3.662
43 %
43 %
0
0
0
272
1
0
273
75 %
46 %
141
0
0
1.328
26
0
1.354
98 %
73 %
2
0
0
751
10
0
761
100 %
99 %
863
0
0
16.719
358
3
17.080
100 %
98 %
0
0
0
1.093
18
0
1.111
95 %
91 %
3.132
0
0
27.064
550
15
27.629
100 %
99 %
0
0
0
478
3
0
481
52 %
39 %
83
0
0
1.204
56
0
1.260
100 %
88 %
49 %
1
0
0
653
2
0
655
62 %
0
0
0
254
0
0
254
80 %
51 %
0
0
0
485
2
0
487
94 %
48 %
63
0
0
2.716
35
0
2.751
12 %
11 %
0
0
0
451
2
0
453
85 %
59 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
PARATEBUENO
PASCA
PUERTO SALGAR
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
1.256
1.106
231
676
28
926
758
96
364
143
4.075
3.933
1.940
766
179
POTENCIAL
2
3
PULÍ
422
372
76
163
1
QUEBRADANEGRA
229
229
18
122
7
QUETAME
709
557
25
453
50
QUIPILE
497
419
21
125
59
RICAURTE
3.563
2.903
763
166
523
SAN BERNARDO
1.878
1.104
105
644
119
SAN FRANCISCO
2.106
1.742
9
629
418
SAN JUAN DE RIOSECO
1.598
1.410
18
702
255
SASAIMA
1.169
933
14
414
145
SESQUILÉ
11.730
800
0
0
0
7.281
6.307
423
4.767
1.116
675
SIBATÉ
SILVANIA
2.481
2.421
99
883
SIMIJACA
1.644
1.504
324
575
571
SOACHA
171.941
155.241
27.310
84.708
43.222
SOPÓ
3.406
3.406
424
1.732
1.211
SUBACHOQUE
1.935
1.935
9
789
700
SUPATÁ
1.124
992
6
305
177
SUSA
518
518
35
247
117
SUTATAUSA
337
337
3
139
193
TABIO
2.704
2.704
30
1.021
1.331
TAUSA
290
170
39
66
64
TENJO
1.350
1.350
5
989
290
TIBACUY
455
417
1
210
3
TOCAIMA
3.898
3.735
566
1.615
555
TOCANCIPÁ
5.146
5.146
399
2.428
1.751
961
850
15
611
115
UNE
ÚTICA
1.287
949
279
375
0
VENECIA
615
597
15
374
24
VERGARA
699
671
90
328
2
VIANÍ
745
681
134
295
10
VILLA DE SAN DIEGO DE UBATÉ
6.431
6.431
1.307
3.477
1.410
VILLETA
5.426
5.117
752
2.534
775
YACOPÍ
16.672
850
71
609
0
ZIPACÓN
450
384
5
254
72
ZIPAQUIRÁ
23.622
23.622
3.042
11.141
6.637
GUAVIARE (1)
5.648
4.760
2.053
1.117
36
SAN JOSÉ DEL GUAVIARE
5.648
4.760
2.053
1.117
36
20.190
HUILA (26)
225.744
220.500
63.336
95.992
AGRADO
1.526
1.506
805
388
7
AIPE
3.982
3.595
1.233
2.129
135
ALGECIRAS
4.325
4.288
1.550
1.692
72
ALTAMIRA
793
695
113
569
11
BARAYA
1.226
1.214
717
276
42
CAMPOALEGRE
7.909
7.852
3.628
3.082
497
GARZÓN
12.947
12.858
3.597
6.248
1.779
GIGANTE
6.216
6.134
2.125
3.192
120
GUADALUPE
1.949
1.693
604
860
59
HOBO
2.158
2.116
842
720
2
LA PLATA
NEIVA
PAICOL
8.361
8.111
2.270
3.865
1.052
120.944
119.297
24.280
53.014
12.376
942
914
186
533
100
A N E XO S
página 143
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
3
1
0
939
31
1
971
88 %
75 %
0
0
0
603
9
0
612
82 %
65 %
0
0
0
2.885
24
1
2.910
97 %
71 %
0
0
0
240
0
0
240
88 %
57 %
0
0
0
147
0
0
147
100 %
64 %
0
0
0
528
34
0
562
79 %
74 %
0
0
0
205
1
0
206
84 %
41 %
159
2
0
1.613
29
0
1.642
81 %
45 %
0
0
0
868
5
0
873
59 %
46 %
1
0
0
1.057
1
0
1.058
83 %
50 %
1
0
0
976
2
0
978
88 %
61 %
1
0
0
574
3
0
577
80 %
49 %
0
0
0
0
0
0
0
7%
0%
1
0
0
6.307
153
13
6.473
87 %
87 %
105
3
0
1.765
27
1
1.793
98 %
71 %
4
0
0
1.474
64
3
1.541
91 %
90 %
0
1
0
155.241
1.716
29
156.986
90 %
90 %
39
0
0
3.406
142
1
3.549
100 %
100 %
9
3
0
1.510
39
0
1.549
100 %
78 %
1
0
0
489
2
0
491
88 %
44 %
0
0
0
399
15
0
414
100 %
77 %
1
0
0
336
10
0
346
100 %
100 %
100 %
319
3
0
2.704
110
0
2.814
100 %
1
0
0
170
10
0
180
59 %
59 %
6
0
0
1.290
60
0
1.350
100 %
96 %
47 %
0
0
0
214
4
0
218
92 %
2
0
0
2.738
51
0
2.789
96 %
70 %
355
0
0
4.933
133
11
5.077
100 %
96 %
0
0
0
741
54
0
795
88 %
77 %
0
0
0
654
0
0
654
74 %
51 %
0
0
0
413
2
0
415
97 %
67 %
0
0
0
420
0
0
420
96 %
60 %
0
0
0
439
0
0
439
91 %
59 %
129
0
0
6.323
238
2
6.563
100 %
98 %
25
1
0
4.087
36
0
4.123
94 %
75 %
0
0
0
680
2
0
682
5%
4%
3
0
0
334
15
0
349
85 %
74 %
2.741
2
0
23.563
660
2
24.225
100 %
100 %
0
0
0
3.206
38
0
3.244
84 %
57 %
0
0
0
3.206
38
0
3.244
84 %
57 %
7.335
1.472
116
188.441
1.949
28
190.418
98 %
83 %
0
0
0
1.200
1
0
1.201
99 %
79 %
3
0
0
3.500
19
0
3.519
90 %
88 %
0
0
0
3.314
28
0
3.342
99 %
77 %
0
0
0
693
0
0
693
88 %
87 %
0
0
0
1.035
9
0
1.044
99 %
84 %
0
0
0
7.207
39
1
7.247
99 %
91 %
212
1
1
11.838
80
0
11.918
99 %
91 %
2
0
0
5.439
30
0
5.469
99 %
88 %
0
0
0
1.523
3
0
1.526
87 %
78 %
0
0
0
1.564
7
1
1.572
98 %
72 %
86 %
4
0
0
7.191
94
0
7.285
97 %
6.959
1.469
114
98.212
1.365
24
99.601
99 %
81 %
0
0
0
819
11
0
830
97 %
87 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
PALERMO
PITAL
PITALITO
POTENCIAL
5.597
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
5.290
1.661
2.447
472
1.399
1.399
664
554
20
18.596
17.787
7.797
6.393
2.311
RIVERA
5.803
5.725
1.484
3.175
418
SAN AGUSTÍN
2.675
2.156
520
945
219
SUAZA
1.483
1.320
841
542
38
TARQUI
3.691
3.653
2.145
643
8
TELLO
2.257
2.252
1.354
578
75
TERUEL
1.519
1.480
379
732
112
TESALIA
2.652
2.605
1.739
605
36
TIMANÁ
2.521
2.422
1.144
907
58
VILLAVIEJA
2.111
2.070
1.200
648
1
YAGUARÁ
2.162
2.068
458
1.255
170
117.955
103.467
33.338
41.847
13.604
5.299
2.811
688
829
0
801
LA GUAJIRA (15)
ALBANIA
BARRANCAS
5.771
5.310
804
2.761
DIBULLA
4.427
3.847
936
2.193
0
DISTRACCIÓN
2.283
1.805
460
941
186
EL MOLINO
FONSECA
HATONUEVO
LA JAGUA DEL PILAR
MAICAO
1.745
1.552
361
634
135
11.243
8.781
3.835
2.313
1.958
3.275
2.970
738
946
480
458
448
209
213
0
3.093
24.810
21.353
5.060
10.818
MANAURE
1.838
1.524
322
800
174
RIOHACHA
37.389
35.676
14.778
12.186
4.367
9.537
7.849
2.403
2.699
1.603
33
SAN JUAN DEL CESAR
URIBIA
2.157
2.111
501
857
URUMITA
2.050
1.795
758
980
9
VILLANUEVA
5.673
5.635
1.485
2.677
767
MAGDALENA (22)
236.581
230.635
73.399
58.383
37.789
ALGARROBO
2.092
2.091
1.064
13
0
ARACATACA
6.616
6.433
2.214
3.868
1
CERRO SAN ANTONIO
1.201
1.201
971
101
0
CHIBOLO
2.693
2.693
1.009
120
0
CIÉNAGA
21.751
19.980
6.788
8.322
2.317
CONCORDIA
2.627
2.627
1.680
0
0
EL BANCO
7.543
7.510
3.464
1.904
544
EL PIÑÓN
2.581
2.581
1.740
288
0
EL RETÉN
3.014
3.014
2.086
406
0
13.868
13.561
8.311
3.362
934
1.556
1.556
889
