estudio- mercado gas

ESTUDIO MERCADO DEL GAS EN COLOMBIA

Informe Final

Consultor: Guillermo Cáez Gómez

Programa COMPAL – United Nations Conference on Trade and Development (UNCTAD)

Abril 2012


2


Informe Final Consultor: Guillermo Cáez Gómez

Contenido

EXECUTIVE SUMMARY .............................................................................................................. 6

RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................... 8

INTRODUCCIÓN ...................................................................................................................... 13

ABREVIATURAS Y ACRÓNIMOS ................................................................................................ 15

1. CAPÍTULO ........................................................................................................................ 16

GENERALIDADES ..................................................................................................................... 16

1.1. Aspectos técnicos ............................................................................................................. 16

1.2. Aspectos económicos ....................................................................................................... 17

1.3. Contexto internacional ..................................................................................................... 18

1.4. Contexto nacional ............................................................................................................ 19

1.4.1. Evolución del gas como servicio público ........................................................................ 19

1.4.2. Pronósticos ................................................................................................................... 23

2. CAPÍTULO ............................................................................................................................ 25

OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL EN COLOMBIA ........................................................... 25

2.1. Reservas de gas natural en Colombia................................................................................ 25

2.2. Exportaciones de gas natural ............................................................................................ 26

2.3. Consumo gas natural en Colombia ................................................................................... 28

2.4. Importaciones de gas natural ........................................................................................... 32

3. CAPÍTULO ............................................................................................................................ 34

MARCO LEGAL Y REGULATORIO RELATIVO AL SECTOR DEL GAS NATURAL ............................... 34

3.1. Regulación respecto a los contratos de suministro de Gas Natural ................................... 36

3.2. Análisis de los contratos en el mercado de gas colombiano .............................................. 38

3.3. Clasificación de los contratos de gas ................................................................................. 39

3.3.1. Contrato de opción de compra – OCG (Resolución CREG 118 de 2011) .......................... 39

3.3.2. Contrato Take or Pay (Pague lo contratado) .................................................................. 39

3.3.3. Contrato Pague lo Demandado o “Take and Pay” .......................................................... 41

3.3.4. Contratación de Suministro en Firme ............................................................................ 41

3.3.5. Contrato Interrumpible ................................................................................................. 41

3.3.6. Contratos “Over the Counter, OTC” ............................................................................... 42


3

3.4. Regulación sobre las tarifas del Gas Natural en Colombia ................................................. 42

3.4.1. Precios de referencia del Gas Natural en Colombia ........................................................ 42

3.4.2. Subsidios y contribuciones ............................................................................................ 46

3.4.3. Contribución de Solidaridad .......................................................................................... 47

3.4.4. Impuesto al Transporte ................................................................................................. 47

3.4.5. Contribución de Cuota de Fomento ............................................................................... 47

3.5. Regulación respecto a las exportaciones de Gas Natural ................................................... 48

3.6. Regulación respecto a las regalías .................................................................................... 49

4. CAPÍTULO ............................................................................................................................ 52

CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL .................................................................................... 52

4.1. PRODUCCIÓN ................................................................................................................... 53

4.1.1. Empresas productoras ................................................................................................... 55

4.1.2. Pozos de extracción ....................................................................................................... 56

4.1.3. Análisis y problemática sector de producción de gas natural ......................................... 59

4.2. TRANSPORTE .................................................................................................................... 61

4.2.1. Definiciones relevantes ................................................................................................. 61

4.2.2. Descripción ................................................................................................................... 62

4.2.3. Transporte de gas como monopolio natural .................................................................. 63

4.2.4. Transporte de gas servicio público ................................................................................. 64

4.2.5. Separación de actividades ............................................................................................. 64

4.2.6. Sistema Nacional de Transporte .................................................................................... 65

4.2.7. Operación del transporte de gas natural ........................................................................ 66

4.2.8. Conexiones.................................................................................................................... 68

4.2.9. Contratos de transporte de gas natural ......................................................................... 69

4.2.10. Tarifas en el servicio nacional de transporte de gas ..................................................... 71

4.2.11. Restricciones de capacidad de transporte .................................................................... 72

4.2.12. Interconexiones Internacionales de Gas Natural .......................................................... 73

4.2.13. Análisis y problemática ................................................................................................ 74

4.3. DISTRIBUCIÓN – COMERCIALIZACIÓN ............................................................................... 74

4.3.1. Empresas distribuidoras ................................................................................................ 75

4.3.2. Análisis distribución comercialización ............................................................................ 77

4.3.3. Usuarios regulados ........................................................................................................ 79

4.3.4. Usuarios no regulados ................................................................................................... 85


4

4.3.5. Problemática sector distribución-comercialización ........................................................ 87

5. CAPÍTULO ............................................................................................................................ 89

DIAGNÓSTICO DEL SECTOR DEL GAS NATURAL DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LA COMPETENCIA

............................................................................................................................................... 89

5.1. CONTRATACIÓN ............................................................................................................... 89

5.2. ESCASEZ DE OFERTA EN LAS SUBASTAS ............................................................................ 92

5.3. MERCADOS CONEXOS AL DE LA DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL

POR REDES ........................................................................................................................ 93

5.4. INTEGRACIONES VERTICALES ............................................................................................ 94

6. CAPÍTULO .......................................................................................................................... 100

RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 100

6.1. Recomendaciones en cuanto al sistema actual de contratación en el mercado de gas

natural en Colombia.............................................................................................................. 100

6.2. Recomendaciones en cuanto al problema de escasez de oferta en las subastas .............. 101

6.3. Recomendaciones en cuanto al tratamiento de los mercados conexos ........................... 101

6.4. Recomendaciones en cuanto a las integraciones verticales ............................................ 102

CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 103

BIBLIOGRAFIA ...................................................................................................................... 106

ANEXO 1 ...................................................................................................................... 109

ANEXO 2 ...................................................................................................................... 122

ANEXO 3 ...................................................................................................................... 123

Índice de Tablas

Tabla 1. Reservas mundiales de gas ......................................................................................... 19

Tabla 2. Reservas de gas en Centro y Suramérica .................................................................... 25

Tabla 3. Reservas de gas por pozo 2009 .................................................................................. 25

Tabla 4. Usuarios Gas Natural ................................................................................................. 28

Tabla 5. Demanda de gas natural en Colombia ........................................................................ 30

Tabla 6. Usuarios conectados con gas natural ......................................................................... 32

Tabla 7. Estructura tarifaria a los usuarios del gas natural domiciliario. ................................... 45

Tabla 8. Escala liquidación regalías .......................................................................................... 49

Tabla 9. Oferta de Gas Natural ................................................................................................ 57

Tabla 10. Lista de Empresas Distribuidoras de Gas Natural ...................................................... 75

Tabla 11. Distribución de activos de las empresas distribuidoras-comercializadoras 2009 ....... 77

Tabla 12. Distribución de activos de las empresas productoras-comercializadoras 2009 .......... 78

Tabla 13. Usuarios residenciales conectados por estrato. 2009 ............................................... 80


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Tabla 14. Usuarios no regulados por sector de consumo. ........................................................ 86

Tabla 15. Distribución de Usuarios No regulados por sector de consumo. ............................... 87

Índice de Gráficas

Gráfica 1 Cadena de Valor del Gas Natural .............................................................................. 17

Gráfica 2. Reservas de Gas Natural en Colombia ..................................................................... 26

Gráfica 3. Exportaciones a Venezuela (MPCD) ......................................................................... 28

Gráfica 4. Evolución del número de municipios con gas natural en el país ............................... 29

Gráfica 5 Distribución de la demanda ...................................................................................... 31

Gráfica 6 Distribución de la demanda del sector no eléctrico................................................... 31

Gráfica 7. Distribución de la demanda por región. ................................................................... 31

Gráfica 8 Distribución de la demanda al interior del país. ........................................................ 32

Gráfica 9 Distribución de la demanda en la Costa Atlántica. .................................................... 32

Gráfica 10. Esquema regulatorio del GN en Colombia ............................................................. 34

Gráfica 11 Cadena de valor gas natural ................................................................................... 53

Gráfica 12. Producción de gas en Colombia ............................................................................. 54

Gráfica 13. Distribución de la oferta ........................................................................................ 57

Gráfica 14. Red Nacional de Gasoductos ................................................................................. 62

Gráfica 15. Usuarios residenciales Gas Natural ........................................................................ 79

Gráfica 16. Consumo residencial por empresa. ........................................................................ 80

Gráfica 17. Distribución del consumo no residencial por tipo. ................................................. 83

Gráfica 18. Distribución del consumo no residencial por empresa comercializadora. ............... 83

Gráfica 19. Distribución del consumo comercial por empresa comercializadora. ..................... 84

Gráfica 20. Distribución del consumo industrial por empresa comercializadora. ...................... 84

Gráfica 21. Distribución del consumo oficial por empresa comercializadora. ........................... 85

Gráfica 22. Usuarios Comerciales Gas Natural ......................................................................... 85

Gráfica 23. Usuarios Industriales Gas Natural .......................................................................... 86

Índice de Paneles

Panel 1.Consumo residencial por empresas y estratos. ........................................................... 81


6

EXECUTIVE SUMMARY

This document constitutes the final report of the Study on the Gas Market in Colombia,

which aims to describe the natural gas market in Colombia, diagnosing, according to

the information available, in which segments or situations, could be presence of

conditions that would generate anticompetitive conducts.

The study is performed under the COMPAL program ("Competition and Consumer

Protection for Latin America"), a program of UNCTAD (United Nations Conference on

Trade and Development) that provides technical assistance in the areas of Competition

Policy and Consumer Protection in Latin America.

Natural gas is a resource with a steady growth in consumption in Colombia, having

increased by about one and half million registered users since 2006 until 2011. For this

reason, we find that there is great potential to develop the market and make it more

efficient.

The regulatory model chosen in Colombia is known as a model for liberalization of

competition in supply, which is characterized by competition in production and

commercialization of gas; regulation of transport and distribution, and free access to

infrastructure. This model presents the markets for gas supply, transportation,

commercialization and sales to end users, in addition to these, there is a secondary

market for resale of gas. Given this structure, in regulatory terms, the Colombian

authorities headed by the Energy and Gas Regulatory Commission set rules for

transactions between the markets.

The natural gas industry is characterized by a succession of stages upstream

(exploration, production, transportation) and downstream (distribution). The first phase

consists on the exploration and extraction, followed by the transportation to distributors

by pipeline. Finally, the distributors deliver the natural gas to end users.

Demand is divided into the following categories: Residential and commercial (19%),

Industrial (45%) Power sector (24%) and vehicular natural gas (11%), and is located

mainly in the Atlantic Coast (34%) and interior (52%), exports to Venezuela make up

approximately 14% of total demand.

Distribution companies operate through two modalities in different regions of the

country, either through exclusive service, where they act as monopolies, or by shared

service, where the gas is distributed in conjunction with other companies. Despite the

foregoing, there are areas where companies are monopolies and there is no Exclusive

Service Area declared by the CREG.

The market shows some distortions that could lead to anticompetitive situations. For

example, we found that the supply of natural gas is highly concentrated, since the

exploration and production sector is dominated by the state company Ecopetrol, which

has more than 65% of current production and over 80% of property rights (HHI over


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3000). This has as consequence that the distribution and commercialization companies

(downstream) have few options to determine the source of the gas they buy.

Meanwhile, as the field of production, gas transport is characterized by the presence of

natural monopolies due to economies of scale resulting from high fixed costs involved

in building a pipeline. Additionally, most costs are sunk since a pipeline is almost

devoid of alternative uses.

Additionally, we found that currently there is presence of a high volume of transactions

in the secondary market for resale of gas, where electricity generation plants resell

their natural gas surplus to distributors and commercialization companies. This market

is disorganized and has no methods to disclose information on transactions.

With regard to the contractual regulation on gas transactions in Colombia, we found

that there is a large number of types of contracts, which can become a source of

confusion, and increase costs as well as delays caused by the conflicts between

market participants at the time to negotiate changes in the rights and obligations of the

contract. The contracts for the supply of gas transportation used in Colombia contain a

variety of clauses for excluding responsibility aimed at the strong parties of the

contracts, such as the producers and transporters. By these kind of clauses, is agreed

the interruption of supply and transport services, even if it has been previously agreed

on a firm basis.

Finally, we found that there is a problem that arises from the unclarity of the regulator

to prohibit integration operations, but allowing exceptions. This results in discrimination

by the law towards the agent which intent to vertically integrate, being that this type of

operation is allowed only for agents who are within specific situations defined by the

regulation.

From the analysis of the previous market distortions which could lead to anticompetitive

situations, the study makes some recommendations to improve or at least control the

situations described and improve market performance. The recommendations are

summarized as follows:

i. Implement regulations that provide alternatives to more equitably distribute

demand risk.

ii. Recommend to the competition authority to investigate the conditions under

which large gas producers determine the quantities offered, so that it is

explained their reasons to offer minimal amounts which are insufficient for

demand.

iii. Review the gas related markets from the regulatory point of view through the

powers of competition advocacy, since obviously there is an imbalance

between competing agents generated by the current regulation itself, which

allows condescending scenarios to dominant actors and facilitate the

development of competition restrictive practices and unfair competition acts.


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iv. It is recommended that the Superintendent of Industry and Trade and regulators

address the issue of treatment of vertical integration in the gas sector to

determine a common position in order to avoid confusion among stakeholders.

RESUMEN EJECUTIVO

El presente documento constituye el informe final del Estudio sobre el Mercado del

Gas en Colombia, cuyo objetivo describir el mercado de gas natural en Colombia,

diagnosticando, de acuerdo con la información disponible, en qué segmentos o

situaciones, se estarían dando las condiciones que generen conductas contrarias a la

libre competencia.

El Estudio se realiza en el marco del programa COMPAL (“Fortalecimiento de

Instituciones y Capacidades en el área de Políticas de Competencia y Protección del

Consumidor en América Latina”), que es un programa de la UNCTAD (Conferencia de

las Naciones Unidas sobre Comercio y el Desarrollo) que brinda asistencia técnica en

las áreas de Políticas de Competencia y Protección del Consumidor a países de América

Latina.

El gas natural es un recurso que presenta un crecimiento constante en su consumo en

el territorio colombiano, pues ha aumentado en aproximadamente un millón y medio

los usuarios registrados desde el año 2006 hasta el año 2011. Razón por la cual, se

encuentra que existe un gran potencial para desarrollar el mercado y convertirlo en

más eficiente.

El modelo regulatorio escogido en Colombia se conoce como modelo de liberalización

de competencia en suministro, el cual se caracteriza por la competencia en la

producción y comercialización del gas; la regulación en el transporte y la distribución; y

el libre acceso a la infraestructura. Bajo este modelo se presentan los mercados de

suministro de gas, transporte de gas, comercialización de gas y el de venta al usuario

final, adicional a estos, se encuentra un mercado secundario de reventa de gas. Dada

esta estructura, en términos regulatorios, las autoridades colombianas en cabeza de la

Comisión de Regulación de Energía y Gas establecen reglas de transacción entre los

tres mercados los cuales se unen en los puntos de suministro-transporte, transporte-

distribución, y distribución-comercialización.

La industria del gas natural se caracteriza por una sucesión de etapas upstream o

aguas arriba (exploración, producción, transporte), y downstream o aguas abajo

(distribución). La primera fase consiste en la exploración y extracción, seguida del


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transporte a los distribuidores a través de gasoductos. Por último, los distribuidores

entregan el gas natural al usuario final.

La demanda está dividida en las siguientes categorías: Residencial y comercial (19%);

Industrial (45%); Sector eléctrico (24%); y Gas natural vehicular (11%), y está localizada

principalmente en la Costa Atlántica (34%) y en el interior (52%), las exportaciones a

Venezuela conforman aproximadamente el 14% de la demanda total.

Las empresas distribuidoras operan mediante dos modalidades en las distintas

regiones del país, bien sea por servicio exclusivo, en las cuales actúan como

monopolios, o por servicio compartido, mediante los cuales distribuyen el gas en

conjunto con otras empresas. A pesar de lo anterior, existen zonas donde las

empresas son monopolios y no hay Zona de Servicio Exclusivo declarada por la CREG.

El mercado muestra algunas distorsiones que podrían generar situaciones

anticompetitivas. Por ejemplo, se encontró que la oferta de Gas Natural está

altamente concentrada, pues el sector de exploración y producción está dominado por

la empresa estatal Ecopetrol, que cuenta con más del 65% de la producción actual y

más de 80% de derechos en propiedad (HHI más de 3000). Lo anterior tiene como

consecuencia que las compañías distribuidoras y comercializadoras (downstream)

tengan pocas opciones para decidir la procedencia del gas que compran.

Por su parte, al igual que el sector de la producción, el transporte de gas está

caracterizado por la presencia de monopolios naturales debido a las grandes

economías de escala resultantes de los altos costos fijos que conlleva la construcción

de un gasoducto. Adicionalmente, la mayor parte de los costos son hundidos en razón

a que un gasoducto carece casi por completo de usos alternativos.

Adicionalmente, se encontró que en la actualidad se está presentando un alto volumen

de transacciones en el mercado secundario de reventa de gas, en el cual las plantas de

generación de energía eléctrica revenden sus excedentes de gas natural a

distribuidores y comercializadores. Este mercado es desorganizado y no cuenta con

métodos para diseminar la información sobre las transacciones efectuadas.

En cuanto al régimen contractual mediante el cual se realizan las transacciones de gas

en Colombia, se encontró que existe un gran número de tipos de contratos, lo cual

puede tornarse en una fuente de confusión, además de causar un incremento de los

costos, así como demoras ocasionadas por la pugna entre los participantes del

mercado al momento de negociar las variaciones en los derechos y obligaciones del

contrato. Asimismo, los contratos de suministro de transporte de gas que se utilizan


10

en Colombia contienen una diversidad de causales eximentes de responsabilidad a

favor de las partes fuertes de los contratos como lo son el productor y los

transportadores, lo cual desvirtúa el carácter de firme del suministro de gas. Mediante

estas cláusulas se conviene la interrupción de los servicios de suministro y transporte

aún cuando se ha contratado suministro en firme.

Por último, se encontró que existe una problemática que surge a partir de la falta de

claridad del regulador al prohibir operaciones de integración permitiendo excepciones.

Esto genera una discriminación por parte de la norma hacia los agentes con

intenciones de integrarse verticalmente, siendo que éste tipo de operaciones es

permitida únicamente para los agentes que se encuentren dentro de situaciones

específicas definidas por la regulación.

Del análisis de las anteriores distorsiones del mercado que podrían generar situaciones

anticompetitivas, el estudio efectúa una serie de recomendaciones tendientes a

mejorar o por lo menos controlar las situaciones descritas, mejorando el desempeño

del mercado. Las recomendaciones se resumen de la siguiente manera:

(i) Implementar regulaciones que contemplen alternativas para distribuir más

equitativamente el riesgo de demanda;

(ii) Recomendar a la autoridad de competencia investigar las condiciones en que los

grandes productores de gas determinan las cantidades ofrecidas, de modo que se

explique la razón por la cual se ofrecen cantidades mínimas insuficientes para la

demanda.

(iii) Examinar los mercados conexos al gas desde el punto de vista regulatorio

mediante las facultades de abogacía de la competencia, pues evidentemente existe un

desbalance entre agentes competidores generado por la propia regulación actual, que

permite escenarios condescendientes con agentes dominantes y facilitan la realización

de prácticas restrictivas de la competencia y actos de competencia desleal

administrativa.

(iv) Se recomienda que la Superintendencia de Industria y Comercio y las autoridades

reguladoras aborden el tema del tratamiento a las integraciones verticales en sector

del gas para determinar una posición uniforme que evite confusiones en los agentes

del sector.


11

MARCO Y OBJETO DEL ESTUDIO

El presente informe se realizó en el marco del programa COMPAL (“Fortalecimiento de

Instituciones y Capacidades en el área de Políticas de Competencia y Protección del

Consumidor en América Latina”), que es un programa de la UNCTAD (Conferencia de

las Naciones Unidas sobre Comercio y el Desarrollo) que brinda asistencia técnica en

las áreas de Políticas de Competencia y Protección del Consumidor a países

latinoamericanos.

El estudio tiene como objetivo describir el mercado de gas natural en Colombia,

diagnosticando, de acuerdo con la información disponible, en qué segmentos o

situaciones, se estarían dando las condiciones que generen conductas contrarias a la

libre competencia.

Dado que los mercados energéticos son fundamentales para el desarrollo de la

economía de un país, para el presente caso es necesario contextualizar el mercado de

de gas natural, para lo cual se explicará el funcionamiento de dicho mercado,

detallando aspectos como la operación y regulación.

Bajo este contexto, se busca que el lector del informe obtenga suficientes bases tanto

conceptuales como estadísticas, de tal modo que adquiera una perspectiva acertada

sobre el mercado del gas natural en Colombia, y que permita una comparación

objetiva, dentro del ámbito internacional.

Para la realización del presente informe se encontró que existen diversos estudios

previos que tratan el tema del mercado de gas natural en Colombia, a partir de los

cuales se coincidió en algunos de sus planteamientos. En especial, se analizó el estudio

“Diagnóstico de las fallas de mercado de gas natural de Colombia” de Frontier

Economics (2010) en el que los autores consideraron que existen sendas fallas de

mercado en la industria del GN en Colombia, entre las cuales podemos encontrar (i)

competencia imperfecta en suministro; (ii) el problema de bien público asociado a la

confiabilidad; y (iii) la inexistencia de contratos completos que permitan gestionar

riesgos entre las partes.

Frontier Economics también identificó problemas en la regulación, señalando que el

suministro se regula parcialmente, pues aunque se han establecido medidas sobre los

precios con el fin de restringir el poder monopólico, no se han regulado las cantidades,


12

ni la calidad del gas. A su vez, advierte que la regulación ha sufrido muchos cambios en

los últimos años, lo cual da señales de inestabilidad.

De igual manera, el estudio “Propuestas de soluciones estructurales a la problemática

actual del sector de gas Natural en Colombia” realizado por la ANDESCO en el año

2008, el cual plantea tres problemas en la industria del gas natural relacionados con la

política energética, la institucionalidad, y la falta de seguimiento y control a las

políticas por parte del Estado.


13

INTRODUCCIÓN

El presente informe se realizó en desarrollo del Proyecto para el Fortalecimiento de la

Superintendencia de Industria y Comercio en Aspectos y Capacidades Técnicas en

Materia de Competencia y Protección al Consumidor, dentro del Programa COMPAL de

la UNCTAD.

Este informe ha partido de información obtenida de de las instituciones

gubernamentales de Colombia relacionadas con el mercado de gas natural, así como

de estudios y documentos de otros consultores, además de análisis propios. Constituye

el informe final del estudio sobre el mercado de gas en Colombia y en él se analizarán

los aspectos económicos de las etapas dentro de la cadena de valor de dicho mercado.

A través del informe el lector tendrá a disposición un panorama que le permitirá determinar el estado de la competencia en la industria del gas natural en Colombia. Con tal objetivo, el informe estudiará el tamaño del mercado y los agentes económicos que lo componen y que compiten en él, al tiempo que se analizarán diversos estudios previos realizados sobre el gas natural en Colombia. El diagnóstico que se presentará sobre la industria del gas natural en Colombia incorporará los factores que reflejan la dinámica del entorno en el cual los participantes de esta industria desarrollan sus actividades. Se analizarán los aspectos relacionados con la oferta y la demanda así como la evolución de la regulación aplicable al sector determinando, y cómo se influencia la competencia en la industria en el corto y mediano plazo. Para esto, se examinará separadamente cada segmento de la industria del gas natural, a saber, la producción, el transporte, la distribución, la comercialización y el suministro. Luego de la presente Introducción, en el Capítulo I se efectúa una caracterización

general del mercado de gas natural en Colombia en un contexto mundial, destacando

aspectos técnicos, estadísticos y económicos. Asimismo se presentará una descripción

de la situación colombiana actual en cuanto a sus reservas de gas y sus pronósticos a

largo y corto plazo. Por último, en este Capítulo se hará una reseña de la evolución que

ha tenido el gas natural para convertirse en un servicio público de altísima

importancia. El Capítulo 2 describe el marco legal y la regulación vigente para el

mercado de gas natural. El Capítulo 3, es si acaso el más importante del estudio, pues

se detalla a fondo la cadena de valor del gas natural en Colombia tanto para la oferta

como la demanda, describiendo todos sus eslabones hasta llegar al consumidor final,

cuales son producción – transporte – distribución - comercialización. En el Capítulo 4


14

se hará un análisis de los contratos mediante los cuales se hacen las transacciones de

gas natural en el territorio nacional. En el Capítulo 5 se realizará un análisis sobre la

estructura tarifaria del gas en Colombia, indicando su regulación y las variables que se

tienen en cuenta para su determinación. En el Capítulo 6 se hará una muy breve

reseña de los puntos más pertinentes de diversos estudios realizados sobre el gas

natural en Colombia. El último capítulo contendrá el análisis de las posibles

afectaciones a la libre competencia que se estarían presentando en mercado. Por

último, se presentan las conclusiones y se realizan recomendaciones.


15

ABREVIATURAS Y ACRÓNIMOS

GBTUD: Giga British Thermal Unit diarios

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

BP: British Petroleum Company

MBTUD: Million British Thermal Units per Day

ToP: Contratos Take or Pay

SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

MME: Ministerio de Minas y Energía

RUT: Reglamento Único de Transporte

KPCD: Miles de píes cúbicos por día

GPC: Giga píes cúbicos

MPCD: Millones de píes cúbicos al día

GNCV: Gas Natural Comprimido Vehicular

MV: Megavatio

DANE: Departamento Administrativo Nacional de Estadística

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

KBPD: Thousand Barrels Per Day

MME: Ministerio de Minas y Energía

http://www.dane.gov.co/


16

1. CAPÍTULO

GENERALIDADES

1.1. Aspectos técnicos El gas natural es un combustible ampliamente utilizado en sectores como el

residencial, comercial, industrial, petroquímico, de transporte y termoeléctrico. A nivel

mundial es un bien básico o commodity, de un gran dinamismo y proyección debido al

crecimiento constante de su consumo, el cual se ha disparado en los últimos años.

De acuerdo con sus propiedades físicas, la CREG define el gas natural como “una

mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se

encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo.”1, por su

parte, en la página web para Colombia del mayor distribuidor de gas natural en

Latinoamérica - Gas Natural FENOSA, precisan que:

“El gas natural se consume tal y como se encuentra en la naturaleza, de ahí su

nombre. El gas natural es un combustible de origen fósil que se encuentra en el

subsuelo, y procede de la descomposición de materia orgánica. El gas natural es

un combustible energético de origen natural que llega directamente a los hogares,

comercios e industrias por tuberías, de manera subterránea.”2

El gas natural cuenta con una cadena de valor cuyas fases se pueden observar en la

siguiente gráfica:

1 Resolución CREG 057 de 1996 2 http://portal.gasnatural.com/servlet/ContentServer?gnpage=1-40-2&centralassetname=1-40-4-2-0-0-0 consultada el 2012-03-24.

http://portal.gasnatural.com/servlet/ContentServer?gnpage=1-40-2&centralassetname=1-40-4-2-0-0-0

http://portal.gasnatural.com/servlet/ContentServer?gnpage=1-40-2&centralassetname=1-40-4-2-0-0-0


17

Gráfica 1 Cadena de Valor del Gas Natural

Fuente: http://www.enagas.gob.ve/info/gasnatural/cadenavalor.php consultado en 2012-03-24.

1.2. Aspectos económicos

En un principio, el Gas Natural deber ser extraído o producido, lo cual podría implicar

la existencia de un monopolio natural, pues no varias empresas pueden desarrollar

esta actividad al mismo tiempo.3 En todo caso, es de esperarse que con el paso del

tiempo el costo marginal de este segmento empiece a ser creciente, consecuencia del

agotamiento de las fuentes de extracción.

Asimismo, por tener una infraestructura de red, los segmentos de transporte y

distribución del gas también presentan características de monopolio natural. Por el

contrario, los otros segmentos de la cadena son potencialmente competitivos, es decir,

segmentos donde puede desarrollarse una importante competencia entre empresas.

En cuanto al transporte de gas, es importante resaltar que su carácter de monopolio

natural tiene fundamento en la presencia de economías de escala en la construcción y

operación de los ductos. Así, aunque los costos fijos para su construcción son muy

elevados, los costos variables son relativamente bajos pues el transporte del gas no

ofrece mayores costos o dificultades.

