informe del sector gas natural 2014
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GNCV 2014TRANSCRIPT
I N F O R M E D E L S E C T O
R G A S N A T U R A L 2 0 1 4
C O N T E N I D O
página 05
I N T R O D U C C I Ó N
página 09 página 19 página 27 página 43R E S U M E N C O N T E X TO E S TA D Í S T I C A S G A S N AT U R A L
E J E C U T I VO E C O N Ó M I C O I N T E R N A C I O N A L E S E N C O LO M B I A
D E L G A S N AT U R A L28 CANASTA ENERGÉTICA 44 CIFRAS DEL SECTOR
29 RESERVAS 44 Exploración y reservas
30 PRODUCCIÓN 53 Producción y suministro
31 CONSUMO 57 Transporte de gas por redes
32 PRECIOS INTERNACIONALES 59 Distribución y comercialización
33 GAS NATURAL VEHICULAR 79 ESTUDIOS UPME
35 COMERCIO DE GNL 79 Balance de gas 2015–2023
36 CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA 83 Plan energético nacional Colombia:
40 CIFRAS NORTEAMÉRICA Ideario energético 2050
89 CIFRAS FINANCIERAS
DE LAS EMPRESAS
90 Cifras consolidadas
91 Distribuidoras de gas natural
97 Transportadoras de gas natural
página 101 página 117 página 161
B I B L I O G R A F Í AT E M ÁT I C A S R E L E VA N T E S A N E XO S
Y D E A C T UA L I D A D
PA R A E L S E C TO R
102 PRECIOS DEL GAS NATURAL 118 ACTUALIDAD REGULATORIA 2014-2015102 Contexto 122 Normatividad Minminas
103 Marco regulatorio 123 Normatividad CREG
107 Evolución de precios en boca de pozo 128 DETALLE DE LA COBERTURA NACIONAL
109 REGULACIÓN AMBIENTAL PARA 154 GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS
INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE Y FACTORES DE CONVERSIÓN
109 Normatividad ambiental aplicable al sector 158 DIRECTORIO SECTORIAL
110 Aspectos relevantes de la licencia ambiental
110 Otros estudios conexos a la licencia ambiental
112 Requerimientos y periodos teóricos en el trámite
de licencia ambiental y conexos
114 Impacto de trámites ambientales en
proyectos de infraestructura de gas
I N T R O D U C C I Ó N
En este documento Promigas ofrece su décima sexta versión del Informe del sector Gas Natural,
versión 2014 en este caso, con el que da continuidad a la tarea prioritaria de todos estos años de
preparar un consolidado anual de la información actualizada de los avances durante el último año,
así como la investigación y el estudio de aspectos de interés general para aportar y propender por la
mejora de temas considerados complejos y que a pesar de los esfuerzos institucionales
y privados pudieran haber generado afectaciones al sector.
El informe se inicia con un Resumen ejecutivo que facilita el entendimiento general de los
principales indicadores cuantitativos más representativos del gas natural en Colombia
y continúa con el desarrollo de cuatro capítulos y sus anexos de soporte.
El primer capítulo, Contexto económico, incluye las variables macroeconómicas que se
consideran influyen en el direccionamiento del sector, algunas de forma directa y otras son
indicadores que reflejan el resultado de la economía nacional.
Las Estadísticas internacionales del gas natural, se ilustran en el segundo capítulo como un referente
indispensable para establecer comparativos de magnitud y evolución de las cifras nacionales.
Gas natural en Colombia, es el tercer capítulo conformado por dos secciones. La primera, contiene las
Cifras del sector en toda la cadena del gas natural: exploración y reservas; producción y suministro;
transporte; distribución y comercialización, e incluye al final los avances del GNL en Colombia.
La segunda, permite dimensionar la visión de futuro del sector con base en dos Estudios UPME
emitidos en el primer semestre de 2015 “Balance de gas 2015-2023” y el “Ideario energético 2050”.
Con el cuarto y último capítulo se pretende institucionalizar en el informe el desarrollo de las Temáticas
relevantes y de actualidad para el sector, con dos secciones especiales: la primera es el Precio del gas
natural, por toda la importancia que tiene para el sector la entrada en vigencia de la regulación del
precio de suministro, el cual representa un porcentaje significativo en la tarifa a usuario final, lo que
genera la necesidad de análisis del impacto en la competitividad del gas natural frente a energéticos
sustitutos. Una segunda temática que ha suscitado las opiniones de alerta del gremio y
consecuentemente el interés por la comprensión de su alcance, es el proceso de gestión requerido por
la Regulación ambiental, específicamente para la obtención de licencias ambientales en la
construcción de infraestructuras de transporte de gas natural.
R E S U M E NE J E C U T I V O
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
C O N T E X T O E C O N Ó M I C O
ECONOMÍA DE COLOMBIA
CONCEPTO 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
CRECIMIENTO DEL PIB 4,0 4,0 4,6 BALANZA COMERCIAL - US$MM (772) 1.014 (9.234) INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA - US$MM 6.430 15.039 16.054 DEUDA EXTERNA - US$MM 64.738 78.763 101.231 TRM FIN DE AÑO $/US$ 1.914 1.768 2.392 _
_DEVALUACIÓN (6,4 %) (9,0 %) 24,2 %
VARIACIÓN IPC - FIN DE AÑO 3,2 % 2,4 % 3,7 % _ VARIACIÓN IPP - FIN DE AÑO 4,4 % (3,0 %) 6,3 %
DTF EA - FIN DE AÑO 3,5 % 5,2 % 4,4 % TASA DESEMPLEO 11,3 % 10,2 % 9,1 % _ EMBI+ (RIESGO PAÍS) 172 112 192
Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda.
CALIFICACIÓN CREDITICIA
LATINOAMERICANA
AÑO 2014
PUESTO # PAÍS PUNTAJE
GRADO DE INVERSIÓN
1 CHILE Aa3
2 MÉXICO A3
3 PERÚ A3
4 BRASIL Baa2
5 PANAMÁ Baa2
6 COLOMBIA Baa2
7 URUGUAY Baa2
GRADO DE ESPECULACIÓN
8 COSTA RICA Ba1
9 GUATEMALA Ba1
10 PARAGUAY Ba1
11 EL SALVADOR Ba3
12 BOLIVIA Ba3
13 REPÚBLICA DOMINICANA B1
14 HONDURAS B3
15 NICARAGUA B3
16 ECUADOR B3
17 ARGENTINA Caa1
18 CUBA Caa2
19 VENEZUELA Caa3
EMBI+ (riesgo país) Latinoamérica-20142.649
624
299 205 192 188 187 171
Venezuela Argentina Brasil Uruguay Colombia México Panamá Perú
Fuente: página web www.ambito.com
Fuente: Moody’s.
RESUMEN EJECUTIVO
página 11
C I F R A S I N T E R N A C I O N A L E S
CIFRAS DEL SECTOR GAS EN EL MUNDO
REGIÓN 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
R E S E R VA S P R O B A D A S - Tp c
ORIENTE MEDIO 2.777 2.814 2.819
EUROPA Y EURASIA 1.771 2.027 2.049
ASIA PACÍFICO 515 532 539
ÁFRICA 514 510 500 _
NORTEAMÉRICA 387 392 429
SUR Y CENTROAMÉRICA 266 271 271
_
P R O D U C C I Ó N - G p c d
EUROPA Y EURASIA 99 99 97
NORTEAMÉRICA 79 86 92
ORIENTE MEDIO 47 55 58
ASIA PACÍFICO 48 49 51
ÁFRICA 21 21 20
SUR Y CENTROAMÉRICA 16 17 17
_
__
C O N S U M O - B I L L O N E S D E m 3
EUROPA Y EURASIA 108 104 98 NORTEAMÉRICA 82 87 92 ASIA PACÍFICO 55 62 66 ORIENTE MEDIO 38 42 45 _ SUR Y CENTROAMÉRICA 14 16 16
ÁFRICA 10 12 12 _
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Participación por región en las cifras mundiales - año 2014
Oriente Medio
43 % Europa y Eurasia
Asia Pacífico31 % África 29 % 27 %
Norteamérica
Sur y Centroamérica 17 %
15 %
8 % 8 % 6 % 6 % 5 %
4 %
Reservas-Tpc Producción-Gpcd
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
CONSUMO ENERGÉTICO -Mtep
FUENTES DE ENERGÍA 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
M U N D I A L
PETRÓLEO 4.042 4.133 4.211 CARBÓN 3.611 3.799 3.882 GAS NATURAL 2.880 3.018 3.066 HIDROELECTRICIDAD 784 834 879 _ ENERGÍA NUCLEAR 626 560 574
RENOVABLES 168 243 317 N O R T E A M É R I C A
PETRÓLEO 1.040 1.013 1.024 GAS NATURAL 770 820 866 _ CARBÓN 567 472 489
ENERGÍA NUCLEAR 214 207 216 _HIDROELECTRICIDAD 147 156 154 _RENOVABLES 45 58 74
S U R Y C E N T R O A M É R I C A
PETRÓLEO 286 304 327
_ HIDROELECTRICIDAD 159 165 155
GAS NATURAL 134 146 153 CARBÓN 27 30 32 RENOVABLES 11 15 22 _ ENERGÍA NUCLEAR 5 5 5
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Promedio de precios internacionales de combustibles
4,4 4,4 83,2
76,994,1
93,366,2
2,8
79,5
2010 2012 2014 2010 2012 2014 2010 2012 2014
Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu Petróleo WTI - US$/bl Carbón 11.300 Btu - US$/t
Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts.
RESUMEN EJECUTIVO
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C I F R A S D E C O L O M B I A
CIFRAS DEL SECTOR GAS EN COLOMBIA
CONCEPTO 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
E X P L O R A C I Ó N
POZOS A3 112 131 113 SÍSMICA - km EQUIVALENTES 25.973 18.259 40.499
R E S E R VA S T O TA L E S - G p c
PROBADAS 5.405 5.720 4.759 PROBABLES Y POSIBLES 1.653 1.310 1.156
P R O D U C C I Ó N - G p c
LLANOS ORIENTALES 818 775 684 LA GUAJIRA 251 220 187 _VALLE DEL MAGDALENA 68 78 74
PUTUMAYO 4 6 8 _ CATATUMBO 2 2 2
CUENCAS MENORES 0 2 3 _S U M I N I S T R O - M p c d
LLANOS ORIENTALES 232 377 525 _ LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 525 417 447LA CRECIENTE 59 62 58 _GIBRALTAR 0 27 31 OTROS 54 57 46 LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN 156 186 85
T R A N S P O R T E
KILÓMETROS DE GASODUCTOS 7.643 7.7027.356
EMPRESAS TRANSPORTADORAS 7 7 7
GAS TRANSPORTADO - Mpcd 915 895 1.028
Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME.
_
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
CIFRAS DEL SECTOR GAS EN COLOMBIA
CONCEPTO 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
D I S T R I B U C I Ó N
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 28 3428
MUNICIPIOS ATENDIDOS 425 512 645
C O N S U M O R E G I Ó N - M p c d
COSTA CARIBE 390 337 429
INTERIOR DEL PAÍS 471 519 578
C O N S U M O S E C T O R - M p c d
REGULADO 179 194 189
NO REGULADO 682 662 818
C O N S U M O S E C T O R R E G U L A D O - M p c d
RESIDENCIAL 112 126 124
NO RESIDENCIAL 67 68 65
N Ú M E R O D E U S U A R I O S
_
__
RESIDENCIALES 5.665.394 6.569.840 7.600.805 NO RESIDENCIALES 102.548 123.983 143.784
G N V
VEHÍCULOS 439.907 510.325324.515
ESTACIONES DE SERVICIO 637 692 716
C O N S U M O D E G N V - M p c d
COSTA CARIBE 16 15 35
INTERIOR DEL PAÍS 56 48 62
Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME.
TARIFA PROMEDIO A USUARIO FINAL $000/factura-mes
SECTOR 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCESCOMERCIAL (300 m3) 311 352 _240
_INDUSTRIAL REGULADO (25.000 m3) 19.902 24.682 28.713INDUSTRIAL NO REGULADO (300.000 m3) _175.002 191.397 220.955
Fuente: CREG.
RESUMEN EJECUTIVO
página 15
Precios máximos de gas natural en boca de pozo - US$/Mbtu
Primer semestre Segundo semestre
6,52 6,32 6,90 6,42
5,80 6,04
4,27 4,55
3,89 4,00
Liberado Liberado
2010 2012 2014 2010 2012 2014
La Guajira Opón
Fuente: Ecopetrol.
Tarifa promedio a usuario final regulado $/factura - mes (20 m3) Precio del GNV - $/m3
1.698 1.774
28.623 1.59925.038 1.397 1.487
23.852 1.411
17.654 20.866 985
16.780885
77210.712
7.245 9.277
2010 2012 2014 2010 2012 2014
Residencial estrato 1 MáximoResidencial estrato 4 MínimoResidencial estrato 6 Promedio
Fuente: SUI. Fuente: Gazel, UPME.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
C I F R A S F I N A N C I E R A S
CONSOLIDADO CIFRAS FINANCIERAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
BALANCE GENERAL 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
A C T I V O
DISTRIBUIDORAS 6.223.050 6.900.0024.940.600
TRANSPORTADORAS 6.906.428 8.452.597 9.652.834
P A S I V O
DISTRIBUIDORAS 2.030.222 2.788.604 3.703.967 TRANSPORTADORAS 3.938.831 3.956.811 5.135.968
P AT R I M O N I O
DISTRIBUIDORAS 3.434.447 3.196.0352.910.379
TRANSPORTADORAS 2.967.597 4.495.785 4.516.866
_
Fuente: SUI.
Estructura del balanceSector gas - año 2014
Distribuidoras Transportadoras5 %
24 % 20 % 11 %
48 %
89 %
76 % 34 %
46 % 47 %
Activo corriente Pasivo corriente Patrimonio netoActivo no corriente Pasivo no corriente
Fuente: SUI.
RESUMEN EJECUTIVO
página 17
CONSOLIDADO CIFRAS FINANCIERAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
ESTADO DE RESULTADOS 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES
I N G R E S O O P E R A C I O N A L
DISTRIBUIDORAS 3.239.884 4.301.986 4.830.347
TRANSPORTADORAS 876.547 1.059.631 1.532.771
U T I L I D A D O P E R A C I O N A L
DISTRIBUIDORAS 508.612 477.266 529.621
TRANSPORTADORAS 274.832 451.640 788.208
_
U T I L I D A D N E TA
DISTRIBUIDORAS 621.109 642.824 582.004 TRANSPORTADORAS 357.185 509.317 326.133
Fuente: SUI.
Indicadores financierosSector gas - año 2014
51 % 54 % 53 %
Distribuidoras
Transportadoras21 %
11 % 12 %
Margen operacional Margen neto Endeudamiento Fuente: SUI.
Rentabilidad
Del activo Del patrimonio
21 %
Distribuidoras 19 % 18 %
Transportadoras12 % 11 %
10 % 8 % 8 % 7 %8 %
4 % 5 %
2010 2012 2014 2010 2012 2014
Fuente: SUI.
C O N T E X T OE C O N Ó M I C O
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
PRODUCTO INTERNO BRUTO COLOMBIANO - VARIACIÓN ANUAL
ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014* TENDENCIA
AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 0,2 2,1 2,5 5,2 2,3
EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS 10,6 14,5 5,6 4,9 (0,2)
INDUSTRIA MANUFACTURERA 1,8 4,7 (1,1) (1,2) 0,2
SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 3,9 3,0 2,1 4,9 3,8
CONSTRUCCIÓN (0,1) 8,2 6,0 9,8 9,9
COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 5,2 6,7 4,3 4,3 4,6
TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 6,2 6,6 4,9 3,1 4,2
SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 3,6 6,7 5,0 4,6 4,9
SERVICIOS SOCIALES 3,6 3,1 5,0 5,3 5,5
PRODUCTO INTERNO BRUTO 4,0 6,6 4,0 4,3 4,6
Fuente: DANE. *2014, Cifras preliminares (DANE).
En el periodo en estudio 2010-2014, la economía colombiana creció a un
ritmo muy cercano al 5 % promedio anual, cifra soportada por los altos
precios del petróleo y por el desempeño del sector de la construcción.
PIB-2014
El crecimiento en los precios del petróleo se dio hasta el primer semestre de
2014 y los incrementos que reflejó el sector de la construcción, próximos al
10 %, ocurrieron durante los años 2013 y 2014.
PIB per cápita colombiano
cifras en US$/año
Servicios financieros y empresariales 8.066
20 % Servicios sociales 7.930 7.9307.284
25 % Comercio, restaurantes y hoteles 6.309
Industrias manufactureras15 %
7 % Impuestos
10 % Explotación de minas y canteras
12 % Otras actividades
11 % 2010 2011 2012 2013 2014(p)
Fuente: DANE. Fuente: DANE.
4,6 % 3,7 % Fortalecimiento del dólar
Crecimiento del Inflación de 2014 supera En 24 %, TRM al cierre
PIB de Colombia. la meta del Gobierno. de 2014 de $2.392,Latinoamérica creció En 2016 se espera la más alta del últimoen promedio 1,1 % convergencia hacia el 3 % quinquenio
CONTEXTO ECONÓMICO
página 21
COMERCIO EXTERIOR - CIFRAS EN US$MM
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
EXPORTACIONES (FOB)
PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS 16.502 28.421 31.559 32.481 28.927
CARBÓN 6.015 8.397 7.805 6.688 6.810
CAFÉ 1.884 2.608 1.910 1.884 2.473
FERRONÍQUEL 967 827 881 680 641
OTROS 14.346 16.662 17.970 17.089 15.945
TOTAL EXPORTACIONES 39.713 56.915 60.125 58.822 54.795
IMPORTACIONES (CIF)
BIENES DE CONSUMO 9.004 11.315 12.941 13.122 14.251
BIENES INTERMEDIOS Y MATERIAS PRIMAS 17.158 22.637 25.580 25.691 27.977
BIENES DE CAPITAL 14.324 20.280 20.591 20.567 21.800
TOTAL IMPORTACIONES 40.486 54.232 59.111 59.381 64.029
BALANZA COMERCIAL
TOTAL BALANZA (772) 2.683 1.014 (559) (9.234)
Fuente: Banco de la República.
El petróleo y la minería en Colombia se han convertido en la mayor
fuente de ingresos para el país, 66,4 % de las exportaciones
pertenecen a estos sectores. Adicionalmente, las exportaciones no
tradicionales, que en el año 2000 alcanzaban una participación de 47,2
%, a partir de 2011 solo llegan en promedio anual a 29 %.