65
0
PIVIJAY
7.525
7.524
2.809
1.997
215
PLATO
8.823
8.142
2.116
1.306
450
PUEBLOVIEJO
3.598
3.440
1.860
600
1
FUNDACIÓN
PEDRAZA
REMOLINO
1.091
1.091
332
392
0
SALAMINA
2.356
2.330
1.030
789
28
SANTA ANA
3.015
2.369
1.173
934
12
127.419
125.648
24.055
31.483
33.280
SITIONUEVO
3.895
3.849
2.742
150
0
TENERIFE
2.774
2.774
1.049
117
0
ZAPAYÁN
828
828
522
0
0
9.715
9.393
5.495
2.166
7
198.168
187.487
37.521
63.554
55.777
27.982
23.998
4.110
9.554
5.089
SANTA MARTA
ZONA BANANERA
META (21)
ACACÍAS
A N E XO S
página 145
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
4
0
0
4.584
60
1
4.645
95 %
82 %
88 %
0
0
0
1.238
2
0
1.240
100 %
61
1
0
16.563
44
0
16.607
96 %
89 %
89
1
1
5.168
76
1
5.245
99 %
89 %
0
0
0
1.684
2
0
1.686
81 %
63 %
0
0
0
1.421
0
0
1.421
89 %
96 %
1
0
0
2.797
4
0
2.801
99 %
76 %
0
0
0
2.007
5
0
2.012
100 %
89 %
0
0
0
1.223
10
0
1.233
97 %
81 %
0
0
0
2.380
19
0
2.399
98 %
90 %
0
0
0
2.109
6
0
2.115
96 %
84 %
0
0
0
1.849
10
0
1.859
98 %
88 %
0
0
0
1.883
25
0
1.908
96 %
87 %
2.058
275
0
91.123
1.087
588
92.798
88 %
77 %
0
0
0
1.517
21
525
2.063
53 %
29 %
0
0
0
4.366
49
0
4.415
92 %
76 %
0
0
0
3.129
48
3
3.180
87 %
71 %
2
0
0
1.589
15
2
1.606
79 %
70 %
0
0
0
1.130
6
0
1.136
89 %
65 %
51
0
0
8.157
67
5
8.229
78 %
73 %
300
0
0
2.463
44
1
2.508
91 %
75 %
0
0
0
422
5
0
427
98 %
92 %
78 %
348
0
0
19.319
225
14
19.558
86 %
0
0
0
1.296
34
1
1.331
83 %
71 %
1.293
275
0
32.898
427
25
33.350
95 %
88 %
48
0
0
6.753
52
4
6.809
82 %
71 %
0
0
0
1.391
33
5
1.429
98 %
64 %
0
0
0
1.747
15
1
1.763
88 %
85 %
17
0
0
4.946
46
2
4.994
99 %
87 %
9.495
4.243
8.988
192.297
2.686
227
195.210
97 %
81 %
0
0
0
1.077
2
0
1.079
100 %
51 %
0
0
0
6.083
37
1
6.121
97 %
92 %
0
0
0
1.072
1
0
1.073
100 %
89 %
0
0
0
1.129
2
0
1.131
100 %
42 %
20
0
0
17.447
202
45
17.694
92 %
80 %
0
0
0
1.680
1
0
1.681
100 %
64 %
20
0
0
5.932
69
0
6.001
100 %
79 %
0
0
0
2.028
2
0
2.030
100 %
79 %
0
0
0
2.492
7
1
2.500
100 %
83 %
53
0
0
12.660
157
2
12.819
98 %
91 %
0
0
0
954
0
0
954
100 %
61 %
0
0
0
5.021
16
0
5.037
100 %
67 %
0
0
0
3.872
13
0
3.885
92 %
44 %
0
0
0
2.461
28
0
2.489
96 %
68 %
0
0
0
724
4
0
728
100 %
66 %
0
0
0
1.847
10
0
1.857
99 %
78 %
0
0
0
2.119
20
0
2.139
79 %
70 %
9.402
4.243
8.988
111.451
2.049
93
113.593
99 %
87 %
0
0
0
2.892
15
0
2.907
99 %
74 %
0
0
0
1.166
2
0
1.168
100 %
42 %
0
0
0
522
0
1
523
100 %
63 %
0
0
0
7.668
49
84
7.801
97 %
79 %
10.843
3.427
639
171.761
5.287
35
177.083
95 %
87 %
655
1
0
19.409
497
9
19.915
86 %
69 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
BARRANCA DE UPÍA
POTENCIAL
834
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
832
550
242
0
CABUYARO
1.098
976
439
149
0
CASTILLA LA NUEVA
2.176
1.723
431
414
631
945
913
399
501
5
4.579
4.463
701
2.397
908
CUBARRAL
CUMARAL
EL CASTILLO
960
826
439
195
0
EL DORADO
965
842
482
52
0
FUENTE DE ORO
1.450
1.157
298
548
6
13.004
10.088
1.638
5.821
1.462
2.977
2.926
475
1.034
261
727
551
335
18
0
PUERTO GAITÁN
1.415
1.368
245
712
9
PUERTO LLERAS
980
884
267
358
0
PUERTO LÓPEZ
3.460
3.249
1.147
1.980
100
PUERTO RICO
1.056
1.019
766
184
0
RESTREPO
3.902
3.839
1.099
826
1.190
SAN CARLOS DE GUAROA
1.665
1.663
987
468
2
SAN JUAN DE ARAMA
1.320
967
264
517
1
GRANADA
GUAMAL
PUERTO CONCORDIA
SAN MARTÍN
VILLAVICENCIO
NARIÑO (1)
5.221
5.077
552
1.812
515
121.452
120.126
21.897
35.772
45.598
103.062
38.865
3.302
7.025
848
PASTO
103.062
38.865
3.302
7.025
848
NORTE DE SANTANDER (11)
24.200
231.289
190.586
35.127
66.925
CHITAGÁ
2.438
1.257
229
778
1
CÚCUTA
139.358
121.529
18.518
44.992
17.114
5.173
978
0
0
0
EL ZULIA
LABATECA
1.679
582
4
355
0
LOS PATIOS
16.007
13.535
666
6.576
1.247
OCAÑA
26.840
22.770
11.024
6.994
3.151
PAMPLONA
12.687
12.046
1.216
2.154
1.438
SARDINATA
4.441
2.193
665
846
32
SILOS
1.466
508
30
264
0
TOLEDO
4.399
2.278
89
1.163
257
VILLA DEL ROSARIO
16.801
12.910
2.686
2.803
960
15.686
15.205
5.596
1.938
126
MOCOA
5.736
5.736
2.066
602
90
PUERTO ASÍS
8.900
8.540
3.238
1.086
36
PUTUMAYO (3)
PUERTO CAICEDO
1.050
929
292
250
0
154.855
144.073
27.781
50.532
27.027
ARMENIA
91.402
91.402
17.825
21.578
20.252
CALARCÁ
16.911
16.911
2.021
9.414
3.396
CIRCASIA
7.608
6.829
2.066
2.762
923
FILANDIA
3.636
2.498
479
1.413
344
LA TEBAIDA
7.777
7.777
1.682
5.264
329
QUINDÍO (8)
MONTENEGRO
11.600
9.595
2.619
4.469
793
QUIMBAYA
13.613
7.803
987
4.818
838
SALENTO
RISARALDA (12)
2.308
1.258
102
814
152
253.123
231.878
29.040
69.686
53.051
495
APÍA
4.211
1.893
130
530
BALBOA
1.675
458
55
116
181
BELÉN DE UMBRÍA
7.444
3.629
79
1.124
875
59.891
59.501
6.570
20.937
20.437
GUÁTICA
4.338
2.162
205
782
203
LA CELIA
2.242
894
71
428
235
DOSQUEBRADAS
A N E XO S
página 147
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
0
0
0
792
32
0
824
100 %
0
0
0
588
7
0
595
89 %
54 %
0
0
0
1.476
29
0
1.505
79 %
68 %
0
0
0
905
25
0
930
97 %
96 %
0
0
0
4.006
152
1
4.159
97 %
87 %
0
0
0
634
8
0
642
86 %
66 %
0
0
0
534
6
0
540
87 %
55 %
59 %
95 %
0
0
0
852
10
0
862
80 %
180
0
0
9.101
170
0
9.271
78 %
70 %
4
0
0
1.774
46
1
1.821
98 %
60 %
0
0
0
353
5
0
358
76 %
49 %
0
0
0
966
71
0
1.037
97 %
68 %
0
0
0
625
11
0
636
90 %
64 %
0
0
0
3.227
75
0
3.302
94 %
93 %
0
0
0
950
3
0
953
96 %
90 %
23
2
0
3.140
125
1
3.266
98 %
80 %
0
0
0
1.457
10
0
1.467
100 %
88 %
0
0
0
782
7
0
789
73 %
59 %
3
0
0
2.882
42
0
2.924
97 %
55 %
9.978
3.424
639
117.308
3.956
23
121.287
99 %
97 %
0
0
0
11.175
5
0
11.180
38 %
11 %
0
0
0
11.175
5
0
11.180
38 %
11 %
8.850
505
0
135.607
325
7
135.939
82 %
59 %
0
0
0
1.008
0
0
1.008
52 %
41 %
7.737
503
0
88.864
157
5
89.026
87 %
64 %
0
0
0
0
0
0
0
19 %
0%
0
0
0
359
0
0
359
35 %
21 %
21
2
0
8.512
9
0
8.521
85 %
53 %
766
0
0
21.935
153
1
22.089
85 %
82 %
40 %
227
0
0
5.035
0
0
5.035
95 %
0
0
0
1.543
0
0
1.543
49 %
35 %
0
0
0
294
0
0
294
35 %
20 %
7
0
0
1.516