3 Se considera que existe un monopolio natural en un mercado cuando es menos costoso proveer dicho mercado con una sola empresa que con dos o más.

http://www.enagas.gob.ve/info/gasnatural/cadenavalor.php


18

De igual manera, el segmento de distribución de gas también tiene características de

monopolio natural, en razón de las economías de escala asociadas a la conducción del

gas por las tuberías, así como de las economías de alcance, por cuanto muchas de las

operaciones que realiza la empresa distribuidora se llevan a cabo con el mismo sistema

de distribución.

En este sentido, la doctrina en materia de monopolios naturales4, ha señalado que una

empresa tiene problemas para mantener una posición monopolística si no posee un

recurso clave o no está protegida por el Estado, por lo cual sus beneficios

monopolísticos atraen nuevas empresas al mercado haciéndolo más competitivo. En

cambio, entrar en un mercado en el que una empresa tiene un monopolio natural no

es atractivo, en cuanto los aspirantes saben que no pueden obtener los bajos costos

que disfruta el monopolista natural. De acuerdo con lo anterior, se puede suponer que

a las empresas que tienen un monopolio natural ya sea en la producción, transporte o

distribución del gas les preocuparía menos la posibilidad de que entren nuevas

empresas y reduzcan su poder de monopolio.

Bajo este contexto, en ocasiones se considera justificada la intervención del Estado en

cuanto a la regulación del mercado, dadas sus características de monopolio natural. En

estos casos, el Estado puede intervenir esta clase de mercados, mediante reglas que

garanticen su prestación contínua y eficiente, definiendo, por ejemplo, regulaciones

institucionales, o mecanismos de fijación de precios especiales con el propósito de

evitar que la empresa en situación de monopolio natural obtenga ganancias excesivas.

1.3. Contexto internacional

Según el informe estadístico presentado por la BP en Junio de 20115, el consumo

mundial de gas creció en un 7.4% para ese año, lo cual significó el incremento más

rápido desde 1984. Según BP, el crecimiento en el consumo estuvo por encima del

promedio en todas las regiones del mundo a excepción del Medio Oriente. Para el

2010, en Estados Unidos, China, India y Rusia se registraron los incrementos más

grandes en consumo de gas en la historia de cada país. Por su parte, la producción

global de gas natural creció un 7.3%, donde Estados Unidos se mantuvo como el mayor

productor mundial.

En cuanto a las reservas mundiales de gas, se observa que la región de Centro y

Suramérica, en la que se encuentra Colombia, ocupa el último lugar en cuanto a

4 Mankiw N. Gregory, Principios de Economía. 5BP Statistical Review of World Energy June 2011


19

reservas probadas con 261.6 miles de millones de pies cúbicos, mientras que las

regiones del Medio Oriente y Eurasia ocupan los primeros lugares con 2677 y 2227.6

miles de millones de pies cúbicos respectivamente.

Tabla 1. Reservas mundiales de gas

Fuente: Datos BP Statistical Review of World Energy June 2011. Construcción propia.

1.4. Contexto nacional

1.4.1. Evolución del gas como servicio público

El uso del gas natural como combustible para uso residencial en Colombia tuvo sus

inicios en la primera mitad de la década de 1920. Para dicha época, el gas era

conducido a través de mangueras hacía cocinas, que consistían en tubos metálicos con

múltiples perforaciones, llamados en aquel entonces quemadores de llama eterna, los

cuales no tenían válvulas de control y por lo tanto permanecían encendidos todo el

tiempo.

50 años después, el gas natural en Colombia encontró sus raíces como servicio público,

esto es, en la década de los años 70, fecha en la cual el Gobierno Colombiano suscribió

el primer contrato de concesión, por medio del cual se le otorgaba autorización a una

empresa en la ciudad de Barranquilla para construir las redes y prestar el servicio

público de gas domiciliario por un periodo de tiempo determinado.


20

Para esta época, debido a la ausencia de experiencia en gasoductos y de una

regulación técnica sobre el gas en Colombia, se utilizaron los aspectos fundamentales

de la regulación mexicana, la cual estaba adaptada de las normas norteamericanas.

Así, se tomó como propio lo dispuesto por el Código Mexicano sobre “Ramales y Redes

de Distribución construidos con tuberías de polietileno de alta densidad”.

Este primer proyecto que desarrolló el suministro del gas natural como un servicio

público similar a los demás, contó con acogida y éxito inmediatos en razón a que

otorgaba una mayor comodidad a los usuarios, quienes recibían el servicio

directamente en sus hogares, sin las dificultades que ofrecía la obtención de cilindros

de GLP. Posteriormente a esta etapa inicial, el servicio se expandió rápidamente a

ciudades cercanas a los campos productores, llegando a las principales ciudades de la

Costa Atlántica y del sur del Huila, a Bucaramanga, Barrancabermeja, Villavicencio,

Acacias, y finalmente, la capital Bogotá.

Seguido a este periodo, y hasta el año 1994 se suministró el servicio de gas natural a

aproximadamente 1.500.000 usuarios6 localizados en los varios centros urbanos del

país. Durante este periodo inicial se presentaron las siguientes características:7

En la Costa Atlántica se implementó un sistema de transporte regional y en las

demás regiones el gas se suministraba por medio de sistemas de transporte de

menor tamaño como los gasoductos Payoa – Bucaramanga, Dina – Neiva y

Villavicencio – Bogotá.

No existían contratos de suministro de transporte, el gas era facturado

quincenalmente y se pagaba lo que se hubiese consumido, mediante contrato

bajo la modalidad take and pay.8

Las tarifas eran fijadas de común acuerdo entre el Ministerio de Minas y

Energía y el distribuidor urbano, teniendo en cuenta los costos del servicio, la

inversión realizada y la proyección de desarrollo posterior.

Todos los gasoductos urbanos eran autorizados mediante contratos de

concesión con la Nación por periodos de 50 años.

A los usuarios industriales se les facturaba mensualmente el total consumido

sin que existieran compromisos previos de compra de gas.

Las empresas determinaban libremente las tarifas de conexión al servicio y

realizaban directamente las instalaciones internas. En los casos en que se

6Dinagas, Compilación de normas de gas natural, tomo 1, 2010. 7Ibídem. 8Posteriormente se explicará en amplitud el concepto de contratos “take and pay” y “take or pay”.


21

estratificaba el servicio, la empresa fijaba el porcentaje de subsidios cruzados

entre estratos9.

Los contratos de concesión contemplaban el pago del impuesto de transporte

(primer inciso del artículo 52 del Código de Petróleos), una contribución al

Fondo de Becas del Ministerio de Minas y Energía, el derecho preferencial del

Estado para transportar gas de su propiedad (artículo 45) y finalmente, la

obligación de vender el gasoducto al Gobierno conforme al artículo 50 del

Código de Petróleos.

Al final de esta primera fase se expidió el Decreto 408 de 1993, mediante el cual se

estableció el desarrollo del denominado “Plan de Gas”, que contemplaba la

construcción del sistema nacional de gasoductos, utilizando esquemas de BOMT y

similares, con el propósito de conectar los campos productores con los centros de

consumo. Subsiguientemente, se construyeron los gasoductos Ballena-

Barrancabermeja, Mariquita-Cali, Sebastopol-Medellín y La Belleza-Bogotá, lo cual

permitió la ampliación en la cobertura del suministro de gas natural.

Ante el éxito y el potencial de este nuevo servicio público, los reguladores colombianos

decidieron expedir una normativa sobre servicios públicos incluyendo al gas natural.

Fue así como la actividad de los servicios públicos domiciliarios fue legislada en

Colombia con la Ley 142 de 1994, que a su vez desarrolló el artículo 365 y siguientes de

la Constitución Nacional. La misma ley 142 de 1994 define el servicio público de gas

natural como “[…] el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas

combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes

o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su

conexión y medición. También se aplicará esta ley a las actividades complementarias

de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto

principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se

conecte a una red secundaria.”10

Esta ley estableció de la misma manera, que es competencia de la Nación la prestación

de los servicios públicos:

9 Según la SSPD, la estratificación es un instrumento diseñado para la clasificación de inmuebles residenciales de un municipio con base en las metodologías fijadas por el Departamento Nacional de Planeación, en función de las características externas de las viviendas, el entorno inmediato y elementos urbanísticos relevantes, útiles para deducir la calidad de vida de sus moradores. Se trata, pues, de un método que permite distinguir grupos de usuarios y establecer quiénes pueden, además de asumir los costos de los servicios, participar en la financiación de los subsidios que necesitan las personas de menores ingresos. 10 Ley 142 de 1994. Artículo 14.28.


22

“8.2. En forma privativa planificar, asignar y gestionar el uso del gas combustible

en cuanto sea económica y técnicamente posible, a través de empresas oficiales,

mixtas o privadas.

8.3. Asegurar que se realicen en el país, por medio de empresas oficiales, mixtas o

privadas, las actividades de generación e interconexión a las redes nacionales de

energía eléctrica, la interconexión a la red pública de telecomunicaciones, y las

actividades de comercialización, construcción y operación de gasoductos y de

redes para otros servicios que surjan por el desarrollo tecnológico y que requieran

redes de interconexión, según concepto previo del Consejo Nacional de Política

Económica y Social.”

El legislador, para efectos de poder lograr los objetivos definidos por la Constitución, creó una serie de instituciones encargadas específicamente de ejercer las funciones de regulación de las empresas que deben someterse a ella; así, para esos efectos, creó las Agencias del Estado denominadas “comisiones de regulación”, especializadas por sectores. Para el caso del servicio público domiciliario de gas natural creó la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG. Con la expedición de la Ley 142 de 1994 y la consiguiente creación de la CREG, se inició el proceso de regulación del uso del gas natural, con lo cual se dio apertura a la industria del gas en Colombia. De manera particular, el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 determina el ámbito funcional de las comisiones de regulación, y de manera particular, establece la facultad de éstas para someter a las empresas de servicios públicos a los diferentes regímenes de regulación, según la posición de ellas respecto del mercado; en ese sentido el numeral 73.20 de la ley en mención señala lo siguiente:

“73.20. Determinar, de acuerdo con la ley, cuándo se establece el régimen de libertad regulada o libertad vigilada o señalar cuándo hay lugar a la libre fijación de tarifas.”

De otro lado, la ley 142 de 1994 creó la figura de las “áreas exclusivas” que asignaban una zona específica del país a una empresa, para que la explotara como monopolio bajo el compromiso de suministrar el servicio de gas domiciliario a todos los usuarios potenciales durante un periodo de tiempo determinado. De esta manera, se establecieron las áreas exclusivas del Norte del Valle, adjudicada a la empresa Gases del Norte del Valle S.A. E.S.P.; Risaralda, adjudicada a Gases de Risaralda S.A. E.S.P.; Quindío, adjudicada a Gases del Quindío S.A. E.S.P.; Huila-Tolima, adjudicada a Alcanos de Colombia; Huila-Tolima y el Antiplano Cundiboyacense adjudicado a Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. Las empresas que tienen la condición de monopolio natural son sometidas al Régimen de Libertad Regulada, en virtud del cual, el regulador determina las tarifas con las que debe operar, así como el comportamiento que debe desplegar en su relación con los diferentes usuarios del servicio. De todos modos, se presentaron diversas problemáticas a raíz de las áreas exclusivas, ya que en la mayoría de los casos las


23

empresas se han enfocado hacia los consumidores industriales y las poblaciones importantes, dejando atrás el suministro del servicio a los de menor tamaño. Posteriormente, mediante la ley 401 de 1997 se creó la Empresa Colombiana de Gas, Ecogas, a la cual le fue otorgada la competencia de transporte de gas hacia el interior del país, recibiendo la infraestructura de gas propiedad de Ecopetrol. Actualmente la empresa TGI está en cabeza de dicha infraestructura luego de adquirir los activos de Ecogas.

1.4.2. Pronósticos

De acuerdo con la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios11, para los

próximos 10 años se espera que la demanda de gas natural en el país crezca 493

MPCD, lo que la ubicaría aproximadamente en 1210 MPCD, lo que equivale a una tasa

de 5,4 por ciento anual. Los sectores para los cuales se pronostica un mayor

crecimiento son el GNCV y la refinería.

El citado informe de la SSPD indica que el sector termoeléctrico tiene una expectativa

de crecimiento de 6,6 por ciento, con un incremento pronunciado en el año 2013

derivado de la futura interconexión con Panamá, que incrementaría las necesidades de

generación del país en 33 MW. Para el sector doméstico se pronostica un crecimiento

del 5 por ciento, derivado del incremento natural de la población proyectado por el

DANE. Para los próximos 10 años se prevé que la demanda del sector industrial

crecerá a una tasa moderada del 2,2 por ciento, gracias a las bajas tasas de crecimiento

de la economía esperadas durante el periodo.

De otro lado, el pronóstico de la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME,

señala que el sector de gas natural vehicular crecerá un 9,3 por ciento durante los

próximos 10 años, principalmente como consecuencia del incremento que se proyecta

en los precios internacionales del petróleo. En esta medida, el gas natural se presenta

como un sustituto importante para la gasolina y el diesel en el sector transporte por lo

cual la UPME espera que en tanto que se den incrementos en el precio de estos

combustibles, se produzca una sustitución hacia el gas natural.12 No obstante, para el

año 2014 se tendría oferta deficitaria de gas natural según las estimaciones de la

UPME.

En cuanto a las exportaciones se espera que Colombia continúe cumpliendo con el contrato de exportación hacia Venezuela suscrito entre Ecopetrol y PDVSA Gas, que

11

Superintendencia de Servicios Públicos, Estudio Sectorial Energía, Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo 2005-2009 12 UPME (2005). “La cadena del gas en Colombia (versión 2003-2005)”. Ministerio de Minas y Energía. República de Colombia.


24

inició entregas años atrás. Cabe mencionar que de acuerdo con los términos del contrato, a partir del año 2012 se iniciarán las importaciones de gas desde Venezuela hacia Colombia. No obstante lo anterior, dada la coyuntura política y económica actual, en las proyecciones de la UPME no están contemplados estos volúmenes para ampliar la oferta de gas del país. De acuerdo con la Unidad, en un escenario de crecimiento del consumo normal, se espera que el país tenga autosuficiencia hasta finalizar el año 2014, fecha a partir de la cual se necesitarán 450 MPCD adicionales para cubrir la demanda.13

13 Ibídem.


25

2. CAPÍTULO

OFERTA Y DEMANDA DE GAS NATURAL EN COLOMBIA

2.1. Reservas de gas natural en Colombia Dentro de la región de Centro y Suramérica, Colombia reportó para finales del año

2010 reservas de 4.4 miles de millones de pies cúbicos, ocupando el último lugar

dentro de los países conformantes de dicha región, como se observa en la siguiente

tabla.

Tabla 2. Reservas de gas en Centro y Suramérica

Fuente: Datos BP Statistical Review of World Energy June 2011, construcción propia.

En los últimos siete años, la Agencia Nacional de Hidrocarburos ha reportado una disminución de las reservas de gas natural en el país. Se aprecia una estabilización de las reservas entre los años 2009 y 2010, con una disminución de solo 3 por ciento, frente al decrecimiento de 13 por ciento presentado entre 2008 y 2009. A continuación se presentan las reservas de gas estimadas por pozo:

Tabla 3. Reservas de gas por pozo 2009

Campo Reservas

Probadas (GPC) Reservas No

Probadas (GPC)

Abanico 0,82 0

Cira infantas 1,42 2,6

Cusiana 1086,7 1367,39

Gala y Llanito 6,35 0

Gibraltar 141,27 14,67

La Guajira 2354,97 279


26

Campo Reservas

Probadas (GPC) Reservas No

Probadas (GPC)

Guepaje 3,13 0

La Creciente 426,7 27,5

Lisama 8,08 0,37

Maná 1,19 0

Montañuelo 0,2 0

Opón 1,62 0

Payoa 29,46 0

Provincia 13,6 0

Tenay 2,43 3,83

Toqui-Toqui 2,93 0

Yoguarf y Cantagallo 13,27 0,05

Costa 2784,8 306,5

Interior 1309,34 1388,91

Total 4094,14 1695,41

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos

La creciente producción de Gas Natural ha repercutido en unas reservas decrecientes,

las cuales han pasado de 13,282 GPC en el año 2000 a 3,342 GPC en el 2010 (ver

Gráfica 1).

Gráfica 2. Reservas de Gas Natural en Colombia

Fuente: UPME

2.2. Exportaciones de gas natural

La actividad de exportación de gas natural no constituye servicio público domiciliario ni actividad complementaria al mismo, de manera que no está sujeta a la Ley 142 de 1994, salvo en aquellos aspectos previstos de manera expresa.


27

Según el Registro de la Evaluación Estadística de Energía Mundial elaborado por BP14, a Junio de 2011, el único destino de exportación de Colombia fue Venezuela, país al que se le exportaron en el último año 2.18 miles de millones de metros cúbicos de gas. Las exportaciones de gas a Venezuela son realizadas en virtud de un acuerdo comercial

suscrito en Octubre de 2007 entre Ecopetrol y PDVSA Gas S.A, filial de Petróleos de

Venezuela S.A. Dicho contrato establece la exportación de cantidades firmes de gas

natural proveniente de los campos de la Guajira, hacia Venezuela. Una vez finalizado

este contrato, el acuerdo establece la importación de gas desde Venezuela hacia

Colombia, previendo una posible pérdida de autosuficiencia y desabastecimiento en

los próximos años. El contrato tiene una duración que vence el 31 de Diciembre de

2012. El plan de exportaciones es el siguiente:

Tabla 3. Cronograma de exportaciones a Venezuela

Cantidades Diarias (MMBTUD) Periodo

50.000,00 Fecha de inicio - 31 Diciembre 2008

150.000,00 Entre 1 de Enero 2009 – 31 Diciembre 2010

100.000,00 Entre 1 de Enero 2011 – 31 Diciembre 2012

Fuente: Ecopetrol

Aunque el contrato de exportación estableció que la cantidad diaria de gas a

suministrar en 2008 sería de 50.000 MMBTUD, en Julio de 2008 se exportaron 117.536

MMBTUD. Entre noviembre de 2007 y diciembre de 2008 diariamente se exportaron

126.070 MMBTU alcanzado un máximo de 196.000 MMBTUD. Lo anterior refleja un

crecimiento acelerado de la capacidad exportadora del campo.

14BP Statistical Review of World Energy June 2011


28

Gráfica 3. Exportaciones a Venezuela (MPCD)

Fuente: UPME

2.3. Consumo gas natural en Colombia

De acuerdo con los estudios recientemente realizados por la UPME15, Colombia tiene

expectativas de crecimiento del sector de gas natural moderadas. Según el pronóstico,

para el 2010, el inició de la recuperación económica del país y la finalización del

Fenómeno del Niño, implicó un aumento del consumo de gas natural y otros

energéticos en el sector productivo, por lo que se logró un crecimiento de 4.3%.

Así, se observa un incremento constante en el consumo de gas natural en Colombia, el

cual ha aumentado en aproximadamente un millón y medio los usuarios registrados

desde el año 2006 hasta el año 2011, como se puede apreciar en la siguiente tabla.

Tabla 4. Usuarios Gas Natural

Fuente: Datos Sistema Único de Información de Servicios Públicos. Construcción

propia.

15 Plan de Abastecimiento para el Suministro y Transporte de Gas Natural - Versión 2010

http://www.tgi.com.co/


29

Para el primer trimestre del 2011, el Ministerio de Minas y Energía reportó que del

total de 5.873.348 usuarios conectados con gas natural reportados, el 98,2%

corresponden a usuarios residenciales, 1.7% corresponde a usuarios comerciales y

0.1% corresponde a usuarios industriales.

Para el 2010, la demanda estaba localizada en la Costa Atlántica (45%) y en el interior

(55%).16 Las exportaciones a Venezuela conformaban aproximadamente el 14% de la

demanda en el año 2008.17 Los puntos principales de consumo de gas están

localizados en los grandes centros urbanos (Bogotá, Cali, Barranquilla y Medellín) y en

los lugares donde se encuentran ubicadas las plantas de generación eléctrica.

A diferencia de los mercados upstream, la distribución y comercialización contiene una

gran variedad de agentes con presencia en dichos mercados, no obstante, en la

mayoría de los casos se presentan monopolios en razón a que existe un solo

distribuidor o comercializador para su zona de influencia.

El consumo de gas en Colombia ha presentado un aumento constante aunque no

marcadamente acelerado. La siguiente gráfica muestra la evolución del número de

municipios con gas natural en el país:

Gráfica 4. Evolución del número de municipios con gas natural en el país

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

La demanda colombiana de gas tiene un fenómeno estacional ligado a los ciclos

hidrológicos colombianos vinculados al fenómeno de El Niño. Con la llegada de este

16 Datos Unidad de Planeación Minero Energética - UPME 17Ibidem.


30

fenómeno, se presenta la máxima demanda del sistema de gas natural y del sector

eléctrico. Las centrales termoeléctricas a gas aumentan su generación y por ende su

demanda de gas, como consecuencia de la baja hidrológica. En los períodos en los que

el agua es escasa y entran a generar las centrales que tienen capacidad de regulación o

las centrales térmicas que no dependen de la abundancia del agua, los precios son

superiores a los precios que se fijan en los períodos de base.18

La siguiente tabla muestra la demanda de gas natural en Colombia de acuerdo con los

sectores a quienes se les suministra el servicio:

Tabla 5. Demanda de gas natural en Colombia

Demanda de Gas Natural -

MPCD 2005 2006 2007 2008 2009 2010

TOTAL PAÍS 637 696 731 723 810 860

+ Sectores No Eléctricos 448 510 574 588 544 565

Refinería 82 91 96 91 88 99

Petroquímico 11 12 13 12 11 12

Industrial 216 231 257 264 226 239

Doméstico 106 126 134 142 141 142

GNC 33 50 74 78 76 72

+ Sector Eléctrico 189 186 157 135 266 295

Fuente: UPME

Se evidencia una alta concentración en los sectores no eléctricos, los cuales han venido ganando importancia con el paso del tiempo y actualmente reportan cerca del 60% del consumo total (ver Gráfica No. 5). Dentro de este sector el de mayor demanda es el industrial, seguido por el doméstico (ver Gráfica No. 6).

18Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


31

Gráfica 5 Distribución de la demanda

por sector.

Gráfica 6 Distribución de la demanda del

sector no eléctrico.

Fuente: UPME Fuente: UPME En esta misma línea, por región geográfica se observa que el interior del país ha

incrementado su participación dentro del consumo total, pues para finales de los 90 su

consumo era cercano al 30% y actualmente es superior al 50% (ver Gráfica No. 7), esto

se debe principalmente al crecimiento de la industria durante los últimos años. En un

principio la mayor demanda se presentaba en la Costa Atlántica cerca al principal

campo de extracción, sin embargo con el aumento y crecimiento de los gasoductos la

demanda efectiva en el resto del país ha podido aumentar.

Gráfica 7. Distribución de la demanda por región.

Fuente: UPME.

Cuando se analiza la demanda dentro de cada región se encuentra que las

características del consumo son distintas, pues mientras al interior del país se ha

venido concentrando en los sectores industrial y doméstico (ver Gráfica No. 8), en la

costa Atlántica está altamente concentrado en el sector eléctrico, y en una menor

proporción en el industrial (ver Gráfica 13).


32

Gráfica 8 Distribución de la demanda al

interior del país.

Gráfica 9 Distribución de la demanda en

la Costa Atlántica.

Fuente: UPME. Fuente: UPME.

Según el Ministerio de Minas y Energía, para el mes de marzo de 2011, el total de

usuarios conectados con gas natural ascendió a 5.873.348, divididos de la siguiente

manera:

Tabla 6. Usuarios conectados con gas natural

Usuarios conectados con gas natural

No. Usuarios %

Residenciales 5.770.427 98,2%

Comerciales 99.544 1,7%

Industriales 3.377 0,1%

Total usuarios conectados con gas natural

5.873.348 100%

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

2.4. Importaciones de gas natural Teniendo en cuenta que las reservas de gas natural colombianas son limitadas y próximas a terminar en un futuro cercano, las importaciones configuran una actividad que podría tornarse necesaria. Asimismo, puede ocurrir que el país sea exportador al mismo tiempo que importador. De acuerdo con el artículo 27 del Decreto 2730 de 2010, el proceso de importación se daría mediante los siguientes lineamientos:

1. Informar al MME, indicando la finalidad: abastecimiento de demanda interna, de Usuarios No Regulados termoeléctricos, o de la demanda externa.


33

2. Los costos del los proyectos son asumidos por el agente interesado.

3. Únicamente el gas importado para la demanda interna deberá asignarse por

medio de la subasta creada por este decreto.


34

3. CAPÍTULO

MARCO LEGAL19 Y REGULATORIO RELATIVO AL SECTOR DEL GAS NATURAL El modelo regulatorio escogido en Colombia se conoce como modelo de liberalización

de competencia en suministro, el cual se caracteriza por la competencia en la

producción y comercialización del gas, por la regulación en el transporte y la

distribución, y el libre acceso a la infraestructura.

Bajo este modelo se presentan los mercados de suministro de gas, transporte de gas,

comercialización de gas y el de venta al usuario final. Dada esta estructura, en

términos regulatorios, son necesarias reglas de transacción entre los tres mercados los

cuales se unen en los puntos de suministro-transporte, transporte-distribución, y

distribución-comercialización.

El esquema regulatorio del GN en Colombia está dado de la siguiente manera:

Gráfica 10. Esquema regulatorio del GN en Colombia

Fuente: Ecopetrol

19 La regulación completa en materia de gas natural en Colombia se encuentra en el Anexo 1

http://www.ecopetrol.com.co/


35

A continuación se describe el papel de cada una de las instituciones que se enuncian

en el esquema:20

Constitución política de Colombia: Para el gas natural como servicio público, el

artículo 365 establece que “Los servicios públicos son inherentes a la finalidad

social del Estado. Es deber del Estado asegurar su prestación eficiente a todos

los habitantes del territorio nacional”.

Congreso de la República: Según el artículo 150 de la Constitución, al Congreso

le corresponde “expedir las leyes que regirán el ejercicio de las funciones

públicas y la prestación de los servicios públicos.”

Ministerio de Hacienda y Crédito Público: Debe “Definir, formular, y ejecutar la

política económica del país, los planes generales, programas y proyectos

relacionados con esta, así como la preparación de leyes y decretos y la

regulación, en materia fiscal, tributaria, aduanera, de crédito público,

presupuestal, de tesorería, cooperativa, financiera, cambiaria, monetaria y

crediticia, sin perjuicio de las atribuciones conferidas por la Junta Directiva del

Banco de la República y las que ejerza a través de organismos adscritos o

vinculados para el ejercicio de las actividades que correspondan a la

intervención del estado en las actividades financieras, bursátil, aseguradora y

cualquiera otra relacionada con el manejo, aprovechamiento e inversión de

los recursos del ahorro público y el tesoro nacional de conformidad con la

Constitución Política y la Ley”. Según esto, direccionan y afectan las

regulaciones del sector del gas.

Departamento Nacional de Planeación: Diseña y controla las políticas de

desarrollo económico, social y ambiental del país.

Ministerio de Minas y Energía: Su responsabilidad es administrar los recursos

naturales no renovables del país, asegurando su utilización eficiente, al igual

que garantizando su abastecimiento y velando por la protección de los

recursos naturales con el fin de mantenerlos, restaurarlos y promover un

desarrollo sostenible.

Unidad de Planeación Minero Energética (UPME): Está encargada de “realizar

la Planeación del desarrollo sostenible de los sectores de Minas y Energía de

Colombia, para la formulación de las políticas de Estado y la toma de

20 Fuente portal web Ecopetrol


36

decisiones en beneficio del País, mediante el procesamiento y el análisis de

información”

Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG): Se encarga de regular los

servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible,

promoviendo el desarrollo sostenido de estos sectores, regulando los

monopolios, incentivando la competencia donde sea posible y atendiendo

oportunamente las necesidades de los usuarios y las empresas de acuerdo

con lo establecido en la Ley.

Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CNO-GAS): "es un organismo

asesor de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, creado por la

Ley 401 de 1997 y reglamentado por los Decretos 2225 de 2000 y 2282 de

2001 y tiene, entre otras funciones, la de buscar que la operación integrada

del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural sea segura, confiable y

económica".

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios: Vela por los intereses de

los consumidores residenciales, mediante el control en la prestación del

servicio. De esta forma, controla, vigila y fiscaliza las empresas del sector

domiciliario.

3.1. Regulación respecto a los contratos de suministro de Gas Natural

Las resoluciones CREG 070 de 2006, CREG 095 de 2008 , CREG 104 de 2007 y CREG 118

de 2011 establecen la regulación de los contratos de suministro. En estas se definen

los siguientes tipos de suministro de GN:

Servicio de Suministro en Firme o que Garantiza Firmeza: en este servicio se

garantiza, mediante un contrato escrito, el volumen máximo de suministro de

gas natural sin interrupciones por un periodo determinado, salvo en los días de

mantenimiento y labores programadas.