La caída de los precios internacionales del petróleo, iniciada a mediados de
2014, trajo consigo un descenso en los montos de las exportaciones de
este energético. Lo anterior ocasionó que el déficit comercial del país, el
cual a 2013 se mostraba incipiente, se agudizara en el último año.
Exportaciones (FOB) Importaciones (CIF)-201411 %22 %
36 % 29 % 30 % 29 % 29 %
20 %
71 % 70 % 71 % 71 %64 % 12 %
3 % 32 %
2010 2011 2012 2013 2014
Tradicionales
No tradicionales
Bienes de consumo
Combustibles, lubricantes y conexos
Materias primas y productos
intermedios
Materiales de construcción
Bienes de capital
Equipo de transporte
Fuente: DANE. Fuente: DANE.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN COLOMBIA - CIFRAS EN US$MM
ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
SECTOR PETRÓLEO 3.080 4.700 5.471 5.112 4.837
OTROS SECTORES: 3.350 9.948 9.568 11.088 11.216
INDUSTRIA MANUFACTURERA 210 1.214 1.985 2.590 2.928
SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 916 1.160 1.077 1.606 2.478
TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES (356) 1.760 1.245 1.386 1.921
EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS 1.838 2.480 2.474 2.977 1.582
COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 221 2.546 1.339 1.136 840
CONSTRUCCIÓN 302 444 401 378 661
SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 43 381 672 395 458
AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 58 156 26 296 199
SERVICIOS COMUNALES 118 (193) 349 324 150
TOTAL IED 6.430 14.648 15.039 16.200 16.054
Fuente: Banco de la República.
La inversión extranjera directa -IED- en Colombia durante 2014
sufrió un decrecimiento de 4,5 % con respecto al año anterior,
cuando se alcanzó un máximo histórico para esta cifra. El sector que
más contribuyó a la desaceleración de esta variable
macroeconómica fue Explotación de minas y canteras, que presentó
un descenso de 46 %, al pasar de 2.916 a 1.582 US$MM.
IED en Colombia
14 % 30 %
12 % 45 %
10 %
27 %
12 % 18 %
13 %
16 % 3 %
2010 Sector petróleo
2014 Industria manufacturera
Servicios financieros y empresariales
Transporte, almacenamiento y comunicaciones
Explotación de minas y canteras
Otros sectores
En el país, durante el último quinquenio, la IED se ha soportado,
principalmente, en el auge o las bonanzas del sector petrolero. Sin
embargo, en los últimos dos años se ha visto un incremento de la
IED con destino a otros sectores de la economía colombiana, como
son la industria manufacturera y los servicios financieros
y empresariales, especialmente.
IED según país de origen-2014
17 %
27 %
15 %
7 %
7 % 14 %
13 %
Suiza InglaterraPanamá Bermudas
Estados Unidos Otros países
España
Fuente: Banco de la República. Fuente: Banco de la República.
CONTEXTO ECONÓMICO
página 23
PRINCIPALES INDICADORES DE LA ECONOMÍA COLOMBIANA
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
TRM - $/US$
PROMEDIO AÑO 1.898 1.848 1.798 1.869 2.001
FIN DE AÑO 1.914 1.943 1.768 1.927 2.392
DEVALUACIÓN (6,4 %) 1,5 % (9,0 %) 9,0 % 24,2 %
VARIACIÓN IPC
FIN DE AÑO 3,2 % 3,7 % 2,4 % 1,9 % 3,7 %
VARIACIÓN IPP
FIN DE AÑO 4,4 % 5,5 % (3,0 %) (0,5 %) 6,3 %
DTF EA
PROMEDIO AÑO 3,7 % 4,1 % 5,3 % 4,3 % 4,1 %
FIN DE AÑO 3,5 % 5,2 % 5,2 % 4,0 % 4,4 %
TOTAL DEUDA EXTERNA - US$MM
FIN DE AÑO 64.738 75.568 78.763 91.879 101.231
INDICADORES SOCIALES
TASA DESEMPLEO 11,3 % 10,4 % 10,2 % 9,7 % 9,1 %
RIESGO PAÍS
EMBI+ 172 195 112 166 192
Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
El Gerente del Banco de la República afirma que la subida del dólar en el año 2014 se basa
en tres razones: la primera, que el peso estaba extremadamente revaluado; la segunda, el
fortalecimiento del dólar frente a otras monedas del mundo, y la tercera, la fuerte caída de los
precios del petróleo, siendo Colombia un país exportador de este energético.
Deuda externa como porcentaje del PIB
Pública 23 % 23 % 21 % 24 % 27 %10 %9 % 9 % 10 % 11 %Privada
14 % 13 % 12 % 14 % 16 %
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: Banco de la República.
TRM - $/US$ Fin de mes Devaluación
2.500
2.400
2.300
2.200
2.100
2.000
1.900
1.800
1.700
1.600
1.500 abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
ene10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13
10 %
8 %
6 %
4 %
2 %
0 %
(2 %)
(4 %)
(6 %)
(8 %)
ene abr jul oct14 14 14 14
Fuente: Banco de la República.
CONTEXTO ECONÓMICO
página 25
PR OY ECCIONE S CIFR AS M AC RO ECONÓMI CA S 2015
TRM DTF DÉFICIT TASA DE
CONCEPTO PIBI NFLACIÓN FIN DE AÑONOMINAL FISCAL DESEMPLEO
$/US$
ANALISTAS LOCALES
ALIANZA VALORES3 ,50 %3 ,30 %2 .600 4,20 %2 ,80 %9 ,00 %
ANIF3 ,80 %3 ,20 %N D4 ,20 %2 ,80 %9 ,70 %
BANCO DE BOGOTÁ4 ,00 %3 ,06 %2 .315 4,49 %2 ,80 %9 ,30 %
BANCOLOMBIA3 ,90 %3 ,41 %2 .350 4,20 %2 ,60 %8 ,10 %
BBVA COLOMBIA3 ,60 %3 ,50 %2 .355 4,09 %2 ,80 %9 ,40 %
BGT PACTUAL3 ,90 %3 ,30 %2 .250 ND 2,80 %8 ,00 %
CORFICOLOMBIANA4 ,80 %3 ,20 %2 .000 4,75 %2 ,80 %N D
CORPBANCA4 ,30 %3 ,17 %2 .250 4,75 %2 ,30 %8 ,70 %
CORREDORES ASOCIADOS3 ,00 %3 ,62 %2 .475 3,90 %N DN D
CREDICORP CAPITAL3 ,70 %3 ,30 %2 .250 4,30 %1 ,70 %9 ,00 %
DAVIVIENDA 3,50 %3 ,62 %2 .300 4,15 % 3,00 %8 ,50 %
FEDESARROLLO 3,90 %3 ,40 %2 .400 ND 2,90 %N D
ULTRABURSÁTILES4 ,00 %3 ,14 %2 .480 4,70 % ND 9,00 %
PROMEDIO3 ,84 %3 ,32 %2 .335 4,34 %2 ,66 %8 ,87 %
ANALISTAS EXTERNOS
CITIBANK 3,80 %3 ,30 %2 .500 4,50 %2 ,90 %9 ,50 %
DEUTSCHE BANK 3,80 %3 ,80 %2 .570 ND 3,00 %N D
GOLDMAN SACHS 3,20 %3 ,50 %2 .317 ND 3,00 %N D
JP MORGAN3 ,30 %3 ,00 %N DN DN DN D
PROMEDIO3 ,53 %3 ,40 %2 .462 4,50 %2 ,97 % 9,50 %
Fuente: Banco de la República.
Nota: proyecciones con cifras hasta diciembre de 2014.
Comportamiento PIB vs. Inflación PIB
Inflación
6,6 %
4,0 % 4,3 % 4,6 %
4,0 % 3,7 % 3,8 % 3,8 %
3,2 % 3,7 % 3,3 % 3,0 %
2,4 % 1,9 %
2010 2011 2012 2013 2014 2015 (p) 2016 (p)
TRM proyectada - $/US$
2.392 2.374
1.914 1.943 1.768 1.927 2.335
2010 2011 2012 2013 2014 2015 (p) 2016 (p)
Fuente: DANE, Banco de la República. (p) proyectado Fuente: Banco de la República. (p) proyectado
E S T A D Í S T I C A SI N T E R N A C I O N A L E S
D E L G A S N AT U R A L
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
C A N A S TA E N E R G É T I C A
En la actualidad, los combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas) soportan 86 % del consumo energético mundial.
CONSUMO ENERGÉTICO MUNDIAL - Mtep
FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
PETRÓLEO 4.042 4.085 4.133 4.179 4.211 1 %
CARBÓN 3.611 3.777 3.799 3.867 3.882 2 %
GAS NATURAL 2.880 2.944 3.018 3.053 3.066 2 %
HIDROELECTRICIDAD 784 795 834 862 879 3 %
ENERGÍA NUCLEAR 626 601 560 564 574 (2 %)
RENOVABLES 168 206 243 283 317 17 %
TOTAL 12.111 12.408 12.586 12.807 12.928 1 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
La composición de la canasta energética mundial, entre 2010 y 2014,
solo sufrió una leve variación. El petróleo, como ha sido constante
desde comienzos de siglo, cedió un punto porcentual ante la
hidroelectricidad y las denominadas energías renovables (solar, eólica,
biocombustibles y biogas, entre otras).
Los crecimientos en el consumo mundial de gas natural y petróleo
presentan un comportamiento similar. Esta tendencia se ha visto
influenciada en los últimos años por el mayor nivel de reservas y de
producción de shale oil y shale gas, lo cual se identifica como uno de los
factores generadores de la disminución en los precios del petróleo.
Canasta energética mundial
14 %32 %
13 %
33 %
24 % 24 %
30 %
30 %
Variación anual consumo
Petróleo 8 % Petróleo
Carbón 6 % Gas natural
Gas natural
Otros 4 %
2 %
2010 0 %
20142010 2011 2012 2013 2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Gas natural 6.606 Tpc
24 % de Las reservasparticipación en la mundiales de gascanasta energética crecieron 1 % en losdel mundo últimos cinco años
Producción y consumo
2 % de crecimiento
durante el quinquenio
2010-2014
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 29
R E S E R V A S
Reservas mundiales de gas natural - Tpc 2014
N O RT E A M É R I C A
415 422 429
387 392
2010 2011 2012 2013 2014
S U R Y C E N T ROA M É R I C A
266 266 271 270 271
2010 2011 2012 2013 2014
Á F R I C A
514 517 510 501
500
2010 2011 2012 2013 2014 TOTA L
O R I E N T E M E D I O AS I A PAC Í F I CO E U RO PA Y E U R AS I A6.586
6.606
2.825 6.560 6.547
2.813 2.814 2.819
2.021 2.027 2.0312.049 6.229
2.7771.771
532 537 539515 528
Fuente:
2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 BP Statistical Review
of World Energy 2015.
En el último quinquenio continuó la tendencia creciente del nivel de
reservas de gas en el mundo. Esta situación, que se traduce en la
reposición total de la producción más los excedentes que ocasionan
dichos incrementos, ha sido común denominador a lo largo de las
últimas cuatro décadas.
Se destaca el dinamismo reflejado por las reservas de Estados Unidos y
Rusia, países que a pesar de ser los que tienen las mayores producciones
de gas natural a nivel mundial, sus cifras en este rubro muestran una
tendencia de crecimiento en el periodo 2010-2014.
El hallazgo de aproximadamente 258 Tpc de reservas de gas natural en la región de Lolotan Sur en Turkmenistán (Asia Central), a finales de 2009, e incorporadas en 2011, fue en
cuanto a reservas, el hecho sobresaliente de los últimos cinco años.
RESERVAS MUNDIALES PROBADAS DE GAS NATURAL - Tpc
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
IRÁN 1.169 1.187 1.193 1.201 1.201 1 %
RUSIA 1.112 1.123 1.129 1.139 1.153 1 %
QATAR 885 885 879 872 866 (1 %)
TURKMENISTÁN 359 617 617 617 617 15 %
ESTADOS UNIDOS 305 334 308 338 345 3 %
ARABIA SAUDITA 279 283 285 288 288 1 %
EMIRATOS ÁRABES 215 215 215 215 215 0 %
VENEZUELA 195 195 196 197 197 0,3 %
NIGERIA 180 182 181 180 180 0 %
ALGERIA 159 159 159 159 159 0 %
OTROS 1.371 1.380 1.384 1.378 1.384 0,2 %
TOTAL 6.229 6.560 6.547 6.586 6.606 1 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
P R O D U C C I Ó N
Producción mundial de gas natural - Gpcd 2014
N O RT E A M É R I C A86 87 92
84
79
2010 2011 2012 2013 2014
S U R Y C E N T ROA M É R I C A
16 16 17 17 17
2010 2011 2012 2013 2014
Á F R I C A
21 20 21 20 20
2010 2011 2012 2013 2014
O R I E N T E M E D I O AS I A PAC Í F I CO E U RO PA Y E U R AS I A TOTA L326 330 335
100 100 32131056 58 99 99
5552 515047 48 48 49 97
Fuente:
BP Statistical Review
2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 of World Energy 2015.
En el periodo en estudio se observa un crecimiento en la producción
mundial de gas natural de 25 Gpcd, soportado básicamente por los
incrementos en Norteamérica (13 Gpcd) y Oriente Medio (11 Gpcd).
En las otras regiones del mundo la producción de gas natural se mantuvo
relativamente estable, con leves disminuciones en Europa – Eurasia (2
Gpcd) y en África (1 Gpcd).
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE GAS NATURAL - Gpcd
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5 %
RUSIA 57 59 57 59 56 (0,4 %)
CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 %
IRÁN 15 15 16 16 17 3 %
QATAR 12 16 16 17 17 9 %
NORUEGA 10 10 11 11 11 0,4 %
CHINA 10 11 11 12 13 8 %
ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5 %
ALGERIA 8 8 8 8 8 1 %
INDONESIA 8 8 7 7 7 (4 %)
OTROS 108 108 109 109 110 0,5 %
TOTAL 310 321 326 330 335 2 %
Estados Unidos registra el mayor crecimiento absoluto en lo que respecta a producción
de gas natural (12 Gpcd),
en el último lustro. Esto, como consecuencia de la que se ha denominado “la revolución del shale gas”.
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 31
C O N S U M O
Consumo mundial de gas natural - Gpcd 2014
N O RT E A M É R I C A
84 87 90 92
82
2010 2011 2012 2013 2014
S U R Y C E N T ROA M É R I C A
14 15 16 16 16
2010 2011 2012 2013 2014
Á F R I C A
10 11 12 12 12
2010 2011 2012 2013 2014
O R I E N T E M E D I O AS I A PAC Í F I CO E U RO PA Y E U R AS I A TOTA L
327 328
316 323108 106 309
66 104 103 9862 64
5945 5538 41 42 42
Fuente:
BP Statistical Review
2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 of World Energy 2015.
Entre 2010 y 2014, el consumo de gas natural tuvo un crecimiento Año tras año se consolida Estados Unidos como el gran consumidor de gas
promedio anual de 2 %, lo que se traduce en un incremento de 19 Gpcd. natural en el mundo. Durante el quinquenio 2010-2014, motivado por el
predominio de precios bajos, alcanzó un incremento de 7 Gpcd.
Con excepción de Europa y Eurasia, que presentó un decrecimiento en
su consumo de gas natural de 11 Gpcd en el mismo periodo, todas las
demás regiones mostraron incrementos.
CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL - Gpcd
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS 66 67 70 72 73 3 %
RUSIA 40 41 40 40 40 (0,3 %)
CHINA 11 13 15 17 18 14 %
IRÁN 15 16 16 15 16 3 %
JAPÓN 9 10 11 11 11 4 %
ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5 %
CANADÁ 9 10 10 10 10 2 %
MÉXICO 7 7 8 8 8 4 %
ALEMANIA 8 7 8 8 7 (4 %)
REINO UNIDO 9 8 7 7 6 (8 %)
OTROS 126 128 130 130 128 0,3 %
TOTAL 309 316 323 327 328 2 %
China, con un incremento de 7 Gpcd en su consumo, en los últimos cinco años,
es el país con mayor crecimiento relativo (14 %) en este lapso.
En contraste, Reino Unido registró
un decrecimiento de 3 Gpcd (8 %).
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
P R E C I O S I N T E R N A C I O N A L E S
PRECIOS INTERNACIONALES
COMBUSTIBLES 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
PETRÓLEO WTI - US$/bl
Mínimo 64,8 75,4 82,3 92,0 59,3 (2 %)
Máximo 91,5 113,4 106,2 106,6 105,8 4 %
Promedio 79,5 94,9 94,1 97,9 93,3 4 %
CARBÓN 11.300 Btu - US$/t
Mínimo 58,9 96,9 73,4 63,5 62,4 1 %
Máximo 100,3 120,8 97,6 81,5 74,0 (7 %)
Promedio 76,9 108,4 83,2 71,1 66,2 (4 %)
GAS NATURAL HENRY HUB - US$/Mbtu
Mínimo 3,2 2,8 1,8 3,3 3,5 2 %
Máximo 7,5 4,9 3,8 6,0 6,0 (5 %)
Promedio 4,4 4,0 2,8 4,1 4,4 0,1 %
Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts.
Para el periodo en estudio, el precio de referencia de
gas natural Henry Hub logró, en enero de 2010,
un máximo de 7,5 US$/Mbtu; mientras que el mínimo, 1,8 US$/Mbtu, se
dio en abril de 2012, efecto atribuido también al desarrollo del shale gas.
El rápido aumento de la producción de shale gas en Estados Unidos
suscitó una caída de precios del gas natural en este país, llegando a
precios mínimos a mediados de 2012, situación que se transmitió a los
distintos mercados internacionales. Sin embargo, al término de 2014,
dichos precios presentaban valores cercanos a los de finales de 2010.
A mediados de 2014, los precios de referencia del petróleo comenzaron a
sufrir fuertes y continuas bajas, lo que llevó a que se obtuvieran precios
mínimos para este energético, los cuales no se veían desde finales de los
90. La causa principal fueron los incrementos en la producción de shale oil
de Estados Unidos y por ende en sus inventarios.