0
0
1.516
52 %
34 %
92
0
0
6.541
6
1
6.548
77 %
39 %
0
0
0
7.660
10
0
7.670
97 %
49 %
0
0
0
2.758
6
0
2.764
100 %
48 %
0
0
0
4.360
4
0
4.364
96 %
49 %
0
0
0
542
0
0
542
88 %
52 %
8.048
5.722
1.125
120.235
2.004
55
122.294
93 %
78 %
7.074
5.603
1.103
73.435
1.263
41
74.739
100 %
80 %
736
19
2
15.588
249
4
15.841
100 %
92 %
179
52
6
5.988
71
3
6.062
90 %
79 %
0
0
0
2.236
50
0
2.286
69 %
61 %
15
40
7
7.337
95
5
7.437
100 %
94 %
18
7
6
7.912
123
2
8.037
83 %
68 %
25
1
0
6.669
108
0
6.777
57 %
49 %
1
0
1
1.070
45
0
1.115
55 %
46 %
21.111
9.252
5.276
187.416
3.072
86
190.574
92 %
74 %
28 %
7
0
0
1.162
8
1
1.171
45 %
2
0
0
354
12
0
366
27 %
21 %
130
0
0
2.208
23
0
2.231
49 %
30 %
4.402
38
0
52.384
714
38
53.136
99 %
87 %
0
0
10
1.200
0
0
1.200
50 %
28 %
2
0
0
736
25
0
761
40 %
33 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
LA VIRGINIA
MARSELLA
PEREIRA
QUINCHÍA
SANTA ROSA DE CABAL
SANTUARIO
POTENCIAL
8.051
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
8.051
1.897
2.125
2.661
4.779
2.787
486
1.368
415
132.926
132.926
17.837
35.795
21.371
8.074
2.842
310
447
714
17.331
15.017
1.251
5.645
4.993
2.161
1.718
149
389
471
410.643
383.103
52.190
105.808
103.649
AGUADA
200
200
5
174
0
ALBANIA
108
99
3
86
3
7.574
3.982
187
2.084
1.711
49.102
48.166
11.184
17.505
8.547
SANTANDER (35)
BARBOSA
BARRANCABERMEJA
BOLÍVAR
BUCARAMANGA
3.908
290
18
178
94
144.100
141.459
13.178
21.810
37.014
CHIPATÁ
1.465
306
11
258
37
CURITÍ
1.620
1.474
260
444
4
EL CARMEN DE CHUCURÍ
693
693
220
401
14
EL PEÑÓN
433
433
52
331
1
FLORIÁN
438
385
49
317
10
FLORIDABLANCA
81.550
80.263
8.829
28.320
21.850
GIRÓN
31.691
30.802
8.464
10.078
10.011
GUEPSA
1.010
1.010
561
380
22
GUAVATÁ
447
447
22
422
0
JESÚS MARÍA
943
516
7
464
45
LA BELLEZA
591
580
89
368
8
LA PAZ
539
539
256
179
3
3.650
3.608
439
1.653
1.323
LEBRIJA
PÁRAMO
PIEDECUESTA
PINCHOTE
606
606
51
218
70
32.059
31.063
1.098
8.832
18.304
562
502
15
162
30
PUENTE NACIONAL
1.310
1.260
150
621
424
PUERTO WILCHES
5.011
4.888
3.244
1.188
332
RIONEGRO
1.158
1.151
500
603
0
SABANA DE TORRES
4.410
4.268
1.085
1.897
1.198
276
276
112
158
0
12.544
7.645
17
695
598
SAN BENITO
SAN GIL
SAN VICENTE DE CHUCURÍ
3.733
3.558
1.049
2.208
285
SOCORRO
7.097
6.328
223
1.788
611
SUAITA
1.002
1.002
99
492
234
SUCRE
2.959
86
19
43
24
727
727
0
1
0
5.372
2.736
615
1.109
764
VALLE DE SAN JOSÉ
VÉLEZ
VILLANUEVA
1.755
1.755
79
341
78
136.717
129.278
71.715
37.904
8.776
BUENAVISTA
2.244
1.619
1.268
264
0
CAIMITO
1.100
1.028
640
14
0
CHALÁN
618
514
502
4
0
COLOSÓ
1.500
1.458
543
0
0
COROZAL
12.431
12.338
6.334
5.294
406
COVEÑAS
4.500
2.700
1.388
1.109
38
EL ROBLE
1.040
1.009
584
3
0
GALERAS
2.824
2.718
1.940
671
84
LA UNIÓN
1.452
1.416
737
120
0
LOS PALMITOS
2.480
2.250
1.566
641
0
MORROA
2.300
2.100
1.398
589
37
SUCRE (23)
A N E XO S
página 149
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
130
0
0
6.813
130
2
6.945
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
100 %
85 %
6
0
0
2.275
57
0
2.332
58 %
48 %
15.692
9.091
5.257
105.043
1.821
41
106.905
100 %
79 %
8
0
0
1.479
16
0
1.495
35 %
18 %
725
123
9
12.746
252
4
13.002
87 %
74 %
7
0
0
1.016
14
0
1.030
80 %
47 %
70.648
10.819
10.274
353.388
7.814
60
361.262
93 %
86 %
0
0
0
179
0
0
179
100 %
90 %
3
0
0
95
9
0
104
92 %
88 %
0
0
0
3.982
65
0
4.047
53 %
53 %
7.373
667
0
45.276
982
1
46.259
98 %
92 %
0
0
0
290
5
0
295
7%
7%
47.613
5.281
8.614
133.510
4.696
20
138.226
98 %
93 %
0
0
0
306
2
0
308
21 %
21 %
0
0
0
708
0
0
708
91 %
44 %
0
0
0
635
3
0
638
100 %
92 %
0
0
0
384
0
0
384
100 %
89 %
2
0
0
378
14
0
392
88 %
86 %
12.606
4.731
1.528
77.864
449
11
78.324
98 %
95 %
1.106
12
3
29.674
645
24
30.343
97 %
94 %
3
0
0
966
14
0
980
100 %
96 %
0
0
0
444
3
0
447
100 %
99 %
55 %
0
0
0
516
7
0
523
55 %
13
0
0
478
25
0
503
98 %
81 %
0
0
0
438
0
0
438
100 %
81 %
46
0
0
3.461
103
0
3.564
99 %
95 %
0
0
0
339
3
0
342
100 %
56 %
1.837
122
129
30.322
553
4
30.879
97 %
95 %
0
0
0
207
0
0
207
89 %
37 %
0
0
0
1.195
45
0
1.240
96 %
91 %
0
0
0
4.764
81
0
4.845
98 %
95 %
0
0
0
1.103
0
0
1.103
99 %
95 %
0
0
0
4.180
80
0
4.260
97 %
95 %
0
0
0
270
0
0
270
100 %
98 %
7
0
0
1.317
1
0
1.318
61 %
10 %
0
0
0
3.542
16
0
3.558
95 %
95 %
38
6
0
2.666
4
0
2.670
89 %
38 %
0
0
0
825
3
0
828
100 %
82 %
0
0
0
86
5
0
91
3%
3%
0
0
0
1
0
0
1
100 %
0%
1
0
0
2.489
0
0
2.489
51 %
46 %
0
0
0
498
1
0
499
100 %
28 %
3.405
458
272
122.530
1.546
38
124.114
95 %
90 %
0
0
0
1.532
13
0
1.545
72 %
68 %
0
0
0
654
0
0
654
93 %
59 %
0
0
0
506
0
0
506
83 %
82 %
0
0
0
543
0
0
543
97 %
36 %
157
13
0
12.204
107
4
12.315
99 %
98 %
0
0
0
2.535
157
1
2.693
60 %
56 %
0
0
0
587
0
0
587
97 %
56 %
0
0
0
2.695
16
0
2.711
96 %
95 %
0
0
0
857
3
0
860
98 %
59 %
0
0
0
2.207
21
0
2.228
91 %
89 %
0
0
0
2.024
23
0
2.047
91 %
88 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
POTENCIAL
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
51
OVEJAS
2.625
2.270
1.390
661
PALMITO
1.035
789
741
1
0
SAMPUÉS
4.500
4.220
2.408
1.570
139
SAN BENITO ABAD
2.520
2.425
1.688
0
0
SAN JUAN DE BETULIA
2.100
2.015
1.223
745
19
SAN LUIS DE SINCÉ
7.550
6.193
4.390
1.026
398
SAN MARCOS
6.400
6.227
2.869
2.358
882
SAN ONOFRE
5.035
4.639
2.287
1.122
242
SAN PEDRO
3.271
3.112
2.341
674
44
SANTIAGO DE TOLÚ
SINCELEJO
TOLÚ VIEJO
TOLIMA (42)
6.300
5.477
2.288
1.844
695
61.535
61.460
32.342
18.779
5.727
1.357
1.301
848
415
14
49.673
334.247
276.521
58.413
124.483
ALVARADO
1.233
1.224
271
779
4
AMBALEMA
2.151
2.134
1.040
610
77
651
651
201
220
2
ARMERO
3.296
3.296
1.452
1.412
10
CAJAMARCA
2.720
2.674
198
1.392
547
CARMEN DE APICALÁ
3.284
3.231
243
1.739
416
CASABIANCA
2.371
1.097
174
268
0
ANZOÁTEGUI
CHAPARRAL
8.470
8.241
2.841
2.804
850
COELLO
1.486
1.468
403
720
38
COYAIMA
2.092
110
8
102
0
CUNDAY
1.416
1.052
237
447
8
DOLORES