Servicio de Suministro con Firmeza Condicionada: el vendedor ofrece gas en

firme a usuarios no regulados sujeto a una condición según la cual el suministro

se interrumpe una vez el precio de bolsa de electricidad supera el precio de

escasez establecido en el Artículo 2 de la Resolución CREG 071 de 2006 o las

que la modifiquen o sustituyan.


37

Servicio de Suministro Interrumpible o que no Garantiza Firmeza: las partes

acuerdan no asumir compromiso de continuidad de entrega o recibo, sobre las

cantidades solicitadas. El servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las

partes.

Decreto 2100 de 2011

El decreto 2100 de 2011, publicado recientemente, busca corregir algunos de los

problemas identificados en estudios previos sobre el mercado del gas natural en

Colombia. Sus principales objetivos son:

- Proveer de manera confiable el gas suficiente para los usuarios.

- Generar recursos para el desarrollo social.

- Generar excedentes para la exportación.

Para asegurar el abastecimiento y la confiabilidad a los usuarios y generar excedentes

para la exportación, se establece que los productores y los transportadores tienen la

obligación de atender de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno;

para esto, se debe contar con contratos de respaldo físico (contratos con firmeza).

De otra parte, para promover la exploración y explotación de yacimientos, se

promoverá la libertad de exportaciones, sin sujeción al procedimiento de

comercialización. A su vez, el precio de las exportaciones se determinará libremente

entre las partes, y se atenderá prioritariamente la demanda interna.

Para garantizar la mayor confiabilidad se realizaran inversiones en este ámbito,

asimismo, se remunerarán las mejores alternativas técnicas desde un punto de vista de

costo beneficio según metodología que debe expedir la CREG.

Por último, en cuanto a la comercialización del GN, la CREG debe promover la

competencia por el mercado, la formación de precios eficientes mediante procesos

que reflejen el costo de oportunidad del recurso, mitigar los efectos de la

concentración del mercado, y generar información oportuna y suficiente para los

Agentes.

Resolución 118 de 2011

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 118 de

2011, la cual tiene por objeto ajustar el procedimiento de comercialización,

establecido en la Resolución CREG 095 de 2008, de acuerdo con los lineamientos


38

establecidos para el período de transición fijado en el parágrafo 1 del artículo 11 y los

artículos 31 y 32 del Decreto 2100 del 2011. El período de transición se terminó el 31

de diciembre de 2011.

Con esta resolución se establecieron tres tipos de contratos mediante los cuales

pueden ser comercializadas las cantidades de gas natural en firme:

1. Contrato firme con Take or Pay.

2. Contratos de Firmeza Condicionada.

Opciones de Compra de Gas (OCG).

3.2. Análisis de los contratos en el mercado de gas colombiano

El mercado de gas natural en Colombia es pequeño en relación con otros países más

desarrollados alrededor del mundo. Este mercado ha desarrollado un régimen propio

y particular de contratación, el cual está dirigido en su mayor parte al sector de la

producción, que controla la mayoría de los lineamientos comerciales de la industria.

No obstante existe en Colombia una amplia regulación para todos los sectores del

mercado de gas natural, los productores de gas se han mantenido en el ejercicio del

control de los contratos de venta de gas, imponiendo sus condiciones gracias a su

posición de dominio contractual.

Estudios nacionales e internacionales han sostenido que el hecho que en Colombia

exista un gran número de tipos de contratos puede tornarse en una fuente de

confusión, además de causar un incremento de los costos, así como demoras

ocasionadas por la pugna entre los participantes del mercado al momento de

negociarlas variaciones en los derechos y obligaciones del contrato. Según esta

opinión, la extensa variedad de contratos representa la debilidad más importante en el

régimen contractual de gas en Colombia, ya que al compararse con mercados mayores,

se encuentra que el número de tipos de contratos es excesivo.

La falta de un estándar en los términos de los contratos puede resultar en dificultades

para cumplir con las obligaciones impuestas por el contrato. Por lo tanto, se entiende

que para que exista un mercado eficiente, los términos comerciales deben ser

consistentes en todos los tipos de contratos, permitiendo una adecuada interpretación

por los suscribientes y un control más armónico por parte de las entidades de

vigilancia.


39

Por lo demás, una de las fortalezas de los contratos de gas en el mercado colombiano

ha sido la introducción de los contratos de opción de compra, el cual otorga una gran

flexibilidad tanto a los oferentes como a los usuarios de gas para acceder al suministro

en firme cuando es requerido.

3.3. Clasificación de los contratos de gas

3.3.1. Contrato de opción de compra – OCG (Resolución CREG 118 de 2011)

“Contrato en firme, bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador paga una

prima por el derecho a tomar hasta una cantidad en firme de gas y un precio de

suministro al momento de la entrega del gas nominado, y cuyos valores serán

acordados libremente. Las condiciones para el ejercicio de la opción serán acordadas

libremente entre las partes, así como las cantidades de gas nominadas y que deben ser

aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción. La prima es un valor que se pagará

en los términos acordados entre las partes (anual, semestral, trimestral o

mensualmente). El vendedor debe garantizar la entrega de gas hasta por el 100% de la

cantidad contratada.”21

Aspectos importantes contrato opción de compra

El comprador solamente paga, (i) prima bilateral acordada; (ii) un precio de

ejercicio acordado libremente;

El vendedor se compromete a garantizar la entrega del gas hasta por el 100%

contratado.

El precio se acuerda libremente entre las partes por las cantidades de gas

nominadas y aceptadas. Estos podrán superar los precios de la Res. 119 de

2005.

La prima es un valor predeterminado que se pagará en los términos acordados

por las partes

3.3.2. Contrato Take or Pay (Pague lo contratado)

“Contrato en firme, bilateral, escrito y a término, en el cual el comprador se

compromete a pagar un porcentaje (% de ToP) del gas contratado,

independientemente de que éste sea consumido. El vendedor se compromete a tener a

disposición del comprador el 100% de la cantidad contratada.

21

Artículo 5 Resolución CREG 118 de 2011.


40

El precio del gas por todo concepto que se establezca para esta modalidad contractual,

deberá estar relacionado de manera inversa al Porcentaje de Take or Pay (% de ToP), o

cantidad de gas que se comprometa, independiente del consumo. En esta modalidad

contractual se ofrece un Servicio de Suministro en Firme o que Garantiza Firmeza.

El comprador tendrá el derecho a utilizar el gas pagado y no tomado, durante los doce

(12) meses siguientes al pago del gas no tomado, en el punto de Entrega definido

contractualmente. Para el efecto, el vendedor podrá cubrir la obligación de entrega con

gas propio o con gas proveniente de terceros, asumiendo en todo caso el costo del

transporte adicional que se requiera.”22

Aspectos importantes contrato Take or Pay

La obligación del comprador es pagar siempre un porcentaje (% de ToP) o

volumen determinado del gas contratado.

El gas consumido realmente es independiente de la obligación de pago.

Es un contrato firme al 100% por el volumen contratado.

Es un derecho del comprador consumir el gas pagado y no consumido durante

los 12 meses siguientes al pago.

Su precio es más bajo que el precio del gas en el contrato pague lo demandado

(Take and Pay).

Los contratos de largo plazo más importantes en gas son los de las centrales térmicas,

esto por el alto riesgo de demanda y la posibilidad que las inversiones sean específicas

por lo costoso de trasladar las plantas. Los contratos de largo plazo de las térmicas

tienen dos características básicas:

Precio regulado (por Opón o Guajira);

Cantidades de compra mínima (take or pay);

Penalizaciones pactadas entre las partes.

Según Frontier Economics,23el uso de cláusulas take or pay en Colombia ha sido

bastante contencioso. Estas cláusulas se pueden justificar en términos de eficiencia y

existen, de hecho, teorías en economía que intentan explicar la existencia de cláusulas

take or pay, estas señalan que este tipo de cláusulas es una forma de compartir

riesgos y otras lo ven como un mecanismo para asegurarse que los contratos se

cumplan.

22Artículo 4Resolución CREG 118 de 2011. 23Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


41

3.3.3. Contrato Pague lo Demandado o “Take and Pay”

Tipo de contrato de compraventa o de suministro de gas natural en el cual el

comprador o quien percibe el suministro solamente paga, por todo concepto, hasta el

Precio Máximo Regulado, el gas consumido; y el vendedor o el proveedor se

compromete a garantizar la entrega de gas hasta por la demanda identificada

contractualmente.

En tanto existan reservas y el suministro sea técnicamente factible, el Contrato Pague

lo Demandado garantiza firmeza en el abastecimiento de gas natural, hasta por la

Demanda Identificada de gas prevista en el contrato.24

3.3.4. Contratación de Suministro en Firme

• Los contratos en que sean pactados los Servicios de Suministro en Firme deben

ser respaldados físicamente.

• El respaldo físico significa que el vendedor debe disponer, a la fecha de

suscripción del contrato, de las reservas y la capacidad de producción

suficientes para cumplir con el contrato.

• Adicionalmente debe identificar el campo de donde proviene el gas, de tal

forma que las cantidades contratadas puedan ser exigibles en cualquier

momento.

• Para estos efectos es posible realizar transacciones de compra y venta de gas

natural entre productores – comercializadores de diferentes campos de

producción.

Una crítica importante realizada constantemente a los contratos de suministro en

firme radica en que la firmeza se torna relativa en la medida en que el contrato en

mención contiene cláusulas que le permiten al vendedor pagar una indemnización en

caso de falla en el suministro. Esto ha sido insistido por observadores internacionales

en diversos estudios argumentando que el suministro no puede ser considerado como

en firme “por cuanto, aunque en principio las plantas térmicas pueden pasar a

combustibles líquidos, tampoco la disponibilidad de éstos fue suficiente, tal como se vio

en el pasado Niño, a pesar de que en este caso, la CREG había tenido el cuidado de

hacer auditorias a las plantas térmicas, pero no a los suministradores”.25

3.3.5. Contrato Interrumpible

24Resolución No. 023 de 2000. 25Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


42

Servicio de suministro interrumpible o que no garantiza firmeza.

• Definido previamente por la Resolución 057 de 1996 que fue derogada por la

Resolución 070 de 2006.

• Servicio de suministro de gas en el que las partes acuerdan mediante un

contrato escrito no asumir compromiso de continuidad en la entrega o recibo,

sobre las cantidades solicitadas.

• Este servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los

términos definidos en el contrato.

3.3.6. Contratos “Over the Counter, OTC”

En los que no hay un contrato homogéneo centralizado sino contratos heterogéneos

de acuerdo a las condiciones de comprador y vendedor. Estos contratos bilaterales

son interrumpibles y se consideran de “ocasión” ya que el vendedor puede tener un

mejor uso para este gas (p. ej. generarlo). Sus primeras transacciones se empezaron a

ver en el año 2000 y el comprador confirma el interés un día antes de la entrega de gas

por parte del vendedor.

En este contrato, el vendedor de gas, generalmente, se hace cargo del suministro y del

transporte, por lo tanto, debe identificar el punto de entrega y reservar capacidad de

transporte excedente del punto de entrega del productor al punto de consumo del

comprador aguas abajo. Debe nominar esa capacidad al transportador de la zona y

nominar al productor y al transportador la cantidad que necesita. Las transacciones

son confidenciales y se conoce muy poco los volúmenes aunque se conocen los

principales participantes.26

3.4. Regulación sobre las tarifas del Gas Natural en Colombia

3.4.1. Precios de referencia del Gas Natural en Colombia

De acuerdo con la regulación colombiana, el precio del GN depende de la fuente de

suministro. Los campos de los cuales se extrae el gas natural se dividen en campos con

precios regulados y no regulados. Según la Resolución CREG 119 de 2005, los campos

con precios regulados son:

- Gas Guajira

- Gas Opón.

26Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


43

En el resto de campos los precios se fijan libremente.

En cuanto a la regulación de precios, los numerales 2 y 3 del Artículo 88 de la Ley 142

de 1994 establecen que:

“88.2.- Las empresas tendrán libertad para fijar tarifas cuando no tengan una

posición dominante en su mercado, según análisis que hará la comisión respectiva,

con base en los criterios y definiciones de esta ley.

88.3. – Las empresas tendrán libertad para fijar tarifas, cuando exista

competencia entre proveedores. Corresponde a las comisiones de regulación,

periódicamente, determinar cuándo se dan estas condiciones, con base en los

criterios y definiciones de esta ley”.

Resolución CREG 119 de 2005

De acuerdo con el artículo 3 de la Resolución CREG 119 de 2005, los precios máximos

regulados en dólares por millón de BTU, para el Gas Natural colocado en los Puntos de

Entrada a los Sistemas de Transporte, son los siguientes:

1. Para le Gas Natural Libre producido en los campos de la Guajira y Opón, el

Precio Máximo Regulado, será el que resulte de aplicar la siguiente fórmula:

Donde:

= Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t),

expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU)

= Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1).

= Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1).

= Promedio aritmético del índice en semestre anterior (t-2).

= New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0% Sulfur LP Spot Price, según la serie

publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information

Administration – www.eia.doe.gov).

Para efectos de la aplicación de la fórmula anterior se tiene en cuenta lo siguiente:

http://www.eia.doe.gov/


44

a) Para el del gas natural producido en los campos de la Guajira el cambio

de semestre será el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año. Para el del

gas natural producido en los campos de Opón el cambio de semestre será el 1

de enero y el 1 de julio de cada año.

b) El que se utilizará para la aplicación a la fórmula anterior por primera

vez, después de la entrada en vigencia de la presente Resolución, será el último

precio calculado con base en las Resoluciones 039 de 1975 y 061 de 1983 del

Ministerio de Minas y Energía para el gas natural producido en los campos de la

Guajira y Opón, respectivamente.

c) El que se obtiene con la aplicación de la fórmula contenida en el presente

Artículo se expresará con cuatro (4) cifras significativas, redondeando la cuarta

cifra decimal con base en la quinta como usualmente se hace, es decir, si la

quinta cifra decimal es menor o igual que 5, la cuarta se mantiene igual,

mientras que si es mayor que 5, la cuarta cifra decimal se incrementará a la

siguiente unidad.

2. A partir de la vigencia de la Resolución CREG 018 de 2002, se establecen como

Precio Máximo Regulado para el Gas Natural Asociado producido en Cusiana y

Cupiagua, en condiciones de ser inyectado en los Puntos de Entrada al Sistema

Nacional de Transporte, los siguientes valores:

a) US$ 1.40/MTUB si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del

gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es

inferior o igual a 180 MPCD.

b) Un precio sin sujeción a tope máximo, si la capacidad de las instalaciones

para el tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema

Nacional de Transporte, es superior a 180 PCD.

Estructura tarifaria

La identificación del costo del servicio y de precio que se cobra a los usuarios se conoce

como estructura tarifaria. El costo del servicio es el resultado de agregar los costos de

cada una de las etapas del proceso (producción, transporte, distribución y

comercialización). De esta forma el costo del servicio o costo unitario está dado por:


45

Donde:

j = rango j de consumo

m = Mes de prestación del servicio

Gm = Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural

destinado a Usuarios regulados, aplicable en el mes m.

Tm = Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas en el Sistema

Nacional de Transporte destinado a Usuarios Regulados, aplicable en el mes m.

p = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas del Sistema Nacional de Transporte y en

el Sistema de Distribución equivalente a 3.5%, desagregando en un 1% para el Sistema

Nacional de Transporte y un 2.5% para el Sistema de Distribución.

TVm = Costo máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural comprimido

en vehículos de carga de acuerdo con la metodología definida por la CREG.

Pm = Costo de compresión del gas natural expresado en $/m3.

Dvjm = Componente variable del cargo de distribución en $/m3 permitido al

Distribuidor por uso de la red aplicable en el mes m correspondiente al rango j de

consumo. No incluye la conexión.

Dfjm = Componente fijo del cargo de distribución, expresado en $/factura, aplicable en

el mes m correspondiente al rango j de consumo. El componente fijo para los usuarios

del primer rango de consumo de la canasta de tarifas será igual a cero.

Cm = Cargo máximo de Comercialización expresado en pesos por factura aplicable en

el mes de facturación

Las tarifas al usuario domiciliario están establecidas de la siguiente forma:

Tabla 7. Estructura tarifaria a los usuarios del gas natural domiciliario.

TARIFA = VALOR

Tarifa estratos 1, 2 = CU - Subsidio

Tarifa estrato 3 = CU - Subsidio

Tarifa estrato 4 y Oficial = CU

Tarifa estratos 5, 6 = CU + Contribución

Fuente: CREG

Las tarifas de los primeros tres estratos están subsidiadas por los estratos 5 y 6. Esta

estructura de precios diferenciada refleja que la demanda está dividida inicialmente

por un aspecto socioeconómico.


46

Teniendo en cuenta que la tarifa final al usuario remunera los diferentes agentes de la

cadena de valor del gas natural, la Superintendencia de Servicios Públicos

Domiciliarios27, definió los siguientes componentes tarifarios asociados a cada uno de

ellos:

G: Componente de compras de gas

T: Componente de transporte de gas

C: Componente de comercialización de gas

D: Componente de distribución de gas

Con base en los anteriores componentes, la empresa distribuidora de gas calcula tanto

el cargo fijo como el variable, conforme a las fórmulas establecidas por la CREG28. Los

componentes de compras y transporte de gas natural son afectados directamente por

el comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado (TRM).

Ahora bien, sobre el caso particular del precio del gas de los campos de La Guajira, se

encuentra que éste se encuentra regulado por la Resolución 039 de 1975 de la

Comisión de Precios del Petróleo y del Gas Natural y se actualiza en febrero y agosto

de cada año a partir del índice “New York Harbor Residual Fuel Oil 1 por ciento Sulfur

LP Spot Price”, publicado por el Departamento de Energía de Estados Unidos en el

siguiente portal web www.eia.doe.gov.29 Por su parte, a partir de la Resolución CREG

119 de 2005 se determinó que el precio del gas de Cusiana, no estaría sujeto a un tope

máximo.

En el mercado secundario, el precio del gas no cuenta con restricciones y es

determinado de acuerdo con la oferta y la demanda.

La Resolución CREG 011 de 2003 establece los criterios generales para remunerar las

actividades de comercialización y distribución de gas combustible para clientes

regulados. Los contratos para distribución y comercialización de gas natural para

usuarios no regulados se pactan bilateralmente entre las partes, sin injerencia alguna

de la CREG. Los usuarios no regulados pueden contratar con cualquier empresa

productora, distribuidora o comercializadora a nivel nacional.

3.4.2. Subsidios y contribuciones

27 Superintendencia de Servicios Públicos, Estudio Sectorial Energía, Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo 2005-2009 28Artículos 32, 34 y 40 de la Resolución CREG 011 de 2003. 29La aplicación de este índice se inició en el año 2006, según lo dispusola Resolución CREG 119 de 2005. Anteriormente el índice utilizado eraprecio FBO del Fuel Oil.

http://www.eia.doe.gov/


47

La Ley 142 de 1994 estableció la aplicación de subsidios a los usuarios residenciales de

los estratos 1, 2 y 3, con subsidios máximos de 50%, 40% y 15% respectivamente,

aplicable al consumo. Dichos subsidios se cubrirían con el recaudo de una contribución

del 20% cobrado a los usuarios residenciales de estratos 5 y 6, y los usuarios no

residenciales. La CREG en 1996 determinó un cronograma de desmonte de los

subsidios reduciéndolos en el sector residencial y eliminándolos para los sectores

térmico, petroquímico y GNV. Posteriormente, con la Resolución 015 de 1997 la CREG

fijó en 8.9% el porcentaje de contribución de los usuarios industriales y comerciales.

A partir de la Ley 812 de 2003, se ordenó la modificación en la forma de aplicación de

los subsidios, procurando que el incremento tarifario correspondiera al incremento del

IPC. A partir de la aplicación de la nueva metodología, los usuarios de estratos 1 y 2 no

pagan cargo fijo, sino que su facturación se basa en la tarifa equivalente actualizada

mensualmente, sobre la cual se aplica el porcentaje de subsidio correspondiente, que

se actualiza mensualmente con la variación del IPC.

Posteriormente, con la Ley 1117 de 2006, se modificaron los porcentajes máximos de

subsidios para el sector residencial, fijándolos en 60% para el estrato 1 y 50% para el

estrato 2.

3.4.3. Contribución de Solidaridad

Es un recurso público nacional, su valor resulta de aplicar el factor de contribución que

determina la ley y la regulación, a los usuarios pertenecientes a los estratos 5 y 6 y a

los industriales y comerciales, sobre el valor del servicio.

3.4.4. Impuesto al Transporte

El artículo 52 del Código de Petróleos. Lo define como impuesto que se cobra sobre el

valor del gas efectivamente transportado a la tarifa de transporte de cada gasoducto.

3.4.5. Contribución de Cuota de Fomento

Es una contribución parafiscal sobre el valor de la tarifa del gas objeto de

transporte efectivamente transportado.

Lo pagan todos los remitentes del Sistema de Transporte.

Con estas contribuciones se crea el Fondo Especial Cuota de Fomento (MME),

con el propósito de de cofinanciar proyectos de infraestructura de gas natural

en los municipios y el sector rural con mayor nivel de necesidades básicas

insatisfechas.


48

3.5. Regulación respecto a las exportaciones de Gas Natural

Las exportaciones e importaciones de gas natural están reguladas en Colombia bajo la

figura de intercambios comerciales internacionales de gas natural. Para esto, el

regulador diseñó el siguiente marco legal:

“Artículo 23 Ley 142 de 1994

“Artículo 23. Ámbito territorial de operación. Las empresas de servicios

públicos pueden operar en igualdad de condiciones en cualquier parte del

país, con sujeción a las reglas que rijan en el territorio del correspondiente

departamento o municipio.

Igualmente, conforme a lo dispuesto por las normas cambiarias o fiscales,

las empresas podrán desarrollar su objeto en el exterior sin necesidad de

permiso adicional de las autoridades colombianas”.

Artículo 59 Ley 812 de 2003

“Artículo 59. Intercambios comerciales Internacionales de Gas Natural. Los

productores de gas natural podrán disponer libremente de las reservas de

este recurso energético para el intercambio comercial internacional y

podrán libremente ejecutar la infraestructura de transporte requerida. El

Gobierno Nacional establecerá los límites o instrumentos que garanticen el

abastecimiento nacional de este combustible, respetando los contratos

existentes”.

Decreto Reglamentario 3428 de 2003 modificado por el Decreto 2687 de 2008

Agente Exportador: Es una persona jurídica que exporta gas natural.

Agente Importador: Es una persona jurídica que importa gas natural.

Agentes Operacionales y/o Agentes: Son las personas naturales o

jurídicas entre las cuales se dan relaciones técnicas y/o comerciales

de compra, venta, suministro y/o transporte de gas natural,

comenzando desde la producción y pasando por los sistemas de

transporte hasta alcanzar el punto de salida de un usuario. Son

Agentes los Productores-Comercializadores, los Comercializadores,

los Distribuidores, los Transportadores, los Usuarios No Regulados y

los Almacenadores Independientes de gas natural.


49

Factor R/P de Referencia: Es el resultado de dividir las Reservas de

Referencia entre la Producción de Referencia. El Factor R/P de

referencia será calculado y publicado por el Ministerio de Minas y

Energía, por lo menos una (1) vez al año.

Régimen de precios de las exportaciones de gas natural

El precio del gas natural destinado a la exportación, incluyendo el precio del

transporte, será pactado libremente entre las partes; no obstante, si para realizar los

respectivos suministros se utilizan tramos que hagan parte del Sistema Nacional de

Transporte de Gas Natural, se remunerará al Transportador de acuerdo con los cargos

aprobados por la CREG.

Restricciones a las exportaciones del Gas Natural

La CREG definió las siguientes restricciones a las exportaciones del Gas Natural:

Por existir reservas insuficientes de gas natural;

Por existir restricciones transitorias de suministro y / o transporte;

Por existir solicitudes factibles de suministro no atendidas

3.6. Regulación respecto a las regalías

Las regalías por gas natural están contempladas bajo el marco constitucional en los

artículos 360 y 361 de la CN, y su marco legal es la Ley 141 de 1994 y la Ley 756 de

2002. Su liquidación está a cargo del Ministerio de Minas y Energía y su recaudo a

cargo de la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Para liquidar las regalías por la explotación de hidrocarburos de propiedad nacional

sobre el valor de la producción en boca de pozo, se aplica el porcentaje que resulte de

aplicar la siguiente escala:

Tabla 8. Escala liquidación regalías

Producción diaria promedio mes (barriles/día)

Porcentaje

Para una producción igual o menor a 5 KBPD

8 %

Para una producción mayor a 5 KBPD e inferior o igual a 125 KBPD. Donde X= 8 + (producción KBPD- 5 KBPD)* (0.10)

X %


50

Producción diaria promedio mes (barriles/día)

Porcentaje

Para una producción mayor a 125 KBPD o inferior o igual a 400 KBPD

20%

Para una producción mayor a 400 KBPD e inferioro igual a 600 KBPD. Donde Y=10 + (producción KBPD–400 KBPD)* (0.025). Para una producción mayor a 600 KBPD

Y%

Fuente: Ley 756 de 2002.

3.7. Racionamiento programado Después de la baja hidrología generada por la presencia del Fenómeno del Pacífico en

el mes de agosto de 2009, el sistema eléctrico nacional comenzó a hacer uso en mayor

medida del parque de generación térmico, lo cual incrementó la demanda de

combustibles, en especial gas natural.

El 29 de septiembre de 2009, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución

181654 (aún vigente) en la cual declaró un racionamiento programado de gas

natural.30 Durante este racionamiento, la demanda de gas debía ser priorizada con

base en lo establecido previamente en el Decreto 880 de 200731. Bajo esta Resolución

se estableció el siguiente orden de prioridad para asignación de gas natural y/o

capacidad de transporte entre agentes que cuentan con el mismo orden de prioridad:

1. La demanda de gas natural para estaciones compresoras.

2. La demanda de gas natural con destino a usuarios residenciales y pequeños

comerciales inmersos en la red de distribución

3. La demanda de gas natural eléctrica nacional. La asignación se hará entre

los agentes que estando en el despacho económico eléctrico, se requieran

en el orden de seguridad, calidad o confiabilidad del SIN. Se les asignará

30

En desarrollo del Racionamiento programado han sido expedidas más de 12 Resoluciones por parte del MME, otras por parte de la CREG y un Decreto modificatorio del Decreto 880 de 2007 31 Modificado por Decreto 4500 de 2009. Fija el orden de atención prioritaria cuando se presentan insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitoria, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda, así:

1. Contratos que garanticen firmeza en el suministro y/o transporte de gas. 2. Contratos que garanticen firmeza en el suministro y/o transporte de gas con destino a

atender el Mercado secundario. 3. Contratos de parqueo. 4. Contratos que no garantizan firmeza en el suministro y/o transporte de gas natural.


51

como máximo el gas requerido para el despacho económico eléctrico

asociado a la demanda de gas natural eléctrica nacional.

4. La demanda de los comercializadores de GNCV.

5. Las cantidades restantes se asignarán a la demanda de gas natural

remanente, la demanda de gas natural con destino a exportaciones y la

demanda de gas natural eléctrica con destino a exportaciones así: Si son

suficientes se asignarán de acuerdo con las nominaciones; Si no son

suficientes (i) la demanda remanente a prorrata de las cantidades

nominadas por cada agente, (ii) la demanda de gas natural con destino a

exportaciones y (iii) la demanda de gas natural eléctrica con destino a

exportaciones.

En concordancia con lo establecido en el Decreto 880 de 2007, los agentes de cada

sector debían contar con contratos de suministro en firme para ser priorizados. La

Resolución 182074 del 23 de Noviembre de2009 redefinió los criterios de priorización,

ubicando en tercer lugar de prioridad al sector de gas vehicular y excluyó la firmeza de

los contratos de suministro como criterio de asignación. De esta manera, se garantiza

la asignación de gas a los agentes con contratos interrumpibles y que se encuentran

dentro de los sectores priorizados en la Resolución 181654. Esta priorización aplica

solamente para aquellos agentes que tengan suscritos contratos de suministro y

transporte en el mercado primario.32

32 Ibídem.


52

4. CAPÍTULO

CADENA DE VALOR DEL GAS NATURAL

La industria del gas natural se caracteriza por una sucesiva integración vertical de las

etapas upstream o aguas arriba (exploración, producción, transmisión), y downstream

o aguas abajo (distribución y oferta)33.