Precios internacionales Petróleo (WTI - US$/bl) Gas natural (Henry Hub - US$/Mbtu)
120 7
6100
580
460
340
220
10
0
ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov10 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 12 13 13 13 13 13 13 14 14 14 14 14 14
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
113,4 US$/bl 120,8 US$/t
Precio máximo Precio máximo dede petróleo WTI carbón 11.300 Btuentre 2010 y 2014 entre 2010 y 2014
1,72 US$/Mbtu
Precio mínimo de gas Henry Hub en los últimos 18 años
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 33
G A S N AT U R A L V E H I C U L A R
VEHÍCULOS CON GNV EN EL MUNDO
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
IRÁN 1.954.925 2.859.386 3.300.000 3.500.000 4.068.632 20 %
CHINA 450.000 611.900 1.500.000 3.000.000 3.994.350 73 %
PAKISTÁN 2.740.000 3.100.000 2.790.000 2.790.000 3.700.000 8 %
ARGENTINA 1.901.116 2.085.882 2.221.038 2.359.673 2.487.349 7 %
INDIA 1.080.000 1.100.376 1.500.000 1.800.000 1.800.000 14 %
BRASIL 1.664.847 1.702.790 1.743.992 1.769.572 1.781.102 2 %
ITALIA 730.000 779.090 746.470 823.000 885.300 5 %
COLOMBIA 324.515 365.182 402.525 476.506 510.325 12 %
UZBEKISTÁN 47.000 310.000 310.000 450.000 450.000 76 %
OTROS 1.766.514 2.148.666 2.764.254 2.941.665 2.737.672 12 %
TOTAL 12.658 917 15.063.272 17.278.279 19.910.416 22.414.730 15 %
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.
En 2015 podría darse un cambio en el liderazgo del país con mayor número de vehículos con GNV en el mundo. Al cierre de 2014, China
se acercó a Irán, con 2,5 millones de vehículos convertidos en los últimos
dos años, quedando el gigante asiático con casi 4 millones de vehículos.
Entre Irán, China y Pakistán suman un poco más de la mitad (53 %) de
los vehículos convertidos a GNV del mundo. El acumulado de estas tres
naciones asiáticas asciende a aproximadamente 11,7 millones de vehículos.
En Suramérica, se destaca Argentina, país pionero en este continente en el
uso del gas natural como combustible vehicular, que a 2014 obtuvo una
cifra cercana a los 2,5 millones de vehículos a GNV. Le sigue Brasil con un
poco menos de 1,8 millones de vehículos convertidos a GNV.
Vehículos convertidos a GNV en el mundo-2014
14 % Irán
China2 % 18 %
4 % Pakistán8 % Argentina
18 % India8 %
Brasil
11 % 17 % Italia
Colombia
Otros
Vehículos convertidos a GNV en Suramérica-20146 3 % 2 % Argentina
Brasil
10 % Colombia
33 % 46 % Bolivia
Perú
Otros países
Vehículos Suramérica
5.360.766
Fuente: NGV Journal. Fuente: NGV Journal.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
ESTACIONES DE SERVICIO DE GAS NATURAL
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
CHINA 1.350 2.500 2.800 5.730 6.502 48 %
PAKISTÁN 3.285 3.330 2.997 2.997 2.997 (2 %)
IRÁN 1.574 1.800 1.992 2.074 2.268 10 %
ARGENTINA 1.878 1.930 1.922 1.932 1.939 1 %
BRASIL 1.781 1.787 1.790 1.805 1.805 0,3 %
ESTADOS UNIDOS 1.300 1.100 1.438 1.438 1.615 6 %
ITALIA 790 860 909 1.022 1.060 8 %
INDIA 571 724 724 903 936 13 %
ALEMANIA 900 903 904 915 921 1 %
COLOMBIA 637 676 692 703 716 3 %
OTROS 3.522 5.149 3.716 5.773 5.918 14 %
TOTAL 17.588 20.759 19.884 25.292 26.677 11 %
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal.
El número de EDS de GNV logrado por China a 2014 (6.502) se encuentra acorde con el crecimiento masivo de vehículos a GNV de este país en los últimos años. Su índice de vehículos/EDS (614) es el más bajo entre los 10 países del mundo con más conversiones.
Después de China, Irán fue el país que mayor cantidad de EDS de
GNV implementó en el transcurso del quinquenio 2010-2014,
alcanzando una cifra cercana a 700 nuevas EDS. Situación contraria
se observa en el mercado de GNV en Pakistán, donde a mediados de
este mismo periodo se desmontaron un total de 333 EDS de GNV.
En Suramérica, tanto en Bolivia como en Argentina, si se remite al
índice de vehículos/EDS, el parque de EDS de GNV estaría
mostrando un déficit significativo de estas, toda vez que sus
indicadores, 1.685 y 1.283 vehículos/EDS, se encuentran muy
distantes del referente óptimo de 700 vehículos/EDS.
Índice mundial vehículos /EDS-2014 Índice Suramérica vehículos /EDS-20141.685
2.113 1.283
1.794 1.923 987
1.235 1.283 987 835 713 775 542 544 700
614 713 700
40
Irán Pakistán Argentina Brasil India China Italia Colombia Uzbekistán Argentina Brasil Colombia Bolivia Perú Venezuela Chile Ecuador
Fuente: NGV Journal. Fuente: NGV Journal.
Irán China Colombia
Con más de 4 millones Lidera el ranking mundial Ocupa el puesto 10
de vehículos, es el país de EDS (6.502), su índice entre los paísescon mayor cantidad de de 614 está por debajo con más vehículosvehículos a GNV del estándar de convertidos a GNV
700 vehículos/EDS en el mundo
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 35
C O M E R C I O D E G N L
GAS NATURAL LICUADO - GNL - BILLONES DE m3-2014
E X P O RTA D O R E S
IMPORTADORES QATAR MALASIA AUSTRALIA NIGERIA INDONESIA TRINIDAD ALGERIA RUSIA OTROS TOTAL PARTICIPACIÓNY TOBAGO IMPORTACIONES
JAPÓN 21,9 20,3 25,0 6,5 7,8 0,2 1,0 11,5 26,3 120,6 36 %
COREA DEL SUR 17,7 5,1 1,2 4,4 7,1 0,2 0,5 2,6 12,4 51,1 15 %
CHINA 9,2 4,1 5,2 0,6 3,5 0,2 0,3 0,2 4,0 27,1 8 %
INDIA 16,2 0,1 0 1,2 0 0,1 0,2 0 1,2 18,9 6 %
TAIWÁN 8,0 3,9 0,1 0,2 2,8 0,1 0,1 0,1 2,9 18,1 5 %
ESPAÑA 3,0 0 0 2,7 0 2,0 4,9 0 2,8 15,5 5 %
REINO UNIDO 10,4 0 0 0 0 0 0 0 0,9 11,3 3 %
MÉXICO 1,4 0 0 2,5 0,3 0,4 0 0 4,7 9,3 3 %
OTROS 15,6 0,5 0,2 7,3 0,1 16,1 10,2 0,1 10,9 61,1 18 %
TOTAL EXPORTACIONES 103,4 33,9 31,6 25,3 21,7 19,3 17,3 14,5 66,1 333,1 100 %
PARTICIPACIÓN 31 % 10 % 10 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 20 % 100 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
En lo que respecta a comercio internacional de GNL, en 2014 se
obtuvo el máximo histórico de 331,1 billones de m3, terminándose con
esta cifra la tendencia a la baja de los años 2012 y 2013.
La región de Asia Pacífico se ha convertido en el epicentro natural del
comercio de GNL. A esta región pertenecen Japón, Corea del Sur, China
y Taiwán, países destinatarios del 64 % del comercio mundial de este
combustible. Adicionalmente, en esta misma región se encuentran
grandes exportadores como Malasia, Australia e Indonesia, los cuales
participan con 28 % del total de las exportaciones mundiales de GNL.
Comercio internacional de GNL - Billones de m3 Variación anual comercio de GNL
331 328 325 333
289
2010 2011 2012 2013 2014
25 %
20 %
15 %
10 %
5 %
0 %
(5 %) 2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
36 % Qatar 70 %
Participación de Japón Líder mundial entre De las importaciones
en la importación los países exportadores mundiales de GNLmundial de GNL de GNL la realizan cinco países
asiáticos
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
C I F R A S S U R Y C E N T R O A M É R I C A
CONSUMO ENERGÉTICO EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Mtep
FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
PETRÓLEO 286 297 304 318 327 3 %
HIDROELECTRICIDAD 159 168 165 160 155 (1 %)
GAS NATURAL 134 137 146 152 153 3 %
CARBÓN 27 30 30 34 32 4 %
RENOVABLES 11 13 15 17 22 19 %
ENERGÍA NUCLEAR 5 5 5 5 5 (1 %)
TOTAL 621 650 665 685 693 3 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
El petróleo se afianzó en el último lustro como la fuente de energía de mayor utilización en la región, muy a pesar de la intención de varios países
por implementar una mayor diversificación en sus canastas energéticas.
La generación eléctrica a partir de recursos hídricos es económicamente
muy competitiva. No obstante, como consecuencia del cambio climático de
los últimos años, su participación en la matriz energética de la región se ha
visto desmejorada, perdiendo 3 puntos porcentuales entre 2010 y 2014.
El segmento de renovables en la región se sustenta, básicamente, en la
utilización de biocombustibles como fuente de energía en Brasil. En este
país se producen 15,4 Mtep a partir de esta fuente. Chile, el otro
referente de la región en esta materia, solo produce 2 Mtep.
Canasta energética en Sur y Centroamérica Variación anual
8 % 47 %
7 %
22 % 21 % 46 %
23 % 26 %
Petróleo 8 % Petróleo
Hidroelectricidad 6 % Gas natural
Gas natural
Otros 4 %
2010 2 %
0 %
20142010 2011 2012 2013 2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
3 % Gas natural
Creció el consumo 3 % de crecimientode energía de acorde con el incrementoSur y Centroamérica del consumo de energíaentre 2010 y 2014 de la región
19 Mtep
Incremento de energía
producida con gas natural
en Sur y Centroamérica
en el último quinquenio
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 37
RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Tpc
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
VENEZUELA 195,1 195,2 196,4 197,1 197,1 0,3 %
BRASIL 14,7 16,0 16,0 15,9 16,4 3 %
PERÚ 12,5 12,7 15,4 15,0 15,0 5 %
TRINIDAD Y TOBAGO 13,5 13,3 13,1 12,2 12,2 (2 %)
ARGENTINA 12,7 11,7 11,1 11,6 11,6 (2 %)
BOLIVIA 9,9 9,9 11,2 10,5 10,5 1 %
COLOMBIA 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9 (4 %)
OTROS 9,2 8,8 9,1 8,5 8,0 (4 %)
TOTAL 275 274 279 277 277 0,2 %
Fuente: BP Statistical Review or World Energy 2015. Ecopetrol, UPME.
En el lustro 2010-2014, no hubo grandes hallazgos que modificaran significativamente las cifras de reservas de gas natural en nuestra
región. Solo variaciones por recálculos en campos existentes y descuentos normales por producción anual.
Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en
asuntos de crudo y gas, en 2014 el más grande hallazgo de petróleo y gas
de Latinoamérica fue el yacimiento Orca, ubicado en el bloque Tayrona, en
aguas del departamento de La Guajira en Colombia. Sus reservas están
calculadas en 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), las
cuales, a pesar de no encontrarse aún incorporadas en el cuadro anterior,
resultan ser una información de vital importancia.
Venezuela, país que por sus inmensas reservas de gas natural, debería
ser el referente de la industria gasífera de nuestra región, no muestra
verdaderas señales de iniciar una carrera en aras de desarrollar los
diferentes eslabones de su cadena de gas natural.
Reservas probadas de gas natural en Sur y Centroamérica-2014
Venezuela14 % Brasil
6 % Perú
6 % Otros países74 %
Variación anual reservas de gas natural en Sur y Centroamérica
8 % 7,0 %
6 %
4 %
2 % 1,7 %
0,2 %
0 % 0,2 % (0,3 %)
(2 %) 2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Gpcd
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
TRINIDAD Y TOBAGO 4,3 4,2 4,1 4,1 4,1 (2 %)
ARGENTINA 3,9 3,8 3,6 3,4 3,4 (3 %)
VENEZUELA 2,7 2,7 2,8 2,8 2,8 1 %
COLOMBIA 3,1 3,0 3,0 2,9 2,6 (4 %)
BOLIVIA 1,4 1,5 1,7 2,0 2,1 11 %
BRASIL 1,4 1,6 1,9 1,8 1,9 8 %
PERÚ 0,7 1,1 1,1 1,2 1,3 16 %
OTROS 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 (7 %)
TOTAL 17,8 18,1 18,6 18,4 18,4 1 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ANH, Ministerio de Minas y Energía.
Trinidad y Tobago, país que produce y exporta 6 % del GNL que se comercia en el
mundo, lidera la producción de gas natural en la región Sur y Centroamérica.
Perú, el otro país referente en la región en cuanto a exportaciones de
GNL, a través de su planta de licuefacción de Pampa Melchorita que
entró en funcionamiento a mediados de 2010, prácticamente duplicó su
producción en el último quinquenio al pasar de 0,7 Gpcd a 1,3 Gpcd.
Bolivia viene presentando crecimientos interesantes en sus cifras de
producción de gas natural. Este país, otro exportador nato de gas por
medio de gasoductos, puso en marcha, a partir de 2009, un plan de
sustitución del GLP por gas natural para uso residencial, implementando
subsidios cruzados que comienzan a mostrar muy buenos resultados.
Producción de gas natural en Sur y Centroamérica Factor R/P - Años 2010
206 2014
Trinidad y Tobago45 % 22 % 171 29
Argentina 2522
Colombia 1614
11Otros países 49819 % 33 9 8 7
Venezuela Perú Trinidad Brasil Argentina Bolivia Colombia
14 % y Tobago
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME.
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Nota: cálculo realizado con reservas probadas.
74 % 1 % 206 años
Participación de Crecimiento Duración de las reservas
las reservas de la producción de Venezuela, calculadosde Venezuela del de gas natural según niveles detotal de la región en último lustro producción actual
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 39
CONSUMO DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Gpcd
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ARGENTINA 4,2 4,4 4,5 4,6 4,6 2 %
BRASIL 2,6 2,6 3,1 3,6 3,8 10 %
VENEZUELA 2,9 2,9 3,1 3,0 2,9 0,1 %
TRINIDAD Y TOBAGO 2,2 2,3 2,1 2,2 2,1 (1 %)
COLOMBIA 1,0 1,0 1,0 1,2 1,0 (0,2 %)
PERÚ 0,5 0,6 0,7 0,6 0,7 7 %
OTROS 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 4 %
TOTAL 15 15 16 16 16 3 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME, SUI.
En el periodo en estudio, Brasil tuvo el mayor crecimiento en el
consumo de gas natural en la región, con un incremento de 1,2 Gpcd.
La industria de gas natural en Brasil viene presentando un
importante crecimiento a partir de 2012, sustentado a partir de las
ya tradicionales importaciones desde Bolivia y más recientemente a
través de GNL, además del aumento en su producción nacional
liderado por la estatal Petrobras.
En los últimos años, el gobierno peruano ha venido promoviendo la
masificación del gas natural en ese país. A partir de 2008, adicional a los
subsidios cruzados a nivel tarifario aplicados en Lima, se incluyó un
esquema de promoción que subsidia el costo de las instalaciones internas
necesarias para la conversión de clientes residenciales.
Variación anual consumo de gas natural en Sur y Centroamérica Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica-20147,8 % 32 % 28 % Argentina
5,7 % Brasil
5,0 % Venezuela
2,3 % (0,5 %) Otros países
2010 2011 2012 2013 2014 17 % 23 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
3 %
Crecimiento del consumo
de gas natural que
supera el crecimiento de
la producción del 1 %
Argentina
El mayor consumidor
de gas natural en la
región, 4,6 Gpcd
5º puesto
Lugar que ocupa Colombia, en la región, en consumo de
gas natural
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
770 789 820 846 866 3 %
567 537 472 489 489
214 212 207 214 216
147 166 156 156 154 1 %
45 51 58 67 74
Canasta energética en Norteamérica
31 % 96 Mtep Carbón
ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS
NATURAL página 41
RESERVAS DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA -Tpc
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS 305 334 308 338 345 3 %
CANADÁ 70 68 71 72 72 1 %
MÉXICO 12 13 13 12 12 (0,4 %)
TOTAL 387 415 392 422 429 3 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA -Gpcd
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5 %
CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 %
MÉXICO 6 6 6 6 6 0,2 %
TOTAL 79 84 86 87 92 4 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
Norteamérica cumplió en el periodo
en estudio con la premisa de
reemplazar en sus reservas hasta
la última molécula de gas natural
que se consuma. Inclusive, le
alcanzó a Estados Unidos para
incrementar sus reservas en un
poco más de 10 %, con respecto a
las cifras iniciales de 2010.
En Norteamérica, solo Estados
Unidos registró un crecimiento
sostenido en la producción de
gas natural entre 2010 y 2014,
soportado por el auge de esta en
los denominados yacimientos no
convencionales, con el shale gas
a la vanguardia.
CONSUMO DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA -Gpcd
PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ESTADOS UNIDOS 66 67 70 72 73 3 %
CANADÁ 9 10 10 10 10 2 %
MÉXICO 7 7 8 8 8 4 %
TOTAL 82 84 87 90 92 3 %
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.
En conjunto, los tres países
de esta región reflejaron
crecimientos interesantes en
su consumo de gas natural
en el último quinquenio.
México,
con un balance deficitario entre
su producción y su consumo,
cubre estos faltantes a través de
importaciones de GNL y
exportaciones menores en zonas
fronterizas con Estados Unidos.
G A S N AT U R A LE N C O L O M B I A
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
C I F R A S D E L S E C T O R
E X P L O R A C I Ó N Y R E S E R VA S
POZOS A3
TIPO DE CONTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
ANH - E&P 87 109 122 99 98 3 %
ECOPETROL - ASOCIADOS 16 12 4 12 7 (19 %)
ECOPETROL - ANH 9 5 5 4 8 (3 %)
TOTAL 112 126 131 115 113 0,2 %
Fuente: ANH.
Para 2014 se establecióuna meta de 130 pozos A3 y fueron
perforados 113, lo que equivale
a un cumplimiento de 87 %.
Para sísmica, la meta impuesta por el Gobierno Nacional en 2014 era
de 25.750 km equivalentes, la cual fue ejecutada en 157 %.
Existen grandes expectativas para 2015, solo la propuesta de Andarko
en su oferta presentada en la Ronda 2014, implica la realización de
20.000 km de exploración sísmica 3D, que equivale a 32.000 km de sísmica 2D.
Según palabras de Amilkar Acosta, en ese entonces Ministro de
Minas y Energía, al término del evento: “Es la oferta más agresiva de
toda la historia del país... esa sola empresa está ofreciendo una
sísmica que no se ha hecho nunca en el país”.
Andarko se adjudicó en dicha ronda, tres de los cinco bloques en
aguas profundas y ultraprofundas del Caribe colombiano, sobre los
cuales existen grandes expectativas de obtener un gran hallazgo.