1.688
1.267
221
296
22
20.828
19.102
3.900
9.121
2.975
7.015
878
225
243
1
ESPINAL
FALÁN
FLANDES
14.273
11.701
206
3.671
3.046
FRESNO
4.686
4.621
1.222
2.442
829
GUAMO
7.588
7.553
2.521
3.525
223
HERVEO
1.622
1.596
374
948
8
HONDA
8.129
7.062
1.774
3.714
596
IBAGUÉ
134.493
132.946
19.846
61.474
34.033
1.386
1.289
357
723
7
ICONONZO
LÉRIDA
5.135
5.067
1.239
3.370
98
LÍBANO
7.389
7.299
941
4.024
1.752
MARIQUITA
8.762
8.635
3.755
3.822
495
MELGAR
9.873
9.155
1.487
3.514
2.542
MURILLO
795
626
182
186
14
2.971
2.761
799
1.230
221
ORTEGA
2.672
2.549
482
1.107
224
PALOCABILDO
4.698
1.041
191
346
113
0
NATAGAIMA
PIEDRAS
1.397
1.387
692
567
PRADO
8.761
1.520
899
553
2
33.173
6.277
3.429
2.089
132
ROVIRA
2.771
2.650
1.459
625
84
SALDAÑA
3.580
3.504
1.156
1.629
131
SAN ANTONIO
1.581
1.504
487
561
113
SAN LUIS
2.562
2.547
1.048
1.346
6
SANTA ISABEL
873
814
339
287
1
SUÁREZ
598
541
173
289
0
PURIFICACIÓN
VALLE DE SAN JUAN
1.221
1.203
484
554
0
VENADILLO
2.564
2.475
1.137
1.202
6
VILLAHERMOSA
1.139
1.139
182
409
46
A N E XO S
página 151
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
0
0
0
2.102
22
0
2.124
86 %
0
0
0
742
3
0
745
76 %
72 %
56
0
0
4.173
40
2
4.215
94 %
93 %
0
0
0
1.688
0
0
1.688
96 %
67 %
0
0
0
1.987
13
0
2.000
96 %
95 %
80 %
35
0
0
5.849
52
1
5.902
82 %
77 %
0
0
0
6.109
83
2
6.194
97 %
95 %
8
0
0
3.659
25
0
3.684
92 %
73 %
0
0
0
3.059
41
1
3.101
95 %
94 %
178
0
0
5.005
137
0
5.142
87 %
79 %
2.971
445
272
60.536
774
24
61.334
100 %
98 %
0
0
0
1.277
16
3
1.296
96 %
94 %
11.785
1.824
274
246.452
2.585
68
249.105
83 %
74 %
0
0
0
1.054
7
1
1.062
99 %
85 %
0
0
0
1.727
6
1
1.734
99 %
80 %
0
0
0
423
1
0
424
100 %
65 %
0
0
0
2.874
15
0
2.889
100 %
87 %
0
0
0
2.137
35
0
2.172
98 %
79 %
61
32
0
2.491
48
0
2.539
98 %
76 %
0
0
0
442
3
0
445
46 %
19 %
3
0
0
6.498
56
1
6.555
97 %
77 %
3
0
0
1.164
5
0
1.169
99 %
78 %
0
0
0
110
19
1
130
5%
5%
0
0
0
692
4
0
696
74 %
49 %
0
0
0
539
0
0
539
75 %
32 %
509
1
1
16.507
159
12
16.678
92 %
79 %
0
0
0
469
2
0
471
13 %
7%
2
0
0
6.925
46
1
6.972
82 %
49 %
1
0
0
4.494
43
0
4.537
99 %
96 %
10
0
0
6.279
32
1
6.312
100 %
83 %
0
0
0
1.330
10
0
1.340
98 %
82 %
97
1
0
6.182
72
1
6.255
87 %
76 %
10.586
1.621
269
127.829
1.466
43
129.338
99 %
95 %
0
0
0
1.087
17
0
1.104
93 %
78 %
0
0
0
4.707
26
0
4.733
99 %
92 %
250
0
2
6.969
77
1
7.047
99 %
94 %
45
1
0
8.118
81
3
8.202
99 %
93 %
209
166
2
7.920
189
0
8.109
93 %
80 %
0
0
0
382
7
0
389
79 %
48 %
0
0
0
2.250
6
1
2.257
93 %
76 %
0
0
0
1.813
10
0
1.823
95 %
68 %
0
0
0
650
7
0
657
22 %
14 %
0
0
0
1.259
4
0
1.263
99 %
90 %
3
0
0
1.457
13
0
1.470
17 %
17 %
1
0
0
5.651
24
0
5.675
19 %
17 %
0
0
0
2.168
6
0
2.174
96 %
78 %
82 %
5
0
0
2.921
22
0
2.943
98 %
0
0
0
1.161
5
0
1.166
95 %
73 %
0
2
0
2.402
15
0
2.417
99 %
94 %
0
0
0
627
5
0
632
93 %
72 %
0
0
0
462
2
0
464
90 %
77 %
0
0
0
1.038
7
0
1.045
99 %
85 %
0
0
0
2.345
21
1
2.367
97 %
91 %
0
0
0
637
10
0
647
100 %
56 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
U S UA R I O S D E
G AS N AT U R A L
E N CO LO M B I A
2014
MUNICIPIOS
POTENCIAL
RESIDENCIAL
ANILLADOS
1
2
3
VILLARRICA
854
634
138
123
1
VALLE (36)
1.173.557
1.139.673
184.027
356.131
247.562
3.332
2.763
402
1.110
116
ALCALÁ
ANDALUCÍA
4.910
4.910
522
3.525
62
ANSERMANUEVO
4.963
3.496
942
1.488
256
BOLÍVAR
BUENAVENTURA
4.208
1.454
353
528
104
74.843
68.457
28.822
9.101
4.781
BUGALAGRANDE
5.526
3.495
838
1.563
515
CAICEDONIA
8.891
6.878
122
3.330
1.978
630.172
630.172
87.195
158.995
170.177
5.108
4.057
741
1.609
111
CANDELARIA
23.470
23.470
5.403
9.113
3.306
CARTAGO
38.085
38.085
4.453
10.345
13.319
EL CERRITO
549
CALI
CALIMA
15.492
15.492
4.409
7.250
EL DOVIO
2.950
2.280
534
706
75
FLORIDA
14.824
14.824
5.804
5.067
981
GINEBRA
5.220
4.201
853
2.047
398
GUACARÍ
8.272
8.272
1.528
5.157
79
GUADALAJARA DE BUGA
34.391
34.391
5.754
14.384
5.163
JAMUNDÍ
28.035
28.035
1.876
14.091
5.593
LA UNIÓN
8.703
8.703
4.755
2.209
344
LA VICTORIA
4.161
3.049
1.179
1.426
64
OBANDO
3.791
2.652
1.011
1.021
7
PALMIRA
95.340
95.340
5.652
45.797
18.510
PRADERA
1.169
11.880
11.880
3.707
4.812
RIOFRÍO
4.064
2.115
811
651
106
ROLDANILLO
9.933
9.174
2.294
3.876
1.199
SAN PEDRO
3.867
2.376
478
1.195
364
SEVILLA
11.401
8.883
1.928
3.674
1.618
TORO
4.240
3.014
551
1.087
243
TRUJILLO
5.015
2.729
375
947
352
TULUÁ
51.962
51.962
3.949
21.106
12.098
ULLOA
1.463
1.143
230
354
43
VERSALLES
2.519
1.374
291
290
305
VIJES
2.904
2.269
143
1.152
224
YOTOCO
4.353
3.009
132
314
45
YUMBO
24.934
24.934
4.460
10.816
2.393
ZARZAL
10.335
10.335
1.530
5.995
915
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
A N E XO S
página 153
4
5
6
RESIDENCIAL
CONECTADOS
COMERCIAL
INDUSTRIAL
TOTAL
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL
EFECTIVA
0
0
0
262
2
0
264
74 %
31 %
72.577
47.947
14.326
922.570
13.573
376
936.519
97 %
79 %
0
0
0
1.628
5
0
1.633
83 %
49 %
0
0
0
4.109
25
1
4.135
100 %
84 %
0
0
0
2.686
18
0
2.704
70 %
54 %
0
0
0
985
3
0
988
35 %
23 %
674
0
0
43.378
96
6
43.480
91 %
58 %
0
0
0
2.916
34
0
2.950
63 %
53 %
171
10
0
5.611
91
0
5.702
77 %
63 %
57.954
44.105
14.126
532.552
9.940
222
542.714
100 %
85 %
0
2
0
2.463
11
0
2.474
79 %
48 %
0
0
0
17.822
148
19
17.989
100 %
76 %
2.526
463
156
31.262
258
5
31.525
100 %
82 %
6
0
0
12.214
123
1
12.338
100 %
79 %
0
0
0
1.315
7
0
1.322
77 %
45 %
0
0
0
11.852
66
0
11.918
100 %
80 %
13
0
0
3.311
40
0
3.351
80 %
63 %
0
0
0
6.764
45
2
6.811
100 %
82 %
1.526
766
9
27.602
402
13
28.017
100 %
80 %
2.056
88
3
23.707
262
5
23.974
100 %
85 %
0
0
0
7.308
72
1
7.381
100 %
84 %
0
0
0
2.669
23
0
2.692
73 %
64 %
0
0
0
2.039
14
0
2.053
70 %
54 %
5.028
667
14
75.668
740
38
76.446
100 %
79 %
1
0
0
9.689
76
0
9.765
100 %
82 %
0
0
0
1.568
5
0
1.573
52 %
39 %
82
0
0
7.451
61
1
7.513
92 %
75 %
9
0
0
2.046
15
4
2.065
61 %