La exploración consiste en la identificación y localización de áreas que contienen

hidrocarburos, lo cual es posible mediante la geofísica de exploración. En esta

actividad se realizan mapas que permiten identificar las características de las áreas de

estudio; a su vez, se obtiene información magnética y gravimétrica de la zona. El

análisis de la información adquirida permite establecer las áreas que probablemente

contienen depósitos de hidrocarburos, en caso de ser alta dicha probabilidad se

procede a perforar. La perforación es la única forma de tener certeza sobre la

presencia de hidrocarburos en el subsuelo.

Una vez encontrados los depósitos de hidrocarburos, la siguiente etapa es la

producción, la cual consiste en la extracción, por medio de diferentes equipos y

métodos, del gas natural, desde el subsuelo hasta la superficie. En general, la presión

del gas en el subsuelo es superior a la atmosférica, lo cual implica que el gas saldrá sin

intervención externa, sin embargo, en la medida en que se va agotando es necesario el

uso de compresores o de métodos más complejos para su extracción, esto hace que

con el paso del tiempo los costos de extracción sean mayores.

Después de extraer el gas, éste debe ser procesado para que cumpla con los

requerimientos para su uso final. En cada yacimiento, la composición del gas es única

por lo que el tratamiento puede diferir entre campos de producción. Las actividades

que comúnmente se realizan durante el procesamiento son: separación inicial (el gas

no se encuentra sólo en los yacimientos, generalmente está acompañado de petróleo

y agua), filtrado (se retira el material sólido), endulzamiento, deshidratación,

extracción de hidrocarburos pesados y compresión.

Una vez realizada la extracción, el gas debe ser transportado a los distribuidores a

través de gasoductos, los cuales son tuberías por medio de las cuales se transporta el

gas aprovechando la diferencia de presiones. Otra forma de transportar el gas es

33Fosco, C. y Saavedra, E (2003). “Mercados de gas natural: Análisis comparado de la experiencia internacional”.


53

convirtiéndolo en líquido (Gas Natural Licuado) y embazándolo en buques. Por último,

se realiza la distribución la cual consiste en entregar el GN al usuario final.

Las actividades de transporte y distribución, al igual que la de producción, poseen

características de monopolios naturales, dados los costos hundidos en los que se

incurre para construir el gasoducto, siendo una razón aparente para ello el hecho que

dichos costos generan ineficiencias en la duplicación de redes. Por último, se

encuentra que la comercialización del gas es potencialmente más competitiva en el

sentido que la oferta a consumidores es mayor.

Las etapas de producción, transporte, distribución y comercialización se comportan de

manera particular, lo cual hace que esta industria tenga características especiales y su

regulación no sea sencilla.

Así las cosas, la cadena de valor del gas natural incluye una serie de agentes

económicos que desarrollan distintos roles hasta llegar al consumidor final. El siguiente

cuadro ilustra la composición de la cadena y sus interacciones.

Gráfica No. 11 Cadena de valor gas natural

Fuente: CREG-2011

4.1. PRODUCCIÓN

La producción de gas natural consiste en el gran cúmulo de operaciones necesarias para llevar el gas natural hasta la boca de pozo, tales como la exploración, perforación, producción y recolección. La recolección es la reunión del gas natural producido por bocas de pozo individuales y su transporte hacia el punto donde es introducido al gasoducto. Este último proceso usualmente es considerado como parte de la


54

producción, en razón a que en la mayoría de los casos los productores son los propietarios de las tuberías de recolección.

La Comisión de Regulación de Energía define al productor de gas natural de la

siguiente manera:

“Es la empresa que produce y extrae gas natural de los yacimientos. Actúa como

comercializador mayorista ante grandes usuarios como industrias, termoeléctricas

y distribuidores de gas natural. Puede participar en el mercado secundario de

suministro y transporte34 y exportar el producto según la regulación vigente de la

CREG. Actualmente existen ocho (8) empresas productoras en el país”.

Ahora bien, centrándonos en el mercado interno colombiano, se observa un

incremento constante aunque no pronunciado de producción. De acuerdo con la

Asociación Colombiana de Gas Natural, el gas natural ha venido incrementando su

participación en Colombia como una de las principales fuentes de generación de

energía, tendencia que se ha evidenciado en el resto del mundo. De esta forma, para

el 2009 significó el 24% de la canasta energética del país, siendo superado únicamente

por el petróleo. Para el final del año 2010 se produjeron 9.1 miles de millones de

metros cúbicos de gas, un 4.5% más que en el año 2009. Con este incremento la

producción completó siete años con un crecimiento positivo y en los últimos 10 años

aumentó cerca del 70%. Las siguientes tablas presentan la estadística de los últimos

años.

Gráfica 12. Producción de gas en Colombia

Fuente: Datos BP Statistical Review of World Energy June 2011. Construcción propia.

34Mercado Secundario: “Es el mercado de gas natural y de capacidad de transporte, donde los Remitentes

con Capacidad Disponible Secundaria y/o Agentes con Derechos de Suministro de Gas pueden comercializar

libremente sus derechos contractuales”. Resolución CREG 033 de 1999.


55

4.1.1. Empresas productoras

La regulación colombiana establece que deben existir separaciones entre los

diferentes agentes de la cadena de valor del gas natural. Así lo establece el artículo 5

de la Resolución CREG No 53 de 2006:

“ARTICULO 5o. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES. Con el fin de garantizar el acceso

abierto al sistema nacional de transporte de gas natural, el transporte de gas

natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y

distribución del gas natural. En consecuencia, los contratos de transporte y las

tarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de las

condiciones de las de compra o distribución y de su valoración.

(subraya fuera de texto)

No obstante, la misma normativa establece que las empresas prestadoras de servicios

públicos constituidas con anterioridad a la Ley 142 de 1994, podrían continuar

prestando el servicio en forma combinada:

“Las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución

pueden ser comercializadoras. Las empresas prestadoras de servicios públicos,

constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán

continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa

fecha y además la actividad de comercialización, siempre y cuando, a partir de la

expedición del plan único de cuentas por parte de la Superintendencia de Servicios

Públicos, tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus

actividades, de acuerdo con los sistemas uniformes establecidos por la

Superintendencia. De la misma forma procederán todas las empresas que

desarrollen simultáneamente actividades de distribución de energía eléctrica y de

venta o distribución de gas combustible. En ningún caso, podrán dar un trato

preferencial a ningún comprador con términos contractuales similares.”

(subraya fuera de texto)

Teniendo en cuenta lo anterior, se encontró que actualmente las empresas

productoras presentes en el territorio colombiano son35: BP SANTIAGO OIL COMPANY,

CHEVRON PETROLEUM COMPANY, ECOPETROL, EQUION ENERGÍA LIMITED, HOCOL

S.A., INTEROIL COLOMBIA EXPLORATION AND PRODUCTION, PACIFIC STRATUS ENERGY

COLOMBIA LTD Y TEPMA.

35 Todos los activos en Colombia de BP fueron adquiridos en Enero de 2011 por la joint venture conformada por Ecopetrol y Talisman Energy.


56

4.1.2. Pozos de extracción

Según los datos encontrados para el presente informe, todo el gas natural que se

consume en Colombia es producido domésticamente, es decir al interior del país. De

éste, el 90% aproximadamente proviene de los dos campos principales del país, el de

Guajira ubicado en la Costa Atlántica y el de Cusiana ubicado al interior del país. El

10% restante del gas es producido en varios pozos menores ubicados a lo largo y

ancho del territorio colombiano.

Los pozos de la Guajira contienen alrededor del 41% de las reservas de Colombia y

actualmente suministran el 65% de la producción total del país. Este campo es

operado conjuntamente por Ecopetrol, la empresa estatal de petróleos de Colombia, y

Chevron Texaco, bajo los lineamientos de un contrato de asociación suscrito en el año

2003, en el que se le otorga Ecopetrol el 65.6% de la producción, dejándole a Chevron

el restante 34.4%. En el 2009, la producción promedio de este pozo fue de 695 GBTU

por día. El gas producido en el pozo Guajira es enviado al punto de entrada Ballena,

desde donde es despachado hacia el interior del país, la Costa Atlántica y Venezuela.

Por su parte, el pozo de Cusiana cuenta con alrededor del 49% de las reservas totales

de gas colombianas y suministra aproximadamente el 21.7 % del suministro actual,

produciendo aproximadamente 226 GBTU36 por día. Este pozo, al igual que el de

Guajira, está operado bajo contratos de asociación, en esta ocasión por las empresas

Ecopetrol, Equion y Tepma/Total. Aproximadamente, las participaciones son de 60%

para Ecopetrol, 24.8 para Equion y 15.2% para Tepma. Cabe mencionar que hasta

Enero de 2011, el pozo fue operado conjuntamente por Ecopetrol, BP, y Tepma/Total,

a partir de esta fecha, una joint venture entre Ecopetrol y Talisman Energy, adquirió

todos los activos que tenía BP en Colombia para producción de petróleo y gas.

Actualmente Ecopetrol posee el 51% y Talismán el restante 49% de la joint venture.

Es importante resaltar que las características técnicas del gas extraído de los campos

de la Guajira es más puro que el extraído del campo de Cusiana, lo cual permite que el

tratamiento del gas para ponerlo en condiciones de inyección al sistema de transporte

sea más sencillo. De otra parte, la calidad del gas de Guajira en términos de poder

calorífico es superior a la de Cusiana, hecho que se ve reflejado en su precio. A su vez,

se ha observado que la producción de gas proveniente de los campos de la Guajira es

consumido principalmente por el sector termoeléctrico, mientras que el gas

proveniente del campo de Cusiana es consumido en su mayoría por las

comercializadoras de gas natural.

36 Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


57

A continuación se presenta la proporción en cuanto a distribución de la oferta de gas

natural de los campos de Guajira y Cusiana:

Gráfica 13. Distribución de la oferta

Fuente: UPME

En adición a los pozos de la Guajira y Cusiana, existen otros pozos menores que entre

todos producen alrededor de 105 GBTU por día, estos son La Creciente, Payoa,

Guepaje, Provincia, Cantagallo, Llanito, El Centro, Magdalena Medio, Apiay, Pauto

Florena, Montanuelo, y otros menores.

A continuación se presentan los datos de producción de gas natural en el país de todos

los pozos existentes actualmente:

Tabla 9. Oferta de Gas Natural

Oferta de Gas Natural MPCD 2005 2006 2007 2008 2009 2010

TOTAL PAÍS 652 702 743 874 1003 1026

+ Guajira 467 450 459 569 665 680

+ Otros Costa 4 6 4 35 49 65

+ Cusiana, Cupiagua 114 170 197 194 200 202

+ Otros Interior 66 75 84 76 88 80

Costa Atlántica 471 457 462 604 715 745

+ Guajira 467 450 459 569 665 680

+ Guepaje 4 4 3 0 0,4 2,2

+ Creciente 34 44 59

+ Otros Costa 3 1 1 5 3



58

Oferta de Gas Natural MPCD 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Barranca y Bucaramanga 52 60 52 37 36 31

+ Payoa, Provincia, Cantagallo, Llanito, El Centro 52 60 52 18 24 18

+ Otros Magdalena medio 19 12 13

Bogotá, GBS y Llanos 122 177 223 224 239 234

+ Cusiana, Cupiagua 114 170 197 194 200 202

+ Apiay 8 8 12 9 3 2

+ Pauto Floreña 15 21 33 30

+ Otros Llanos 1 2 1

Tolima y Huila 7 7 6 8 13 15

+ Montañuelo 7 7 4 2 0 0

+ Otros Sur 2 5 13 14

Intercambios de Gas Natural 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Exportaciones a Venezuela 147 180 155

Ballena - C. Atlántica 317 323 319 262 313 330

Ballena - Interior 139 118 147 160 172 195

Sistemas aislados 15 23 34 31

+ Cerrito 1 1 2

+ Pauto Floreña 15 21 33 30

+ Otros Llanos 1

Fuente: UPME.


59

4.1.3. Análisis y problemática sector de producción de gas natural

Anteriormente no se contaba con los niveles de tecnología adecuados para hacer

estudios de las capas terrestres y verificar si había yacimiento y que tan abundante era

el producto a extraer; de esta forma, la exploración era deficiente y las extracciones se

hacían de forma intuitiva con una probabilidad de éxito muy baja. Hoy en día, gracias

a los avances tecnológicos en geología, estos riesgos se han visto disminuidos

considerablemente; en contraposición, esta tecnología se ha convertido en uno de los

principales factores de producción para las empresas, generando un encarecimiento

de la extracción y así del resto de la cadena hasta llegar a los usuarios finales.

Estos avances tecnológicos en tecnología pueden ser atractivos para inversionistas del

sector privado, pero dichos rendimientos sólo se pueden obtener si se conoce el

negocio y se tiene la capacidad financiera para llevar a cabo los proyectos, teniendo en

cuenta que es una inversión costosa y que sólo se recuperará en el mediano o largo

plazo. Teniendo en cuenta que la tecnología es una variable que toma un rol

fundamental en el mercado de la extracción del gas, esta se convierte en una barrera a

la entrada.

En los últimos 30 años se han encontrado campos productores de gas de gran tamaño

en los que Ecopetrol tiene la mayoría de la participación mediante contratos de

asociación. La gran participación de Ecopetrol en la producción de gas ha ocasionado

que el mercado sea muy concentrado. Actualmente, casi el 70% de la oferta de gas

comercializable en el país es realizada por Ecopetrol.

Así, la oferta de Gas Natural está altamente concentrada, lo cual es atribuible a que los

productores de GN, en general, son los mismos que obtuvieron los derechos a explotar

yacimientos de petróleo; y a que las actividades de exploración y explotación tanto de

crudo como de GN tienen altos costos de inversión, no necesariamente productiva, por

lo que las empresas dedicadas a estas actividades necesariamente deben tener

asegurado cierto margen de rentabilidad.37

Según el estudio para el sector realizado por Frontier Economics38, el índice Herfindahl-

Hirschman Index (HHI) para producción de gas en Colombia fue de 4529 para

Ecopetrol, lo cual indica que el nivel de concentración es muy alto. Igualmente se

señala que el grado de concentración se está incrementando al tiempo que Ecopetrol

37 Fosco, C. y Saavedra, E (2003). “Mercados de gas natural: Análisis comparado de la experiencia internacional” Página 21. 38 Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


60

adquiere más control sobre la producción de gas de los campos de Cusiana.39 Lo

anterior repercute necesariamente en la concentración en la comercialización de gas

en el mercado primario, pese a las regulaciones de la CREG que fomentan la

comercialización independiente por el no fraccionamiento del gas producido. Por lo

anterior, las posibilidades de competencia se han limitado a nuevos hallazgos o la

dinamización del mercado secundario.40

De otro lado, se puede señalar que bajo el escenario actual colombiano, en el que

operan pocos agentes en el sector de producción, podría presentarse que las

decisiones relacionadas con éste no sean realizadas independientemente por las

empresas, por lo que los productores en realidad no son competidores independientes

en cuanto a la oferta de gas. Aspecto este que no ha sido tenido en cuenta por los

reguladores ocupándose principalmente en el mercado downstream, subestimando los

altos niveles de poder de mercado ostentados por los grandes productores de gas en

cabeza de Ecopetrol.

Aunado al problema de la concentración, diversos estudios de la CREG y el Ministerio

de Minas, están de acuerdo en que existen actualmente otras circunstancias que

afectan el sector de producción de gas natural en Colombia y que se pueden resumir

en las siguientes:

Incremento insuficiente de las Reservas de gas natural.

Insuficiencia en la oferta comercial de gas natural para suministro en firme.

Atraso en el desarrollo de la infraestructura necesaria para aumentar la oferta

comercial de suministro en firme.

Incertidumbre sobre las eventuales importaciones de gas natural proveniente

de Venezuela.41

Distorsión de precios en el Mercado Primario de gas natural. Campos regulados

vs. Campos no regulados42.

Incentivos insuficientes y falta de señales claras para desarrollar fuentes no

convencionales de gas.

Ausencia de señales que permitan evaluar la conveniencia de instalar plantas

de regasificación en el país.

39 Como se señaló anteriormente, Ecopetrol adquirió los activos de BP en Colombia, incluyendo su participación en el campo de Cusiana. 40 Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”. 41

En la sección Exportaciones se explica en detalle la actividad de exportación de gas, la cual se realiza únicamente hacia Venezuela. 42 En la sección que estudia las tarifas se explicará la regulación que impone tarifas reguladas a algunos pozos mientras que se permite libertad tarifaria independiente en otros.


61

4.2. TRANSPORTE

4.2.1. Definiciones relevantes

Para efectos de la presente sección se tendrán en cuenta las siguientes definiciones:

Transportador: Es la empresa que se encarga de movilizar el gas a través del

conjunto de gasoductos que conforman el Sistema Nacional de Transporte. El

gas es llevado desde el punto de ingreso al sistema de transporte de los lugares

de producción hasta las estaciones puerta de ciudad, en donde el gas es

inyectado al sistema de distribución43 de las empresas distribuidoras. De

manera alternativa, el gas puede ser transportado directamente hasta los

puntos de recibo de las grandes industrias o generadores termoeléctricos

(grandes consumidores).

Sistema Nacional de Transporte:"Conjunto de gasoductos localizados en el

territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que

vinculan los centros de producción de gas del país con puertas de ciudad,

sistemas de distribución, grandes consumidores, sistemas de almacenamiento o

con interconexiones internacionales". Resolución CREG 033 de 1999.

Firmeza: Es la garantía de poder disponer del gas – o de su valor económico –

cuando es necesario. En el gas firme el riesgo de no-entrega lo asume el

vendedor y el comprador lo paga al asumir un precio mayor que el del gas

interrumpible en un valor asociado a las compensaciones y la probabilidad de

incumplimiento. Las cantidades de gas en firme dependen de la demanda y la

capacidad de producción

Gas interrumpible: Es un gas que no se tiene seguridad de tener – porque no

hay capacidad de entrega, no por motivos libres – y para el cual el comprador

debe ser quien asuma el riesgo de no-entrega en la punta de demanda. gas

interrumpible no es más que la diferencia entre la oferta en firme y la demanda

esperada del gas firme.

Estación puerta de ciudad: "Es la estación reguladora de la cual se puede

desprender un sistema de distribución o un subsistema de transporte”.

Resolución CREG 011 de 2003.

43Sistema de distribución: "Es el conjunto de gasoductos que transporta gas combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde otro Sistema de Distribución hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición". Resolución CREG 011 de 2003.


62

Sistema de distribución: "Es el conjunto de gasoductos que transporta gas

combustible desde una Estación Reguladora de Puerta de Ciudad o desde otro Sistema de Distribución hasta el punto de derivación de las acometidas de los inmuebles, sin incluir su conexión y medición". Resolución CREG 011 de 2003.

4.2.2. Descripción

El transporte de gas natural es el conjunto de operaciones destinadas a conducir gas

natural desde un productor hasta un mercado de consumidores a través de gasoductos

de alta presión. Una vez extraído (producido), el gas natural se trasporta desde las

zonas de producción hasta las zonas de consumo mediante el Sistema Nacional de

Transporte. La actividad de transporte de gas, es considerada una actividad de

carácter complementario del servicio público domiciliario de gas combustible, tal y

como lo establece el artículo 14.28 de la Ley de Servicios Públicos.

El sistema nacional de transporte tiene como objetivo suministrar gas natural a los

principales centros de consumo industrial y residencial, mediante la red nacional de

gasoductos. Esta red está conformada por un sistema de tres gasoductos principales a

los cuales se conectan algunas ramificaciones regionales, los que se encargan de

transportar el gas a los municipios.

Gráfica 14. Red Nacional de Gasoductos

Fuente: Portal web de TGI.www.tgi.com.co



63

4.2.3. Transporte de gas como monopolio natural

Al igual que el sector de la producción, el transporte de gas está caracterizado por la

presencia de monopolios naturales debido a las grandes economías de escala

resultantes de los altos costos fijos que conlleva la construcción de un gasoducto.

Adicionalmente, la mayor parte de los costos son hundidos en razón a que un

gasoducto carece casi por completo de usos alternativos.

De otro lado, los costos de operación son relativamente bajos, pues el costo de

transportar gas natural a través del gasoducto es mínimo. Además, existen otras

economías de escala ofrecidas por la diversidad de los servicios de transporte de gas

que puede ofrecer la compañía, es decir, la empresa propietaria puede usar el mismo

gasoducto para ofrecer servicios de transporte que difieran en tiempo, lugar y otras

variables como la presión del gasoducto. Como resultado de lo anterior, por lo general

es muy reducido el número de empresas que pueden operar en el sector de transporte

de gas.

La regulación colombiana, teniendo en cuenta que las condiciones ofrecidas por el

sector de transporte de gas lo hacen susceptible de monopolios naturales, ha diseñado

normas que definen las condiciones aplicables a las empresas transportadoras de gas.

Algunas de estas normas son la Resolución CREG 001 de 200044 y el Reglamento Único

de Transporte (Resolución CREG 071 de 1999), en donde se señalan los precios del

servicio de transporte de gas natural que es contratado por distribuidores de gas

natural que atienden a usuarios regulados.

En este orden de ideas, las compañías transportadoras tienen un rol fundamental en el

mercado de Gas Natural pues determinan cuáles zonas son abastecidas. Lo anterior se

presenta por el poder de mercado que tienen estas firmas y la falta de opciones de

arbitrar por parte de los agentes “downstream”. Adicionalmente, como ya se dijo, por

los costos hundidos presentes en esta actividad, lo mejor para el bienestar social es

tener un monopolio natural; pero como se vio anteriormente, para lograr que el

monopolio natural redunde en el mayor bienestar de la economía, es necesario tener

una estricta regulación estatal sobre éste. Una vez reguladas, las empresas

transportadoras dejan de percibir ganancias excesivas gracias a sus poderes

monopólicos, lo que genera incentivos a integraciones verticales de transportadoras

con distribuidoras o comercializadoras. Para este último fenómeno hay bastante

evidencia empírica en el caso colombiano.

44Reglamenta la estructura tarifaria del transporte de gas natural para los agentes que atienden consumidores regulados y determina que el precio del transporte de este combustible se calcula a partir de la Inversión Base y los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM).


64

4.2.4. Transporte de gas servicio público

La Ley 142 de 1994 estableció que el Servicio de Transporte de Gas Natural es la

actividad que incluye la operación del sistema troncal de transporte de gas

combustible por tuberías, el servicio de transporte, su administración, mantenimiento

y expansión. Incluye también actividades relacionadas como el almacenamiento, la

comprensión y la medición, las cuales pueden ser desarrolladas por el transportador o

de manera independiente por una persona natural o jurídica. Los sistemas de gas

natural y de GLP son independientes.

Posteriormente, la Resolución CREG 071 de 1999 definió que la prestación del Servicio

de Transporte de Gas Natural se realizaría mediante las modalidades de Capacidad

Firme o Capacidad Interrumpible, haciendo uso del Sistema de Transporte a cambio

del pago de la tarifa correspondiente. Asimismo, la regulación señaló los agentes que

intervienen en la actividad de transporte de gas, estos se dividen en los siguientes:

TRANSPORTADOR: Persona natural o jurídica cuya actividad es el transporte de gas

combustible por tuberías, desde el punto de ingreso al sistema de transporte, hasta el

punto de recepción o de entrega.

REMITENTES: Persona natural o jurídica que contrata el servicio de transporte de una cantidad de gas natural que le pertenece. El Remitente del servicio de transporte únicamente puede ser Usuario No Regulado, Distribuidor o Comercializador.

4.2.5. Separación de actividades

La regulación colombiana establece que deben existir separaciones entre los

diferentes agentes de la cadena de valor del gas natural. Así lo establece el artículo 5

de la Resolución CREG No 53 de 2006 para la actividad de transporte de gas:

“(…)

El transportador de gas natural no podrá realizar de manera directa, actividades

de producción, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en

empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades. Podrá, no

obstante, adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo, para

compensar pérdidas o para mantener el balance del sistema de transporte, si ello

se hace necesario. Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o

distribuir gas natural, no podrán ser transportadoras ni tener interés económico

en una empresa de transporte del mismo producto. El interés económico se

entiende en los términos establecidos en el artículo 6o. de esta resolución. El


65

transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generación

eléctrica.

El transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus

servicios y, en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes

consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés

económico.

De acuerdo con la normativa referida anteriormente, los reguladores establecieron

ciertas limitantes a la actividad de transporte de gas natural. En primer lugar, se tiene

que el agente no podrá realizar de manera directa, actividades de producción,

comercialización o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan

por objeto la realización de esas actividades, ni de generación eléctrica.

Adicionalmente, se tiene que las empresas cuyo objeto sea vender, comercializar o

distribuir gas natural, no podrán ser transportadoras ni tener interés económico en

una empresa de transporte del mismo producto.

Por último, se limita al transportador en el sentido que no puede otorgar ningún trato

preferencial a ningún usuario de sus servicios ni a los comercializadores, distribuidores

o grandes consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés

económico.

4.2.6. Sistema Nacional de Transporte

El conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional es operado por nueve

empresas transportadoras, de las cuales dos son grandes operadores, TGI, que

transporta el gas al interior del país y Promigas que lo hace en la Costa Atlántica.

Empresas transportadoras

Se encontró que actualmente las empresas transportadoras de gas natural presentes

en el territorio colombiano son las siguientes:

TRANSPORTADORA DE GAS INTERNACIONAL S.A. E.S.P., para las zonas de

Neiva, Mariquita, Vélez, El Porvenir, Belén, Corozal, Guepajé.

PROMOTORA DE GASES DEL SUR S.A. E.S.P., para las zonas de Neiva, Rivera,

Campoalegre y Hobo.

TRANSPORTADORA DE METANO E.S.P. S.A. para la zona de Medellín.

TRANSCOGAS S.A. ESP. para las zonas del Altiplano Cundiboyacense y Bogotá.


66

SOCIEDAD TRANSPORTADORA DE GAS DEL ORIENTE S.A. E.S.P., para la zona de

Santander.

GASODUCTO DEL TOLIMA. S.A. E.S.P., para el Tolima.

TRANSOCCIDENTE S.A E.S.P. para Cali- Yumbo

PROMIGAS S.A. E.S.P., para la zona de la Costa Atlántica.

COINOBRAS GAS S.A. E.S.P. para Casanare.

Las anteriores empresas transportadoras trabajan mediante la red nacional de

gasoductos administrada por TGI. Este sistema de suministro funciona mediante la

concesión pública para la construcción de gasoductos, en otras palabras es el Estado, a

través del Ministerio de Minas y Energía, el que le otorga la potestad a una empresa de

transportar el gas natural a una región determinada.

4.2.7. Operación del transporte de gas natural

El transporte de gas involucra fundamentalmente la venta de la capacidad del medio

que se utilice para la prestación del servicio; el transportador de gas, al prestar el

servicio de transporte, vende la capacidad que pueda tener en el gasoducto, que es el

medio. Para el efecto, el regulador establece una serie de criterios, que involucran

definiciones puntuales, y reglas propiamente, según se explica a continuación.

En primer lugar, se impone al transportador la obligación de garantizar el acceso a los

Sistemas de Transporte y a los servicios de transporte de forma no discriminatoria.

Dicho acceso debe ofrecerse a cualquier Agente en las mismas condiciones de calidad

y seguridad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables.45

Así, a partir de una solicitud de acceso al sistema de transporte, la empresa

transportadora cuenta con quince días para responder dicha solicitud. Si transcurrido

un mes a partir del recibo de la misma no se ha llegado a ningún acuerdo con quien o

quienes han solicitado el acceso, la CREG podrá imponer, por la vía administrativa, la

servidumbre de acceso a quien tenga derecho al uso de la red, conforme a las

disposiciones previstas en la Ley 142 de 1994. La Comisión definirá, entre otros

aspectos, el beneficiario en cuyo favor se impone, y la empresa Transportadora a la

cual se impone el acceso.

Bajo este contexto, se tiene que el transportador dispone de la Capacidad que tenga el

gasoducto para movilizar un gas de un punto a otro, a lo que el regulador denomina la

45 Resolución de la CREG 067 de Diciembre 21 de 1995, Código de Distribución de Gas Combustible por Redes.


67

Capacidad Máxima del Gasoducto, que es definida según el RUT, de la siguiente

manera:

“CAPACIDAD MAXIMA DEL GASODUCTO: Capacidad máxima de transporte diario

de un gasoducto definida por el Transportador, calculada con modelos de

dinámica de flujo de gas utilizando una presión de entrada de 1.200 psia, las

presiones para los diferentes puntos de salida del mismo y los parámetros

específicos del fluido y del gasoducto”.46

Adicionalmente, el Código de Transporte establece que siempre que exista Capacidad

Disponible Primaria, el Transportador deberá ofrecerla a los Remitentes que la

soliciten. Si el Transportador llegare a recibir solicitudes firmes de servicio de

transporte que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá

asignarse mediante un proceso de Subasta, y será la CREG quien apruebe y defina los

términos y condiciones de la subasta.