ACTIVIDAD EXPLORATORIA
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
SÍSMICA - Km EQUIVALENTES 25.965 23.963 18.205 28.529 40.473 12 %
ANH DIRECTO 170 0 1.349 9.311 11.103 184 %
OTROS CONTRATANTES 25.795 23.963 16.856 19.218 29.370 3 %
CONTRATOS FIRMADOS 8 76 54 2 26 34 %
Fuente: ANH.
Ronda Colombia 2014 Actividad sísmica 2014 Potenciales de gas
26 contratos 80 % realizada Orca: pozo off-shore
firmados reportan en costa afuera de 1,5 Tpc Clarinete:297 US$MM y 20 % en zona pozo on-shorede inversión adicional continental de 0,23 Tpc
GAS NATURAL EN COLOMBIA - RESERVAS DE GAS NATURAL
página 45
DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS DE GAS NATURAL - Gpc
TIPO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
PROBADAS 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759 (3 %)
77 % 82 % 81 % 86 % 80 %
PROBABLES Y POSIBLES 1.653 1.160 1.310 900 1.156 (9 %)
23 % 18 % 19 % 14 % 20%
TOTAL RESERVAS 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915 (4 %)
Fuente: Ecopetrol, UPME.
Las reservas totales (3P) de 2014 disminuyeron 8 % con respecto al año anterior. Por segundo
año consecutivo se sigue en deuda con
la premisa “cada molécula de gas usada hay que reemplazarla”, expresado por Eduardo Pizano en
el marco del Congreso Naturgas 2015.
Las reservas probadas (1P) se redujeron en el último año en 13,5 %,
unos 750 Gpc aproximadamente. De esta disminución, 75 %, es decir
562 Gpc, se soporta en descensos en el nivel de reservas de los
campos de La Guajira.
Reservas de gas natural por operador-2014
10 % 30 % Equión
11 % EcopetrolChevron
24 % Pacific Stratus Energy
Otras empresas25 %
Fuente: UPME.
Estimación de reservas de gas natural - Tpc
Reservas 20141,7
Potenciales de gas
5,9
7,6
En lo referente a reservas probables y posibles, estas presentaron
un incremento de 28 %, 256 Gpc. Lo anterior resulta del neto entre
la incorporación de reservas de varios campos menores más
algunas revaluaciones, y el traslado a probadas.
Reservas de gas natural-2014
Chuchupa - Ballena
2 %2 %
9 % 24 %Cupiagua
Cusiana4 %
Pauto4 %
La Creciente7 %
19 % Guama
11 % Gibraltar
Bonga - Mamey
18 % El Difícil
Otros campos
Fuente: UPME.
La cifra de reservas potenciales, 1,7 Tpc,
es la resultante de las reservas estimadas
del descubrimiento Orca, 1,5 Tpc, y el
incremento en sus reservas reportado por
Canacol con base en los hallazgos de
Clarinete, Palmer y la revisión positiva del
campo Nelson.
Fuente: UPME, ANH.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
P R I N C I P A L E S C A M P O S C O N R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L
1
10
7
95
6
8
4
32
Fuente: UPME.
De las reservas totales (3P) del país, 59 % se soporta en sus cuatro campos
históricos, Ballena - Chuchupa (1973-1975), Cusiana (1989) y Cupiagua (1993).
En la última década se han descubierto otros campos con un nivel de reservas
interesantes que alcanzan una participación de 18 % del total, Gibraltar (2004),
La Creciente (2006), Guama (2010) y Bonga - Mamey (2012).
Se destaca la incorporación de reservas del campo productor El
Difícil, ya que 20 años después de haber cerrado operaciones será
reabierto. Para ello, la firma Petróleos Sudamericanos invirtió
aproximadamente 70 US$MM, entre la adquisición del campo a
Ecopetrol y la construcción de una planta en el complejo.
Fuente: http: //www.portafolio.co/economia/reviven-el-campo-gas-el-dificil.
PRINCIPALES CAMPOS CON RESERVAS DE GAS NATURAL 2014 - Gpc
# NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA TOTAL RESERVAS
1 Chuchupa La Guajira Chevron Petroleum Company 1.125
2 Cupiagua Casanare Ecopetrol 1.084
3 Cusiana Casanare Equión 1.079
4 Pauto Casanare Equión 669
5 La Creciente Sucre Pacific Stratus Energy 405
6 Ballena La Guajira Chevron Petroleum Company 273
7 Guama Sucre Pacific Stratus Energy 250
8 Gibraltar Boyacá - Santander Ecopetrol 239
9 Bonga - Mamey Sucre Hocol 183
10 El Difícil Magdalena Petróleos Sudamericanos 124
TOTAL 5.431
Fuente: UPME.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - RESERVAS DE GAS NATURAL
página 47
C A M P O S C O N M E N O R E S R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L
31
42 24 26
11 47 17
36 46
16
30 49
14 12 21
13 4033 54
27 1820
45 38
23 19
44 25 48 52
35
22 53
29
32 34
15 50
28 37
41 51
39 43
C A M P O S
# NOMBRE
11 Nelson
12 Provincia
13 Payoa
14 Llanito
15 Maná
16 Cerro Gordo
17 Tibú
18 Nutria
19 Toqui Toqui
20 La Salina
21 Payoa West
22 Kananaskis
23 Corrales
24 Apamate
25 Ramiriquí
26 Aguas Blancas
27 Gala
28 Dina
29 La Casona
30 Yariguí - Cantagallo
31 Riohacha
32 Río Opia
33 Lisama
34 Corazón
35 Puli
36 Katana
37 Río Ceibas
38 Bolívar
39 Tempranillo
40 Tesoro
41 Tenay
42 Arianna
43 Santa Clara
44 Guaduas
45 Opón
46 Cañaflecha
47 Serafín
48 La Punta
49 Cerrito
50 Matachín Sur
51 La Hocha
52 Rancho Hermoso
53 Santo Domingo
54 Liebre
Fuente: Ecopetrol, UPME.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
CAMPOS MENORES DE RESERVAS DE GAS NATURAL 2014 - Gpc
# NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA RESERVAS
11 Nelson Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 108,4
12 Provincia Santander Ecopetrol 86,3
13 Payoa Santander Petrosantander Colombia Inc 70,1
14 Llanito Santander Ecopetrol 31,1
15 Maná Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 25,5
16 Cerro Gordo Norte de Santander Well Logging 21,7
17 Tibú Norte de Santander Ecopetrol 11,9
18 Nutria Santander Ecopetrol 11,9
19 Toqui Toqui Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 11,3
20 La Salina Santander Petrosantander Colombia Inc 10,7
21 Payoa West Santander Petrosantander Colombia Inc 10,2
22 Kananaskis Casanare Parex Resources 10,2
23 Corrales Boyacá Unión Temporal Omega Energy 9,8
24 Apamate Sucre Pacific Stratus Energy Colombia Corp 8,6
25 Ramiriquí Boyacá Cepcolsa 8,0
26 Aguas Blancas Cesar Ecopetrol 6,5
27 Gala Santander Ecopetrol 4,6
28 Dina Huila Ecopetrol 4,6
29 La Casona Casanare Parex Resources 4,1
30 Yariguí - Cantagallo Bolívar Ecopetrol 3,9
31 Riohacha La Guajira Chevron Petroleum Company 3,5
32 Río Opia Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 2,4
33 Lisama Santander Ecopetrol 2,2
34 Corazón Tolima Petrosantander Colombia Inc 1,9
35 Puli Cundinamarca Interoil Colombia Exploración y Producción 1,7
36 Katana Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 1,4
37 Río Ceibas Huila Ecopetrol SA 1,4
38 Bolívar Boyacá Unión Temporal Omega Energy 1,4
39 Tempranillo Huila Ecopetrol 1,2
40 Tesoro Santander Ecopetrol 1,0
41 Tenay Huila Ecopetrol 0,9
42 Arianna Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 0,7
43 Santa Clara Huila Ecopetrol 0,6
44 Guaduas Cundinamarca Pacific Stratus Energy Colombia Corp 0,5
45 Opón Santander Petrocolombia SA - Copp SA 0,5
46 Cañaflecha Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 0,4
47 Serafín Cesar Petróleos del Norte 0,4
48 La Punta Casanare Ecopetrol 0,4
49 Cerrito Norte de Santander Pacific Stratus Energy Colombia Corp 0,4
50 Matachín Sur Tolima Perenco Colombia Limited 0,4
51 La Hocha Huila Hocol 0,3
52 Rancho Hermoso Casanare Canacol Energy Colombia 0,3
53 Santo Domingo Casanare Vetra Exploración Colombia 0,3
54 Liebre Santander Petrosantander Colombia Inc 0,1
Total 483,8
Fuente: UPME.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - RESERVAS DE GAS NATURAL
página 49
R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L P O R R E G I O N E S - 2 0 1 4
Costa Caribe
16 campos
2.494 Gpc
Oriente
15 campos
504 Gpc
Llanos Orientales
9 campos
2.855 Gpc
Interior del país
14 campos
62 Gpc
Costa Caribe
Oriente
Llanos Orientales
Interior del país
Fuente: UPME.
La costa Caribe es la región de Colombia con mayor cantidad de campos
(16) que aportan volúmenes de gas a las reservas totales del país.
Adicional a los 3 campos históricos de La Guajira (Ballena, Chuchupa
y Riohacha) y al campo de El Difícil (Magdalena), descubierto en los años
sesenta, en la última década se han incorporado una docena de campos
en las cuencas VIM (Valle Inferior del Magdalena) y Sinú - San Jacinto, en
los departamentos de Bolívar, Sucre y Córdoba, que proyectan esta región
como un jugador importante a futuro en el desarrollo del sector.
Los Llanos Orientales, y más específicamente el pie de monte
llanero, es la región del país con mayores reservas de gas natural,
2.855 Gpc. De este nivel, 75 % se soporta en los grandes campos
de Cusiana y Cupiagua, dejando el 25 % restante a 7 campos más,
entre los que sobresale Pauto por su nivel de reservas.
En la región Oriental, 47 % de las reservas recae en el campo
Gibraltar y el 53 % restante está repartido en 14 campos
menores, en su mayoría descubiertos hace más de 20 años.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
P O T E N C I A L E S D E G A S O F F - S H O R E
Bloque TayronaPozo Orca 1
Bloque Tayrona
Bloque Fuerte Norte Andarko-Ecopetrol Pozo Calasu 1 50/50
Bloque Fuerte SurPozo Kronos 1
Fuente: ANH.
En diciembre de 2014, la operadora brasileña Petrobras anunció el descubrimiento de una “acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca 1, en el bloque Tayrona, en aguas profundas del Caribe colombiano”. Se trata del primer descubrimiento en aguas profundas en Colombia y el segundo en el mar Caribe del país, después de Chuchupa (1973).
Aspectos relevantes de exploración off-shore en Colombia
El contrato Tayrona fue el primero firmado por la ANH a
mediados de 2004 y los socios son: Petrobras (40 %), Ecopetrol
(30 %), Repsol (20 %) y Statoil (10 %).
Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie,
experta en asuntos de petróleo y gas, las reservas probadas iniciales
de este descubrimiento están calculadas en 264 Mbep, equivalentes
a 1,5 Tpc, que representan un 25 % de las reservas actuales.
24 contratos Ronda Colombia 2014: Términos de Estudio de la Universidad Implementación
vigentes: costa 5 bloques adjudicados referencia 2014: Nacional de Colombia (2012): de decreto de zonasCaribe 23 contratos y compromisos exploratorios mejores el potencial de recursos francas para lay costa Pacífica por 540 US$MM, de los cuales condiciones off-shore, podría multiplicar actividad de off-shore.1 contrato. 212 US$MM corresponden a económicas. por 6 las reservas de crudo
inversión adicional. y por 3 las de gas en Colombia.
Fuente: ANH.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - RESERVAS DE GAS NATURAL
página 51
P O T E N C I A L E S D E G A S O N - S H O R E
Bullerengue
(Hocol)
Contrato VIM-05 (Canacol)Pozo Clarinete 1Inicio estimado dic 2015 Contrato Esperanza (Canacol)24,7 Mpcd Pozo Palmer 1: 7 a 8 Mpcd
Pozo Corozo 1(pendiente completamientoinicio estimado dic 2015)
Contrato Niscota (Equión) Pozo HurónInicio estimado julio 2016
40 Mpcd
Fuente: ANH.
A comienzos de 2015, Canacol anunció un aumento de 234 Gpc en sus
reservas de gas 2P, asociadas con sus recientes hallazgos Clarinetey Palmer y a una revisión positiva en su campo Nelson. En ese sentido,
afirma Canacol, sus reservas de gas 2P ajustadas a su participación
a febrero 28 de 2015 son 345 Gpc. Cabe anotar que las reservas 3P,a 2014, reportadas por UPME solo incluyen el campo Nelson con 108 Gpc.
Ecopetrol en su informe trimestral de marzo de 2015 destacó el hallazgo
de Bullerengue 1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la
cuenca Sinú - San Jacinto, cerca del municipio de Sabanalarga (Atlántico),
el cual, afirma la estatal colombiana, fortalecerá el desarrollo de las
fuentes de gas en la costa Atlántica. La ANH estima que el Gas Original
en Sitio -GOES-, para este campo, se encuentra alrededor de 0,04 Gpc.
Yacimientos potenciales no convencionales
Bloque CAT 3
Bloque VMM 5
Bloque VMM 9
Bloque VMM 16 Bloque VMM 29
Bloque COR 62
Estudios registran recursos de gas
original en sitio -GOES- de 308 Tpc y
se estima que se pueden recuperar
55 Tpc, unos en las cuencas
Catatumbo, VMM y Llanos orientales.
YACIMIENTOS POTENCIALES NO CONVENCIONALES
BLOQUE CUENCA COMPAÑÍA INVERSIÓN ESTIMADA(US$MM)
COR 62 Cordillera Ecopetrol/Exxon 143
VMM 16 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol 148
VMM 29 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol/Exxon 155
CAT 3 Catatumbo Ecopetrol 157
VMM 5 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol 159
VMM 9 Valle Medio del Magdalena Parex Resources 193
TOTAL 955
Fuente: ANH.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
PROSPECTOS GAS 2014
COMPAÑÍA PROSPECTOS CUENCA GOES - GPC GOES - GPCMÁS PROBABLE (P50) MÍN. (P90)
ECOPETROL Magallanes COR 163,9 58,9
ECOPETROL - REPSOL Siluro GUA OFF 1.655,2 91,7
ECOPETROL - ONGC VIDESH Molusco GUA OFF 540,2 165,3
HOCOL Champeta VIM 105,5 38,6
Pereré VIM 59,3 24,4
Toposi VMM 31,9 9,4
LEWIS La Estancia VMM 17,6 2,9
Caramelo VMM 14,4 5,3
Merecumbé 1 SSJN 0,1 0,0
Gua - C (Pedernalito) VIM 680,0 296,0
Maguey SSJN 221,8 37,9
Vueltiao SSJN 152,5 37,6
Apamate Este VIM 146,4 71,5
DW VIM 114,6 51,0
G Oeste SSJN 72,0 8,0
PACIFIC Apamate Sur VIM 53,7 25,8
Chinú Oeste SSJN 42,0 22,0
Chimá SSJN 35,2 16,1
G Este VIM 31,0 4,7
Chinú South SSJN 21,7 11,3
K VIM 19,2 5,4
L VIM 15,9 9,0
Gua-A (Guama A) VIM 2,7 0,2
TOTAL GOES 4.196,9 993,0
FACTOR RECUPERACIÓN (%) 69 % 61 %
TOTAL RECURSOS 2.896 606
Fuente: ANH.
Prospectos de gas-20144 %
4 % 2 % Ecopetrol - Repsol
Pacific13 % 39 % Ecopetrol - Ongc Videsh
Hocol
Ecopetrol
38 % Lewis
Para la ANH, en un escenario de probabilidad media
(percentil 50) y estableciendo el supuesto de un factor de
recuperación -FR- de 69 %, los recursos de gas natural por
estos prospectos alcanzarían los 2.896 Gpc, mientras que
en un escenario pesimista (percentil 90) y con un supuesto
FR de 61 %, dichos recursos estarían en
el orden de los 606 Gpc.
Fuente: ANH.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
página 53
P R O D U C C I Ó N Y S U M I N I S T R O
PRODUCCIÓN FISCALIZADA - Gpc
CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014
LLANOS ORIENTALES 818 787 775 735 684 (4 %)
LA GUAJIRA 251 236 220 219 187 (7 %)
VALLE DEL MAGDALENA 68 72 78 78 74 2 %
MEDIO 24 27 31 32 30 6 %
SUPERIOR 20 19 19 16 15 (6 %)
INFERIOR 24 25 29 29 29 4 %
PUTUMAYO 4 5 6 8 8 17 %
CATATUMBO 2 2 2 1 2 (1 %)
CUENCAS MENORES 0 1 2 3 3 218 %
TOTAL Gpc 1.143 1.102 1.083 1.044 958 (4 %)
Mpcd 3.133 3.020 2.968 2.860 2.624
Fuente: ANH, Acipet, Ministerio de Minas y Energía.
En la producción se evidencia una
declinación sostenida en los campos
de La Guajira. Entre 2010 y 2014,
estos campos disminuyeron su
producción en 64 Gpc.
La disminución en la producción fiscalizada de gas natural en Colombia, en el periodo en estudio, está motivada en los continuos descensos que presentan en esta actividad los campos de los Llanos Orientales y de La Guajira. Para los Llanos, la reducción es a causa de una menor reinyección de gas, mientras que en La Guajira esta se origina por la declinación sostenida de sus campos.
En la actualidad, Ecopetrol lidera la producción de gas natural en
Colombia. Esta empresa asumió, a partir de julio de 2010, la operación
directa del campo Cupiagua e inició la puesta en marcha de una planta
de tratamiento en la que invirtió 222 millones de dólares.
La producción del campo Cupiagua en 2014 ascendió a 363 Gpc.
Producción de gas natural
Empresa Campo
6 % 37 % B.P Exploration
5 % Ecopetrol
17 % 38 % Cupiagua5 % Cusiana
50 %
20 % 22 %
23 %
Equion Energia Limited 10 % 11 % 37 % Chuchupa
Chevron - Texaco 20 % Pauto Sur
Otras empresas Otros campos16 % 27 %
37 % 2010 2010
2014 19 % 2014
Fuente: ANH.
La Guajira 6 % 13,6-11,0
7 % promedio anual, Crecimiento promedio Factor R/P con reservas
disminución de anual del suministro totales y probadas,producción y suministro para consumo de gas respectivamente
en Colombia
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Usos del gas en Colombia
TotalQuemado 2,8 %producido
Consumo en campo 4,6 % 958 Gpc
Transformado en planta 5,2 %
Entregado a gasoducto 42,1 %
(suministro)
Inyectado al yacimiento 45,2 %
En el gráfico se aprecia la relación entre producción y
suministro. En Colombia, el suministro alcanza 42 % del total
de la producción, siendo la reinyección el principal destino
de la producción nacional, 45 %.