53 %
58
0
0
7.278
93
2
7.373
78 %
64 %
0
0
0
1.881
5
0
1.886
71 %
44 %
0
0
0
1.674
13
0
1.687
54 %
33 %
2.463
1.846
18
41.480
471
4
41.955
100 %
80 %
0
0
0
627
1
0
628
78 %
43 %
0
0
0
886
5
0
891
55 %
35 %
2
0
0
1.521
5
1
1.527
78 %
52 %
0
0
0
491
0
0
491
69 %
11 %
3
0
0
17.672
311
49
18.032
100 %
71 %
5
0
0
8.445
89
2
8.536
100 %
82 %
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS
Y FA C TO R E S D E C O N V E R S I Ó N
G LO SA R I O D E T É R M I N O S G LO SA R I O D E T É R M I N O S CONCEPTO
CONCEPTO
DESCRIPCIÓN
A
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.
B
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.
C
D
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.
Déficit Fiscal
El déficit fiscal se puede definir simplemente como la diferencia negativa entre
los ingresos y los egresos públicos en un tiempo determinado. O sea lo que se
está recaudando en términos de impuestos, retenciones, tasas y otros
conceptos, es menor de lo que se gasta en programas y servicios públicos,
deudas del Estado, sueldos estatales, etc.
Distribución comercialización
de energía
eléctrica
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. Los distribuidores ejercen
simultáneamente las actividades de comercialización.
E
EMBI +
Emerging Markets Bond Index. Índice del mercado emergente basado en JP Morgan.
F
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.
G
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 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 aquellas utilizadas
en los yacimientos convencionales de gas natural.
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 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 90 % o 95 %, puede contener otros gases como
nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y
trazas de hidrocarburos más pesados.
Gas natural líquido
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 -161 0C 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 encuentra, por razones técnicas
de operación, integrado a otros sistemas de transporte de
propiedad de una persona natural o jurídica diferente.
Henry Hub
Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA.
Se utiliza como referencia para establecer los contratos de
futuros del gas natural que son negociados en el New York
Mercantile Exchange - NYMEX -.
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.
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 exportación de gas natural.
Licencia ambiental
Es un proceso utilizado para la planeación y administración
de proyectos que asegura que las actividades humanas y
económicas se ajusten a las restricciones ecológicas y de
recursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clave
para promover el desarrollo sostenible.
OPACGNI
Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad
con plantas térmicas que utilicen gas natural importado.
Off shore
Fuera o más allá de la costa marítima.
On shore
Situado u ocure en tierra.
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.
G
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 el agente encargado del transporte de gas
Distribución comercialización combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de
de gas
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.
H
I
L
O
P
DESCRIPCIÓN
A N E XO S
página 155
G LO SA R I O D E T É R M I N O S G LO SA R I O D E T É R M I N O S CONCEPTO
CONCEPTO
P
R
DESCRIPCIÓN
DESCRIPCIÓN
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 probabilistas,
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.
Riesgo país
Hace referencia a la probabilidad de que un país, emisor de deuda,
sea incapaz de responder a sus compromisos de pago de deuda,
en capital e intereses, en los términos acordados.
Ro
Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales utilizado
como un indicador de madurez térmica.
Sísmica
Sistema de Transmisión Nacional (energía eléctrica).
Shale oil/gas
Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shale
gas/oil). La característica definitoria del shale es que no tiene la
suficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser
extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesario
la aplicación de nuevas tecnologías.
Región Caribe
Incluye los departamentos de La Guajira, Atlántico, Cesar,
Magdalena, Bolívar, Sucre y Córdoba.
TACC
Tasa de crecimiento anual compuesto, se utiliza frecuentemente
para describir el crecimiento sobre un periodo de tiempo de
algunos elementos del negocio.
Región Orinoquía
y Amazonía
Incluye los departamentos de Caquetá, Casanare, Meta y Guaviare.
Tasa desempleo
Relación porcentual entre el número de personas desocupadas
y la población económicamente activa .
Región Pacífica
Incluye los departamentos de Valle del Cauca, Cauca, Nariño y Chocó.
Tasa empleo
Relación porcentual entre la población ocupada y la población
en edad de trabajar.
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.
Tonelada equivalente
de petróleo
Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos.
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 proporciona 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 la 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.
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.
Pozos A3
En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo
que se perfora en un área geológicamente inexplorada.
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.
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.
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 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 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 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.