Al inicio de la operación del gasoducto, su Capacidad Máxima es igual a la Capacidad

Disponible Primaria, esto es, la capacidad de transporte que el transportador tiene

disponible para vender en firme entre los interesados en el servicio público. Tal como

ya se explicó, la Capacidad Disponible Primaria es definida por el regulador en el RUT,

de la siguiente manera:

“CAPACIDAD DISPONIBLE PRIMARIA: Es aquella capacidad que dispone el

Transportador y que de acuerdo con los contratos suscritos no está comprometida

como Capacidad Firme.”47

De acuerdo con lo anterior, en la medida en que el transportador vaya suscribiendo

Contratos de Transporte en Firme con los diferentes remitentes del servicio,

disminuirá su Capacidad Disponible Primaria de forma proporcional. Si el

transportador recibe solicitudes de servicio por una capacidad de transporte mayor a

la Capacidad Disponible Primaria, debe proceder a realizar una Subasta de Transporte,

buscando adjudicar la capacidad de transporte remanente de forma transparente, y

permitiendo que todos aquellos interesados puedan participar en la subasta, tal como

se señala en el artículo 2.2.1 del RUT:

“2.2.1 Asignación de Capacidad Disponible Primaria Siempre que exista Capacidad

Disponible Primaria el Transportador deberá ofrecerla a los Remitentes que la

soliciten. Si el Transportador llegare a recibir solicitudes firmes de servicio de

transporte que superen la Capacidad Disponible Primaria, dicha Capacidad deberá

46 Resolución CREG 071 de 1999 47 Ibídem.


68

asignarse mediante un proceso de Subasta. Tal Subasta deberá efectuarse dentro

de los tres meses siguientes al recibo de dos o más solicitudes de transporte y se

llevará a cabo de conformidad con los principios de eficiencia económica y

neutralidad establecidos por la Ley. Los términos y condiciones de la Subasta

deberán ser aprobados previamente por la CREG y una vez aprobados deberán ser

publicados en el Manual del Transportador.”

Así, el regulador determinó que en el evento que un tercero presente una solicitud de

servicio de transporte, y no exista Capacidad Disponible Primaria (es decir que el

transportador haya contratado la totalidad de la capacidad del gasoducto), el

transportador debe notificárselo de esa manera al remitente solicitante e incluirlo

dentro de una lista de interesados en la capacidad de transporte del gasoducto, de

manera que todos los agentes en el sistema, conozcan la demanda que existe, tanto

por el servicio, como por una posible expansión.

Si al momento de una solicitud existe Capacidad Disponible Primaria, el transportador está obligado a acceder a la prestación del servicio respectivo; en caso contrario, es decir, cuando no exista, éste debe poner de presente no sólo la limitación del gasoducto, sino además, la noticia al resto de agentes dentro del mercado para que estos puedan tomar las medidas pertinentes.

4.2.8. Conexiones En cuanto a las solicitudes de nuevas conexiones, la regulación establece que los

transportadores existentes deberán permitir que se hagan nuevas conexiones y que se

construyan u operen nuevos gasoductos, siempre y cuando se cumpla con los códigos

técnicos. Para las nuevas conexiones, se deben cumplir las siguientes condiciones48:

a) La solicitud de cotización debe contener toda la información que permita al

transportador elaborar su oferta en un plazo apropiado, a partir del recibo de

dicha petición.

b) La responsabilidad de la construcción y la propiedad de la Conexión podrá ser

del Agente, del Transportador, o de un tercero.

c) En los casos en que el Transportador construya la Conexión, éste cobrará un

Cargo por Conexión al Agente o Agentes usuarios de dicha conexión. El Cargo

por Conexión incluye construcción de las obras, la instalación y suministro de

los medidores apropiados, los equipos u otros aparatos que puedan

necesitarse.

48 Sección 3 Reglamento Único de Transporte


69

d) El propietario de la Conexión, será responsable por la adquisición de los

terrenos, derechos y servidumbres requeridos para la construcción y operación

de la Conexión.

e) El Transportador no podrá condicionar la conexión de un Agente a la

celebración de contratos de transporte.

f) El Transportador será el propietario y el responsable por la construcción de los

Puntos de Salida y los Puntos de Entrada, este cobrará un Cargo que remunere

los costos eficientes correspondientes, que será pagado por el Agente.

4.2.9. Contratos de transporte de gas natural

Los procedimientos para el transporte de gas descritos en las secciones anteriores se

desarrollan a través de una amplia variedad de contratos que, aunque están diseñados

para propósitos diferentes, contienen los siguientes elementos:

Elementos de los contratos de transporte de gas natural

1. Capacidad contratada en (KPCD).

2. Modalidad del transporte.

3. Puntos de entrada y salida en el sistema nacional de transporte, con sus

respectivas presiones.

4. Condiciones de calidad del gas de acuerdo al RUT o a lo pactado

contractualmente.

5. Condiciones de operación del sistema.

6. Tarifas según resolución CREG.

7. Parejas de cargos.

8. Características de los sistemas de medición.

9. Procedimiento de facturación.

Clasificación de los contratos de transporte de gas natural

Contratos de infraestructura.

CONTRATO DE CONEXIÓN

Suscrito por el transportador y los nuevos remitentes del sistema nacional de

transporte, en el cual se pactan las condiciones técnicas, administrativas y comerciales

de la conexión y el nuevo punto de salida e incluye el pago de un cargo por

conexión.(Obras y medidor).


70

CONTRATO BOMT49

Contratos suscritos por el Transportador y un tercero para la construcción de la

infraestructura de transporte de gas natural, los cuales incluyen operación,

mantenimiento y la opción de transferencia al término del contrato. No son

transportadores.

En la actualidad existen 3 contratos BOMT en Colombia:

- Gasoductos ballena – Barrancabermeja.

- Gasoducto Mariquita – Cali

- Gasoductos Boyacá y Santander.

CONTRATO DE BOM50

Contratos para la construcción, operación y mantenimiento de las redes de transporte

de gas natural, en el cual la propiedad será siempre del contratista. No son

transportadores de gas natural, pero proporcionan la disponibilidad de la capacidad de

transporte para un transportador.

CONTRATO O&M

Contrato en los que un tercero diferente del transportador, realiza la operación del

sistema de transporte en un gasoducto propiedad del transportador y lo mantenga. No

son transportadores.

Contratos Comerciales con Remitentes del Servicio de Transporte

CONTRATO FIRME

Contratos en los que el transportador se compromete a transportar por redes de

tubería un volumen máximo garantizado de gas combustible durante un periodo

determinado. Se podrán pactar pagos por parte del comprador, independiente del

consumo.

CONTRATO INTERRUMPIBLE

Contratos en los que el transportador se compromete a transportar por redes de

tubería un volumen máximo de gas combustible durante un período determinado,

pero el contratante o el contratista o ambos, se reservan el derecho de interrumpir el

servicio dando aviso a la otra parte contratante, de acuerdo con los términos y

condiciones del contrato.

49 Build, Maintenance, Operation and Transfer (Construcción, Mantenimiento, Operación y Transferencia). 50Build, Operation and Maintenance.


71

PARQUEO Y ALMACENAMIENTO:

Contrato mediante el cual el transportador presta el servicio de almacenamiento de

gas para un remitente, diferente del transporte, si es en la tubería se llama parqueo y

si éste se realiza fuera de la misma se le llama almacenamiento.

4.2.10. Tarifas en el servicio nacional de transporte de gas

Como se dijo líneas arriba, la regulación colombiana, ha diseñado normas que definen

las tarifas aplicables al transporte de gas, teniendo en cuenta que las condiciones

ofrecidas por este sector lo hacen susceptible de monopolios naturales. Algunas de

estas normas son la Resolución CREG 001 de 200051 y el Reglamento Único de

Transporte (Resolución CREG 071 de 1999), en donde se señalan los precios del

servicio de transporte de gas natural que es contratado por distribuidores de gas

natural que atienden a usuarios regulados.

Según la regulación mencionada, la CREG se encuentra facultada para la fijación de

tarifas bajo los siguientes criterios:

Generales

Eficiencia económica.

Neutralidad.

Solidaridad.

Redistribución.

Suficiencia Financiera.

Simplicidad.

Transparencia.

Integralidad

Específicos

Vida útil de 20 años para los activos, excepto BOMT 30 años.

Horizontes proyección de 20 años para las demandas de gas y para los gastos

de AO&M.

Inversión base: inversión existente más plan de inversiones.

Plan de inversiones a 5 años.

Tasa Promedio de costo de capital remunerado por servicios.

Sistema Troncal y regional de transporte.

51Reglamenta la estructura tarifaria del transporte de gas natural para los agentes que atienden consumidores regulados y determina que el precio del transporte de este combustible se calcula a partir de la Inversión Base y los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM).


72

Factor de utilización normativo.

Cargo Fijo y Variable

La Resolución CREG 001 de 2000 antes mencionada, estableció la siguiente

metodología para el cálculo de las tarifas de transporte:

Los transportadores calcularán para cada gasoducto o grupo de gasoductos:

Inversión base (costo de capital invertido y costo de la AOM)

Inversión Base: Es el costo de los activos existentes reconocidos en la última

revisión tarifaria más el valor de las inversiones eficientes en el último periodo.

Costo de capital invertido: Tasa promedio remunerada por servicios de

capacidad y en y de volumen. (CREG 007de 2001)

Programa de nuevas inversiones a realizarse durante el periodo tarifario

siguiente.

Costos de Administración. Operación y mantenimiento

Demandas esperadas de capacidad y volumen

Factor de utilización

Así, el precio para usuarios regulados establecido por la CREG en la Resolución CREG 001 de 2000 está compuesto por un cargo fijo, que incluye el costo de la inversión base y los gastos AOM52, y un cargo variable que comprende un componente variable del costo de la inversión base.

4.2.11. Restricciones de capacidad de transporte

De acuerdo con el Decreto 880 de 2007 modificado por el Decreto 4500 de 2009,

existen las siguientes restricciones que se pueden presentar respecto de la capacidad

de transporte:

Insalvable restricción en la oferta de gas natural o situación de grave

emergencia transitoria: Limitación técnica que es posible solucionar a través de

inmediatas gestiones por parte de un Agente Operacional para continuar con la

prestación del servicio de gas natural y que no genera déficit de gas en un

punto de entrega.

Insalvable restricción en la oferta de gas natural o situación de grave

emergencia, no transitoria: Limitación técnica que implica un déficit de gas en

52

La inversión base incluye la inversión existente y las nuevas inversiones, por su parte, los Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento comportan Gastos generales de Administración y Producción; Servicios Personales de Administración y Producción; Gastos asociados a costos de producción; Consumo de insumos directos; Mercadeo; Mantenimiento; y Facturación y recaudo.


73

un punto de entrega, al no ser posible atender la demanda de gas natural en

dicho punto, pese a las inmediatas gestiones por parte de un Agente

Operacional para continuar con la prestación normal del servicio.

Racionamiento programado: Situación de déficit cuya duración sea

indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, incluyendo la

falta de recursos energéticos o una catástrofe natural, que implican que el

suministro o transporte de gas natural es insuficiente para atender la demanda.

Declarado por el MME.

4.2.12. Interconexiones Internacionales de Gas Natural

Una interconexión internacional de gas natural es un gasoducto o grupo de gasoductos

dedicados exclusivamente a la importación o exportación de gas natural, que puede

estar o no, conectado físicamente al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural y

que no hacen parte de dicho Sistema.53 Esta interconexión, se realiza a través de una

persona jurídica nacional o extranjera54 que prestará el servicio de transporte y será el

responsable por la construcción, operación, administración y mantenimiento de la

infraestructura, así como de la calidad, confiabilidad y continuidad en la prestación del

servicio.

El Transportador en Interconexiones Internacionales será considerado por el MME

como Operador Idóneo cuando acredite suficientemente: (i) su capacidad técnica en

construcción, operación, administración y mantenimiento de infraestructura

energética, principalmente en sistemas de transporte de hidrocarburos por ductos, así

como, (ii) su capacidad financiera para adelantar el proyecto.

Para acreditar la capacidad técnica el Transportador en Interconexiones

Internacionales podrá invocar no sólo sus propios méritos, sino también los de

(i) las sociedades controladas por él, y/o (ii) las sociedades que lo controlen.

Para acreditar la capacidad técnica, el Transportador en las interconexiones

Internacionales deberá presentar las certificaciones expedidas por los auditores

53Decreto 2400 de 2006 54 Un transportador extranjero, para establecerse en Colombia y celebrar contratos de transporte para

la importación o exportación de hidrocarburos, deberá constituir y domiciliar en el país una casa o

sucursal, llenando las formalidades del Código de Comercio, casa que será considerada como

colombiana para los efectos nacionales e internacionales, en relación con los contratos y los bienes,

derechos y acciones que sobre ellos recaen.


74

externos de todas y cada una de las sociedades respecto de las cuales invoque

méritos.

4.2.13. Análisis y problemática

Las compañías transportadoras tienen un rol fundamental en el mercado de Gas

Natural en todos los países en razón a que determinan cuáles zonas son abastecidas.

Lo anterior se presenta por el poder de mercado que tienen estas firmas y la falta de

opciones de arbitrar por parte de los agentes downstream.

Adicionalmente, se tiene que debido a los costos hundidos presentes en esta actividad,

lo mejor para el bienestar social es tener un monopolio natural; pero como se vio

anteriormente, para lograr que el monopolio natural redunde en el mayor bienestar de

la economía, es necesario tener una estricta regulación estatal sobre éste. Una vez

reguladas, las empresas transportadoras dejan de percibir sus poderes monopólicos, lo

que genera incentivos a integraciones verticales de transportadoras con distribuidoras

o comercializadoras.

Ahora bien, de acuerdo con los datos analizados y diversos estudios realizados al

segmento de de transporte de gas natural, se identificaron los siguientes problemas:

Restricciones en la capacidad de transporte existente;

Descoordinación comercial entre los segmentos de Producción y Transporte;

Sub-remuneración de los gastos de Administración, Operación y

Mantenimiento -AO&M-;

Sub-remuneración de inversiones en infraestructura;

Desincentivos a ampliaciones de la capacidad de transporte;

Contratos de corto y mediano plazo desincentivan ampliaciones de la capacidad

de transporte;

Señales insuficientes para construir infraestructura que incremente la

confiabilidad y la calidad del servicio;

Incertidumbre por las propuestas regulatorias.

Los costos de crear gasoductos son relativamente altos, por lo que es

ineficiente que dos empresas tengan gasoductos que operen en el mismo

territorio. De esta forma, la competencia se presenta en las licitaciones.

4.3. DISTRIBUCIÓN – COMERCIALIZACIÓN

La distribución y comercialización de gas natural consiste en las operaciones necesarias

para conducir el gas hasta los usuarios finales. Según el artículo 5 de la Resolución


75

CREG 108 de 1997, existe una separación entre las actividades de distribución y

Comercialización. Cuando la actividad de comercialización de gas es realizada por una

empresa diferente de la que desarrolla la actividad de distribución, el contrato de

servicios públicos es ofrecido por la comercializadora. A su vez, las obligaciones que

adquiere esta empresa con sus suscriptores o usuarios, en lo relacionado con la

actividad de distribución, están respaldadas por parte de la empresa comercializadora,

mediante contrato con la respectiva empresa distribuidora.

De acuerdo con lo anterior, un agente distribuidor de gas natural ejerce el carácter de

comercializador si atiende a usuarios no regulados, ejerciendo las funciones de

instalación y mantenimiento de los equipos, la facturación y cobro, entre otras.55

La distribución en la mayoría de los casos está caracterizada por la presencia de

monopolios naturales debido a las economías de escala que surgen de las operaciones

de transporte a través de las redes construidas por las empresas distribuidoras. Por lo

anterior, estas empresas por lo general gozan de exclusividad en el suministro de gas

natural en una región determinada.

Bajo este contexto, la Resolución CREG 112 de 2007 definió la existencia de

monopolios regionales-locales en la distribución de gas natural en cada uno de los

mercados relevantes que previamente definidos por la misma CREG:

"Que la actividad de Distribución de gas natural es considerada un monopolio

natural y en consecuencia es eficiente que sólo exista un distribuidor en cada

mercado relevante;

(…) "56.

4.3.1. Empresas distribuidoras

A nivel nacional, se encuentran registradas ante la CREG las siguientes 34 empresas

distribuidoras y comercializadoras de gas natural:

Tabla 10. Lista de Empresas Distribuidoras de Gas Natural

Nombre Ciudad Área

Exclusiva

Inicio Operacione

s

Alcanos De Colombia S.A. E.S.P. Neiva (Huila) No 01/01/1996

55 Según el Decreto 3429 de 2003 del Ministerio de Minas y Energía, un agente distribuidor tiene el carácter de comercializador cuando presta el servicio de distribución a clientes regulados. 56 Resolución CREG 112 de 2007.

http://cregas.creg.gov.co/pls/directdcd/directorio.datos?id_empresa=218


76

Nombre Ciudad Área

Exclusiva

Inicio Operacione

s

Edalgas S.A. E.S.P. Puerto Berrio (Antioquia)

No 15/05/2006

Efigas Gas Natural S.A. E.S.P. Manizales (Caldas) Si 26/04/1997

Empresa De Energía De Casanare S.A. E.S.P.

Yopal (Casanare) No 22/11/2004

Empresa De Servicios Públicos Publiservicios S.A. E.S.P.

Miraflores (Boyacá) No 01/01/2007

Empresa Nacional De Energía Y Gas S.A. E.S.P.

Bogotá, D.C. (Bogotá D.C)

No 28/06/2010

Empresas Públicas De Medellín E.S.P. Medellín (Antioquia) No 01/01/1996

Espigas S.A. E.S.P. Bucaramanga (Santander)

No 20/03/2004

Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P. Bogotá, D.C. (Bogotá D.C)

Si 28/05/1998

Gas Natural Del Oriente S.A. E.S.P. Bucaramanga (Santander)

No 29/12/1994

Gas Natural Del Ariari S.A. E.S.P. Granada (Meta) No 02/07/2008

Gas Natural Del Cesar S.A. E.S.P. Bucaramanga (Santander)

No 02/01/1997

Gas Natural S.A E.S.P Bogotá, D.C. (Bogotá D.C)

No 13/12/1994

Gases De La Guajira S.A. E.S.P. Riohacha (La Guajira)

No 01/01/1996

Gases De Occidente Área Exclusiva Cali (Valle) Si 31/12/1997

Gases De Occidente S.A. E.S.P. Cali (Valle Del Cauca) No 30/09/1997

Gases Del Caribe S.A. E.S.P. Barranquilla (Atlántico)

No 01/01/1996

Gases Del Cusiana S.A. E.S.P Villavicencio (Meta) No 01/01/1996

Gases Del Llano S.A. E.S.P. Villavicencio (Meta) No 01/01/1996

Gases Del Oriente S.A. E.S.P. Cúcuta (Norte De Santander)

No 01/01/1996

Gases Del Sur De Santander S.A. E.S.P. Barbosa (Santander) No 01/01/1997

Gni Gas Natural Industrial De Colombia S.A. E.S.P


No 02/06/2009

Ingenieria Y Obras S.A. E.S.P. Bucaramanga (Santander)

No 02/05/2008

Madigas Ingenieros S.A. E.S.P. Acacias (Meta) No 01/06/1998

Metrogas De Colombia S.A. E.S.P Floridablanca (Santander)

No 30/12/1996

Nacional De Servicios Públicos Domiciliarios S.A. E.S.P.


No 01/04/2004

Promesa S.A. E.S.P. Bucaramanga No 30/03/2004

































77

Nombre Ciudad Área

Exclusiva

Inicio Operacione

s

(Santander)

Promigas S.A. E.S.P. Barranquilla (Atlántico)

N/A 01/01/1996

Promotora De Servicios Públicos S.A. E.S.P.

Bucaramanga (Santander)

No 30/03/2004

Servicios Públicos Ingeniería Y Gas S.A. E.S.P.

Ibagué (Tolima) No 16/05/2007

Servicios Públicos Y Gas S.A E.S.P. Neiva (Huila) No 17/10/2006

Surcolombiana De Gas S.A. E.S.P. Neiva (Huila) No 01/10/2006

Surtidora De Gas Del Caribe S.A. E.S.P Cartagena (Bolívar) No 01/01/1996

Fuente: CREG.

4.3.2. Análisis distribución comercialización

De acuerdo con lo anterior, por el lado de las empresas distribuidoras se observa que

estas operan en algunos casos mediante la modalidad de servicio exclusivo, en la cual

actúan como monopolios, en el resto de los casos, tienen la posibilidad de distribuir el

gas en conjunto con otras empresas. A pesar de lo anterior, existen zonas donde las

empresas son monopolios y no hay Zona de Servicio Exclusivo declarada por la CREG,

es más, son muy pocos los lugares donde hay dos empresas distribuidoras, estos son

Acacías (Meta), Floridablanca (Santander), Girón (Santander), Guarne (Antioquia),

Marinilla (Antioquia), Moniquirá (Boyacá), Piedecuesta (Santander), Puente Nacional

(Santander) y Ríonegro (Antioquia).

De acuerdo con los activos registrados de cada empresa y del número empresas en la

industria, se evidencia que en las distintas etapas de la cadena de producción la

actividad que tiene el mayor número de empresas es la de comercialización, con 43

firmas; sin embargo, 28 de éstas, también se dedican a distribuir.

A pesar de que las actividades de distribución y comercialización tienen el mayor

número de empresas, se presenta una alta concentración, pues 4 empresas

representan el 60% del total de activos de dichas actividades; mientras que las

restantes se reparten el 5,6% de los mismos (ver Tabla No. 12).

Tabla 11. Distribución de activos de las empresas distribuidoras-comercializadoras

2009

EMPRESA ACTIVIDAD %ACTIVOS

GAS NATURAL SA ESP DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

21.51%










78


GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS

DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

14.48%

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

14.28%

SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS


9.34%

ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. DISTRIBUCION 5.34%

GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS

COMERCIALIZACION 5.21%

GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS

DISTRIBUCION 4.76%

GAS NATURAL DEL ORIENTE SA ESP DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

3.68%

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE SA ESP DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

3.04%

EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

2.66%

GASES DEL LLANO S.A EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS


2.33%

ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. COMERCIALIZACION 2.31%

GASES DEL ORIENTE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS


1.94%

GAS DEL RISARALDA SOCIEDAD ANONIMA EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS


1.35%

METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

1.16%

GASES DEL QUINDIO S.A. E.S.P. DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

1.03%

OTROS (25) DISTRUBUCION – COMERCIALIZADOR

5.59%

Fuente: CREG.

La situación no es muy distinta para las empresas que se dedican a producir y/o

producir y comercializar, puesto que cuatro de las doce empresas concentran el 86%

de los activos; mientras que 5 firmas tienen menos del 1% (ver Tabla No. 13).

Tabla 12. Distribución de activos de las empresas productoras-comercializadoras

2009


EMPRESA COLOMBIANA DE GAS PRODUCTOR 41.09%

ECOPETROL S.A. PRODUCTOR 23.01%

BP EXPLORATION COMPANY COLOMBIA PRODUCTOR – 11.95%


79

LIMITED COMERCIALIZADOR

PACIFIC STRATUS ENERGY COLOMBIA

CORP.

PRODUCTOR –

COMERCIALIZADOR

9.78%

BP SANTIAGO OIL COMPANY PRODUCTOR –

COMERCIALIZADOR

6.46%

TEPMA PRODUCTOR –

COMERCIALIZADOR

5.77%

HOCOL S.A. PRODUCTOR 1.03%

OTROS (5) PRODUCTOR 0.91%

Fuente: CREG.

4.3.3. Usuarios regulados57

Los usuarios regulados se dividen en residenciales y no residenciales; los primeros

están clasificados por estratos, mientras que los segundos se distribuyen en Industrial,

Comercial, Oficial y Otros.

Usuarios residenciales

Para Marzo del año 2011, los usuarios residenciales de gas natural domiciliario

ascendieron a 5.770.427.

Gráfica 15. Usuarios residenciales Gas Natural

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

57Usuario Regulado: Es un consumidor de hasta 500.000 pcd, o su equivalente en m3 hasta el 31 de

Diciembre del año 2001; de hasta 300.000 pcd o su equivalente en m3 hasta el 31 de Diciembre del año

2004; y, de hasta 100.000 pcd o su equivalente en m3 a partir de Enero 1o. del año 2005, de

conformidad con lo establecido en el Artículo 77o de la Resolución CREG 057 de 1996 y aquellas que la

modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un Pequeño Consumidor es un Usuario Regulado.


80

En el sector residencial, la mayor cantidad de suscriptores se concentra en los estratos

2 y 3, con una participación 67,44%, seguidos por el estrato 1 con 17,4%. Los estratos

4, 5 y 6 son los de menor participación con un 15,16%.

Tabla 13. Usuarios residenciales conectados por estrato. 2009

Número total de usuarios residenciales conectados por estrato (E)

E1 E2 E3 E4 E5 E6

1.047.210 2.181.468 1.659.548 531.237 213.757 137.206

Porcentaje por estrato (E) de usuarios residenciales conectados

E1 E2 E3 E4 E5 E6

18% 38% 29% 9% 4% 2%

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

En términos agregados, se encuentra que seis empresas concentran cerca del 80% del

suministro de Gas Natural residencial, siendo la empresa Gas Natural S.A. la que cubre

la mayor proporción, con más del 35% del mercado (ver Gráfica No. 15). Las otras cinco

empresas poseen cerca del 10% cada una.

Gráfica 16. Consumo residencial por empresa.

Fuente: CREG.

Así, las empresas con mayor consumo residencial son en su orden:

1. Gas Natural S.A.

2. Gases del Caribe S.A. Empresa de Servicios Públicos.

3. Surtidora de Gas del Caribe S.A. Empresa de Servicios Públicos.

4. Alcanos de Colombia S.A.

5. Gases de Occidente S.A. Empresa de Servicios Públicos.

Las anteriores empresas también tienen el mayor porcentaje de activos dentro de las

actividades de distribución – comercialización.


81

Como se dijo anteriormente los usuarios residenciales están divididos por estratos. Al

analizar esta división se encuentra un mercado concentrado en pocas empresas, sin

embargo, éstas no mantienen su ponderación entre estratos. Por ejemplo, en el

estrato 1 la de mayor concentración es la Surtidora de Gas del Caribe S.A., con una

participación cercana al 20%, pero en los siguientes estratos tiene una concentración

menor. En este mismo estrato se encuentra la participación más homogénea entre las

empresas que concentran la mayor proporción del mercado, lo cual es consecuencia

del alto número de usuarios que hacen parte de este estrato. De otra parte, Gas

Natural, a pesar de no ser la empresa más importante en estrato 1, para el resto de

estratos si tiene la mayor concentración, la cual aumenta para estratos más altos hasta

alcanzar cerca de la mitad del mercado (Ver Panel 1).

Panel 1.Consumo residencial por empresas y estratos.

Estrato 1

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 4


82

Estrato 5

Estrato 6

Fuente: CREG.

Por otra parte, se analiza el número de suscriptores por empresa discriminados por

departamento y estrato, esta descripción permitirá dar una visión de la fracción de

mercado que cada empresa abastece, el cual no es nacional, sino que se reduce a la

zona de influencia de cada empresa. La información correspondiente a éste análisis se

encuentra en el Anexo 3, Tablas A.1, A.2, A.3, A.4, A.5, A.6.

Para el estrato 1 se percibe que sólo 24 de los departamentos de Colombia

(considerando a Bogotá D.C. como un departamento distinto a Cundinamarca), tienen

suscriptores afiliados a alguna empresa que comercializa gas natural residencial. Al

analizar detalladamente los datos se encuentra que el mayor número de firmas por

departamento es 8, sin embargo la mayoría de éstas son no relevantes, en número de

suscriptores, dada su escasa participación en el mercado. Por ejemplo, en Santander,

que es el departamento con mayor número de empresas, una sola empresa cuenta

con más de la mitad del mercado, mientras que 5 empresas se reparten menos del 6%

de suscriptores. Asimismo, se observa que 9 de los 24 departamentos (37,5%) tienen

una sola empresa distribuidora de gas.

Lo anterior demuestra que la comercialización en el estrato 1 del gas natural por

departamentos está concentrada en pocas empresas. Para los demás estratos se

evidencia un panorama similar en términos de concentración. Así, en el estrato 2 hay

24 departamentos y en 9 de éstos hay monopolio (37,5%); en el estrato 3 hay 24

departamentos y en 9 de éstos hay monopolio (37,5%); en el estrato 4 hay 22



departamentos y en 15 de éstos hay monopolio (78,9%). Estos datos evidencian que

no sólo se mantiene la concentración sino que aumenta a medida que los estratos son


83

más altos. Lo anterior es consistente con los resultados encontrados por el lado de la

oferta.