La técnica de reinyección se utiliza en los campos de gas
asociado a petróleo con el propósito de mejorar los métodos de
producción de crudo. Es un hecho que los pozos productores
donde se usa pueden mantener la tasa de producción a un nivel
más elevado durante la vida productiva del campo.
Expertos aseguran que el gas reinyectado no siempre se
recupera en su totalidad y que el nivel de recuperación varía
dependiendo de características intrínsecas de cada campo y de
los métodos de reinyección empleados. Sin embargo, parece
existir consenso en que por lo menos un volumen cercano a las
dos terceras partes de este gas se puede recuperar.
Fuente: ANH.
SUMINISTRO DE GAS NATURAL - Mpcd
CAMPO/CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
LLANOS ORIENTALES 232 287 377 479 525 23 %
LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 525 432 417 414 447 (4 %)
LA CRECIENTE 59 58 62 59 58 (1 %)
GIBRALTAR 0 0 27 30 31 8 %
OTROS 54 48 57 108 46 (4 %)
SUBTOTAL Mpcd 870 825 940 1.090 1.106 (6 %)
Gpc 318 301 343 398 404
LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN (Mpcd) 156 205 186 176 85 (14 %)
TOTAL Mpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191 4 %
Gpc 374 376 411 462 435
En el último lustro, los campos de los Llanos Orientales (Cusiana y Cupiagua) pasaron de aportar 26 % a 47 % del gas
suministrado en el país. Otro aporte positivo a la producción es la entrada
del campo Gibraltar en 2012.
Fuente: UPME, Concentra y cálculos realizados por Estudios y Consultorías.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - SUMINISTRO DE GAS NATURAL
página 55
DECLARATORIA DE PRODUCCIÓN - Gbtud
CAMPO PODER CALORÍFICO 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Btu/pc
CHUCHUPA 997
Potencial de producción 417 412 407 401 398 392 387 380 373 368
Gas de operación 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9
Producción comprometida 389 370 352 334 318 302 286 273 263 253
CUSIANA 1.130
Potencial de producción 235 235 235 235 235 235 235 235 234 233
Gas de operación 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41
Producción comprometida 235 226 216 216 214 214 214 215 216 217
CUPIAGUA 1.143
Potencial de producción 240 240 240 240 240 240 240 240 240 227
Gas de operación 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42
Producción comprometida 240 240 240 240 240 240 240 240 240 227
PAUTO SUR 1.130
Potencial de producción 70 70 70 70 70 70 70 71 71 72
Gas de operación 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12
Producción comprometida 70 72 68 64 64 64 0 0 0 0
BALLENA 997
Potencial de producción 53 52 52 51 51 50 50 50 49 49
Gas de operación 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Producción comprometida 53 51 49 48 47 45 44 43 42 41
FLOREÑA 1.200
Potencial de producción 53 53 54 54 54 54 54 54 54 54
Gas de operación 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4
Producción comprometida 53 53 54 54 54 36 32 32 32 32
GIBRALTAR 1.084
Potencial de producción 38 38 38 38 38 38 38 38 36 27
Gas de operación 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3
Producción comprometida 38 38 38 38 38 38 38 38 36 27
OTROS 1.103
Potencial de producción 231 278 274 269 262 252 248 239 225 182
Gas de operación 80 80 75 73 69 63 59 56 51 49
Producción comprometida 231 274 269 264 256 245 239 231 216 173
TOTAL 1.082
Potencial de producción 1.337 1.379 1.370 1.359 1.348 1.331 1.321 1.306 1.283 1.213
Gas de operación 190 190 185 183 179 173 168 165 160 158
Producción comprometida 1.309 1.323 1.285 1.257 1.231 1.185 1.094 1.072 1.045 970
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Declaratoria de producción - Gbtud Potencial de producción
Producción comprometida
1.600 % Comprometida/Potencial1.400 98 % 96 % 94 % 93 %
91 % 89 %1.200
83 % 82 %1.000 81 %
80 %
800
600
400
200
0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
A través de la Resolución 31289 de 2015,
el Ministerio de Minas y Energía publica la
declaratoria de producción para los próximos
10 años. Esta información fue suministrada
por productores y productores - comercializadores
de gas natural, en cumplimiento con lo dispuesto en
el Decreto 1073 de 2015, donde se especifica que
deben declarar esta información al Ministerio de
Minas y Energía.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
FACTOR R/P
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
RESERVAS PROBADAS Tpc 5,4 5,5 5,7 5,5 4,8 (3 %)
Gpc 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759
RESERVAS TOTALES Tpc 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9 (4 %)
Gpc 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915
PRODUCCIÓN Mpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191 4 %
Gpc 374 376 411 462 435
FACTOR R/P Probadas 14,4 14,5 13,9 11,9 11,0 (7 %)
AÑOS Totales 18,8 17,6 17,1 13,9 13,6 (8 %)
Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.
Nota: el concepto de producción refleja las cifras de suministro de gas natural.
El factor R/P calculado con las reservas totales disminuyó 5,2 años entre
2010 y 2014, mientras que el calculado con reservas probadas registrauna disminución de 3,4 años
para el mismo periodo.
Cabe resaltar que si bien el factor R/P a diciembre de 2014 fue calculado con la
producción del último año, esta incluye los volúmenes de las exportaciones a Venezuela,
las cuales llegaron a su final en junio de 2015. Por lo anterior, un cálculo de este
indicador sin exportaciones sería más razonable y se muestra a continuación.
FACTOR R/P SIN EXPORTACIONES
CONCEPTO 2014
RESERVAS PROBADAS 4.759
RESERVAS TOTALES Gpc 5.915
PRODUCCIÓN SIN EXPORTACIONES 404
FACTOR R/P - RESERVAS PROBADAS AÑOS 11,8
FACTOR R/P - RESERVAS TOTALES 14,7
Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.
Factor R/P - Reservas totales (años)
18,8 17,6
17,1
13,9 13,6
2010 2011 2012 2013 2014
Variación anual factor R/P
2010 2011 2012 2013 2014
0 %
(2 %)
(4 %)
(6 %)
(8 %)
(10 %)
(12 %)
(14 %)
(16 %)
(18 %)
(20 %)
Fuente: Ecopetrol, UPME. Fuente: Ecopetrol, UPME.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - TRANSPORTE DE GAS NATURAL
página 57
T R A N S P O R T E D E G A S P O R R E D E S
GAS TRANSPORTADO - Mpcd
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
INTERIOR DEL PAÍS 524 527 558 596 668 6 %
COINOGAS 3 3 3 5 5 10 %
PROGASUR 14 16 17 17 19 8 %
PROMIORIENTE 12 13 34 28 51 44 %
TGI 422 420 422 454 494 4 %
TRANSMETANO 37 41 45 46 49 7 %
TRANSOCCIDENTE 36 34 36 47 50 9 %
COSTA CARIBE - PROMIGAS 390 345 337 365 368 (1 %)
TOTAL 915 872 895 961 1.036 3 %
Fuente: empresas del sector.
Nota: las empresas Progasur y TGI contienen las cifras de Transgastol y Transcogas.
En 2014, se alcanzó un máximo histórico de gas transportado por redes para un año en Colombia, 1.036 Mpcd.
Promioriente y TGI fueron las transportadoras que, en el último año,
tuvieron mayores incrementos en sus volúmenes de gas transportado. La
primera, por la entrada en pleno de su nuevo gasoducto Gibraltar-
Bucaramanga, y, la segunda, por los mayores volúmenes de gas
demandados por el interior del país, trasladados desde los campos
de La Guajira y Cusiana - Cupiagua.
La capacidad máxima en firme del gasoducto Ballena - Cartagena - Jobo,
gasoducto principal de la infraestructura de Promigas, es de 610,3 Mpcd.
Gas transportado-2014
35 % 65 %
Fuente: Ecopetrol, UPME.
Variación anual
Interior del país
Costa Caribe - Promigas
15 %
10 %
5 %
0 % 2010 2011 2012 2013 2014
(5 %)
(10 %)
(15 %) Fuente: empresas del sector.
Gobierno Costa Caribe Interior del país
Anuncia mecanismos Promigas construirá TGI anuncia ampliaciones
para que nueva infraestructura de infraestructura delinfraestructura de de transporte para orden de 560 US$MMtransporte sea oportuna planta de regasificación
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
RED DE GASODUCTOS - km
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
COINOGAS 18 17 17 17 17 (0,2 %)
PROGASUR 273 273 339 346 380 9 %
PROMIGAS 2.363 2.363 2.367 2.367 2.367 0 %
PROMIORIENTE 157 333 333 333 333 21 %
TGI 4.386 4.386 4.386 4.386 4.386 0 %
TRANSMETANO 149 189 189 189 189 6 %
TRANSOCCIDENTE 11 11 11 11 11 0 %
TOTAL 7.356 7.572 7.643 7.649 7.684 1 %
Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.
La construcción de gasoductos se ha visto retrasada por situaciones
ajenas a las transportadoras, como son excesivo formalismo en presentación de pliegos y demoras en trámites de licencias ambientales.
Entre 2010 y 2014, Progasur inauguró los gasoductos Pradera/ Jamundí -
Popayán (2012), Sardinata - Cúcuta (2012) y Tane - Pamplona (2014).
Otras transportadoras que dieron entrada a nuevos gasoductos fueron
Promioriente con el gasoducto Gibraltar - Bucaramanga y Transmetano
con su Ramal a Oriente, ambos en 2011.
La infraestructura de TGI, la más grande del país, se extiende desdeLa Guajira en el norte de la costa Caribe, hasta Huila y Tolima en el sur del
país. En el Oriente, desde Casanare y Meta, hasta el Valle en el Occidente,
pasando por la sabana Cundiboyacense donde se encuentra Bogotá
en el centro del país.
Sistema nacional de transporte de gas natural
3
5
2
6 4 1
5
5 2 5
72 2
1 Coinogas
2 Progasur
3 Promigas
4 Promioriente
5 TGI
6 Transmetano
7 Transoccidente
Fuente: Ecopetrol.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 59
D I S T R I B U C I Ó N Y C O M E R C I A L I Z A C I Ó N
Cobertura
COBERTURA DE GAS NATURAL
TACCCONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 2010-
2014
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 28 28 28 29 34 1 %
MUNICIPIOS ATENDIDOS 425 463 512 563 629 7 %
POBLACIÓN POTENCIAL 7.542.014 8.024.206 8.524.301 9.086.738 9.430.712 6 %
RESIDENCIAL ANILLADOS 7.071.731 7.540.890 7.946.240 8.881.882 8.789.982 6 %
USUARIOS CONECTADOS 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %
RESIDENCIALES 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8 %
ESTRATOS 1, 2 Y 3 4.799.496 5.194.358 5.587.677 5.989.704 6.493.331 8 %
ESTRATOS 4, 5 Y 6 865.898 926.955 982.163 1.042.540 1.107.474 6 %
COMERCIALES 99.205 106.181 120.078 128.103 139.335 9 %
INDUSTRIALES 3.343 2.792 3.905 5.871 4.449 7 %
COBERTURA RESIDENCIAL
POTENCIAL 94 % 94 % 93 % 90 % 93 %
EFECTIVA 75 % 76 % 77 % 77 % 81 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Las cifras de cobertura del gas en Colombia son fiel reflejo de la “revolución
silenciosa” (Presidente Juan Manuel Santos, Naturgas 2015) que ha provocado el sector gas en el país, convirtiéndose en
todo un modelo mundial de copiar.
Generación de bienestar y mejora en la calidad de vida
llevados a 7,6 millones de hogares colombianos en los
últimos cuarenta años, es la mejor carta de presentación del
sector. Todo lo anterior, resumido por el Presidente de la
República, Juan Manuel Santos, en Naturgas 2015, como
“producto de una estrategia sólida de largo plazo”.
En el último lustro se conectaron, aproximadamente,2,4 millones de usuarios a gas natural en todo el país y se llegó a
más de 204 nuevos municipios. La meta impuesta por el
Gobierno Nacional al sector para el siguiente cuatrienio (2015 -
2018) es lograr la conexión de un millón de nuevos usuarios.
Municipios atendidos Municipios atendidos Usuarios de gas natural conectados por año
Cobertura efectiva629 -
- 2014 578.371563
-512 81 % 472.395
425 463 - 2013
77 % 77 % - 463.537
76 % - 2012
75 %
- 2011 462.344
-
- 2010 420.285
2010 2011 2012 2013 2014 -
Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Colombia
Cuenta con 629
municipios con el
servicio de gas natural
8 % 81 %
Crecimiento de usuarios Cobertura efectiva
de estratos 1, 2 y 3, con de usuarios residenciales
servicio de gas natural en el país
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE GAS NATURAL
REGIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ANDINA 3.568.777 3.857.966 4.156.191 4.443.145 4.840.054 8 %
CARIBE 1.251.299 1.334.099 1.405.843 1.502.826 1.583.787 6 %
PACÍFICA 755.349 824.231 892.258 953.355 1.029.488 8 %
ORINOQUÍA Y AMAZONÍA 192.517 213.990 239.531 266.892 291.260 11 %
TOTAL USUARIOS 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
La región Andina presentó un crecimiento de cerca de 1,3
millones de usuarios en el periodo en estudio, siendo esta la de mayor
crecimiento absoluto en el país.
En 2015 se espera llegar a los departamentos de Arauca y Chocó. Para el
primero existe un plan de masificación de gas del cual hacen parte activa la
Gobernación de Arauca, Ecopetrol, Oleoducto Bicentenario, Minminas,
CREG, DNP y las siete alcaldías de los municipios de Saravena, Arauca,
Arauquita, Tame, Puerto Rondón, Cravo Norte y Fortul.
En lo que respecta a Chocó, a mediados de septiembre de 2014, su capital
Quibdó, fue beneficiada con una asignación del Fondo Especial Cuota
de Fomento por 11.000 millones de pesos, aproximadamente, para la
construcción del sistema de distribución y conexiones a usuarios de
menores ingresos, a través de la empresa Universal de Servicios Públicos.
Usuarios de gas natural por regiones-2014 Caribe
Andina
Pacífica
Orinoquía y Amazonía
Departamentos sin gas natural
4 %
13 %
20 %
63 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 61
USUARIOS DE GAS NATURAL
DEPARTAMENTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
Antioquia 566.501 665.890 769.087 881.938 993.063 15 %
Atlántico 436.354 452.382 467.445 492.191 510.028 4 %
Bogotá DC 1.590.163 1.657.607 1.704.176 1.760.435 1.820.350 3 %
Bolívar 253.836 273.212 289.172 303.933 317.365 6 %
Boyacá 101.028 115.016 128.379 140.346 152.975 11 %
Caldas 110.718 119.814 140.771 152.482 162.336 10 %
Casanare 45.484 50.000 53.226 61.933 69.207 11 %
Cauca 27.382 40.053 56.541 61.715 81.789 31 %
Caquetá 18.988 25.858 29.561 30.335 34.056 16 %
Cesar 118.224 130.965 138.321 150.552 162.965 8 %
Córdoba 136.627 146.943 158.453 170.182 181.307 7 %
Cundinamarca 259.285 290.894 340.492 378.900 461.738 16 %
Guaviare 1.302 2.333 3.631 3.988 3.244 26 %
Huila 143.330 154.130 164.327 168.435 190.418 7 %
La Guajira 71.178 75.216 80.183 85.555 92.798 7 %
Magdalena 140.590 156.402 166.208 186.295 195.210 9 %
Meta 126.743 135.799 152.921 168.577 177.083 9 %
Norte de Santander 83.194 95.802 105.287 115.747 135.939 13 %
Nariño 0 0 0 0 11.180 100 %
Putumayo 0 0 192 2.059 7.670 100 %
Quindío 95.313 103.172 110.023 116.262 122.294 6 %
Risaralda 131.782 143.913 159.607 177.238 190.574 10 %
Santander 304.363 314.551 326.291 340.706 361.262 4 %
Sucre 94.490 98.979 106.061 114.118 124.114 7 %
Tolima 183.100 197.177 207.751 210.656 249.105 8 %
Valle 727.967 784.178 835.717 891.640 936.519 7 %
TOTAL 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
En 2014, Nariño se convirtió en el departamento #26
de Colombia en acceder al servicio de gas natural por
redes. Su capital, Pasto, cuenta a fines de este año
con 11.180 usuarios conectados.
Antioquia, con un poco más de 111.000 nuevas conexiones
en el último año, pasó a ser el segundo departamento
de Colombia con más usuarios conectados a gas
natural, desplazando al Valle y siendo superada solo por
el Distrito Capital, Bogotá.
Usuarios por departamentos-2014
39 % 23 %
13 %
6 % 12 %
7 %
Bogotá DC
Antioquia
Valle
Atlántico
Cundinamarca
Otros
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE GAS NATURAL
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
Alcanos de Colombia 417.794 478.247 525.206 534.740 656.607 12 %
Efigas 322.462 349.974 389.613 423.629 450.225 9 %
EPM 533.966 627.308 720.153 828.944 934.856 15 %
Gas Natural 1.691.263 1.766.388 1.831.600 1.905.038 1.993.670 4 %
Gases de La Guajira 71.178 75.216 80.183 85.555 92.798 7 %
Gases de Occidente 738.538 796.945 857.545 917.321 964.292 7 %
Gases del Caribe 646.837 688.766 720.563 774.917 812.584 6 %
Gasoriente 232.177 239.342 246.555 254.385 266.078 3 %
Gases del Oriente 72.825 80.129 86.753 95.418 113.850 12 %
Gas Natural Cundiboyacense 207.923 227.747 254.038 280.907 312.259 11 %
Gasnacer 49.746 56.123 58.864 61.705 64.116 7 %
Llanogas 118.947 127.915 144.863 160.094 165.907 9 %
Metrogas 75.141 83.355 89.431 95.482 104.610 9 %
Surtigas 487.951 518.747 561.965 599.054 632.136 7 %
Otras distribuidoras 101.194 114.084 126.491 149.029 180.601 16 %
TOTAL 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
EPM, empresa distribuidora de gas natural cuyo mercado relevante es el departamento de Antioquia, lideró las
conexiones de gas en el país en el periodo 2010-2014, con un poco más de 400.000 nuevos usuarios. Le siguió
Gas Natural, que atiende, principalmente, el Distrito Capital, con una cifra cercana a los 300.000 usuarios.