R
S
T
U
Y
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS CONCEPTO
CONCEPTO
A
B
C
D
E
Descripción
Descripción
Acipet
Asociación Colombiana de Ingeniería de Petróleos
FECF
Fondo Especial Cuota de Fomento
AIE
Agencia Internacional de Energía
FEN
Financiera Eléctrica Nacional
ANH
Agencia Nacional de Hidrocarburos
FERC
Federal Energy Regulatory Commission
ANI
Agencia Nacional de Infraestructura
FMI
Fondo Monetario Internacional
ANLA
Autoridad Nacional de Licencias Ambientales
FNR
Fondo Nacional de Regalías
AOM
Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento
FOB
Free on Board
ASE
Áreas de Servicio Exclusivo
FSSRI
Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos
ASNE
Áreas de Servicio No Exclusivo
Funseam
Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental
bl
Barril
Gasur
Gases del Sur de Santander
BEO
Boletín Electrónico de Operaciones
Gbtud
Giga british thermal unit per day
Bm3
Billones de metros cúbicos
gal
Galón
BP
British Petroleum
GOES
Gas Original en Sitio
Btu
British thermal unit
g/GJ
Gramo contaminante por gigajoules de combustible consumido
CBM
Coal Bed Methane
GLP
Gas Licuado de Petróleo
CCO
Complejo Criogénico de Occidente
GNC
Gas Natural Comprimido
CDP
Capacidad Disponible Primaria
GN
Gas Natural
Cenac
Centro de Estudios de la Construcción y el Desarrollo Urbano Regional
GNI
Gas Natural Importado
Cepal
Comisión Económica para América Latina y el Caribe
Gpc
Giga pie cúbico
CFE
Comisión Federal de Energía
GNL
Gas Natural Licuado (Liquid Natural Gas)
CFI
Corporación Financiera Internacional
GNV o GNCV
Gas Natural Vehicular
CI
Costo de interrupción del servicio de gas
Gasoriente
Gas Natural del Oriente
CIF
Cost Insurance and Freight
Gastol
Gasoducto del Tolima
CMMI
Council of Mining and Metallurgical Institutions
Gpcd
Giga pie cúbico diario
CNE
Comisión Nacional de Energía
GWh
Gigawatts hora
CNO
Consejo Nacional de Operación
ha
Hectárea
CO2
Dióxido de carbono
hp
Horses Power (Caballos de Fuerza)
COGB
Centro de Operaciones del Gasoducto Ballena - Barrancabermeja
IANGV
International Association for Natural Gas Vehicles
Conpes
Consejo Nacional de Política Económica y Social
IEA
International Energy Agency
CPC
Centro Principal de Control
IED
Inversión Extranjera Directa en Colombia
CRE
Comisión de Regulación de Energía
IGAC
Instituto Geográfico Agustín Codazzi
CREG
Comisión de Regulación de Energía y Gas
IGCC
Integrated Gasification Combined Cycle
Cte.
Corriente
In
Inch (pulgada)
CTL
Coal To Liquid
INEI
Instituto Nacional de Estadística e Informática de Perú
DAFP
Departamento Administrativo de la Función Pública
IO
Índice de Odorización
DANE
Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas
IPC
Índice de Precios al Consumidor
DEA
Data Envolvement Analysis (Análisis Envolvente de Datos)
IPLI
Índice de Presión en Líneas Individuales
DES
Duración Equivalente de Interrupción del Servicio
IPM
Índice de Precios al por Mayor
DNP
Departamento Nacional de Planeación
IPP
Índice de Precios al Productor
DTF
Depósito a término fijo
IRST
Índice de Respuesta a Servicio Técnico
Dt
Cargo de distribución
ISA
Interconexión Eléctrica SA
EA
Efectivo anual
IVA
Impuesto al Valor Agregado
Ecogas
Empresa Colombiana de Gas
JNT
Junta Nacional de Tarifas
Ecopetrol
Empresa Colombiana de Petróleos
km
Kilómetro/kilómetros
EDS
Estaciones de servicio
KNOC
Korea National Oil Corporation
EEB
Empresa de Energía de Bogotá
Kpc
Mil pies cúbicos
EIA
Energy Information Administration (USA)
Kst
Cargo de ajuste a la fórmula tarifaria
E&P
Contratos de exploración y producción de la ANH
kV
Kilovoltios
EMBI +
Emerging Markets Bond Index
kWh
Kilovatios hora
ENAP
Empresa Nacional del Petróleo
l
Litro/litros
Enerca
Empresa de Energía de Casanare
m2
Metros cuadrados
EPM
Empresas Públicas de Medellín
m3
Metros cúbicos
ESMAP
Energy Sector Management Assistance Program
Mb
Millones de barriles
ESP
Empresa de Servicios Públicos
Mbd
Miles de barriles por día
EUA
Estados Unidos de América
Mbtu
Millones de unidades térmicas británicas
MCIT
Ministerio de Comercio, Industria y Turismo
F
G
H
I
J
K
L
M
A N E XO S
página 157
A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS CONCEPTO
CONCEPTO
M
N
O
P
R
Descripción
Descripción
$000
Miles de pesos colombianos
SDL
Sistema de Distribución Local
$MM
Millones de pesos colombianos
Servigas
Servicios Públicos y Gas
Mbep
Millones de barriles equivalentes de petróleo
SENER
Secretaría de Energía de México
Mha
Millones de hectáreas
SGR
Sistema General de Regalías
SIC
Superintendencia de Industria y Comercio
SIN
Sistema Interconectado Nacional
SNG
Syntetic Natural Gas (Gas Natural Sintético)
SNT
Sistema Nacional de Transporte
SRT
Sistema Regional de Transporte
SSPD
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
STM
Sistema de Transporte Masivo
STTMP
Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros
STN
Sistema de Transmisión Nacional (Energía Eléctrica)
STT
Sistema Troncal de Transporte
SUI
Sistema Único de Información
Surgas
Surcolombiana de Gas
Surtigas
Surtidora de Gas del Caribe
TACC
Tasa de Crecimiento Anual Compuesto
TA
Trimestre Anticipado
TEA
Contratos de Evaluación Técnica de la ANH
Tep
Tonelada equivalente de petróleo
TGI
Transportadora de Gas Internacional
THT
Tetra Hidro Tiofeno
Tkc
Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad
Tkv
Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen
TOC
Total Organic Carbon
t
Tonelada
Tpc
Tera pies cúbicos
Trim
Trimestre
TRM
Tasa Representativa del Mercado
TSO
Operador del Sistema de Transporte
UPME
Unidad de Planeación Minero Energética
USA
United States of America
US$
Dólares
US$ MM
Millones de dólares
VIM
Valle Inferior del Magdalena
VMM
Valle Medio del Magdalena
VSM
Valle Superior del Magdalena
WACC
Weighted Average Cost of Capital
WTI
West Texas Intermediate
Minminas
o MME
Ministerio de Minas y Energía
Ml
Millones de litros
mm
Milímetros
Mm3
Millón de metros cúbicos
Mm3d
Millones de metros cúbicos por día
Mpcd
Millón de pies cúbicos diarios
MRV
Mercados Relevantes Virtuales
Mst
Cargo promedio máximo por unidad
Mtep
Millones de toneladas equivalentes de petróleo
m
Metro/Metros
mv
Mes vencido
MWh
Megavatios hora
MW
Megavatios
Naturgas
Asociación Colombiana de Gas Natural
NBP
National Balancing Point
NEV
New Energy Vehicles
NGV
Natural Gas Vehicles
NSU
Nivel de Satisfacción del Usuario
NTC
Norma Técnica Colombiana
#
Número
NYMEX
New York Mercantile Exchange
OCG
Opción de Compra de Gas
OEF
Obligaciones de Energía Firme
OIT
Organización Internacional del Trabajo
OPACGNI
Opción para participar en las asignaciones del cargo por confiabilidad
con plantas o unidades térmicas que utilicen gas natural importado.