No residencial

En cuanto al consumo no residencial, se encuentra que los consumos Industrial y

Comercial concentran más del 95% del consumo total, asimismo se observa que

durante los últimos años el consumo comercial ha venido ganando participación y para

el año 2009 representó el 51% del consumo no residencial (ver Gráfica No.16).

Gráfica No. 17. Distribución del consumo no residencial por tipo.

Fuente: CREG.

Al igual que para el consumo residencial, se evidencia que son pocas las empresas que

concentran la mayor participación en la comercialización del Gas Natural, pues 7 de las

30 empresas que prestan el servicio poseen el 80% del total (ver Gráfica No. 17).

Gráfica No. 18. Distribución del consumo no residencial por empresa

comercializadora.

Fuente: CREG.


84

Por tipo de consumo se observa una concentración similar, en el que unas pocas

empresas prestan la mayor proporción del servicio (Ver Gráficas Nos. 18, 19 y 20).

Gráfica No. 19. Distribución del consumo comercial por empresa comercializadora.

Fuente: CREG.

Gráfica No. 20. Distribución del consumo industrial por empresa comercializadora.

Fuente: CREG.


85

Gráfica No.21. Distribución del consumo oficial por empresa comercializadora.

Fuente: CREG.

4.3.4. Usuarios no regulados58

En la primera parte de este informe se dijo que los usuarios no regulados son los

grandes consumidores, éstos se dividen en Comercial, Comercializador, Gas Natural

Vehicular, Industrial, Oficial, Petroquímica, Termoeléctrico y Transportador. Las

siguientes tablas muestran el incremento anual de usuarios desde el año 2006 tanto

para usuarios comerciales como industriales:

Gráfica No.22. Usuarios Comerciales Gas Natural

Fuente: MME.

58Usuario No Regulado: Es un consumidor de más de 500.000 pcd hasta el 31 de Diciembre del año

2001; de más de 300.000 pcd hasta el 31 de Diciembre del año 2004; y, de más de 100.000 pcd a partir

de Enero 1o. del año 2005, de conformidad con lo establecido en el Artículo 77o de la Resolución CREG

057 de 1996 y aquellas que la modifiquen o sustituyan. Para todos los efectos un Gran Consumidor es

un Usuario No Regulado.


86

Gráfica No. 23. Usuarios Industriales Gas Natural

Fuente: MME.

El sector de consumo con mayor número de usuarios es el industrial, seguido a tasa

creciente por el Gas Natural Vehicular y las comercializadoras que revenden gas (ver

Tablas Nos. 15 y 16).59

Tabla 14. Usuarios no regulados por sector de consumo.

Año Comercial Comercializadora GNCV Industrial Oficial Petroquímica Termoeléctrico Transportadora

2003 65 670 211 1307 24 82 371 45

2004 84 722 266 1325 23 113 388 49

2005 74 704 303 2148 23 118 393 63

2006 69 903 659 2436 33 126 364 72

2007 70 1112 1314 2720 32 143 423 84

2008 105 1160 1979 3012 28 128 390 106

2009 110 584 2077 2867 24 112 198 80

2010* 41 265 881 1044 8 49 88 36 Fuente: CREG. * Cifras en miles a Junio 2009

59Para los usuarios no regulados la CREG no suministra información por empresas prestadoras, ni por departamentos, por lo que es imposible hacer un estudio tan detallado como para el caso de los usuarios regulados. Sin embargo, dada la estructura del sector y la composición de activos por el lado de los oferentes es altamente probable que se encuentre un resultado similar para al de los usuarios regulados.


87

Tabla No. 15. Distribución de Usuarios No regulados por sector de consumo.

Año Comercial Comercializadora GNCV Industrial Oficial Petroquímica Termoeléctrico Transportadora

2003 2,34% 24,14% 7,60% 47,10% 0,86% 2,95% 13,37% 1,62%

2004 2,83% 24,31% 8,96% 44,61% 0,77% 3,80% 13,06% 1,65%

2005 1,93% 18,40% 7,92% 56,14% 0,60% 3,08% 10,27% 1,65%

2006 1,48% 19,37% 14,14% 52,25% 0,71% 2,70% 7,81% 1,54%

2007 1,19% 18,85% 22,28% 46,12% 0,54% 2,42% 7,17% 1,42%

2008 1,52% 16,79% 28,65% 43,60% 0,41% 1,85% 5,65% 1,53%

2009 1,82% 9,65% 34,32% 47,37% 0,40% 1,85% 3,27% 1,32%

2010* 1,70% 10,99% 36,53% 43,28% 0,33% 2,03% 3,65% 1,49% Fuente: CREG. * Cifras a Junio 2009

4.3.5. Problemática sector distribución-comercialización Según un estudio realizado por la Cámara Sectorial de Gas de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios (ANDESCO)60, se pueden identificar los siguientes problemas relacionados con el segmento de distribución-comercialización de gas natural.

Inadecuado diseño de la Canasta de Tarifas origina que:

_ Los mercados con consumos Industriales más significativos, sean los

mercados menos competitivos para los Industriales;

Para consumidores industriales de idénticas características, ubicados en

distintos mercados, enfrentan Cargos por Uso que son función de la

composición residencial del respectivo mercado;

_ En algunos mercados se hayan perdido usuarios industriales relevantes por

by-pass físico (conexión a la red de transporte), by-pass comercial (cambio de

Comercializador), by-pass por sustitución (cambio de energético), o auto by-

pass (para evitar la pérdida de usuarios industriales es frecuente que las

empresas apliquen políticas de descuentos que no les permiten recuperar el

Cargo por Uso que les fue aprobado);

_ Se presente pérdida de usuarios industriales con consumos

importantes,afectando al alza los Cargos por Uso de la vigencia tarifaria

inmediatamente siguiente;

_ La señal de precios de sustitutos no sea un driver en la fijación de los Cargo

por Uso aplicados al sector industrial;

El esquema de tarifas por bloques discretos induce a ineficiencia energética e

introduce volatilidad en la facturación de usuarios industriales;

60 ANDESCO, Propuestas de Soluciones Estructurales a la Problemática Actual del Sector de Gas Natural en Colombia, 2008.


88

Imposibilidad de suscribir contratos de largo plazo con usuarios industriales

regulados y no regulados impidiendo la diversificación del riesgo.

Aún cuando se adoptaron nuevas disposiciones en materia de contratación de

gas natural en la Resolución CREG-075/08, persiste la inflexibilidad en el

esquema de contratación de suministro de gas natural con destino al Mercado

Regulado;

Inflexibilidad en el esquema de contratación de suministro de gas natural con

destino al sector termoeléctrico;

Condición de déficit comercial producto de varias circunstancias tales como:

menores reservas a las esperadas en el campo Opón; menor capacidad de

producción en Guajira; exigencia de garantía de suministro en firme para los

cierres financieros de los proyectos de generación; necesidad de los

Productores de colocar el 100% del gas en contratos Take or Pay, entre otros.

El Mercado Secundario no opera de forma eficiente y adecuada, por lo que el

Regulador se encuentra en proceso de estudio de su organización.

No se cuenta con nueva Producción Disponible para Ofertar en Firme –PDOF-,

que atienda los requerimientos (actuales y futuros) de los diferentes sectores

de consumo de gas natural.

La exigencia de la CREG de respaldar el Cargo por Confiabilidad mediante

contratos en firme durante la totalidad de las horas del año, dificulta a futuro la

problemática de déficit comercial.

Prohibición innecesaria de competencia en la comercialización de gas natural

en el Mercado Regulado, en la medida en que no hay competencia en el

segmento de Producción-Comercialización; e

Indefinición en el proceso de desregulación de usuarios.

La distribución de gas natural puede ser exclusiva, en cuyo caso una sola

empresa opera en una región determinada, como en el caso de Gas Natural

(Bogotá), o no exclusiva, en cuyo caso, varias empresas operan en una misma

región.


89

5. CAPÍTULO

DIAGNÓSTICO DEL SECTOR DEL GAS NATURAL DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LA

COMPETENCIA

El presente informe permitió observar que ciertas condiciones de competencia en el

mercado de gas colombiano se encuentran limitadas, en la mayoría de los casos por

una inadecuada regulación que permite que algunos agentes con amplio poder de

mercado tomen ventaja de los vacios en la reglamentación. Se encontró que las

posibles restricciones a la competencia de estarían presentando principalmente en

relación con los siguientes aspectos: (i) contratación de gas; (ii) en las subastas; (iii) en

los mercados conexos; y (iv) en las integraciones verticales. A continuación se

describirá cada una de las anteriores problemáticas y se recomendarán posibles

acciones por parte de la Superintendencia de Industria y Comercio y las autoridades

reguladoras.

5.1. CONTRATACIÓN

Como se expuso líneas arriba, existe una amplia problemática relacionada con la

contratación de gas en Colombia. En primer lugar, dado el poder de mercado de

algunos agentes en la oferta, se encontró que en los contratos de suministro se

presentan estructuras favorables a dichos agentes que incluyen bajas penalizaciones

por no suministro, altos niveles de take or pay, alto número de eventos eximentes y

otras cláusulas poco acordes con la práctica de otros mercados. Adicionalmente, se

encontró que existen contratos de asociación entre productores, los cuales aumentan

la concentración en el mercado, en razón a que las decisiones de producción y de

inversión se toman conjuntamente por las empresas, y, por lo tanto, no se configuran

como competidores independientes en la oferta.

En este orden de ideas, se encontró que debido a la presencia de contratos a largo plazo con los agentes más grandes del mercado, existe una reducida oferta de gas en firme, lo cual conduce a situaciones en que los distribuidores suscriben contratos sin que exista todavía un gasoducto que conecte el pozo con el sistema de transporte, asumiendo así todo el riesgo de la transacción Un ejemplo es el contrato por el gas del pozo Gibraltar, suscrito entre Gas Natural S.A. E.S.P. y Ecopetrol, quienes luego de un largo periodo de negociaciones, suscribieron en el año 2007 un contrato Take or Pay a largo plazo, en el que la empresa distribuidora, (Gas Natural) asumió todo el riesgo al no existir un gasoducto construido ni un contrato de transporte, razón por la que las demoras en la construcción del gasoducto fueron asumidas por el comprador, quien tuvo que empezar a pagar sus obligaciones


90

de Take or Pay cuando las instalaciones para la producción estuvieron listas, aún sin contar con un medio de transporte para el gas adquirido. En situaciones como la anterior, no existen previsiones para superar inconvenientes como la suscripción de un contrato Take or Pay con un productor sin que se haya construido previamente un gasoducto que conecte el pozo con la red de transporte. En el ejemplo descrito, se presentó una demora en la construcción del gasoducto de varios meses después de que las instalaciones para la extracción y producción estuvieron listas para operar. La empresa de transporte justificó su retraso señalando que la obtención de la licencia ambiental para la construcción del gasoducto retrasaría el proyecto en al menos un año. Como resultado de los inconvenientes descritos, Gas Natural tuvo que firmar varias modificaciones al contrato con Ecopetrol para cumplir sus obligaciones, ya que los pagos del contrato ToP debían ser asumidos por el comprador. La contratación de suministro de gas natural en Colombia está sujeta a un mecanismo de contratación bilateral en donde los precios son libremente acordados entre el productor-comercializador y los usuarios no regulados de acuerdo con la regulación vigente61. Este escenario, gracias a la estructura industrial de la oferta de gas natural evidentemente concentrada como la existente en el país62, restringe la posibilidad de negociación de los contratos por parte de los usuarios y propicia el abuso de posición dominante por parte del productor, quien en principio, establece los precios del hidrocarburo, teniendo en cuenta las expectativas del mercado63. Así las cosas, los oferentes de gas están vendiendo cantidades mínimas del producto, lo cual conduce a un alza en el precio y a una total incertidumbre, en tanto que los productores se rehúsan a declarar las reservas y a ofrecer grandes volúmenes de gas, declarando la mayor parte de la producción nacional como interrumpible. El incremento de los contratos en modalidad interrumpible en Colombia ha conducido a inseguridad en cuanto al suministro de gas al usuario final, siendo que los distribuidores contrataron servicios de transporte a largo plazo sin tener firmados previamente contratos de suministro, ante lo cual la SSPD ha impuesto sanciones a tres distribuidores por no contar con contratos en firme firmados. Por otra parte, se encontró que los contratos de gas no proveen condiciones suficientes que aseguren el suministro al comprador. Esto por cuanto los contratos se incumplen en épocas de picos de demanda ligados a causas externas como fenómenos

61

Hasta la expedición de la Resolución CREG 070 de 2006, el precio pactado en los contratos no debía superar el Precio Máximo Regulado (PMR). 62 Documento CREG 039 de 2006. Contratación de suministro de combustible para generación eléctrica, pág. 12. 63 Al respecto, es importante destacar que en industrias de producción de hidrocarburos (i.e. gas metano, gas natural, crudo), normalmente la regulación no reconoce el Costo Marginal (Cmg) como un precio de equilibrio competitivo porque en el largo plazo los productores no pueden financiar operación y exploración de nuevos yacimientos (i.e. gas natural), luego se prefiere usar un Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP) para garantizar incrementos en la producción por bloques y no por unidades marginales.


91

climatológicos y cambios en la actividad económica. Aunque en el contrato se haya establecido un suministro en firme, existen bajas penalizaciones y varios eventos que eximen al vendedor de su responsabilidad, lo cual sustrae en la práctica la calidad de en firme al gas vendido, produciendo inseguridad en cuanto al suministro constante, lo cual no se compadece con la realidad de un negocio de inversiones a largo plazo que requiere seguridad. En el caso del transporte, la regulación no ha sido del todo apropiada ya que el transportador debe asumir gran riesgo de demanda en este esquema y el regulador prima los cargos variables sobre los fijos. Como el riesgo de demanda en Colombia lo asume el distribuidor y el transportador, variaciones en la demanda tienen un importante efecto para el transportador o distribuidor. En este orden de ideas, se encontró que no existen provisiones suficientes para situaciones en que la demanda de gas se incremente precipitadamente. Tal es el caso presentado durante las temporadas de clima extremadamente seco ocasionadas por fenómenos como "El Niño”, el cual en el año 2009 condujo a una suspensión de las ofertas en firme, por lo cual las plantas de generación eléctrica tuvieron que nominar los volúmenes contratados mediante la modalidad Take or Pay. Sin embargo, hubo grandes limitaciones de transmisión desde la Guajira a la región interior, por lo cual varias investigaciones han sido iniciadas por la Superintendencia de Servicios Públicos en razón a que los generadores eléctricos no pudieron cumplir con sus obligaciones de energía en firme. Por lo anterior, el gobierno ha expedido varias resoluciones para intervenir en el mercado y apoyar las incertidumbres de suministro en los periodos pico de demanda. Esta regulación intensiva se concentró en las ventas de las empresas, lo cual redujo la oferta de gas en firme. Bajo la intervención estatal determinada mediante resoluciones, el gobierno ha adoptado diversos mecanismos administrativos como órdenes de asignación en los pozos de Guajira y Cusiana, la imposición de subastas públicas para volúmenes en firme, imposición de declaración de producción, entre otros. Por su parte, la inestabilidad de las condiciones regulatorias en el mercado ha originado desincentivos para la inversión activa por parte de las empresas del sector, así como reclamos de los agentes económicos por la incertidumbre respecto de las disposiciones regulatorias. Adicionalmente, el gobierno colombiano prohibió las exportaciones en tanto la demanda doméstica no fuese atendida, ante lo cual los productores reclamaron que la negativa a permitir las exportaciones desincentivaría los nuevos proyectos de exploración. Por último, se estima que la liberación del campo de Cusiana en cuanto a precios, mientras el campo de la Guajira sigue regulado, ha creado exceso de demanda por ese campo y la presencia de elementos que facilitan la colusión tácita.


92

En conclusión, se puede señalar que una sostenida intervención estatal en el control y desarrollo de los recursos energéticos como el gas influye en las decisiones de los agentes económicos en cuanto a inversión y sostenibilidad, en razón a que se disminuye la confianza en la estabilidad del sector.

5.2. ESCASEZ DE OFERTA EN LAS SUBASTAS

Otra problemática importante en el mercado de gas en Colombia es la reducida oferta

por parte de los productores en contraste con una demanda creciente que no alcanza

a suplir sus necesidades o que lo hace con un costo muy alto. Lo anterior es producto

de la alta concentración en el sector de producción en cabeza de Ecopetrol, empresa

que al momento ofrece las reducidas cantidades de gas que no tiene ya comprometido

a un precio muy alto. A manera de ilustración se pueden traer a colación casos como el

ocurrido en Diciembre de 2009, cuando Ecopetrol realizó una esperada subasta de gas

natural de los campos de Cusiana, los cuales abastecen la mayor parte del mercado del

interior.

En la subasta referida, el precio del producto arrancó a 3,4 dólares por millón de BTU y

terminó vendiéndose a 6,14 dólares por millón de BTU, precio que tuvieron que pagar

empresas distribuidoras como Gas Natural, Gases de Occidente y EPM, entre otras,

que son las encargadas de comprar -mediante contratos- el combustible para luego

llevarlo a los consumidores finales. El alto precio fue motivado por una fuerte

demanda del producto por parte de generadoras de energía como Isagén y las

petroleras Mansarovar y Petrobras, así como de las distribuidoras. Ello provocó el

incremento en el precio final de este gas que comenzó a entregarse desde el primero

de Agosto del 2010 hasta Junio del 2015. Mientras que en la subasta se ofrecieron 32,

8 millones de BTU día, la demanda ascendió a 368 millones de BTU día.

Diversas reacciones ante el alto precio final fueron consignadas en los medios de

comunicación. El periódico Portafolio, en un artículo de 19 de Enero de 201064, expuso

reacciones de grandes distribuidoras como Gas Natural y Gases de Occidente. Gas

Natural señaló que "Perdió el usuario de los estratos uno y dos que verá un incremento

del 35 por ciento y los usuarios de otros estratos verán subir el servicio en 40 por

ciento". Esta empresa, que compró gas en la subasta para cubrir parte de sus

necesidades futuras, atiende a por lo menos 1,5 millones de usuarios en el centro del

país. El precio del producto tiene un peso del 30 por ciento en la factura final, la cual

incluye otros cargos como distribución y transporte.

64 Londoño, J., Tensión por inminente aumento de los precios en el gas natural, Portafolio, Enero 20, 2010.http://www.portafolio.com.co/economia/economiahoy/ARTICULO-WEB-NOTA_INTERIOR_PORTA-6991047.


93

Por su parte, Gases de Occidente, que atiende a 700.000 usuarios en el área de Cali y

sus alrededores, admitió que esa compañía se abstuvo de comprar el gas que va a

requerir en el futuro a ese precio tan alto por lo que ello implicaría para los clientes, y

no consideró justo que las subastas se hagan con cuentagotas. Señaló igualmente que

se observaba una “posición estratégica de los productores para sacar un mejor precio a

la subasta”.

5.3. MERCADOS CONEXOS AL DE LA DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE

GAS NATURAL POR REDES

Para que un usuario no regulado disfrute del servicio de gas natural se requiere la

construcción de una red externa local en el municipio o área que se quiere conectar.

Lo anterior se realiza mediante obras de ingeniería que resultan en la red compuesta

por una acometida conectada a un anillo gasificado y una instalación interna

conectada a la línea de acometida en el siguiente orden:

GasoductoLínea de

acometidaInstalación

internaGasodomés-

tico

El artículo 14 de la Ley 142 de 1994, define la acometida como la “derivación de la red

local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble” y a la red

interna como “el conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el

sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor. Para

edificios de propiedad horizontal o condominios, es aquel sistema de suministro del

servicio al inmueble a partir del registro de corte general cuando lo hubiere”.

Por su parte, la Resolución No. 35 de 1995 de la CREG, estableció que “La red interna

no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona calificada

podrá prestar el servicio, siempre y cuando esté registrado en la empresa de

distribución local. En todo caso, el distribuidor deberá rechazar la instalación si no

cumple con las normas de seguridad. El costo de la prueba estará incluido en el cargo

de conexión.” (Subraya fuera de texto)

La empresa distribuidora de gas es la que escoge el constructor de las redes externas y

acometidas, mientras que el usuario final contrata la empresa con la que desea realizar

su instalación interna. Las firmas instaladoras no pueden ser escogidas por la

distribuidora y comercializadora de gas natural.


94

De acuerdo con lo anterior, el usuario final puede contratar la construcción de la

instalación interna con cualquier agente avalado para ello, incluyendo el propio

distribuidor, el cual también tiene la facultad de construir la instalación interna, en

razón a que no existen restricciones legales que impidan que la empresa que realiza las

redes externas de un municipio, también pueda construir las redes internas de los

usuarios finales. En esta medida, el distribuidor, quien por lo general ostenta posición

de dominio en el mercado de distribución de gas gracias a su calidad de monopolio

natural, compite con los constructores de redes internas independientes en el

mercado de construcción e instalación de redes internas de gas, el cual es conexo al de

distribución.

En este orden de ideas, se observa que podrían presentarse escenarios donde una

empresa con posición de dominio en el mercado de distribución, ejerza su poder en el

mercado conexo de instalación de redes internas. Lo anterior, en el entendido que el

control por parte del distribuidor sobre el recurso esencial que necesitan las empresas

constructoras de redes, genera dependencia entre competidores y facilita la

discriminación, lo cual coloca a las empresas independientes en desventaja frente a la

empresa distribuidora de gas y podría generar efectos de exclusión y obstrucción en el

mercado conexo de construcción de redes internas.

5.4. INTEGRACIONES VERTICALES

Las disposiciones sobre integraciones verticales de los agentes conformantes de la cadena de valor del gas natural en Colombia fueron objeto de grandes cambios a partir de la expedición de la Ley 142 de 1994. Antes de la citada ley, la regulación existente no contemplaba restricción alguna para las empresas del sector que realizaran integraciones verticales. Esto cambió con la expedición de la ley, la cual estableció por primera vez las bases para evitar la concentración en el sector. Así lo consagró el artículo 73.25:

“Ley 142 de 1994. Artículo 73. 73.25. Establecer los mecanismos indispensables para evitar concentración de la propiedad accionaria en empresas con actividades complementarias en un mismo sector o sectores afines en la prestación de cada servicio público.”

En desarrollo de la anterior disposición, la Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG) expidió la Resolución 057 de 1996, en la que dictó los lineamientos

conducentes a controlar la concentración en el sector de gas natural, estableciendo

límites a las integraciones verticales entre empresas de dicho sector. Así lo dispuso el

artículo 5º de la citada resolución:

“Articulo 5º. SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES. Con el fin de garantizar el acceso

abierto al sistema nacional de transporte de gas natural, el transporte de gas


95

natural es independiente de las actividades de producción, comercialización y

distribución del gas natural. En consecuencia, los contratos de transporte y las

tarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de las

condiciones de las de compra o distribución y de su valoración.

El transportador de gas natural no podrá realizar de manera directa, actividades

de producción, comercialización, o distribución, ni tener interés económico en

empresas que tengan por objeto la realización de esas actividades. Podrá, no

obstante, adquirir el gas natural que requiera para su propio consumo, para

compensar pérdidas o para mantener el balance del sistema de transporte, si ello

se hace necesario. Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o

distribuir gas natural, no podrán ser transportadoras ni tener interés económico

en una empresa de transporte del mismo producto. El interés económico se

entiende en los términos establecidos en el artículo 6o. de esta resolución. El

transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generación

eléctrica.

El transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus

servicios y, en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes

consumidores con quienes tenga una relación de las que configuran interés

económico.

Las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución

pueden ser comercializadoras. Las empresas prestadoras de servicios públicos,

constituidas con anterioridad a la vigencia de la Ley 142 de 1994, podrán

continuar prestando en forma combinada las actividades que desarrollaban a esa

fecha y además la actividad de comercialización, siempre y cuando, a partir de la

expedición del plan único de cuentas por parte de la Superintendencia de Servicios

Públicos, tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus

actividades, de acuerdo con los sistemas uniformes establecidos por la

Superintendencia. De la misma forma procederán todas las empresas que

desarrollen simultáneamente actividades de distribución de energía eléctrica y de

venta o distribución de gas combustible. En ningún caso, podrán dar un trato

preferencial a ningún comprador con términos contractuales similares”.

(Subraya fuera de texto)

De acuerdo con la anterior disposición, un transportador no puede realizar de manera directa la comercialización y distribución de gas natural. Asimismo, las empresas cuyo objeto sea producir, distribuir y comercializar no pueden realizar de manera directa la actividad de transporte de gas natural y, por último, un transportador no puede tener interés económico en empresas cuyo objeto sea la comercialización y distribución de gas natural.


96

Respecto del concepto de interés económico, el artículo 6º de la Resolución 05765 estableció que una empresa transportadora tiene interés económico en otra empresa cuyo objeto sea la producción, enajenación, comercialización o distribución de este producto, cuando ésta empresa, sus matrices, sus subordinadas o sus vinculadas sean parte en un contrato para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con empresas productoras, comercializadoras o distribuidoras de gas natural. Asimismo, el articulo 6º considera que una empresa transportadora de gas natural tiene interés económico en otra empresa cuyo objeto es la producción, enajenación, comercialización, o distribución de este producto, cuando esta sociedad, sus matrices, sus subordinadas o sus vinculadas tienen acciones, cuotas o partes de interés en el capital de una empresa comercializadora, distribuidora o gran consumidora de gas natural, en un porcentaje superior al veinticinco por ciento (25%) del total del capital social.

65 “Articulo 6º Para los propósitos de esta resolución, se considera que hay un interés económico de una

empresa de transporte de gas natural en otra empresa cuyo objeto sea la producción, enajenación,

comercialización, o distribución, del mismo producto, en los siguientes casos:

a) Cuando estas empresas, sus matrices, sus subordinadas o sus vinculadas sean parte en un contrato

para compartir utilidades o reducir costos, o en cualquier clase de contrato de riesgo compartido con

empresas productoras, comercializadoras o distribuidoras de gas natural; o

b) Cuando una empresa productora, comercializadora o distribuidora tiene:

- Acciones, cuotas o partes de interés en el capital en la empresa transportadora en un porcentaje

superior al veinticinco por ciento (25%) del capital social;

- Créditos a cargo de la empresa transportadora en condiciones más favorables que las prevalecientes en

el mercado;

- Cualquier influjo en la determinación del precio del transporte o de los servicios ofrecidos por la

transportadora.

c) Cuando una empresa transportadora tiene acciones, cuotas o partes de interés en el capital de una

empresa comercializadora, distribuidora o gran consumidora de gas natural, en un porcentaje superior

al veinticinco por ciento (25%) del total del capital social.

d) Las empresas productoras de gas natural podrán poseer acciones de una misma empresa que tenga

por objeto la distribución de ese bien, sin que la participación individual de una empresa productora

pueda exceder del 20% del capital

de la entidad receptora. En ningún caso el capital de una empresa distribuidora de gas natural podrá

pertenecer en más del 30% a empresas productoras de gas natural. Los porcentajes anteriormente

especificados aplican igualmente para Ecopetrol, sin perjuicio del plazo especificado en el capítulo VIII de

esta Resolución.

e) Las empresas transportadoras de gas natural no podrán participar en la actividad de comercialización

de gas natural, salvo lo dispuesto en el literal c de este artículo.

Las empresas a que se refiere este artículo, deberán proporcionar a la Comisión, cuando esta lo solicite,

un certificado que acredite el cumplimiento de las obligaciones de no hacer que consagran este artículo y

el 5o de esta resolución.

PARÁGRAFO: En los términos del artículo 14.34 de la Ley 142 de 1994 y cuando fuere del caso, la

Superintendencia podrá utilizar como criterios adicionales para establecer la existencia de interés

económico, las normas de los artículos 449 y siguientes del Estatuto Tributario y los artículos 260 y

siguientes del Código de Comercio sobre sociedades matrices, subordinadas y vinculadas”.