Usuarios de gas natural-2014 Estratos 1, 2, 3Estratos 4, 5, 6
No residencial
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0 %
Alcanos Efigas EPM Gas Gases Gases Gases Gasoriente Gases Gas Natural Gasnacer Llanogas Metrogas Surtigas Otras
de Natural de La de del del Cundiboyacense distribuidorasColombia Guajira Occidente Caribe Oriente
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
USUARIOS RESIDENCIALES DE GAS NATURAL
ESTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ESTRATO 1 1.018.630 1.143.486 1.264.512 1.405.607 1.585.630 12 %
ESTRATO 2 2.142.951 2.318.850 2.500.586 2.667.223 2.874.969 8 %
ESTRATO 3 1.637.915 1.732.022 1.822.579 1.916.874 2.032.731 6 %
ESTRATO 4 520.671 562.014 596.565 634.498 677.701 7 %
ESTRATO 5 210.311 222.102 235.529 249.770 266.369 6 %
ESTRATO 6 134.916 142.839 150.069 158.272 163.404 5 %
TOTAL 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
En el sector residencial, el mayor número de usuarios se encuentran en el estrato 2, con 38 % del total de usuarios.
De los usuarios conectados a gas natural en Colombia, 85 % pertenecen a
los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, sectores menos favorecidos
económicamente de la población. Han sido fundamentales en los últimos
años, para continuar con este crecimiento, los recursos entregados por el
FECF y el SGR a estos usuarios, más el apoyo continuo de las empresas
distribuidoras que financian los valores restantes.
La costa Caribe es la región del país donde los usuarios de estrato 1
conectados a gas natural tienen una mayor participación con respecto al
total, 44 %. Caso contrario sucede en la región Andina, donde la
participación del estrato 1 solo alcanza 12 % de la totalidad de usuarios.
Usuarios residenciales de gas natural-2014 Usuarios residenciales de gas natural por regiones-2014
E1 E3 E5 Caribe
E2 E4 E6 1.559.920
2 % 2 % 1 % 1 % 0,3 %
4 % 2 % 5 % 5 %5 % Andina11 % 8 %
14 % 23 %26 % 4.742.692
Orinoquía31 %
32 % 39 % y Amazonía
283.19839 % 39 %
44 %
21 % 32 %
12 % Pacífica
1.014.995
Andina Caribe Pacífica Orinoquía y Amazonía
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
La cobertura del servicio de gas natural no tiene distingo de clases
sociales, llega a todos los estratos socioeconómicos por igual.
En el último quinquenio se observa un mayor crecimiento en estrato
1, debido a la mayor participación de este en los municipios y
departamentos que aún no tienen acceso a este energético.
Caribe
Andina
Pacífica
Orinoquía y Amazonía
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
DEMANDA DE GAS NATURAL - Mpcd
SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
COSTA CARIBE 390 343 337 395 427 2 %
Eléctrico 230 182 166 197 220 (1 %)
Otros sectores 160 161 171 198 207 7 %
Industrial y comercial 96 92 96 108 92 (1 %)
Residencial 24 27 26 26 27 3 %
Petroquímico 11 12 18 21 19 15 %
Refinerías y otros* 12 14 14 23 34 29 %
GNV 17 16 16 19 35 21 %
INTERIOR DEL PAÍS 471 440 519 587 581 5 %
Eléctrico 65 32 57 88 110 14 %
Otros sectores 406 408 463 499 471 4 %
Industrial y comercial 171 162 170 149 156 (2 %)
Residencial 85 91 100 102 103 5 %
Petroquímico 1 1 1 1 1 (0,1 %)
Refinerías y otros* 87 91 131 177 149 14 %
GNV 62 63 62 70 62 (0,2 %)
Demanda nacional Mpcd 861 783 856 982 1.007 4 %
Mm3 8.899 8.093 8.848 10.148 10.412 4 %
Exportaciones - Mpcd 156 205 186 176 85 (14 %)
TOTAL DEMANDA Mpcd 1.017 988 1.043 1.158 1.092 2 %
Mm3 10.506 10.208 10.775 11.970 11.285 2 %
Fuente: UPME, SUI. * Se adicionaron los consumos de Ecopetrol.
En 2014, el sector eléctrico lideró la
demanda de gas natural en Colombia, alcanzando una participación de 33 %en la demanda nacional.
Cabe anotar que este mismo año, aun cuando no llegó a consolidarse el fenómeno de El Niño, sí fue un año de menor
cantidad de lluvias, según Idean.
En el periodo en estudio se destaca el
crecimiento de refinerías en la costa
Caribe. Las proyecciones de demanda de
este sector en la región son mucho más
altas con la entrada en operación para
2015 del complejo Reficar, en Cartagena,
el cual a 2014 tuvo un avance de
construcción del 93 %, con muchas de sus
plantas en etapa de alistamiento.
Demanda de gas natural costa Caribe-2014 Demanda de gas natural interior del país-2014
8 % 51 % Eléctrico8 % Industrial y comercial
5 % Residencial
Petroquímico6 %
Refinerías y otros
GNV
22 %
Fuente: UPME, SUI.
11 % 19 %
25 %
27 %
0 % 18 %
Fuente: UPME, SUI.
Eléctrico
Industrial y comercial
Residencial
Petroquímico
Refinerías y otros
GNV
4 % Costa Caribe 81 %-20 %
Crecimiento Alta volatilidad Composición mercado
demanda nacional en la demanda no regulado - reguladode gas natural del sector eléctrico
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 65
DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL
SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
Mpcd
REGULADO 179 185 194 198 205 3 %
RESIDENCIAL 112 118 126 128 131 4 %
NO RESIDENCIAL 67 67 68 70 74 3 %
NO REGULADO 682 598 662 784 802 4 %
TOTAL 861 783 856 982 1.007 4 %
Mm3
REGULADO 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3 %
RESIDENCIAL 1.159 1.218 1.301 1.324 1.349 4 %
NO RESIDENCIAL 688 695 707 722 769 3 %
NO REGULADO 7.052 6.180 6.841 8.102 8.294 4 %
TOTAL 8.899 8.093 8.848 10.148 10.412 4 %
Fuente: UPME, SUI.
Entre 2010 y 2014 se dieron traslados de usuarios del mercado regulado
al mercado no regulado, específicamente en la
categoría no residencial.
Mientras que el crecimiento promedio anual de los
usuarios residenciales en el periodo en estudio es de 8
%, el consumo residencial crece a un menor ritmo,
4 %. Lo anterior motivado en que año tras año
aumenta la participación de los estratos 1 y 2 en el
total de usuarios y estos reflejan un consumo de gas
menor
que el promedio de toda la categoría.
DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3
REGIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ANDINA 1.223 1.274 1.353 1.379 1.338 2 %
CARIBE 400 393 399 398 454 3 %
PACÍFICA 184 200 206 219 267 10 %
ORINOQUÍA Y AMAZONÍA 40 46 49 51 60 11 %
TOTAL 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3 %
Fuente: CREG, SUI.
Las regiones Andina y Caribe muestran ser mercados maduros
con crecimientos vegetativos;
en contraste, la Pacífica y Orinoquía - Amazonía se muestran aún como mercados en desarrollo.
Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014 Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014
Residencial No residencial
3 % Andina13 % Caribe
Pacífica 32 % 37 % 41 % 31 %
63 % Orinoquía y Amazonía
21 % 68 % 63 % 59 % 69 %
Andina Caribe Pacífica Orinoquía
y Amazonía
Fuente: UPME, SUI. Fuente: UPME, SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
Alcanos de Colombia 95 117 126 132 123 7 %
EPM 172 196 215 228 230 8 %
Efigas 94 102 108 111 105 3 %
Gas Natural 641 624 667 668 675 1 %
Gases del Caribe 217 226 227 233 241 3 %
Gases de La Guajira 19 18 22 22 23 5 %
Gases de Occidente 182 195 199 210 208 3 %
Gas Natural Cundiboyacense 100 111 108 111 114 3 %
Gases del Oriente 17 18 19 22 23 9 %
Gasoriente 77 81 79 76 74 (1 %)
Gasnacer 11 12 13 14 15 8 %
Llanogas 26 29 32 32 34 7 %
Metrogas 20 23 24 25 41 20 %
Surtigas 154 137 138 132 168 2 %
Otras distribuidoras 21 23 28 28 43 19 %
TOTAL 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3,5 %
Fuente: SUI, empresas distribuidoras.
La composición promedio país del mercado regulado (Residencial – No Residencial) se
encuentra en el orden de 64 % - 36 %, siendo Alcanos la empresa con la mayor participación del
componente residencial (80 %) y Gases de Occidente y EPM las empresas con la menor
participación de este componente, 58 %.
Las cifras de consumo de algunas empresas, en 2014, se ven afectadas por el ajuste por poder
calorífico de acuerdo con lo consignado en la
Resolución CREG 127 de 2013, a diferencia del
periodo 2010-2013 en el que no se registra.
Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3 Residencial No Residencial
Alcanos de Colombia 80 % 20 %
EPM 58 % 42 %
Efigas 68 % 32 %
Gas Natural63 % 37 %
Gases del Caribe59 % 41 %
Gases de La Guajira 67 % 33 %
Gases de Occidente 58 % 42 %
Gas Natural Cundiboyacense 61 % 39 %
Gases del Oriente 69 % 31 %
Gasoriente 63 % 37 %
Gasnacer 76 % 24 %
Llanogas64 % 36 %
Metrogas61 % 39 %
Surtigas 69 % 31 %
Otras distribuidoras 80 % 20 %
Fuente: SUI.
7 %
6 %
Cali
5 %
8 %
8 %
2014 GNV Estaciones GNV
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
ESTACIONES DE SERVICIO DE GNV
CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014* TACC2010-2014
Armenia 8 8 8 9 9 3 %
Barranquilla 61 65 65 65 67 2 %
Bogotá 148 154 156 159 160 2 %
Bucaramanga 13 14 15 15 15 4 %
Cali 77 77 78 78 79 1 %
Cartagena 23 23 23 24 24 1 %
Ibagué 19 19 19 19 19 0 %
Medellín 47 47 51 51 52 3 %
Montería 8 9 9 9 10 6 %
Neiva 10 10 10 10 10 0 %
Pereira 17 17 17 17 17 0 %
Santa Marta 15 16 16 16 16 2 %
Sincelejo 8 8 8 9 9 3 %
Villavicencio 19 20 20 20 20 1 %
Otras ciudades 164 189 197 207 209 6 %
TOTAL 637 676 692 708 716 3 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía. *Cifras a agosto de 2014.
El ritmo de crecimiento promedio anual de las
conversiones en el último lustro fue de 12 % y las EDS solo crecieron 3 %.
Esta situación se ve reflejada en el incremento
del indicador vehículos/EDS, en varias ciudades del interior del
país como Bucaramanga, Pereira, Armenia y Bogotá.
Vehículos/EDS-2014 Índice/Ciudad
Minminas1.350
1.115 1.110 1.015 1.142
906819
741 713700
665 589 583 671 655
505
234
Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali CartagenaIbaguéMedellín Montería Neiva PereiraSanta Marta Sincelejo Villavicencio Otras Total
Fuente: Ministerio de Minas y Energía. ciudades país
El sector gas le apuesta a que los sistemas masivos de transporte del país se muevan
con GNV. En Medellín, Metroplus, que opera desde 1995, se expandió en 2013 con la
inclusión de 300 buses a GNV. Transcaribe, en Cartagena, movilizará con GNV la
totalidad de su sistema, conformado por más de 600 buses entre articulados y
padrones. Naturgas, en cabeza de su Presidente, Eduardo Pizano, ha insistido a
algunas ciudades con sistemas locales sobre la importancia de usar GNV.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 69
P R E C I O S Y TA R I FA S
Tarifa usuarios regulados de gas
B O C A D E P O Z O T R A N S P O R T E D I S T R I B U C I Ó N C O M E R C I A L I Z A C I Ó NG t T t D t C m
Subsidio: E1: hasta 60 % y E2: 50 %.
Contribución: E5 y E6: 20 %, comercial e industrial: 8,9 %.
TA R I FA AU S U A R I O
F I N A L
Promedio histórico costa Caribe componentes tarifariosGt: boca de pozo
PRECIOS MÁXIMOS DE GAS NATURAL EN BOCA DE POZO - US$/Mbtu
13 %37 %
37 % 14 %
32 %
43 % 11 %
13 %
Gt
Tt
Dt
Cm
2010 = $850/m3
2014 = $991/m3
CAMPO/PERIODO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
LA GUAJIRA
Febrero - Julio 3,89 4,25 5,80 5,90 3,97 15 %
Agosto - Diciembre 4,00 5,81 6,04 5,65 3,97 12 %
OPÓN
Febrero - Julio 4,27 4,67 6,52 6,56 6,32 10 %
Agosto - Diciembre 4,55 6,28 6,90 6,42 6,42 9 %
Fuente: Ecopetrol.
Tt: transporte
Promedio histórico interior del país componentes tarifariosEl cargo de transporte está expresado en dólares, se actualiza anualmente con el PPI de Estados Unidos de América. Este costo en dólares se incluye en la tarifa del usuario final multiplicado por la tasa representativa del mercado del mes correspondiente.
7 %39 %
8 %32 %
29 % 36 %
24 %
25 %
Gt
Tt
Dt
Cm
2010 = $788/m3
2014 = $1.239/m3
Dt: distribución
El cargo de distribución se actualiza mensualmente con la evolución
del IPP y la aplicación del factor de productividad para distribución.
Cm: comercialización
El cargo de comercialización es expresado en $/factura, se actualiza con
base en el IPC anual y en un factor de productividad de comercialización.
Tarifa a usuario final Costa Caribe 2010-2014 Interior 2010-2014
La Resolución CREG 4 %, crecimiento 12 %, crecimiento
137 de 2013 define los promedio anual promedio anual tarifacriterios de traslado de tarifa usuario regulado usuario reguladolos costos a tarifa final
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
TA R I FA A U S U A R I O F I N A L
TARIFA A USUARIO FINAL
Estrato 1 - Residencial $/factura - mes (20 m3)
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 7.127 7.408 7.975 8.117 11.374 12 %
EFIGAS 4.961 5.560 7.805 7.925 9.908 19 %
EPM 6.576 8.101 8.663 9.152 9.666 10 %
GAS NATURAL 7.641 9.280 9.744 9.937 11.334 10 %
GASES DE LA GUAJIRA 8.258 10.625 10.887 11.045 11.401 8 %
GASES DE OCCIDENTE 7.648 8.964 9.247 9.814 12.036 12 %
GASES DEL CARIBE 7.350 8.560 8.800 8.960 9.240 6 %
GASES DEL ORIENTE 9.206 12.835 13.470 13.470 13.711 10 %
GASORIENTE 6.558 8.402 8.636 8.747 9.550 10 %
LLANOGAS 6.585 6.773 7.478 8.478 8.822 8 %
METROGAS 7.437 8.222 9.314 9.478 11.285 11 %
SURTIGAS 7.580 8.862 9.300 9.920 10.220 8 %
PROMEDIO ARITMÉTICO 7.244 8.633 9.277 9.587 10.712 10 %
Fuente: SUI.
Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye subsidios.
Los usuarios residenciales de estrato 1 se benefician con un subsidio que oscila entre 45 % y 60 %, siendo el promedio de 55 %.
Tarifa a usuario final - Estrato 1 ($/factura) 20 m3
Máximo
Promedio
Mínimo
12.835 13.470 13.470 13.711
9.277 9.587 10.712
9.206 8.633 7.925 8.822
7.244 7.478
4.961 5.560
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: SSPD., UPME.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 71
TARIFA A USUARIO FINAL
Estratos 3 y 4 - Residencial $/factura - mes (20 m3)
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 16.467 15.127 18.007 18.007 27.326 13 %
EFIGAS 11.319 12.253 17.739 16.831 22.009 18 %
EPM 15.377 18.481 18.546 19.777 20.052 7 %
GAS NATURAL 18.530 22.530 20.549 20.605 27.423 10 %
GASES DE LA GUAJIRA 14.858 20.467 20.384 19.797 20.902 9 %
GASES DE OCCIDENTE 17.777 20.951 21.703 22.060 26.377 10 %
GASES DEL CARIBE 16.996 19.990 19.830 19.718 20.246 4 %
GASES DEL ORIENTE 22.409 31.328 32.158 32.158 28.962 7 %
GASORIENTE 15.753 19.784 19.677 18.098 22.927 10 %
LLANOGAS 15.601 15.935 17.627 17.141 20.703 7 %
METROGAS 18.234 20.137 22.769 22.853 27.502 11 %
SURTIGAS 18.171 21.164 21.402 23.099 21.791 5 %
PROMEDIO ARITMÉTICO 16.791 19.846 20.866 20.845 23.852 9 %
Fuente: SUI.
Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas.
Los usuarios residenciales de estratos 3 y 4 no reciben subsidios en su tarifa a
usuario final, sin afectarse con contribución
a usuarios de menores ingresos.
Tarifa a usuario final - Estratos 3 y 4 ($/factura) 20 m3
Máximo
Promedi
o
Mínimo31.328 32.158 32.158 28.962
22.409 23.852
19.846 20.866 20.84520.052
17.62716.791 16.831
11.319 12.253
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: SSPD, SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
TARIFA A USUARIO FINAL
Estratos 5 y 6 - Residencial $/factura - mes (20 m3)
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 19.761 18.152 21.608 21.608 32.791 13 %
EFIGAS 13.583 14.704 21.286 20.197 26.411 18 %
EPM 18.452 22.177 22.255 23.733 24.062 7 %
GAS NATURAL 22.237 27.036 24.659 24.727 32.909 10 %
GASES DE LA GUAJIRA 17.830 24.561 24.461 23.756 25.083 9 %
GASES DE OCCIDENTE 21.333 25.141 26.044 26.472 31.653 10 %
GASES DEL CARIBE 20.395 23.984 23.792 23.661 24.303 4 %
GASES DEL ORIENTE 26.891 37.593 38.589 38.589 34.754 7 %
GASORIENTE 18.904 23.741 23.612 21.717 27.513 10 %
LLANOGAS 15.945 19.122 21.152 20.569 24.843 12 %
METROGAS 21.602 24.164 27.323 27.423 33.003 11 %
SURTIGAS 21.805 25.397 25.674 27.715 26.153 5 %
PROMEDIO ARITMÉTICO 19.895 23.814 25.038 25.014 28.623 10 %
Fuente: SUI.
Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye contribuciones.
En la tarifa a usuario final de los usuarios residenciales de estratos 5 y 6
se aplica una contribución del 20 %.