Osinergmin
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú
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
Pecsa
Peruana de Combustibles 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 Index
PQR
Peticiones, Quejas y Reclamos
PwC
Price Waterhouse Coopers
Ro
Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales
RSC
Responsabilidad Social Corporativa
R/P
Relación reservas/producción
RSE
Responsabilidad Social Empresarial
RTR
Recursos Técnicamente Recuperables
RUT
Reglamento Único de Transporte
S
T
U
V
W
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
FAC TO R E S DE CO NVE RS IÓ N
FACTO RES DE CON VE RSIÓN
UNIDADES DE VOLUMEN
Metro cúbico - m3
6,2898104
Metro cúbico - m3
264,28
Metro cúbico - m3
1.000
Metro cúbico - m3
35,31467
Metro cúbico - m3
61.024
Metro cúbico - m3
1,308
E NT R E COMB U S TIB LE S
UNIDADES DE MASA
Barriles - bl
Kilogramo - kg
2
Libras - lb
Galones - gal
Kilogramo - kg
0,001
Toneladas - t
Litros - l
Kilogramo - kg
35,274
Onzas - oz
UNIDAD
British Thermal Unit - Btu
252
Calorías - cal
Yardas cúbicas - yd3
British Thermal Unit - Btu
1.055,06
Joules - J
British Thermal Unit - Btu
0,000000025 Tonelada de Petróleo - tep
British Thermal Unit - Btu
0,293072222
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
Diésel
434.000,00
Kilovatio hora - kWh
Electricidad
3,44
Tonelada
Fuel oil
408.000,00
Galón
GLP
93,57
Tonelada Gasolina de motor
452.000,00
Watt hora - W h
PREFIJ O S DECIM A LE S
FACTOR DE
MULTIPLICACIÓN
PREFIJO
SÍMBOLO
Peta
10 15
P
Tera
10 12
T
Giga
10 9
G
Mega
10 6
M
Kilo
10 3
K
Billones
10 9
B
PODER
CALORÍFICO Mbtu (,)
Metro cúbico - m3
UNIDADES DE ENERGÍA
Pies cúbicos - pc
Pulgadas cúbicas - in3
COMBUSTIBLE
Metro cúbico - m3
Leña
5,66
Tonelada
Queroseno
441.200,00
(*) Se basa en supuestos de contenido energético.
Directorio sectorial
D I R E C TO R I O I N T E R N AC I O N A L
EMPRESA
Asociación Brasileña de Empresas Distribuidoras de Gas -ABEGAS-
CIUDAD
PAÍS
Rio de Janeiro
Agencia Reguladora de EnergÍa y Saneamiento Básico de Río de Janeiro
Rio de Janeiro
-AGENERSA -
A
C
E
G
I
M
O
S
DIRECCIÓN
TELÉFONO
Brasil
Centro - Río de Janeiro - RJ - CEP: 20050-005
(21) - 3970-1001
Brasil
Av. Treze de Maio, #23 (Edifício Dark) - Centro RJ - CEP 20031-902
(21) - 2332-6469
Agencia de Hidrocarburos
Rio de Janeiro
Brasil
Centro - Río de Janeiro - RJ - 20031-201
(21) - 3804-0000
Agencia Nacional de Energía Eléctrica -ANEEL-
Brasilia
Brasil
SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar
(55) - 61-21928714
Agencia Nacional de Petróleo -ANP-
Rio de Janeiro
Brasil
Avenida Río Branco #65-13
(55) - 21-21128370
Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía
Madrid
España
Calle Alcalá, 47
(34) - 91 - 4329634
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
San José
Costa Rica
Apdo. 936 - 1000 - Sabana Sur
(506) - 2200102
Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -ANSP-
Panamá
Panamá
Vía España, Edificio Office Park
(507) - 5084624
Cálidda
Lima
Perú
Calle Morelli 150, C.C La Rambla – Torre 2, San
Borja
(51) - 1 - 6149000
Comisión Nacional de Energía -CNE-
Madrid
España
Calle Alcalá, 47
(34) - 91 - 4329618
Comisión Reguladora de Energía -CRE-
México D. F.
México
Av. Horacio 1750, Colonia Los Morales
(52) - 55 - 52831550
Enargas
Buenos Aires
Argentina
Suipacha #636
(54) -11- 43252500
Energy Information Administration
Washington
Estados Unidos
National Energy Information Center, EI30 Energy
Information Administration, Forrestal Building,
Washington, DC 20585
(1) -202/586 - 0727
Gases del PacÍfico
Lima
Perú
Calle Las Orquídeas 5-85 San Isidro, Edificio Fibra
(51) 1 - 2012030
International Asociation for Gas Natural Vehicles
Auckland
Nueva Zelanda
PO Box 128446, Remuera, Auckland
(64) - 9 - 523 3567
(502) - 24424999
Ministerio de Energía y Minas
Guatemala
Guatemala
Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas
Ministerio de Industria, Energía y Minería
Montevideo
Uruguay
Paysandú s/n esq. Av. Libertador Brig Gral Lavalleja (598) - 2 - 9008533
Olade
Quito
Ecuador
Av. Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y
(593) - 2 - 2598-122
Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERG-
Lima
Perú
Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar
SIGET
San Salvador
El Salvador
6ª 10ª Calle Poniente y 37
(503) - 22574412
Superintendencia de Competencia
San Salvador
El Salvador
Edificio Madreselva 1er nivel
(503) - 25236600
(51) - 1 - 2193409
Superintendencia de Electricidad
La Paz
Bolivia
Av. 16 de Julio (El Prado) 1571
(591) - 2 - 2312401
Superintendencia de Hidrocarburos
La Paz
Bolivia
La Paz, BolÍvia Correo Central
(591) - 2 - 2434000
A N E XO S
página 159
D I R E C TO R I O N AC I O N A L
EMPRESA
CIUDAD
DIRECCIÓN
TELÉFONOS
PÁGINA WEB
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
Alcanos de Colombia
Neiva
Carrera 9 #7-25
(578) 8714416
www.alcanosesp.com
EPM
Medellín
Carrera 58 #42-125 Piso 12
(574) 83808080
www.epm.com.co
Espigas
Moniquirá
Calle 17 #5-46
(578) 7280742
www.espigas.net
Caldas
Manizales
Av. Kevin Angel #70-70
(576) 8982323
www.efigas.com.co
Quindío
Armenia
Calle 15 norte #12-34
(5767) 7378000
Risaralda
Pereira
Av. 30 de Agosto #32B-41
(576) 3391430
Efigas
Gases de Barrancabermeja
Barrancabermeja Calle 67 #22-46
(577) 6228145 - 6228587
[email protected]
Gases del Caribe
Barranquilla
Carrera 54 #59-144
(575) 3306000 - 3612499
www.gasesdelcaribe.com
Gases del Cusiana
Yopal
Carrera 20 #18-66
(578) 6357951
[email protected]
Gases de La Guajira
Riohacha
Carrera 15 #14 C-33
(575) 7273464 - 7273343
[email protected]
Gases de Occidente
Cali
Centro comercial Chipichape Bodega 2, Piso 3
(572) 4187300 - 6847300
[email protected]
Gases del Oriente
Cúcuta
Avenida 0 #6-06
(5775) 5752545
[email protected]
Gas Natural
Bogotá
Calle 71 A #5-38
(571) 3485500 - 3485517
www.gasnatural.com.co
Gas Natural Cundiboyacense
Bogotá
Carrera 10 #9-08
(571) 8637966 EXT 116
[email protected]
Gas Natural del Cesar
Bucaramanga
Carrera 37 #37-27
(5776) 6437862 - 6437148
www.gasnacer.com
Gasoriente
Bucaramanga
Diagonal 13 #60 A-54
(5776) 6443888 - 6443382
[email protected]
Llanogas
Villavicencio
Calle 47 A #30-08
(578) 6643030
[email protected]
Madigas
Acacías - Meta
Carrera 23 #18-24
(578) 6569555
www.madigas.com.co
Metrogas
Floridablanca
Centro Comercial Cañaveral Local 165
(577) 6384526 - 6384935
[email protected]
Promesa
Bucaramanga
Calle 51 #23-62
(5776) 6477302 - 6478307
[email protected]
Surtigas
Cartagena
Calle 31 #47-30
(575) 6625420 - 6625676
www.surtigas.com.co
BP Exploration Company Colombia Ltd.
Bogotá
Carrera 9A #99-02 Piso 7
(571) 6284000
www.bogota.cpweb.bp.com
Canacol Energy Colombia SA
Bogotá
Calle 113 #7-45 Torre B Of 1501
(571) 6211747
www.canacolenergy.com
Chevron Texaco Petroleum Company
Bogotá
Calle 100 #7A-81
(571) 6107366 - (571) 2578400
www.texaco.com
Empresa Colombiana de Petróleos SA
Bogotá
Carrera 13 #36-24
(571) 2344000 - (571) 2880071
www.ecopetrol.com.co
Equion Energia Ltd.