97

De acuerdo con la anterior normativa, existe una excepción para la prohibición de la Resolución 057 que cobija a las empresas que efectivamente prestaban de manera combinada las actividades de transporte, y/o producción, y/o distribución y/o comercialización de gas constituidas antes de la entrada en vigencia de la Ley 142, las cuales pueden continuar prestando de manera integrada tales servicios, siempre y cuando, a partir de la expedición del plan único de cuentas por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos, tengan establecidas contabilidades separadas para cada una de sus actividades, de acuerdo con los sistemas uniformes establecidos por la Superintendencia. Aquellas que no cumplan tal condición, se rigen por la prohibición estipulada en la Resolución 057. Ahora bien, aunque se entiende que el objeto de la anterior regulación es impedir posibles prácticas restrictivas de empresas integradas verticalmente conducentes a obstruir el acceso a la red de transporte, la excepción para las empresas integradas con anterioridad a la Ley 142 configura un foco de confusión, siendo que la norma no es del todo clara sobre la aplicación de la referida excepción.66 En esa medida, no obstante las integraciones anteriores a la Ley 142 configuran un derecho adquirido en razón a que en el momento en que se realizó la integración la prohibición no existía67, lo cierto es que la excepción genera ventajas competitivas para las empresas que les aplica y discrimina al resto. Una empresa cobijada por la excepción tiene la posibilidad de seguir expandiéndose verticalmente, en tanto que las empresas a las que no les aplica, se encuentran limitadas para hacerlo. Los puntos anteriores dan cuenta de la problemática que surge a partir de la falta de claridad del regulador al prohibir operaciones de integración permitiendo excepciones. Se encuentra que se presenta una discriminación por parte de la norma hacia los agentes con intenciones de integrarse verticalmente en los términos del artículo 5 de la resolución 057, siendo que éste tipo de operaciones es permitida únicamente para los agentes que se encuentren dentro de la situación descrita anteriormente.

66 Al respecto la CREG señaló: “Dentro del contexto de la norma, se deduce que las restricciones aplican

únicamente en relación con el transporte. De esta manera se concluye que el artículo 6o. NO establece

restricciones entre las actividades de producción, comercialización y distribución del gas natural, y que

por consiguiente, las empresas productoras, sus matrices, subordinadas o vinculadas pueden tener

cualquier tipo de contrato o participación, o ejecutar directamente, sin limitación alguna, cualquiera de

las otras dos actividades (distribución y comercialización) y viceversa, es decir que una comercializadora

su matriz, sus subordinadas o vinculadas pueden tener sin limitación alguna participación, intereses o

ejecutar directamente actividades de distribución y producción; e igualmente una distribuidora, su

matriz, sus subordinadas o vinculadas, puede tener participación, interés o ejecutar directamente

actividades de producción y comercialización”. (Limitaciones a la participación accionaria en el subsector

gas natural. Radicación CREG-000945 de Febrero 18 de 1998). 67 Concepto CREG-6587 de 1998.


98

Adicionalmente, se encuentra que una prohibición a priori para todas las integraciones parece prematura, siendo que se podría estar obstaculizando el surgimiento de estructuras más eficientes que beneficien el mercado en general. En este sentido, no se puede negar que una integración vertical, antes que perjudicial,

puede resultar beneficiosa para el mercado, en tanto que puede generar eficiencias

que ayuden a superar problemas que se presentan en el mercado. Para el caso de

transporte de gas en Colombia, un mercado integrado verticalmente ayudaría a

superar problemas de falta de oferta al interior del país, en tanto que en los mercados

integrados verticalmente, el transporte internalizaría las demandas de los usuarios

aguas abajo (distribución y comercialización) y aguas arriba al ser parte del mismo

grupo económico (aunque con actividades separadas) y permitiría la coordinación en la

expansión de actividades.

Adicionalmente, siendo que el mercado de gas colombiano se encuentra en

crecimiento, la prohibición a priori para integrarse sin analizar el caso particular genera

costos más altos para las empresas. Es más, dadas las condiciones del mercado

nacional, se encuentra que los beneficios de la separación de actividades son menos

probables, por razones como la ausencia de competencia en suministro, el hecho que

el mercado minorista no está abierto a la competencia, la competencia de

combustibles subvencionados y el alto riesgo de desabastecimiento.68

Al respecto, el estudio de Frontier Economics citado anteriormente, señala los problemas que se podrían presentar por la restricción a las integraciones verticales:

“Primero, considera cualquier integración como indeseable. Es decir es tan malo que una empresa de distribución pequeña se integre con el transporte como una empresa grande. Parte de la premisa que las dos empresas tienen el mismo incentivo a impedir el acceso cuando eso no tiene por qué ser así.

Segundo, considera que el mercado nacional es el mercado relevante cuando eso no es

siempre el caso y en el mercado colombiano el regulador ha sido enfático en resaltar la existencia de, al menos, dos mercados geográficos. Por eso la medida considera que es tan malo que una empresa de distribución del mercado del Interior compre una empresa de transporte del mercado de la Costa Atlántica como lo es si comprara una empresa de transporte del Interior.

Tercero, considera que el gas es el mercado de producto cuando en el mercado

colombiano ese no es el caso. Es indudable que el mercado relevante en partes del interior incluiría sustitutos al gas y en ese caso los incentivos a restringir el acceso son menores para una empresa de distribución de gas porque su competencia se amplía a los combustibles sustitutos.

68 Frontier Economics (2010). “Diagnóstico del mercado de gas natural de Colombia”.


99

Finalmente, considera que la situación es inmutable, es decir que los incentivos a excluir son los mismos a lo largo del tiempo. Esto ha sido particularmente erróneo en el caso colombiano que ha evolucionado de manera notable gracias al exceso de oferta en el sistema.”69

69 Ibidem


100

6. CAPÍTULO

RECOMENDACIONES

6.1. Recomendaciones en cuanto al sistema actual de contratación en el

mercado de gas natural en Colombia

A partir de la problemática contractual descrita en el capítulo anterior, mediante el presente informe se recomienda en primer lugar que la Superintendencia de Industria y Comercio continúe con su labor de protección de la libre competencia en el sector de gas, en la medida que se investiguen las cláusulas de los contratos descritos líneas arriba para determinar si mediante estas se está abusando de la posición de dominio imponiendo condiciones que colocan en amplia desventaja a la parte débil de la transacción. Asimismo, se recomienda investigar los motivos por los cuales los productores de gas ofrecen reducidas cantidades de gas sin razones plenamente justificadas, lo cual ha producido una oferta insuficiente y, por ende, un incremento en los precios. Adicionalmente se recomienda investigar posibles conductas colusivas en detrimento de la competencia relacionadas con los contratos de asociación entre productores con el fin de determinar la existencia de alguno de los tipos de acuerdos que prohíbe el artículo 47 del Decreto 2153 de 1992. Adicionalmente, se encuentra que la creciente complejidad de las transacciones y las condiciones cambiantes en los sectores energéticos en el país, especialmente en el de gas, sugieren el diseño de nuevos contratos que se adapten a las circunstancias y no faciliten la explotación abusiva por parte de los agentes fuertes de la transacción. Por lo tanto, se recomienda que mediante la figura de abogacía de la competencia, la Superintendencia de Industria y Comercio trabaje conjuntamente con la CREG y la SSPD para diseñar políticas contractuales que corrijan la complejidad y el desbalance entre los suscribientes que al parecer estaría afectando la competencia, manteniendo incentivos para la inversión y otorgando mayor flexibilidad en los precios.70 Asimismo, se recomienda que la regulación imponga a los productores ofrecer la totalidad del gas declarado y que no esté comprometido. En cuanto a los problemas derivados de los riesgos de demanda, se sugiere proponer

una regulación que contemple alternativas para distribuir más equitativamente el

riesgo de demanda. Esto puede incluir integraciones verticales; que parte del riesgo

sea gestionado por medio de planeación; el darle riesgo de demanda a los

70

Creti y Villeneuve (2004) recomiendan los mecanismos de ajuste de precios como factores clave en el diseño de los contratos. Un precio fijo podría convertirse en ineficiente si el precio del contrato difiere de los costos de oportunidad. Creti, A., Villeneuve, Long-term contracts and take-or-pay clauses in natural gas markets, Energy Studies Review, 13, (2004), p. 93.


101

productores; etc. En conclusión, Colombia necesita un desarrollo adicional en el

diseño de contratos en firme que otorguen seguridad en el suministro a los usuarios

finales.

6.2. Recomendaciones en cuanto al problema de escasez de oferta en las

subastas

De conformidad con la problemática relacionada con la reducida oferta por parte de

los productores, en contraste con una demanda en aumento, se advierte que los

oferentes del gas determinan a su discreción la cantidad de gas ofrecida para la venta,

lo que por lo general conlleva a que la oferta no sea suficiente para la alta demanda,

produciéndose un incremento en el precio. En este sentido, la recomendación básica

consiste en que la SIC investigue a fondo las condiciones en que los grandes

productores de gas determinan las cantidades ofrecidas, de modo que se explique la

razón por la cual se ofrecen cantidades mínimas insuficientes para la demanda.

6.3. Recomendaciones en cuanto al tratamiento de los mercados conexos

Con fundamento en la problemática descrita en el capítulo anterior sobre mercados

conexos, se considera que los mercados de distribución de gas e instalación de redes

merecen una vigilancia constante por parte de la SIC, con el fin de detectar si se están

presentando los escenarios descritos líneas arriba. En este sentido, aunque la SIC ha

adelantado varias investigaciones a grandes empresas distribuidoras de gas

relacionadas con mercados conexos71, es recomendable que se amplíe la rigurosidad

para abordar el tema, vigilando de cerca las conductas desplegadas por agentes

distribuidores de gas con posición de dominio, de manera que se produzcan sanciones

efectivas y disuasivas en caso de encontrar violaciones al régimen de competencia.

Sin perjuicio de lo anterior, es recomendable igualmente que se examine el tema

desde el punto de vista regulatorio mediante las facultades de abogacía de la

competencia. Esto en razón a que evidentemente existe un desbalance entre agentes

competidores generado por la propia regulación actual. La cual permite escenarios

condescendientes con agentes dominantes y que, en este caso, facilitan la realización

de prácticas restrictivas de la competencia y actos de competencia desleal

administrativa.

71 Ver Resoluciones Nos. 47788 de 2010 (Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.), 35505 de 2011 (Gas Natural S.A. E.S.P.) y 13759 de 2011 (Alcanos de Colombia S.A. E.S.P.) de la Superintendencia de Industria y Comercio.


102

6.4. Recomendaciones en cuanto a las integraciones verticales

Las condiciones regulatorias en que se abordan las integraciones verticales en el sector

de gas en Colombia contienen disposiciones que podrían afectar la libre competencia.

En primer lugar, se considera que la falta de claridad en la excepción otorgada a

algunas empresas configura una discriminación hacia las empresas no cobijadas.

Segundo, la prohibición a priori para las integraciones verticales resulta debatible en

cuanto se estaría limitando el libre desarrollo del mercado hacia estructuras más

eficientes y beneficiosas para el usuario.

Bajo este contexto, se recomienda que la Superintendencia de Industria y Comercio y

las autoridades reguladoras aborden el tema con especial atención y busquen maneras

de determinar una posición uniforme que evite confusiones en los agentes del sector.


103

CONCLUSIONES

La estructura de mercado del mercado es reconocida como una estructura de

mercado altamente concentrada. El sector de exploración y producción está

dominado por Ecopetrol que cuenta con más del 65% de la producción actual y

más de 80% de derechos en propiedad. (HHI más de 3000). De esta forma las

compañías distribuidoras y comercializadoras (downstream) tienen pocas

opciones para decidir la procedencia del gas que compran.

Se estudiaron las condiciones en que un productor de gas dominante podría

imponer restricciones a través de cláusulas abusivas dentro de sus contratos de

suministro que podrían influenciar los precios de manera que no reflejen el

valor a corto plazo que tiene el bien sustraído de la tierra. Igualmente, se

estudió la manera en que los agentes que controlan los grandes gasoductos del

país podrían imponer restricciones en el otorgamiento de capacidad de

transporte.

Los anteriores imaginarios pueden resultar en una falta de incentivos para que

los comercializadores ingresen a un mercado en el que los precios puedan ser

manipulados por empresas dominantes actuando independiente o

colusivamente. Asimismo, las grandes empresas del sector están en la posición

de usar ventajas en cuanto a la información disponible obtenida de su posición

dominante en el mercado, lo cual como se dijo, desincentivaría a actores

pequeños con intenciones de entrar al mercado.

Un aspecto importante en cuanto al diseño de la regulación del mercado es

determinar las situaciones en las que se deben restringir las actividades de las

grandes empresas que dominan el mercado, sin que, claro está, se vulnere el

principio de la libre empresa y el desarrollo económico.

De acuerdo con lo presentado en este estudio, se encontró que la industria de

gas natural en Colombia presenta una alta concentración en las distintas etapas

de la cadena productiva, lo cual es consecuencia de las características propias

de la industria; en esta misma línea, se encontró que las etapas de producción

están integradas verticalmente.

De otra parte, se observó que la producción de gas natural funciona por

contratos de asociación entre empresas, mientras que el transporte se realiza


104

por la red nacional de gasoductos mediante la cual el gas es llevado a su

destino final con la utilización de gasoductos. Cada empresa debe licitar ante el

Ministerio de Minas y Energía la concesión para operar y crear gasoductos. Esta

barrera a la entrada hace que la industria presente altos índices de

concentración.

En cuanto a la formación de precios, los principales campos de producción

tienen precios regulados, y la tarifa al usuario final se aplica mediante una

fórmula determinada. Para el resto de campos los precios se determinan

libremente. Este enfoque desigual con precios regulados para Guajira y el resto

no regulado ha mostrado señales de incoherencia a la industria.

Un mercado de gas natural que funcione correctamente debe estar basado en

regulaciones, políticas y contratos de fácil comprensión, que incentiven la

eficiencia del mercado. Desarrollar un mercado de estas calidades requiere un

esfuerzo coordinado entre todos los agentes y autoridades relacionadas con el

sector, pues el sistema debe contener un balance de todas las necesidades de

las partes. En Colombia estas partes incluyen al gobierno, los productores, los

transportadores, las empresas de generación de electricidad, las empresas de

distribución y comercialización y los agentes comerciales que venden el

producto al usuario final.

Cuando hay riesgo de demanda el transportador tiene incentivos a negar el

acceso aún en casos en que exista separación vertical. Como el riesgo de

demanda en Colombia lo asume el distribuidor y el transportador, variaciones

en la demanda tienen un importante efecto para el transportador/distribuidor.

En la actualidad se está presentando un alto volumen de transacciones de gas

en el mercado secundario, en el cual las plantas de generación de energía

eléctrica revenden sus excedentes de gas natural a distribuidores y

comercializadores. Este mercado es desorganizado y no cuenta con métodos

para diseminar la información sobre las transacciones efectuadas. Se

recomienda una regulación dirigida a proporcionar mayor transparencia en la

información sobre las transacciones en este mercado.

El Mercado colombiano de gas natural presenta fallas y dificultades por la

competencia muy limitada en el suministro de gas al existir básicamente solo

dos fuentes (Pozos de La Guajira y Cusiana), y por una fuerte concentración en

Ecopetrol; una red de transporte integrada por dos gasoductos y la inadecuada

distribución de los riesgos en los contratos.


105

El fenómeno de El Niño ha ocasionado que parte del consumo de gas haya sido

desviado desde el sector industrial y residencial al de generación eléctrica.

Los contratos de suministro de transporte de gas que se utilizan en Colombia

contienen una diversidad de causales eximentes de responsabilidad a favor de

las partes fuertes de los contratos como lo son el productor y los

transportadores, lo cual desvirtúa el carácter de firme del suministro de gas.

Mediante estas cláusulas se conviene la interrupción de los servicios de

suministro y transporte aún cuando se ha contratado suministro en firme.

Los contratos de suministro de gas sugieren una distorsión de la competencia

en el entendido que los suministradores de gas ejercen su alto poder de

mercado para fijar unilateralmente las condiciones contractuales y de venta y

para trasladar los riesgos derivados de causas extrañas a su propia conducta.

Por lo tanto se recomienda una estandarización en cuanto a las cláusulas

contractuales, a fin de establecer con claridad para todos los casos la calidad de

firmeza del suministro de gas.

Podrían presentarse escenarios donde una empresa con posición de dominio

en el mercado de distribución, ejerza su poder en el mercado conexo de

instalación de redes internas. Lo anterior, en el entendido que el control por

parte del distribuidor sobre el recurso esencial que necesitan las empresas

constructoras de redes, genera dependencia entre competidores y facilita la

discriminación, lo cual coloca a las empresas independientes en desventaja

frente a la empresa distribuidora de gas y podría generar efectos de exclusión y

obstrucción en el mercado conexo de construcción de redes internas.

Existe una problemática que surge a partir de la falta de claridad del regulador

al prohibir operaciones de integración permitiendo excepciones. Esto genera

una discriminación por parte de la norma hacia los agentes con intenciones de

integrarse verticalmente, siendo que éste tipo de operaciones es permitida

únicamente para los agentes que se encuentren dentro de situaciones

específicas definidas por la regulación.


106

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108

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109

ANEXO 1

NORMAS GENERALES SOBRE SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS Y

FUNCIONAMIENTO DE LAS ENTIDADES DEL ESTADO, RELACIONADAS CON GAS

NATURAL

1.- Constitución Política de Colombia, ARTÍCULOS 365 a 370, “Capítulo 5, De la finalidad social del Estado y de los servicios públicos.” 2.- Ley 141 de Junio 28 de 1.994, por la cual se crean el Fondo Nacional de Regalías, se regula el derecho del estado a percibir regalías por la explotación de recursos naturales no renovables, se establecen las reglas para su liquidación y distribución y se dictan otras disposiciones.” Artículo 26 referente al impuesto de transporte por gasoductos. 2.1.Artículo 52 del Código de Petróleos. 2.2. Artículo 17 del Decreto Ley 2140 de 1.955. 3.- Ley 142 de Julio 11 de 1.994, “Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.” Artículos más relevantes directamente relacionados con gas combustible: 1,8.2, 14.2, 14.20, 14.28, 40, 74.1, 87, 89 y 176. 3.1.- Ley 143 de Junio 11 de 1.994, por la cual se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética. Artículo 21. 3.2.- Ley 812 de Junio 26 de 2.003, “por la cual se aprueba el Plan Nacional de Desarrollo 2003-2006, hacia un estado comunitario.” Artículo 132. 3.3 Ley 632 de Diciembre 29 de 2.000. “Por la cual se modifican parcialmente las leyes 142, 143 de 1.994, 223 de 1.995 y 286 de 1.996.” 3.4. Ley 1117 de Diciembre 27 de 2.006, “Por la cual se expiden normas sobre normalización de redes eléctricas y de subsidios por estratos 1 y 2.” 3.5. Ley 889 de Agosto 28 de 2.001, por la cual se modifica parcialmente la ley 142 de 1.994.” 4.- Decreto 1524 de Julio 15 de 1.994, por el cual se delegan las funciones presidenciales de señalar políticas generales de administración y control de eficiencia en los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.”


110

5.- Decreto 2253 de Octubre 6 de 1.994, “Por el cual se delegan unas funciones.” Se delega por parte del Presidente de la República en las comisiones de Regulación, todo el tema regulatorio. 6.- Ley 286 de Julio 3 de 1.996, “Por la cual se modifican parcialmente las leyes 142 y 143 de 1.994.” 7.- Ley 401 de Agosto 20 de 1.997, “Por la cual se crea la Empresa Colombiana de Gas, ECOGAS, el Viceministerio de Hidrocarburos y se dictan otras disposiciones.” 7.1.- Ley 887 de Junio 18 de 2004, “Por la cual se modifica el artículo 15 de la Ley 401 de 1.997.” 7.2 Ley1151 de Julio 24 de 2007, “Por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2006-2010” artículo 63. 7.3- Decreto 3531 de Octubre 27 de 2004, “Por el cual se modifica el Decreto 3531 de 2004.” 7.4.- Decreto 1718 de Mayo 21 de 2008, “Por el cual se modifica el decreto 3531 de 2004.” 7.5- Decreto 2829 de Noviembre 25 de 1997, “Por el cual se desarrolla parcialmente la ley 401 de 1997 en lo que respecta al proceso de escisión de la Empresa Colombiana de Petróleos ECOPETROL a la Empresa Colombiana de Gas-Ecogás-” 8.- Resolución CREG 066 de Mayo 28 de 1998, “Por la cual se señalan las reglas mediante las cuales la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tramitará y resolverá las peticiones sobre resolución de los conflictos de que trata la ley 142 de 1994, artículo 73 numerales 73.8 y 73.9” 9.- Decreto 1894 de Septiembre 28 de 1999, “Por el cual se establece la estructura interna de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.” 10.- Resolución CREG 063 de Noviembre 25 de 1999, “Por la cual se establecen los estatutos y el reglamento interno de la - CREG.” 10.1.- Decreto 314 de Febrero 26 de 2.002, “por el cual se dicta una disposición para dirimir los empates en la toma de decisiones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.” 10.2.- Resolución de la CREG 070 del 22 de Junio de 2005, “por la cual se modifican los estatutos y el reglamento interno de la CREG.”


111

11.- Decreto 24 61 de Diciembre 8 de 1999, “por el cual se aprueban los estatutos y el reglamento interno de la Comisión de Regulación de Economía y Gas CREG.” 12.- Decreto 70 de Enero 17 de 2001, “por el cual se modifica la estructura del Ministerio de Monas y Energía.” 13.- Decreto 990 de Mayo 21 de 2002, por el cual se modifica la estructura de la Superintendencia de Servicios Públicos domiciliarios.” 13.1.- Decreto 2590 de Julio 6 de 2007, por el cual se modifica la estructura de la Superintendencia de Servicios Públicos domiciliarios.” 14.- Resolución de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SPD 000321 de Febrero 3 de 2003, por la cual se regulan algunos aspectos del Sistema Único de Información SUI-.” 15.- Decreto 1760 de Junio 26 de 2003, por el cual se escinde la Empresa Colombiana de Petróleos - Ecopetrol, se modifica la estructura orgánica y se crean La Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Sociedad Promotora de Energía de Colombia. S.A.” 16.- Decreto 255 de Enero 28 de 2004, “por el cual se modifica la estructura de la Unidad de Planeación Minero-Energética, UPME, y se dictan otras disposiciones.” 17.- Decreto 2696 de Agosto 24 de 2004, “por el cual se definen las reglas mínimas para garantizar la divulgación y la participación en las actuaciones de las Comisiones de Regulación.” 17.1.- Resolución CREG 097 de Diciembre 14 de 2004, “por la cual se definen los criterios, así como los casos en los cuales las disposiciones sobre publicidad de proyectos de resoluciones contenidas en el artículo 9 del Decreto 2696 de 2004 no serán aplicables a resoluciones de carácter general que expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas.” 18.- Decreto3243 de Octubre 8 de 2004, “por el cual se reglamenta el artículo 110 de la ley 142 de 1994.”

PRECIOS DEL GAS NATURAL

1.- Resolución del Ministerio de Minas y Energía 8-0027 de Enero 13 de 1998. “Por la cual se establece el régimen de libertad de los precios del gas natural que utilice la industria petroquímica en el país.” 2.- Resolución de la CREG 008 de Febrero 8 de 1998, “por la cual se determina el régimen para el Gas Natural Comprimido Vehicular (GNCV)” 2.1.- Concepto CREG de Abril 18 de 2002, 2002- C021402.


112

2.2.- Decreto 1001 de Abril 18 de 1997, “por el cual se reglamentan los artículos 616-1, 616-2 del Estatuto tributario y se dictan otras disposiciones. “Artículos 2,14 y 19. 3.-Resolución de la CREG 023 de Abril 11 de 2000, por la cual se establecen los precios máximos regulados para el Gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país.” 3.1.-Resolución de la CREG 119 de Diciembre 7 de 2005, “por la cual se sustituye el artículo 3 de la resolución CREG-018 de 2002.” 3.2.-Resolución de la CREG 050 de Julio 11 de 2002, “por la cual se modifica parcialmente la resolución CREG -018 de 2002.” 4.-Resolución de la CREG 070 de Octubre 31 de 2006, “por la cual se derogan algunas disposiciones de la Resolución CREG 023 de 2000 y se dictan otras disposiciones para la contratación de suministro de gas natural.” 5.-Resolución de la CREG 019 de Marzo 6 de 2007, “por la cual se modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación de índice de precios al productor (IPP) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible.” 6.-Resolución de la CREG 019 de Marzo 6 de 2007, “por la cual se modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en la actualización de los componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de Energía Eléctrica y Gas Combustible.”

LEYES, DECRETOS Y RESOLUCIONES RELACIONADAS CON EL TRANSPORTE, COMERCIALIZACION Y DISTRIBUCION DE GAS NATURAL.

1.-Resolución de la CREG 067 de Diciembre 21 de 1995, “por la cual se establece el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes.” 1.1.-Resolución de la CREG 008 de Febrero 4 de 2009, “por la cual se modifica el numeral 5.39 del Código de Distribución de Gas Combustible por Redes.” 1.2.-Resolución de la CREG 047 de Junio 24 de, 1996, “por la cual se adiciona el Reglamento de Operación.” 2.- Resolución de la CREG 035 de Mayo 7 de 1996.” Por la cual se establece la liberación de consumo para la definición de gran consumidor de Gas Combustible.” 3.-Resolución de la CREG 055 de Julio 30 de 1996.” Por la cual se dictan normas en materia de tarifas de transporte de gas natural.


113

3.1Resolución de la CREG 072 de Octubre 29 de 2002, “por la cual se establece la metodología para clasificar las personas prestadoras de los servicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo y se definen los criterios, metodologías, indicadores, parámetros, y modelos de carácter obligatorio que permiten evaluar la gestión y resultados.” 4.-Resolución de la CREG 057 de Julio 30 de 1.996, “por la cual se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias.” 4.1 Resolución de la CREG 092 de Mayo 27 de 1997, “por la cual se dictan definiciones en materia de definición y utilización de redes para el transporte de gas natural por tubería.” 4.2 Resolución de la CREG 127 de Diciembre 17 de 1996, “por la cual se aclaran las normas de la resolución CREG – 057 de 1996, en lo referente a la participación de los transportadores y los productores de gas natural en empresas de generación eléctrica a base de gas natural.” 4.3 Resolución de la CREG 041 de Marzo 26 de 1.998, “por la cual se modifica la resolución 057 de 1996 y se define la naturaleza del transportador de gas combustible.” 4.4 Resolución de la CREG 121 de Noviembre 28 de 1.996, “por la cual se adiciona la resolución CREG-057 de 1996.” 4.5Resolución de la CREG 067 de Agosto 27 de 1.996, “por la cual se modifica la resolución 057 del 30 de Julio de 1996.” 5.-Decreto 1359 de Agosto 1 de 1996, “por el cual se reglamenta el trámite para la contratación de áreas de servicio exclusivo para la prestación del servicio público de gas combustible por red de tubería.” 6.- Decreto 1404 de Agosto 8 de 1996, “por el cual se reglamenta parcialmente le ley 142 de 1994, artículo 89 y la ley 223 de 1995, parágrafo, en relación con las contribuciones que deben sufragar algunos consumidores del servicio público domiciliario de gas combustible.” 7.-Resolución de la CREG 065 de Agosto 13 de 1.996, “por la cual se dictan normas relativas a la contribución de solidaridad sobre las compras de gas natural que realicen las empresas de generación termoeléctrica.” 8.- Resolución de la CREG 124 de Noviembre 28 de 1.996, “por la cual se verifican los factores de contribución a aplicar y los subsidios a otorgar a los usuarios de las


114

empresas distribuidoras de gas natural por redes y el programa de ajuste a los límites legales.” 8.1.-Resolución de la CREG 015 de Marzo 6 de 1.997, “por la cual se verifica el factor de contribución aplicable a usuarios industriales y comerciales del servicio de gas natural por red.” 9.- Resolución de la CREG 127 de Diciembre 17 de 1.996, “por la cual se aclaran las normas de la resolución CREG- 057 de 1996, en lo referente a la participación de los transportadores y los productores de gas natural de empresas de generación eléctrica a base de gas natural.” 10.- Resolución de la CREG 129 de Diciembre 18 de 1.996, “por la cual se aclaran las resoluciones CREG -052 y CREG -057 DE 1996.” 11.- Resolución de la CREG 012 de Febrero 25 de 1.997, “por la cual se aclaran algunas normas sobre contratos de suministro y transporte de gas combustible.” 12.-Resolución de la CREG 108 de Julio 3 de 1.997, “por la cual se señalan criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible por red física, en relación con la facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación entre la empresa y el usuario, y se dictan otras disposiciones.” 12.1.- Resolución de la CREG 047 de Junio 1 de 2004, “por la cual se modifica la resolución CREG – 108 de 1997.” 12.2.- Resolución de la CREG 096 de Diciembre 14 de 2004, “por la cual se dictan disposiciones sobre el sistema de comercialización prepago, se modifica la resolución CREG 108 de 1997 y se dictan otras disposiciones.” 12.3.-Resolución de la CREG 058 de Agosto 17 de 2000, “por la cual se expiden normas sobre publicación de tarifas por parte de los comercializadores de energía eléctrica y distribuidores, comercializadores de gas combustible y sobre inclusión en las facturas de elementos que determinan el cobro del servicio de electricidad.” 13.- Resolución de la CREG 071 de Mayo 28 de 1.998, “por la cual se dictan normas referentes a la participación de las empresas en el subsector de gas natural.” 13.1.- Resolución de la CREG 112 de Diciembre 19 de 2007, “por la cual se establecen normas sobre los límites de integración horizontal de las actividades de distribución y comercialización minorista de gas natural y se dictan otras disposiciones.” 13.2.- Resolución de la CREG 018 de Abril 25 de 2002, “por la cual por la cual se modifican parcialmente las resoluciones CREG -017 y CREG 023 de 2000 y CREG – 071 de 1998”.