Tarifa a usuario final - Estratos 5 y 6 ($/factura) 20 m3
Máximo
Promedio
Mínimo
37.593 38.589 38.589 34.754
26.891 25.014 28.623
23.814 25.038 24.062
19.895 21.152 20.197
13.583 14.704
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: SSPD. SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 73
TARIFA A USUARIO FINAL
Sector comercial (300 m3) - $000/factura - mes
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 330 304 366 391 407 5 %
EFIGAS 223 220 297 353 360 13 %
EPM 192 212 263 283 287 11 %
GAS NATURAL 197 259 296 313 407 20 %
GASES DE LA GUAJIRA 211 212 301 291 309 10 %
GASES DE OCCIDENTE 229 208 313 329 399 15 %
GASES DEL CARIBE 205 278 275 273 280 8 %
GASES DEL ORIENTE 334 414 414 414 414 6 %
GASORIENTE 242 285 294 250 346 9 %
LLANOGAS 231 224 251 241 301 7 %
METROGAS 277 277 349 350 425 11 %
SURTIGAS 208 262 313 317 293 9 %
PROMEDIO ARITMÉTICO 240 263 311 317 352 10 %
Fuente: CREG.
Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.
En la tarifa a usuario final del sector comercial se aplica
una contribución del 8,9 %.
Tarifa a usuario final sector comercial - $000/factura mes
Máximo
Promedio
414 414 414 425 Mínimo
334 352
311 317
280263240 251 241
208192
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: SSPD. SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
TARIFA A USUARIO FINAL
Sector industrial regulado (25.000 m3) - $000/factura - mes
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 23.827 26.534 26.824 28.661 33.954 9 %
EFIGAS 18.351 18.420 24.794 29.101 30.085 13 %
EPM 17.477 21.634 21.676 23.333 23.644 8 %
GAS NATURAL 21.801 27.164 24.424 25.889 33.697 12 %
GASES DE LA GUAJIRA 16.152 22.002 21.677 24.002 25.477 12 %
GASES DE OCCIDENTE 17.155 21.667 24.436 26.860 32.619 17 %
GASES DEL CARIBE 18.928 22.903 22.603 22.229 23.079 5 %
GASES DEL ORIENTE 27.669 34.200 34.200 34.200 34.200 5 %
GASORIENTE 18.755 11.812 23.281 20.668 28.531 11 %
LLANOGAS 18.193 18.150 19.742 18.966 24.655 8 %
METROGAS 20.854 22.653 26.604 26.994 32.494 12 %
SURTIGAS 19.667 22.956 25.927 24.127 22.127 3 %
PROMEDIO ARITMÉTICO 19.902 22.508 24.682 25.419 28.713 10 %
Fuente: CREG.
Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.
Los usuarios industriales pagan contribución del 8,9 %. Por excepción,
los usuarios que cumplan con requisitos definidos mediante el Decreto 4956
de 2011 no pagan contribución.
Tarifa a usuario final sector industrial regulado - $000/factura mes
Máximo
Promedio
Mínimo
34.200 34.200 34.200 34.200
27.669 25.419 28.713
22.508 24.68222.127
19.90219.742 18.966
16.152
11.812
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: SSPD. SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 75
TARIFA A USUARIO FINAL
Sector industrial no regulado (300.000 m3) - $000/factura - mes
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
EFIGAS 144.345 144.345 144.345 144.345 144.345 0 %
EPM 201.795 261.384 202.767 209.964 208.557 1 %
GAS NATURAL 261.588 311.778 274.461 297.960 397.833 11 %
GASES DE LA GUAJIRA 40.189 40.189 40.189 40.189 40.189 0 %
GASES DE OCCIDENTE 205.718 174.910 184.813 280.484 340.457 13 %
GASES DEL CARIBE 117.906 156.870 151.800 154.779 150.663 6 %
GASES DEL ORIENTE 190.061 190.061 190.061 190.061 190.061 0 %
GASORIENTE 221.372 269.588 265.898 234.689 339.002 11 %
METROGAS 148.537 148.537 148.537 148.537 148.537 0 %
SURTIGAS 218.510 261.800 311.102 249.902 249.902 3 %
PROMEDIO ARITMÉTICO 175.002 195.946 191.397 195.091 220.955 6 %
Fuente: CREG.
Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.
La contribución que deben pagar los usuarios industriales, del 8,9 %, afecta tanto al mercado regulado como al no
regulado y aplican las mismas excepciones del Decreto 4956 de 2011.
Tarifa a usuario final sector industrial no regulado - $000/factura mes
Máximo
Promedio
397.833 Mínimo
311.778 311.102 297.960
261.588
197.959 197.403 227.668
177.162 193.947
40.189 40.189 40.189 40.189 40.189
2010 2011 2012 2013 2014
Fuente: SSPD. SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
S U B S I D I O S Y C O N T R I B U C I O N E S
SUBSIDIOS - $MM
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 27.735 30.776 36.128 40.710 50.063 16 %
EFIGAS 8.872 10.144 14.796 14.277 18.353 20 %
EPM 12.355 15.285 19.075 25.741 28.915 24 %
GAS NATURAL 54.900 67.134 79.250 76.337 84.160 11 %
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 6.019 6.644 8.758 7.578 8.036 7 %
GASES DE LA GUAJIRA 4.235 5.081 5.663 5.560 5.555 7 %
GASES DE OCCIDENTE 23.217 27.604 34.956 38.950 44.775 18 %
GASES DEL CARIBE 32.705 36.625 41.722 44.629 46.784 9 %
GASES DEL ORIENTE 5.456 6.722 8.520 6.120 4.504 (5 %)
GASNACER 3.780 4.298 5.024 5.054 4.550 5 %
GASORIENTE 7.490 7.648 8.520 8.196 8.549 3 %
LLANOGAS 3.630 2.390 6.492 6.316 7.458 20 %
METROGAS 2.819 3.589 4.396 5.001 5.778 20 %
SURTIGAS 33.270 37.921 43.318 45.549 47.003 9 %
OTRAS EMPRESAS 6.968 8.785 6.013 5.317 6.770 (1 %)
TOTAL 233.453 270.647 322.632 335.335 371.252 12 %
Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía.
El incremento de usuarios conectados al servicio de gas natural, entre los que predominan los de estratos bajos a
quienes se aplican subsidios de hasta 60 % parael estrato 1 y hasta 50 % para el estrato 2, ha ocasionado
un crecimiento de los requerimientos de recursos
de subsidios, de 12 % promedio anual.
Variación anual subsidios Subsidios-2014
25 % 23 %
20 % 26 %
15 %
10 % 12 % 13 %
5 %
0 % 13 % 13 %
2010 2011 2012 2013 2014
Gas Natural
Alcanos
Gases del
Caribe Surtigas
Gases de Occidente
Otras empresas
Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN
página 77
CONTRIBUCIONES - $MM
EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
ALCANOS DE COLOMBIA 4.739 8.726 1.927 2.208 2.346 (16 %)
EFIGAS 4.516 4.714 3.148 3.172 3.626 (5 %)
EPM 13.405 16.746 8.269 8.339 7.699 (13 %)
GAS NATURAL 31.048 39.074 28.492 27.241 25.711 (5 %)
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 9.139 11.229 2.166 2.030 1.987 (32 %)
GASES DE LA GUAJIRA 616 360 460 438 366 (12 %)
GASES DE OCCIDENTE 11.415 12.640 6.305 6.114 6.395 (13 %)
GASES DEL CARIBE 11.671 14.060 6.019 5.813 5.691 (16 %)
GASES DEL ORIENTE 106 58 73 75 53 (16 %)
GASNACER 67 81 99 101 127 17 %
GASORIENTE 5.938 7.525 2.448 2.257 1.912 (25 %)
LLANOGAS 547 286 708 853 924 14 %
METROGAS 450 537 585 603 630 9 %
SURTIGAS 14.102 16.402 2.772 2.834 3.742 (28 %)
OTRAS EMPRESAS 227 331 248 283 399 15 %
TOTAL 107.985 132.769 63.722 62.362 61.608 (13 %)
Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía.
Con base en el Decreto 4956 de 2011, algunas industrias fueron eximidas del pago de la contribución
del 8,9 %. Esto generó que los recursos recibidos por contribuciones presentaran un decrecimiento
en el periodo evaluado 2010-2014, del 13 %.
Variación anual contribuciones Contribuciones-2014
120 %
100 %
80 % Gas Natural
60 %
EPM
40 % Gases de Occidente35 %
20 % 42 % Otras empresas
0 %
(20 %) 2010 2011 2012 2013 2014
(40 %) 10 %
(60 %) 13 %
Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
P R E C I O S D E L G N V
PRECIOS DE GAS NATURAL VEHICULAR A USUARIO FINAL - $/m3
CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014
BARRANQUILLA 1.515 1.545 1.698 1.572 1.575 1 %
BOGOTÁ 1.362 1.351 1.356 1.273 1.320 (1 %)
BUCARAMANGA 1.449 1.450 1.623 1.480 1.499 1 %
CALI 1.599 1.615 1.387 1.638 1.511 (1 %)
CARTAGENA 1.544 1.574 1.358 1.603 1.582 1 %
IBAGUÉ 1.479 1.477 1.616 1.676 1.774 5 %
MANIZALES 1.544 1.553 1.689 1.696 1.597 1 %
MEDELLÍN 1.325 1.270 1.343 1.395 1.417 2 %
NEIVA 1.277 1.295 1.436 1.494 1.608 6 %
PEREIRA 1.535 1.574 1.562 1.564 1.596 1 %
SANTA MARTA 1.324 1.445 1.545 1.549 1.599 5 %
TUNJA 1.357 1.450 1.402 1.348 1.266 (2 %)
VALLEDUPAR 772 1.113 885 885 985 6 %
PROMEDIO 1.411 1.365 1.397 1.306 1.487 1 %
Fuente: Gazel, UPME.
Los precios del GNV reflejan un crecimiento del 1 %, lo que le ha permitido mantener la competitividad frente al ACPM, sustituto que tuvo un crecimiento en sus precios del 6 % durante el periodo evaluado.
Precio del GNV - $/m3 Máximo
Promedio
Mínimo
1.599 1.615 1.698 1.696 1.774
1.4871.411 1.365 1.397 1.306
1.113985
772 885 885
2010 2011 2012 2013 2014
Variación anual GNV
ACPM
30 %
20 %
10 %
0 %
2010 2011 2012 2013 2014
(10 %)
Fuente: Gazel, UPME. Fuente: Gazel, UPME.
ESTUDIOS UPME - BALANCE DE GAS 2015-2023
página 79
E S T U D I O S U P M E
Balance de
gas 2015-2023
Suministro de gas natural
En cuanto a las expectativas de
suministro, el estudio se presenta sobre la
base de las reservas totales a 31 de
diciembre de 2013 y se proyectan al año
2023, clasificándolas en probadas,
probables y posibles. El cálculo del
suministro u oferta se complementa con la
declaratoria de producción publicada en
Resolución Minminas 72206 de 2014.
En este documento, publicado en febrero del año 2015, •SUMINISTRO DE GAS NATURAL
la UPME realiza un análisis detallado de los diferentes •OFERTA DE GAS NATURAL
escenarios de la oferta y la demanda de gas natural. •DEMANDA DE GAS NATURAL
Este análisis consta de: •BALANCE NACIONAL DE GAS NATURAL
•CONCLUSIONES
Evolución de las reservas de gas natural - Tpc
Histórico Proyectado6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Fuente: UPME.
Declaración de producción Resolución Minminas 72206 de 2014
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
02014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Chuchupa
Cusiana
Cupiagua
Pauto Sur
Ballena
Floreña
Gibraltar
Otros
400 Mpcd Demanda de gas Año 2022
Oferta media incluye 3,4 %, crecimiento Se mantiene
suministro adicional promedio esperado el abastecimientoplanta de regasificación para el periodo en escenarioen 2017 2015-2023 oferta media
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Oferta de gas naturalLa oferta baja se establece únicamente con la declaratoria de producción
de 2014, que a su vez tiene en cuenta solo las reservas probadas y sin
considerar nuevos descubrimientos ni proyectos de regasificación.
El escenario de oferta media incluye la entrada, en enero de 2017, de la
planta de regasificación ubicada en cercanías de la ciudad de Cartagena, con
un valor adicional equivalente al volumen de 400 Mpcd. La UPME afirma en
su estudio que el escenario medio es el de menor incertidumbre.
La oferta alta se fundamenta en el escenario medio más el aporte esperado
por las reservas probables y posibles, cuyos volúmenes se prevé tienen una
probabilidad de 50 % y 10 % respectivamente. Sobre esto último, la UPME
enfatiza que por la situación actual de los precios bajos del petróleo, los
planes de inversiones podrían retrasarse y por tanto sería más baja la
probabilidad de producción con base en estas reservas.
Oferta nacional gas natural - Gbtud Alta Media Baja
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep15 15 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 22 22 22 23 23 23 24 24 24
Fuente: UPME.
Demanda de gas naturalDespués de realizar el análisis de los diferentes escenarios de demanda
y oferta estimados por la UPME, el documento describe las bases de las
proyecciones para cada uno de los sectores de uso del gas natural,
explicando que se identifican señales de alerta las cuales servirían para
detectar situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda
proyectadas. Estas situaciones son reveladas por medio de una
resolución mensual, con el fin de evitar promedios anuales que de
alguna manera podrían enmascarar eventos de desabastecimiento.
Demanda nacional gas natural - Gbtud Alta Media Baja
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago15 15 15 16 16 17 17 17 18 18 19 19 20 20 20 21 21 22 22 22 23 23 24 24
Fuente: UPME.
ESTUDIOS UPME - BALANCE DE GAS 2015-2023
página 81
Balance nacional de gas naturalLos escenarios de oferta junto con los escenarios de demanda mostrados Se identifican periodos críticos como el año 2017 que requiere de
en el siguiente gráfico, constituyen lo que el estudio denomina “Balance la puesta en operación de la planta de regasificación para un balance
de Gas Natural”. de abastecimiento confiable.
Balance nacional gas natural - Gbtud
Demanda alta
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago15 15 15 16 16 17 17 17 18 18 19 19 20 20 20 21 21 22 22 22 23 23 24 24
Demanda media
Demanda baja
Oferta baja
Oferta media
Oferta alta
Fuente: UPME.
Balance de gas natural costa CaribeLa oferta de la costa Caribe comprende los campos de La Guajira y del
Valle Inferior del Magdalena. Por su parte, la demanda incluye los
departamentos de la costa Atlántica, Antioquia y parte del de Santander.
El gráfico refleja el escenario de demanda media frente al escenario
de oferta baja y media, que como ya se ha mencionado abarca el
proyecto de la planta de regasificación ubicada en esta región.
Balance costa Caribe - Gbtud
1.100
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago15 15 15 16 16 17 17 17 18 18 19 19 20 20 20 21 21 22 22 22 23 23 24 24
Oferta baja
Oferta media
Demanda media
Fuente: UPME.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Balance de gas natural interior del paísEl interior del país se abastece con las reservas de los valles Medioy Superior del Magdalena, Catatatumbo, Llanos Orientales y Putumayo.
En el gráfico se aprecia que para el escenario de oferta, en enero de
2018, existirían faltantes para los escenarios de demanda media y
alta; y enero de 2020 sería el mes previsto de inicio de desbalances
en caso de que la demanda se comporte segun el escenario bajo.
Balance interior del país - Gbtud Oferta baja Demanda media
800
600
500
400
300
200
100
ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep15 15 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 22 22 22 23 23 23 24 24 24
Fuente: UPME.
ConclusionesTodos los escenarios de oferta baja
indican un déficit desde el año 2017.
El escenario de oferta media refleja
déficit para escenarios de demanda
media y alta, a partir de los años
2023 y 2022, respectivamente.
Con el escenario de oferta alta,
que adiciona al escenario medio
reservas probables y posibles sin
nuevos hallazgos, no se tendría
desabastecimiento frente a ninguno
de los tres escenarios de demanda.
Desbalance oferta de gas natural - Gbtud
Feb - 22 Feb - 17 Ene - 18
140132 138 Feb - 18
Feb - 23 115
95
Oferta media Oferta media Oferta baja Oferta baja Oferta baja
Demanda alta Demanda media Demanda alta Demanda media Demanda baja
Fuente: UPME.
ESTUDIOS UPME - IDEARIO ENERGÉTICO 2050
página 83
P L A N E N E R G É T I C O N A C I O N A L C O L O M B I A : I D E A R I O E N E R G É T I C O 2 0 5 0
La UPME inicia el desarrollo de este documento, explicando que el estudio
fue diseñado con el fin de exponer algunas ideas sobre el futuro del sector
energético en Colombia y que podrían al mismo tiempo servir
como base para la elaboración e implementación de una política energética.
Subraya la UPME que el documento se denomina “ideario energético”
por cuanto señala pautas y líneas de acción recomendables,
pero no incluye mapas de ruta para los objetivos propuestos.
PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL
El documento
1.PANORAMA
2.CONTEXTO
se desarrolla a ENERGÉTICO ECONÓMICO
través de cuatro INTERNACIONAL
4.capítulos:
3. OBJETIVOS ESCENARIOS
ESPECÍFICOS Y ENERGÉTICOS
A 2050TRANSVERSALES
CONTEXTO ECONÓMICO
S E R E S A LTA :
Las nuevas opciones en el
portafolio energético
relacionadas, entre otros,
con gases crudos no
convencionales que traen
consigo mayores inversiones
en investigación y desarrollo.
Eficiencia energética en Preocupación
todos los eslabones de por disminuirla cadena en la totalidad impactode los usos energéticos. ambiental.
T E M A S R E L E VA N T E S S E C T O R G A S :
Crecimiento económico Crecimiento Pronóstico de una recuperación
moderada de los precios delde Colombia en 2014, esperadogas, el cual pasaría deel mejor de 2015-2050,3,5 US$/Mbtu en diciembreLatinoamérica, 4,8 %. 4,1 %.de 2014 a 4,1 US$/Mbtu en
diciembre de 2016.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES
C O N I N C I D E N C I A D I R E C TA E N G A S N AT U R A L :
Garantizar el abastecimiento Tarifas eficientes de Diversificar la canasta Promover la Normalidad y calidad del
de gas combustible y la precios del gas natural. de combustibles para el internacionalización servicio de gas combustible.infraestructura asociada. transporte de gas natural. del gas natural.
ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050
Este último capítulo presenta un
resumen de las proyecciones de
demanda de energía total en Colombia,
con un horizonte hasta el año 2050.