Bogotá
Carrera 9 A #99-02 Piso 7
(571) 6284700
www.equion-energia.com
Geoproduction Oil & Gas Company of Colombia
Bogotá
Calle 98 #22-64 Of 507
(571) 6360723
www.geoproduction.com
Hocol SA
Bogotá
Carrera 7 #71-21 Torre A Piso 2
(571) 3174405 - (571) 3174404
www.hocol.com.co
Interoil Colombia E & P
Bogotá
Carrera 7 #114-43 Of 1202
(571) 6205450
www.interoil.com.co
Mercantile Colombia Oil And Gas
Bogotá
Avenida 7 #115-60 Zona F Of 506
(571) 6121464 - (571) 2145433
[email protected]
Pacific Stratus Energy Colombia
Bogotá
Calle 99 #9A-54 Torre 3 Of 1402
(571) 6283970
www.pacificrubiales.com.co
Perenco 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.co
Petróleos del Norte SA
Bogotá
Av. Calle 127 #6a-76 Of 503
(571) 16279621
www.petronor.com
Petrosantander (Colombia) Inc.
Bogotá
Calle 70 #7-60 Of 601
(571) 3451766
www.petrosantander.com.co
Unión Temporal Omega Energy
Bogotá
Carrera 9 #113-52 Edificio Torres Unidas 2, Pisos 9 y 21. (571) 7423338
www.omegaenergy.co
Floridablanca
Calle 31A #26-15, Of 711 Centro Empresarial
La Florida Cañaveral
(577) 6782165
http://coinogas.com
Progasur
Neiva
Calle 7 #8-79, Edificio Centro Empresarial
del Huila Local 3
(578) 8714416 EXT 136, (578) 8710632 www.progasur.com.co
Promigas
Barranquilla
Calle 66 #67-123
(575) 3713444 - 3713555
www.promigas.com.co
TGI
Bucaramanga
Carrera 34 #41-51
(5776) 6320002
www.tgi.com.co
Transcogas
Bogotá
Calle 71 #11-10 Of 204
(571) 6090187
www.transcogas.com.co
Transmetano
Medellín
Calle 29 #41-105, Edificio S.O.H.O. Of 901
(574) 4447072 - 3317473
www.transmetano.com.co
Transoccidente
Cali
Calle 64 N #5 BN-146 Of 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6541636
www.transoccidente.com.co
Transoriente
Bucaramanga
Carrera 27 #36-14
(5776) 6347177 - 6347234
www.transoriente.com.co
Bogotá
Av. Calle 26 #59-65 Piso 2
(57+1) 593 17 17
www.anh.gov.co
Agencia Nacional de Infraestructura
Bogotá
Calle 24 A #59-42 Edificio T3 Torre 4 Piso 2.
Ciudadela 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.co
CREG
Bogotá
Av. Calle 116 #7-15. Edifico Cusezar Int. 2 Of. 901
(571) 6032020 - 018000512734
www.creg.gov.co
DANE
Bogotá
Carrera 59 #26-70 Interior I - CAN
(571) 5978300 - (571) 5978399
www.dane.gov.co
Ministerio de Minas y Energía
Bogotá
Calle 43 #57-31 CAN
(571) 220 0300
www.minminas.gov.co
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
Bogotá
Carrera 18 #84-35 Piso 4
(571) - 6913005
www.superservicios.gov.co
Unidad de Planeación Minero Energética
Bogotá
Calle 26 #69D-91 Piso 9, Edificio Arrecife Torre 1
018000911729 - (571) 2220601
www.upme.gov.co
CNO Gas
Bogotá
Avenida El Dorado #68 C-61, Of 532
(571) 6121464 - (571) 2145433
www.cnogas.org.co
Corficolombia
Bogotá
Carrera 13 #26-45 Piso 8
018000522238 - (571) 286 33 00
www.corficolombiana.com
Ecopetrol
Bogotá
Edificio Principal Carrera 13 #36-24
(571) 2344000
www.ecopetrol.com.co
Gazel
Bogotá
Carrera 7 #75-51
(571) 3175353
www.terpel.com/en/homeProductos-y-Servicios/Industria-GNV
Naturgas
Bogotá
Calle 72 #10-70 Torre A Of 705
(571) 2124543 - (571) 2170713
www.naturgas.com.co
EMPRESAS PRODUCTORAS
E M P R E S A S T R A N S P O R TA D O R A S
Coinogas
E N T I D A D E S G U B E R N A M E N TA L E S
Agencia Nacional de Hidrocarburos
OTRAS ENTIDADES
BIBLIOGRAFÍA
INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL
2014
D O C U M E N TO S
CONCEPTO
Descripción
Alcanos de Colombia. Boletín Informativo de Tarifas número 2013-07.
ANH. Indicadores y estrategias 2014-2015
A
ANH. Producción fiscalizada gravable. Marzo 2015.
ANH. XVIII Congreso Naturgas 2015
ANH. Contratos firmados Ronda Colombia 2014
Banco de la República de Colombia. Índice de precios al consumidor, 2014.
Banco de la República de Colombia. Deuda externa de Colombia. Febrero 2014.
Banco de la República de Colombia. Flujo de inversión extranjera directa en Colombia según país de origen, 2013.
B
Banco de la República de Colombia. Informe sobre inflación. Marzo 2014.
Banco de la República de Colombia. Informe de la junta directiva al congreso de la república. Marzo 2014.
BP Statistical Review of World Energy, world book, 2015.
BP Statistical Review of World Energy Full Report, 2015.
C
Corpresearch. Informe de riesgo país: Colombia. Abril 2013.
CREG. Resoluciones expedidas en junio - diciembre 2013 y enero - mayo 2014.
DANE. Comunicado de prensa, índice de precios al consumidor. Bogotá, abril 1 de 2014.
DANE. Importaciones enero 2014. Bogotá, marzo 10 de 2014.
D
DANE. Exportaciones enero 2014. Bogotá, marzo 3 de 2014.
Dane. Producto interno bruto - Colombia: cuarto trimestre y total anual de 2013, base 2005. Bogotá, marzo 20 de 2014.
Departamento Nacional de Planeación. Desafíos del progreso económico de Colombia en los últimos años. Agosto 15 de 2013.
EIA. NYMEX coal futures near-month contract final settlement price, 2015.
EIA. WTI Spot Price FOB, 2015.
E
Efigas. Componentes tarifarios año 2014.
Efigas. Consumo de gas natural año 2014.
Efigas. Subsidios y contribuciones año 2014.
Ministerio de Minas y Energía. Cobertura del Servicio de Gas Natural. Diciembre 2014.
M
Ministerio de Minas y Energía. Consolidado Estadístico de Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular. Agosto 2014.
Ministerio de Minas y Energía. Producción Fiscalizada de Gas por Campo. Enero - diciembre 2014.
Ministerio de Minas y Energía. Relación de Vehículos Convertidos a Gas Natural Vehicular. Diciembre 2014.
N
NGV Comunication Group. Prensa Vehicular. Marzo 2014.
Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por departamento, 2014.
Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por municipios, 2014.
S
Sistema Único de Información. Subsidios y contribuciones por empresas, 2014.
Sistema Único de Información. Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural, 2014.
Sistema Único de Información. Estados financieros de las empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural, 2014.
Unidad de Planeación Minero Energética. Balance de Gas Natural en Colombia 2015-2023. Febrero 2015.
U
Unidad de Planeación Minero Energética. Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético 2050. Enero 2015.
Unidad de Planeación Minero Energética. Precios de Gas Natural Vehicular Principales Ciudades, 2014.
Unidad de Planeación Minero Energética. Precios de Gasolina Corriente Principales Ciudades, 2014.
BIBLIOGRAFÍA
página 163
PÁG I N AS W E B
CONCEPTO
A
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Descripción
Agencia Nacional de Hidrocarburos, www.anh.gov.co
Asociación Colombiana de Gas Natural, www.naturgas.com.co
Banco de la República, www.banrep.gov.co
British Petroleum, www.bp.com
Comisión de Regulación de Energía y Gas, www.creg.gov.co
C
Corporación Financiera Colombiana SA, www.corficolombiana.com.co
Coinogas, www.coinogas.com
D
E
Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas, www.dane.gov.co
Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, www.dian.gov.co
Ecopetrol, www.ecopetrol.com.co
Energy Information Administration, www.eia.doe.gov
G
Gazel, www.gazel.com.co
M
Ministerio de Minas y Energía, www.minminas.gov.co
N
NGV Group, www.ngvgroup.com
Prensa Vehicular, www.prensavehicular.com
P
Promigas, www.promigas.com
Promotora de Gases del Sur SA ESP, www.progasur.com.co
Sistema de Información Minero Colombiano, www.simco.gov.co
S
Sistema Único de Información, www.sui.gov.co
Superintendencia de Electricidad y Combustibles, www.sec.cl
Superintendencia Financiera, www.superfinanciera.gov.co
T
U
The World Bank, http://data.worldbank.org
Transportadora de Gas del Interior, www.tgi.com.co
Unidad de Planeación Minero Energética, www.upme.gov.co