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14.-Resolución de la CREG 071 de Diciembre 3 de 1.999, “por la cual se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – (RUT).” 14.1.-Resolución de la CREG 041 de Abril 23 de 2008, “por la cual se modifica y complementa el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT-” 14.2.- Resolución de la CREG 84 de Noviembre 20 de 2000, “por la cual se incluyen nuevas definiciones a la Resolución CREG- 071 de 1999.” 14.3.-Resolución de la CREG 154 de Diciembre 5 de 2008, “por la cual se modifican los numerales 4.5.1 y 4.5.2 del anexo general de la resolución CREG 071 de 1999.” 14.4.- Resolución de la CREG 077 de Julio 10 de 2008, “por la cual se modifica el numeral 4.6.2 del RUT y el literal i) del artículo 2 de la Resolución CREG 063 de 2000.” 14.5.-Resolución de la CREG 054 de Junio 21 de 2007, “por la cual se complementan las especificaciones de calidad del gas natural inyectado al Sistema Nacional de Transporte, definidas en la resolución CREG 071 de 1999.” 14.6.- Resolución de la CREG 131 de Octubre 6 de 2009, “por la cual se modifica el numeral 6.3.2 del Reglamento único de Transporte de Gas Natural, modificado mediante la resolución CREG 054 DE 2007.” 14.7-Resolución de la CREG 033 de Marzo 27 de 2008, “por la cual se modifica el artículo 3 de la Resolución CREG 054 de 2007.” 14.8.- Resolución de la CREG 187 de Diciembre 18 de 2009, “por la cual se complementa el numeral 6.3 del RUT, modificado mediante la resolución CREG 054 de 2007.” 14.9.-Resolución de la CREG 028 de Febrero 28 de 2001, “por la cual se amplían y se fijan plazos establecidos Reglamento único de Transporte de Gas Natural – (RUT).” 14.10.- Resolución de la CREG 102 de DE Julio 17 de 2001, “por la cual se amplían plazos establecidos en Reglamento Único de Transporte de Gas Natural – RUT-” y en la resolución CREG – 028 DE 2001.” 15.- Decreto 2668 de Diciembre 24 de 1.999, “por el cual se reglamentan los artículos 11 en los numerales 11.1, 11.6 y 14.6 de la ley 142 de 1994.” 16.- Resolución de la CREG 001 de Enero 20 de 2000, “por la cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte.”


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16.1.-Resolución de la CREG 07 de Febrero 20 de 2001, “por la cual se modifican las tasas de costo de capital invertido, de que trata el numeral 3.1 de la resolución CREG – 001 de 2000, y se establece un procedimiento para su determinación.” 16.2.- Resolución de la CREG 027 de Mayo 30 de 2006, “por la cual se sustituye el literal a) del artículo 3.2.1 de la Resolución CREG-001 de 2000.” 16.3.-Resolución de la CREG 073 de Mayo 9 de 2001, “por la cual se modifica el numeral 3.2.3. de la resolución CREG – 001 de 2000. 16.4.- Resolución de la CREG 084 de Noviembre 20 de 2000, “por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la resolución CREG-001 de 2000.” 16.5.-Resolución de la CREG 085 de Noviembre 20 de 2000, “por la cual se modifican u aclaran algunas disposiciones contenidas en la resolución CREG – 001 de 2000.” 16.6.- Resolución de la CREG 016 de Marzo 20 de 20026, “por la cual se modifica el artículo 4 de la RESOLUCIÓN creg-085 de 2000.” 16.7.- Resolución de la CREG 008 de Febrero 20 de 2001, “por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas la resolución CREG – 001 y CREG 085 de 2000.” 17.- Resolución de la CREG 017 de Marzo 2 de 2000, “por la cual se adoptan normas regulatorias en ejercicio de las facultades otorgadas por los artículos 23 y 74.1 de la ley 142 de 1994, aplicables al servicio de gas natural.” 18.- Resolución de la CREG 053 de Agosto 17 de de 2000, “por el cual se dictan reglas tendientes a promover y regular el Balance entre los diferentes mecanismos de control.” 19.- Decreto 847 de Mayo 11 de 2001, “por el cual se reglamentan las leyes 142 y 143 de 1994, 223 de 1995, 286 de 1996 y 632 de 2000, en relación con la liquidación, cobro, recaudo y manejo de las contribuciones de solidaridad y de los subsidios en materia de servicio públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.” 19.1.- Decreto 201 de Enero 27 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el decreto 847 del 11 de Mayo de 2001, en relación con el procedimiento de liquidación, reportes, validación y transferencias en materia de subsidios y contribuciones de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible distribuido por red física.” 19.2.- Decreto 1590 de MAYO 19 DE 2004, “por el cual se modifica parcialmente el decreto 201 del 27 de Enero de 2004.”


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19.3.- Decreto 4272 de Diciembre 17 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el decreto 201 del 27 de Enero de 2004, modificatorio del decreto 847 del 11 de Mayo de 2001.” 19.3.- Decreto 4272 de Diciembre 17 de 2004, “por el cual se modifica parcialmente el decreto 201 del 27 de Enero de 2004, modificado por el decreto 847 de 11 de Mayo de 2001.” 19.4 Decreto 2287 de Julio 15 de 2004, “por el cual se adiciona el decreto 847 del 11 de Mayo de 2001.” 20.- Decreto 2885 de Diciembre 24 de 2001, “por el cual se reglamenta parcialmente el artículo 366 del Estatuto Tributario.” 21.-Resolución de la CREG 072 de Octubre 29 de 2002, “por la cual se establece la metodología para clasificar las personas prestadoras de los servicios públicos, de acuerdo con el nivel de riesgo y se definen los criterios, metodologías, indicadores, parámetros y modelos de carácter obligatorio que permiten evaluar su gestión y resultados.” 21.1.-Resolución de la CREG 034 de Marzo 30 de 2004, “por la cual se modifica la resolución CREG- 072 de 2002.” 21.2.-Resolución de la CREG 026 de Mayo 30 de 2003, “por la cual se modifica la resolución CREG-072 de 2002.” 21.3 Resolución de la CREG 191 de Septiembre 25 de 2003, “por la cual se modifica la resolución CREG-072 de 2002.” 21.4.- Resolución de la CREG 121 de Diciembre 18 de 2003, “por la cual se modifica la resolución CREG-072 de 2002.” 22.- Resolución de la CREG 011 de Febrero 12 de 2003, “por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.” 22.1.-Resolución de la CREG 075 de Julio 10 de 2008, “por la cual se modifica el artículo 37 de la resolución CREG 011DE 2003 y se dictan otras disposiciones para la compra de gas combustible con destino a usuarios regulados.” 23.- Resolución de la CREG 013 de Marzo 4 de 2003, “por la cual se establecen los cargos regulados para el sistema de transporte de ECOGAS.” 23.1.-Resolución de la CREG 125 de Diciembre 18 de 2003, “por la cual se resuelven los recursos de reposición interpuestos contra la resolución CREG – 013 de 2003, mediante


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el cual se establecen los cargos regulados para el Sistema de Transporte de ECOGAS, procedimiento en el cual se hizo parte BP EXPLORATION COMPANY, como tercero interesado.” 24.- Resolución de la CREG 100 de Octubre 27 de 2003, “por la cual se adoptan los estándares de calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en sistemas de distribución por redes de tubería.” 24.1.-Resolución de la CREG 05 de de Febrero 1 de 2006, “por la cual se modifica el numeral 3.2 del artículo 3º de la resolución CREG 100 de 2003.” 25.- Decreto 3428 de Noviembre 28 de 2003, “por el cual se reglamentan los artículos 59 de la ley 812 de 2003 y 23 de la ley 142 de 1994, en relación con los intercambios comerciales internacionales de gas natural y se dictan otras disposiciones.” 26.- Decreto 3429 de Noviembre 28 de 2003, “por el cual se reglamenta el artículo 65 de la ley 812 de 2003, en relación con la comercialización de gas natural y se dictan otras disposiciones.” 27.- Resolución de la CREG 008 de Febrero 24 de 2005, “por la cual se regula el costo de compresión de gas natural y se determina la metodología para establecer el costo máximo unitario para el trasporte de gas natural comprimido en vehículos de carga de que trata el artículo 34 de la resolución CREG-011 de 2003.” 28.- Resolución de la CREG 010 de Febrero 24 de 2005, “por la cual se identifican los índices de preciso contenidos en la Fórmula Tarifaria General para usuarios regulados del servicio público de gas natural por redes de tubería, para efectos de lo dispuesto en el artículo 125 de la ley 142 de 1994.” 29.-Resolución de la CREG 017 de Marzo 8 de 2005, “por la cual se adopta el costo de interrupción del servicio de gas combustible por redes.” 30.- Decreto 1220 de Abril 21 de 2005, “por el cual se reglamenta el título VIII de la ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales.” 31.- Decreto 2400 de Julio 18 de 2006, “por el cual se regula la construcción de Interconexiones Internacionales de Gas Natural.” 32.- Ley 1038 de Julio 31 de 2006, por medio de la cual se establecen algunas normas sobre planeación urbana sostenible y se dictan otras disposiciones.” 33.-Resolución de la CREG 093 de Noviembre 23 de 2006, “por la cual se modifican las resoluciones CREG 057 de 1996 y 018 de 2002, y se dictan otras disposiciones.” 34.-Resolución de la CREG 114 de Diciembre 22 de 2006, “por la cual se emiten disposiciones complementarias a la Resolución CREG 070 de 2006.”


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35.- Decreto 828 de Marzo 14 de 2007, “por el cual se modifica el artículo 8 del Decreto 2226 de 1996.” 36.- Decreto 880 de Marzo 21 de 2007, “por el cual se fija el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar el mínimo de abastecimiento de la demanda.” 36.1.- Decreto 4500 de Noviembre 19 de 2009, “por el cual se modifica el artículo 5 del Decreto 880 de 2007.” 37.- Ley 1151 de Julio 24 de 2007, por la cual se expide el Plan Nacional de Desarrollo 2006-2010.” 37.1- Ley 812 de Junio 26 de 2003, “por la cual se aprueba el Plan Nacional de Desarrollo 2003-2006, hacia un estado comunitario.” 38.- Resolución de la CREG 043 de Abril 23 de 2008, “por la cual se establecen los términos y condiciones de una subasta de Capacidad Disponible Primaria de transporte de gas natural para TGI S.A.E.S.P.” 39.-Resolución de la CREG 051 de Mayo 15 de 2008, “por la cual se resuelve una solicitud de autorización para comercialización conjunta de gas natural presentada por BP Exploration Company (Colombia) Ltd, Tepma y BP Santiago Oil Company.” 39.1-Resolución de la CREG 076 de Julio 10 de 2008, “por la cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por BP Exploration Company (Colombia) Ltd, Tepma y BP Santiago Oil contra la Resolución CREG 051 de Mayo 15 de 2008.” 40.- Decreto 2687 de Julio 22 de 2008, “por el cual se establecen los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural.” 40.1 Decreto 4670 de Diciembre 10 de 2008,” por el cual se modifica el decreto 2687 de 2008 “por el cual se establecen los instrumentos para asegurar el abastecimiento nacional de gas natural.” 41.- 1Resolución de la CREG 095 de Septiembre 4 de 2008, “por la cual se establece el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008.” 41.-1Resolución de la CREG 147 de Noviembre 12 de 2009, “por la cual se modifica la Resolución CREG – 095 de 2008.” 41.2Resolución de la CREG 045 de Abril 30 de 2009, “por la cual se modifica la Resolución CREG – 095 de 2008.”


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41.2Resolución de la CREG 045 de Abril 30 de 2009, “por la cual se modifica la Resolución CREG – 095 de 2008.” 42.- Resolución de la CREG 007 de Febrero 9 de 2009, “por la cual se dictan disposiciones para la compra de gas combustible con destino a usuarios regulados por parte de los concesionarios de las Áreas de Servicio Exclusivo.” 43.- Resolución de la CREG 059 de Mayo 26 de 2009, “por la cual se define la metodología para la remuneración que se reconocerá a los contratistas de áreas de servicio exclusivo por el gas combustible puesto en plantas de generación de energía eléctrica en las Zonas no Interconectadas.” 44.- Resolución SSPD – 2009130021905 DE Julio 27 de 2009. “Por la cual se establece la tarifa de la contribución especial para la vigencia 2009.” 45.- Resolución del Ministerio de Minas y Energía 181654 de Septiembre 29 de 2009,” por la cual se declara el inicio de un Racionamiento Programado de Gas Natural.” 45.1.- Resolución de la CREG 181686 de Octubre 2 de 2009, “por la cual se adiciona la resolución 181654 de Septiembre 29 de 2009.” 45.2.-Resolución del Ministerio de Minas y Energía 181739 de Octubre 7 de 2009,” por la cual se adicionan y modifican las resoluciones 181654 de Septiembre 29 de 2009 y 181686 de Octubre 2 de 2009.” 45.3.- Resolución del Ministerio de Minas y Energía 181846 de Octubre 19 de 2009,” por la cual se modifican las resoluciones 181686 de Septiembre 2 de 2009 y 181739 de Octubre 7 de 2009.” 45.4.-Resolución del Ministerio de Minas y Energía 182074 de Noviembre 23 de 2009, “por la cual se modifican las resoluciones 181654 y 181686 de 2009.” 45.5.- Resolución de la CREG 0136 de Octubre 30 de 2009, “por la cual se da cumplimiento al artículo 3 de la resolución 18686 de 2009, modificado por la resolución 181846 del Ministerio de Minas y Energía.” 45.6.-Resolución de la CREG 041 de Marzo 16 de 2010, “por la cual se modifica la resolución CREG 136 de 2009.” 46.- Resolución de la CREG 130 de Octubre 8 de 2009, “por la cual se regula el cargo por el servicio de transporte interrumpible de gas natural.” 47.-Resolución de la CREG 144 de Noviembre 5 de 2009, “por la cual se señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las entidades sometidas a la en el año 2009, y se dictan otras disposiciones.”


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48.- Resolución de la CREG 145 de Noviembre 5 de 2009, “por la cual se señala la contribución que debe Pagar a la cada una de las entidades reguladas por el año m2009.” 49.-Resolución de la CREG 188 de Diciembre 18 de 2009, “por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general que pretende adoptar la Comisión, por la cual se establece información operativa y los medios de divulgación para coordinar los sectores de gas y electricidad, y se establecen otras disposiciones.” En consulta.


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ANEXO 2

Red Nacional de Gasoductos

Fuente: Portal web de Ecopetrol www.ecopetrol.com


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ANEXO 3

TABLAS

Tabla A.1. Suscriptores Gas Natural Residencial por empresa y departamento – Estrato 1.

Departamento Empresa 2005 2006 2007 2008 2009

IHH Estrato 1

ANTIOQUIA

ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 2% 3%

EDALGAS S.A. E.S.P. 9% 10% 12% 14%

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. 40% 42% 56% 60% 62%

GASES DE BARRANCABERMEJA SA ESP 21% 13% 8% 5% 4%

SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 39% 35% 26% 21% 17%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 38.93%

ATLANTICO GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

BOLIVAR

GAS NATURAL DEL ORIENTE SA ESP 3% 3% 3% 2% 3%

GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 2% 2% 3% 3% 3%


TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 89.67%

BOYACA

ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 8.9% 8.7% 8.8% 9.7% 10.5%

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE SA ESP 88.2% 87.7% 87.8% 75.6% 74.0%

GASES DEL SUR DE SANTANDER S.A. E.S.P. 11.6% 10.7%

OTRAS (4) 2.9% 3.7% 3.4% 3.1% 4.9%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 70.22%

CALDAS

ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 49% 42% 37% 34% 32%

EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 51% 58% 63% 66% 68%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 53.18%

CAQUETA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. 100%


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Departamento Empresa 2005 2006 2007 2008 2009 IHH

E.S.P.

CASANARE

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 18% 21% 25% 30% 34%

GASES DEL CUSIANA S.A E.S.P 82% 79% 75% 70% 66%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 82.71%

CAUCA


GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 49%

TOTAL 100% 100% 75.01%

CESAR

GAS NATURAL DEL CESAR S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 38% 43% 45% 46%


TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 60.97%

CORDOBA SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

CUNDINAMARCA


GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE SA ESP 26% 26% 29% 30% 31%

GAS NATURAL SA ESP 57% 60% 55% 55% 55%

OTRAS (2) 1% 1% 1% 1% 1%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 42.08%

BOGOTÁ D.C. GAS NATURAL SA ESP 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

HUILA


SURCOLOMBIANA DE GAS S.A E.S.P 0% 0% 10% 15% 18%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 85.41%

LA GUAJIRA GASES DE LA GUAJIRA S.A., EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

MAGDALENA

GAS NATURAL DEL CESAR S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 4% 4% 0% 5% 7%



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TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 88.52%

META

GAS NATURAL DEL ARIARI S.A. E.S.P. 1%

GASES DEL LLANO S.A EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 84% 83% 81% 81% 81%

MADIGAS INGENIEROS S.A E.S.P. 16% 17% 19% 19% 18%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 70.43%

NARIÑO SOCIEDAD DE UNIDAD EMPRESARIAL DE SERVICIOS PUBLICOS SA ESP 100% 100.00%

NORTE DE SANTANDER

GASES DEL ORIENTE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 94.3%

METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 5.7%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 97.85%

QUINDIO

EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 100%

GASES DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100% 100% 100% 100%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

RISARALDA


GAS DEL RISARALDA SOCIEDAD ANONIMA EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

SANTANDER

GAS NATURAL DEL ORIENTE SA ESP 57.6% 54.9% 56.2% 53.8% 79.7%

GASES DE BARRANCABERMEJA SA ESP 29.2% 30.4% 28.1% 26.8%

METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 12.8% 13.0% 13.9% 13.7% 14.3%

OTRAS (5) 0.4% 1.6% 1.8% 5.6% 6.0%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 46.05%

SUCRE SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

TOLIMA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. 100.0% 100.0% 99.5% 99.1% 98.8%


126


E.S.P.

OTRAS (2) 0.5% 0.9% 1.2%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 98.98%

VALLE

GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 58% 100% 100% 100% 100%

GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A ESP 42%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 90.25%

Fuente: CREG



IHH Estrato 2

ANTIOQUIA

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. 96.84% 96.89% 97.43% 98.10% 98.36%

SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 3.16% 3.11% 2.57% 1.90% 1.64%

OTROS (3) 0.84% 1.47% 1.64% 2.93% 3.90%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 95.23%

ATLANTICO GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

BOLIVAR


GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 1.56% 1.76% 1.75% 1.65% 1.53%


TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 93.89%

BOYACA



OTRAS (5) 1.46% 2.32% 2.60% 2.83% 4.17%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 83.84%

CALDAS ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 24.07% 23.48% 26.22% 25.51% 24.76%

EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 75.93% 76.52% 73.78% 74.49% 75.24%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 62.71%


127

CAQUETA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 100.00%

CASANARE EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 0.34% 6.47% 9.21% 10.39% 12.70%

GASES DEL CUSIANA S.A E.S.P 99.66% 93.53% 90.79% 89.61% 87.30%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 85.94%

CAUCA

ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 58.18%

GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 41.82%

TOTAL 100.00% 100.00% 75.67%

CESAR

GAS NATURAL DEL CESAR S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 40.78% 41.95% 44.16% 44.32%


TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 60.86%

CORDOBA SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

CUNDINAMARCA



GAS NATURAL SA ESP 50.1% 47.2% 44.3% 43.4% 42.9%

GASES DEL LLANO S.A EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 3.0% 2.7% 2.4% 2.0% 1.8%

MADIGAS INGENIEROS S.A E.S.P. 0.5% 1.0% 1.1% 1.0% 1.0%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 37.53%

BOGOTÁ D.C. GAS NATURAL SA ESP 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.00%

HUILA


SURCOLOMBIANA DE GAS S.A E.S.P 4.3% 7.7% 9.9%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 91.95%

LA GUAJIRA GASES DE LA GUAJIRA S.A., EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.00%

MAGDALENA GAS NATURAL DEL CESAR S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 3.5% 3.6% 3.8% 3.9%


128



TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 89.98%

META

GAS NATURAL DEL ARIARI S.A. E.S.P. 1.4% 4.1%



TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 98.6% 95.9% 78.66%

NARIÑO SOCIEDAD DE UNIDAD EMPRESARIAL DE SERVICIOS PUBLICOS SA ESP 100.0% 100.00%

NORTE DE SANTANDER



TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 99.34%

QUINDIO EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 100.0%

GASES DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.00%

RISARALDA

EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 100.0%

GAS DEL RISARALDA SOCIEDAD ANONIMA EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.00%

SANTANDER


GASES DE BARRANCABERMEJA SA ESP 20.9% 20.9% 20.2% 19.3% 0.0%


PROMOTORA DE SERVICIOS PÚBLICOS S.A. E.S.P. 0.4% 1.0% 1.0% 3.4% 3.8%

OTRAS (5) 2.1% 2.5% 2.9% 3.3% 3.5%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 38.38%

SUCRE SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.00%


129

TOLIMA


SERVICIOS PUBLICOS INGENIERIA Y GAS 0.4% 0.8% 1.0%

SERVICIOS PUBLICOS Y GAS S.A E.S.P. 0.1% 0.1%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 99.08%

VALLE

GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 52.1% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A ESP 47.9%

TOTAL 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 90.02%

Fuente: CREG



IHH Estrato 3

ANTIOQUIA


EDALGAS S.A. E.S.P. 0.05% 0.09% 0.10% 0.13%




TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 94.50%

ATLANTICO

GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

BOLIVAR


SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE 99.68% 99.71% 99.76% 99.79% 99.89%


130

SERVICIOS PUBLICOS

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.53%

BOYACA



GASES DEL SUR DE SANTANDER S.A. E.S.P. 2.43% 3.09% 2.81% 2.65% 0.00%

OTRAS (4) 1.46% 1.71% 1.69% 1.83% 1.91%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 83.58%

CALDAS



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 87.93%

CAQUETA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 100.00%

CASANARE

EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 0.45% 4.98% 5.54% 6.39%


TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 93.44%

CAUCA


GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 50.40%

TOTAL 100.00% 100.00% 75.00%

CESAR


GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS 82.99% 80.95% 100.00% 80.85% 80.58%


131

PUBLICOS

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 75.73%

CORDOBA

SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

CUNDINAMARCA



GAS NATURAL SA ESP 50.50% 45.28% 41.92% 38.85% 36.83%

OTRAS (2) 1.33% 1.18% 1.06% 0.99% 0.95%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 39.74%

D.C. GAS NATURAL SA ESP 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

HUILA



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 91.73%

LA GUAJIRA

GASES DE LA GUAJIRA S.A., EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

MAGDALENA

GAS NATURAL DEL CESAR S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 1.62% 1.63% 0.00% 1.65% 1.67%



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 97.30%

META GAS NATURAL DEL 0.28% 0.43%


132

ARIARI S.A. E.S.P.



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 94.63%

NARIÑO

SOCIEDAD DE UNIDAD EMPRESARIAL DE SERVICIOS PUBLICOS SA ESP 100% 100.00%

NORTE DE SANTANDER



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.38%

QUINDIO



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

RISARALDA



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

SANTANDER


GASES DE BARRANCABERMEJA SA ESP 10.48% 10.17% 10.01% 9.72%


OTRAS (5) 1.43% 1.82% 2.08% 2.56% 1.76%


133

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 52.21%

SUCRE

SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100.00%

TOLIMA


SERVICIOS PUBLICOS INGENIERIA Y GAS 0.24% 0.34% 0.36%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.62%

VALLE



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 92.39%

Fuente: CREG



IHH Estrato 4

ANTIOQUIA EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P. 100% 100% 100% 100% 99%

OTRAS (2) 0% 0% 0% 0% 1%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 99.5%

ATLANTICO GASES DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100%

BOLIVAR SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100%

BOYACA

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE SA ESP 98% 99% 99% 99% 99%

OTRAS (2) 2% 1% 1% 1% 1%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 97.5%

CALDAS


EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 99% 99% 99% 99% 99%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 98.6%


134

CASANARE EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE SA ESP 0.1% 0.1%


TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 99.9%

CAUCA


GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 0% 17%

TOTAL 100% 100% 86.0%

CESAR



TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 89.8%

CORDOBA SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100%

CUNDINAMARCA



OTRAS (2) 0.2% 0.1% 0.0% 0.0% 0.0%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 57.1%

BOGOTÁ D.C. GAS NATURAL SA ESP 100% 100% 100% 100% 100% 100%

HUILA


SURCOLOMBIANA DE GAS S.A E.S.P 0% 1% 1%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 99.4%

LA GUAJIRA GASES DE LA GUAJIRA S.A., EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100%

MAGDALENA



TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 99.0%

META

GAS NATURAL DEL ARIARI S.A. E.S.P. 0% 1%

GASES DEL LLANO S.A EMPRESA DE SERVICIOS 98% 98% 98% 98% 97%


135

PUBLICOS

MADIGAS INGENIEROS S.A E.S.P. 2% 2% 2% 2% 2%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 96.4%

NORTE DE SANTANDER

GASES DEL ORIENTE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS 100% 100% 100% 100% 99%

METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 1%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 99.7%

QUINDIO


GASES DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100% 100% 100% 100%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100.0%

RISARALDA EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 100%

RISARALDA

GAS DEL RISARALDA SOCIEDAD ANONIMA EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 100.0%

SANTANDER

GAS NATURAL DEL ORIENTE SA ESP 74% 75% 74% 75% 84%

GASES DE BARRANCABERMEJA SA ESP 11% 10% 10% 10% 0%

METROGAS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 15% 15% 15% 16% 16%

OTRAS (3) 0% 0% 0% 0% 0%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 61.7%

SUCRE SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100% 100% 100% 100% 100% 100%

TOLIMA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100% 100% 100% 100% 100% 100%

VALLE

GASES DE OCCIDENTE S. A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 84% 100% 100% 100% 100%

GASES DEL NORTE DEL VALLE S.A ESP 16%

TOTAL 100% 100% 100% 100% 100% 94.6%

Fuente: CREG


136



IHH Estrato 5

ANTIOQUIA



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.96%

ATLANTICO


BOLIVAR

SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

BOYACA GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE SA ESP 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

CALDAS



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.92%

CASANARE GASES DEL CUSIANA S.A E.S.P 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

CAUCA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 100.00% 100.00%

CESAR



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 98.80%


137

CORDOBA


CUNDINAMARCA



GAS NATURAL SA ESP 0.46%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 57.82%

D.C. GAS NATURAL SA ESP 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

HUILA



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.85%

LA GUAJIRA

GASES DE LA GUAJIRA S.A., EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

MAGDALENA


META


MADIGAS INGENIEROS S.A E.S.P. 0.11%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.96%

NORTE DE SANTANDER

GASES DEL ORIENTE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%


138

QUINDIO



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

RISARALDA



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

SANTANDER




TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 44.84%

SUCRE


TOLIMA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

VALLE



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 97.63%

Fuente: CREG


139



IHH Estrato 6

ANTIOQUIA


SURTIDORA DE GAS DEL CARIBE S.A. EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 0.01% 0.03% 0.05%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.96%

ATLANTICO


BOLIVAR


CALDAS EFIGAS GAS NATURAL S.A E.S.P 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

CAUCA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 100.00% 100.00%

CESAR


CORDOBA


CUNDINAMARCA


GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE SA ESP 97.14% 99.41% 99.80% 99.87%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 98.53%

BOGOTÁ D.C. GAS NATURAL SA ESP 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%


140

HUILA ALCANOS DE COLOMBIA S.A. E.S.P. 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

LA GUAJIRA

GASES DE LA GUAJIRA S.A., EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00%

MAGDALENA


META

GASES DEL LLANO S.A EMPRESA DE SERVICIOS PUBLICOS 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

QUINDIO


GASES DEL QUINDIO S.A. E.S.P. 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 0.00%

TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

RISARALDA



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%

SANTANDER



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 80.31%

SUCRE


TOLIMA ALCANOS DE 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00%


141

COLOMBIA S.A. E.S.P.

VALLE



TOTAL 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 100.00% 99.25%

Fuente: CREG.

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