En cuanto a la proyección de demanda
para el escenario base, la UPME aclara
que tomó como datos base los
consumos de los años 2010 a 2012 del
Balance Energético Nacional -BEN-, con
los siguientes principales supuestos:
a. Crecimiento anual de la
economía de 4,6 % constante
desde 2014 hasta 2030 y de
3,5 % de 2031 a 2050.
d. Disminución de uso de leña,
especialmente en el sector residencial rural, en beneficio del uso de gas natural, GLP
y electricidad.
b. Crecimiento de la demanda
de energía eléctrica a una
tasa de 2 % promedio anual.
e. Ampliación de la cobertura
de los servicios de gas
natural y electricidad.
c. Crecimiento de gas natural a una tasa del 2,98 % promedio anualpara los sectores de consumo
final y de 2,6 % para los
procesos de transformación.
f. Penetración del gas natural como energético para el segmento
de transporte de carga.
4,1 % 4,1 US$/Mbtu Gas natural
Crecimiento económico Precio del gas natural 2,98 %, caso base con
de Colombia para proyectado para crecimiento promedio anual2015-2050 finales de 2016 esperado 2015-2050
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
E S C E N A R I O B A S E
Para efectos de este informe, se
seleccionaron los cuatro energéticos
con mayor demanda de los 17
proyectados en el ideario: Diesel Oil,
Electricidad, Gas Natural y Gasolina
Motor, dejando en el grupo de otros:
leña, carbón mineral, kerosene, bagazo,
GLP, petróleo, diésel, residuos, carbón
de leña, alcohol carburante, fuel oil,
coque y energía solar.
Escenario base de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil
50 Electricidad
40 Gas natural
Gasolina motor30
Otros20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
Para el año 2050, se espera en este
escenario que la demanda de energía
sea de 55 Mtep, un crecimiento
promedio anual de 1,7 % con respecto a
2015, que se estima cierre en 26 Mtep.
El gas natural crece en dicho periodo
1,9 %, ganando participación al pasar
de 17 % en 2015 a 18 % en 2050.
Se prevé que los cuatro energéticos de
mayor demanda alcancen, en 2015,
una participación de 73 % dentro de la
canasta energética, incrementando
Canasta energética
escenario 21 %
25 % base
27 % 23 %
15 % 14 % 19 % 21 %
17 %
18 %
Diesel oil 2015
Electricidad 2050
Gas natural
Gasolina
motor Otros
Fuente: UPME.
esta a 79 % en el año 2050.
Se observa que el sector transporte de
gas natural es el de mayor consumo
durante el periodo de proyección, con
una participación de 38 % para 2015 y
de 47 % para 2050.
Escenario base de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM
20 Industria
Residencial15
Servicios
10 Transporte
5
- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
El documento también estudia la
evolución de los procesos de
transformación. La UPME explica
“En este sector se analiza el consumo
por energéticos que son utilizados en
generación de subproductos”.
En este escenario, la demanda del gas
natural para procesos de transformación
mantiene su participación de 14 %,
durante el periodo de proyección.
Escenario base de demanda procesos de transformación - Mtep
70 Petróleo
Hidroelectricidad60
Gas natural50
Carbón mineral40
Otros30
20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
ESTUDIOS UPME - IDEARIO ENERGÉTICO 2050
página 85
E S C E N A R I O S A LT E R N AT I V O S
E S C E N A R I OT E C N O L Ó G I C O 1 – T 1
Este escenario parte del base,
suponiendo un mayor consumo de
gas natural y energía eléctrica, en
detrimento del uso de energéticos
tradicionales y del carbón mineral.
Lo anterior, con el propósito de generar
disminuciones de gases de efecto
invernadero, además de buscar mayor
eficiencia en los procesos industriales.
Escenario T1 de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil
50 Electricidad
40 Gas natural
Gasolina motor30
Otros20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
En el escenario denominado tecnológico
1, el gas natural registra el mayor
crecimiento en el periodo de proyección,
2,3 %, mientras que las cifras
proyectadas para el total de la canasta
energética muestran un crecimiento
de 1,5 %. De manera conjunta en este
escenario, el diesel, la electricidad, el
gas natural y la gasolina aumentan su
participación, pasando de 78 % en
2015 a 87 % en 2050.
Canasta energética escenario T1
14 % 23 %
9 % 22 % 23 %
14 % 21 %
20 %
28 % 26 %
Diesel oil 2015
Electricidad 2050
Gas natural
Gasolina
motor Otros
Fuente: UPME.
La agricultura, construcción y minería -
ACM- y la industria son los sectores para
los que se espera mayores incrementos
en su participación, al pasar de 8 % y 22
% respectivamente en 2015 a 11 % y 24
% en 2050. Esto, principalmente, por el
supuesto de búsqueda de mayores
eficiencias en los procesos industriales ya
que se asumió una reducción significativa
de los energéticos tradicionales leña y
carbón de leña.
Escenario T1 de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM
25 Industria
Residencial20
Servicios15
Transporte10
5
- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
La demanda de energéticos para los
procesos de transformación, en este
escenario T1, se esperaría se mantenga
en términos generales, dentro de la
misma participación que el escenario
base, para el año 2015. La demanda del
gas natural para los procesos
de transformación incrementa su
participación al lograr 16 % en 2050 con
respecto al año 2015 prevista en 14 %.
Escenario T1 de demanda procesos de transformación - Mtep
Petróleo60
Hidroelectricidad50
Gas natural40 Carbón mineral30
Otros
20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
E S C E N A R I O T E C N O L Ó G I C O 2 – T 2
Es un escenario que se construye
a partir de la base del escenario
tecnológico 1, proyectando de
manera adicional la aplicación de
políticas de impulso a las fuentes no
convencionales de energía, que podrían
verse reflejadas en un mayor desarrollo
rural, aumentando la participación
de la biomasa en la matriz
energética nacional.
Escenario T2 de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil
50 Electricidad
40 Gas natural
Gasolina motor30
Otros20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
Para el año 2050 se pronostica que los
“otros” energéticos de la canasta
tengan una participación de 17 %,
superior si se compara con el 12 % que
aparece en el escenario tecnológico
1, debido, como ya se mencionó, a la
mayor participación de la biomasa.
Canastaenergéticaescenario T2
17 % 22 %
7 % 23 % 23 %
14 % 20 % 27 %
20 %
27 %
Diesel oil 2015
Electricidad 2050
Gas natural
Gasolina
motor Otros
Fuente: UPME.
La composición por sectores de
consumo muestra resultados muy
similares entre los dos escenarios
denominados tecnológicos, solo con
leves diferencias en las participaciones
producto del incremento en el consumo
del bagazo, de los residuos, del
biodiesel y del alcohol carburante, como
parte de una política de impulso a las
biomasas.
Escenario T2 de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM
25 Industria
Residencial20
Servicios15
Transporte10
5
- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
En este escenario, el petróleo pierde 5
puntos porcentuales de su participación
de la demanda. No obstante, al igual que
en los anteriores escenarios, es el
energético de mayor participación en
procesos de transformación, su consumo
está sujeto a la cantidad de barriles
que puedan procesar diariamente
las refinerías de Barrancabermeja
y Cartagena.
Escenario T2 de demanda procesos de transformación - Mtep
60 Petróleo
Hidroelectricidad50
Gas natural40
Carbón mineral30
Otros
20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
En el escenario “mundo eléctrico”
la energía eléctrica es el factor
determinante. La demanda de energía
total resultante se incrementa durante
el periodo de proyección en solo 0,9
%, crecimiento menor que el reflejado
en el escenario base, de 1,7 %. El
escenario supone la sustitución, donde
sea posible, de todos los energéticos
por la energía eléctrica.
En el año 2050, la electricidad terminaría
con una participación cercana al 90 %, el
otro 10 % de la canasta se abastecería de
gas natural. La sustitución total se da en
todos los demás energéticos como son,
entre otros, diesel oil, gasolina motor,
bagazo, kerosene, GLP, biodiesel. La
reducción del total de la energía
consumida se sustenta, como se indica en
el documento, en una mayor eficiencia
que se espera lograr en los procesos
gracias al cambio tecnológico.
ESTUDIOS UPME - IDEARIO ENERGÉTICO 2050
página 87
E S C E N A R I O M U N D O E L É C T R I C O - M E
Escenario ME de demanda por energéticos principales - Mtep
45 Diesel oil40
Electricidad35
Gas natural30
25 Gasolina motor
20 Otros15
10
5
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
Canasta 1 %
energética 10 %
escenario ME Diesel oil 2015
25 % 23 %
Electricidad 2050
12 % 21 % 89 % Gas natural
Gasolina motor19 %
Otros
Fuente: UPME.
Los servicios y la industria evidencian
crecimientos en el periodo de proyección
2015-2050 por encima del crecimiento
total, de 1,7 % y 1,3 % respectivamente.
Este escenario explica dos alternativas
de suministro de energía eléctrica:
Fuentes Convencionales de Energía -
FCE-, donde se requiere mayor cantidad
de energía primaria, y Fuentes no
Convencionales de Energía -FNCE-,
donde la demanda de energía en los
procesos de transformación es menor,
como consecuencia del uso intensivo de
renovables no convencionales para la
generación de energía eléctrica.
Escenario ME de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM
25 Industria
Residencial20
Servicios15
Transporte10
5
- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
Escenario ME FCE de demanda procesos de transformación - Mtep Escenario ME FNCE de demanda procesos de transformación - Mtep45
70 40
Petróleo 60 35
30Hidroelectricidad 50
25Gas natural 40
20Carbón mineral 30
Otros 1520
10
10 5
Fuente: UPME. - 2015 2020 2025 2030 2035 2040
2045 2050 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
E S C E N A R I O E F I C I E N C I A E N E R G É T I C A - E E
El escenario de EE refleja los supuestos
iniciales del caso base, adicionando
aumentos de eficiencia en procesos
agrícolas, industriales, de cocción y
calentamiento de agua en el sector
residencial. Igualmente, la UPME
proyectó para este escenario ingresos
de energía eólica y solar en procesos
de transformación.
Escenario EE de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil
50 Electricidad
40 Gas natural
Gasolina motor30
Otros20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
La demanda de energía final con
respecto al escenario base para el
año 2050, disminuiría 12 % para este
escenario, debido principalmente a la
sustitución de energéticos.
El petróleo continuaría siendo el
energético más utilizado dentro de la
canasta energética de este escenario,
28 %, seguido de la electricidad 26 %.
Canastaenergéticaescenario EE 28 % 23 %
27 % 24 %
14 % 19 % 26 %
7 %16 %
16 %
Diesel oil 2015
Electricidad 2050
Gas natural
Gasolina
motor Otros
Fuente: UPME.
Al igual que en todos los escenarios,
el sector transporte de gas natural
es el que presentaría el mayor
consumo durante todo el horizonte de
proyección. Cabe destacar que el sector
ACM incrementaría su participación
3 puntos porcentuales en 2050, con
respecto a la esperada en 2015.
Escenario EE de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM
25 Industria
Residencial20
Servicios15
Transporte10
5
- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
En las proyecciones de la demanda de
procesos de transformación en este
escenario de eficiencia energética, es el
carbón mineral el que más incrementa
su participación, pasa de un 12 % a un
18 %, contra disminuciones de 2 puntos
porcentuales de la hidroelectricidad, el
petróleo y el gas natural.
Escenario EE de demanda procesos de transformación - Mtep
60 Petróleo
Hidroelectricidad50
Gas natural40
Carbón mineral30
Otros
20
10
-
2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS
página 89
C I F R A S F I N A N C I E R A S D E L A S E M P R E S A S
Participación por activos del sector gas
Distribuidoras
Transportadoras
58 % 42 % Fuente: SUI.
DATOS GENERALES DEL SECTOR GAS
CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
ACTIVOS 16.552.836
PASIVOS 8.839.935
INGRESOS OPERACIONALES 6.363.118
UTILIDAD NETA 908.137
Fuente: SUI.
DETALLE PARTICIPACIÓN POR ACTIVOS Margen operacional del sector gas
DISTRIBUIDORAS 2014 TRANSPORTADORAS 2014 46 % 51 %
GAS NATURAL 20 % TGI 58 % 43 % 41 %
GASES DEL CARIBE 17 % PROMIGAS 33 % 31 %
GASES DE OCCIDENTE 12 % PROMIORIENTE 6 %
EPM 11 % TRANSMETANO 2 % 16 %13 % 12 %ALCANOS 10 % PROGASUR 1 % 11 % 11 %
SURTIGAS 10 % TRANSOCCIDENTE 0,1 %
EFIGAS 6 %
LLANOGAS 3 %
GASORIENTE 2 % 2010 2011 2012 2013 2014
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 2 % DistribuidorasGASES DE LA GUAJIRA 1 %
TransportadorasOTRAS DISTRIBUIDORAS 5 % Fuente: SUI. Fuente: SUI.
Sector gas 19 6
Para el estudio Empresas Empresas
de las cifras financieras distribuidoras transportadorasdel sector, se analizaron25 empresas
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
C I F R A S C O N S O L I D A D A S
CONSOLIDADO DISTRIBUIDORAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 4.940.600 5.493.702 6.223.050 6.596.369 6.900.002
PASIVO 2.030.222 2.304.739 2.788.604 3.031.211 3.703.967
PATRIMONIO 2.910.379 3.188.963 3.434.447 3.565.159 3.196.035
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 3.239.884 3.609.633 4.301.986 4.848.374 4.830.347
UTILIDAD OPERACIONAL 508.612 458.096 477.266 562.570 529.621
UTILIDAD NETA 621.109 579.409 642.824 680.646 582.004
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 16 % 13 % 11 % 12 % 11 %
MARGEN NETO 19 % 16 % 15 % 14 % 12 %
ENDEUDAMIENTO 41 % 42 % 45 % 46 % 54 %
Fuente: SUI.
CONSOLIDADO TRANSPORTADORAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 6.906.428 8.070.910 8.452.597 9.271.115 9.652.834
PASIVO 3.938.831 4.055.270 3.956.811 4.251.836 5.135.968
PATRIMONIO 2.967.597 4.015.640 4.495.785 5.019.279 4.516.866
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 876.547 921,206 1.059.631 1.306.405 1.532.771
UTILIDAD OPERACIONAL 274.832 422.823 451.640 541.864 788.208
UTILIDAD NETA 357.185 235.760 509.317 614.873 326.133
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 31 % 46 % 43 % 41 % 51 %
MARGEN NETO 41 % 26 % 48 % 47 % 21 %
ENDEUDAMIENTO 57 % 50 % 47 % 46 % 53 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS
página 91
D I S T R I B U I D O R A S D E G A S N AT U R A L
ALCANOS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 430.953 494.193 500.390 641.134 691.118
PASIVO 87.313 114.590 116.939 203.542 318.806
PATRIMONIO 343.640 379.603 383.452 437.592 372.312
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 190.310 236.526 259.424 280.506 325.919
UTILIDAD OPERACIONAL 25.308 24.377 23.660 20.119 40.780
UTILIDAD NETA 49.080 49.194 53.391 49,920 57.140
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 13 % 10 % 9 % 7 % 13 %
MARGEN NETO 26 % 21 % 21 % 18 % 18 %
ENDEUDAMIENTO 20 % 23 % 23 % 32 % 46 %
Fuente: SUI.
EFIGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 251.621 301.575 353.309 357.601 381.314
PASIVO 98.927 140.698 180.443 170,781 190.995
PATRIMONIO 152.694 160.877 172.866 186,820 190.319
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 171.016 204.832 283.003 288.376 247.305
UTILIDAD OPERACIONAL 42.786 43.070 49.491 48.377 47.565
UTILIDAD NETA 40.615 38.068 47.562 46.459 41.142
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 25 % 21 % 17 % 17 % 19 %
MARGEN NETO 24 % 19 % 17 % 16 % 17 %
ENDEUDAMIENTO 39 % 47 % 51 % 48 % 50 %
Fuente: SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
EPM - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 641.285 672.905 727.783 687.421 781.745
PASIVO 260.551 283.980 314.217 317.889 399.443
PATRIMONIO 380.734 388.926 413.566 369.532 382.302
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 318.560 405.619 452.492 564.880 564.862
UTILIDAD OPERACIONAL 11.603 17.852 30.110 24.596 26.080
UTILIDAD NETA 16.723 16.416 28.960 35.894 52.548
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 4 % 4 % 7 % 4 % 5 %
MARGEN NETO 5 % 4 % 6 % 6 % 9 %
ENDEUDAMIENTO 41 % 42 % 43 % 46 % 51 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 114.492 121.176 131.932 143.011 161.921
PASIVO 57.568 66.114 71.483 68.650 85.053
PATRIMONIO 56.924 55.062 60.450 74.361 76.868
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 85.237 99.208 116.932 117.021 120.122
UTILIDAD OPERACIONAL 17.081 9.220 10.551 15.462 14.671
UTILIDAD NETA 14.334 9.220 10.551 15.462 14.671
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 20 % 9 % 9 % 13 % 12 %
MARGEN NETO 17 % 9 % 9 % 13 % 12 %
ENDEUDAMIENTO 50 % 55 % 54 % 48 % 53 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS
página 93
GASORIENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 163.778 157.920 170.814 174.003 169.088
PASIVO 37.896 57.350 31.672 47.140 63.955
PATRIMONIO 125.882 100.569 139.142 126.863 105.133
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 95.746 102.488 113.582 111.975 110.313
UTILIDAD OPERACIONAL 6.767 6.443 15.577 13.112 12.048
UTILIDAD NETA 4.450 6.443 15.577 13.112 12.048
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 7 % 6 % 14 % 12 % 11 %
MARGEN NETO 5 % 6 % 14 % 12 % 11 %
ENDEUDAMIENTO 23 % 36 % 19 % 27 % 38 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 1.095.551 1.457.154 1.572.722 1.503.562 1.385.185
PASIVO 345.542 403.792 491.589 404.706 601.771
PATRIMONIO 750.009 1.053.362 1.081.133 1.098.856 783.415
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 903.732 1.066.631 1.215.610 1.273.465 1.335.979
UTILIDAD OPERACIONAL 210.709 214.868 210.653 215.961 138.814
UTILIDAD NETA 205.668 214.868 211.416 215.961 138.814
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 23 % 20 % 17 % 17 % 10 %
MARGEN NETO 23 % 20 % 17 % 17 % 10 %
ENDEUDAMIENTO 32 % 28 % 31 % 27 % 43 %
Fuente: SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
GASES DE LA GUAJIRA - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 54.652 60.687 69.320 73.793 84.962
PASIVO 20.680 25.416 30.036 32.318 41.930
PATRIMONIO 33.972 35.271 39.284 41.475 43.032
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 23.701 28.359 32.744 35.890 36.651
UTILIDAD OPERACIONAL 2.063 1.731 1.501 1.960 841
UTILIDAD NETA 4.963 4.852 5.577 6.375 5.958
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 9 % 6 % 5 % 5 % 2 %
MARGEN NETO 21 % 17 % 17 % 18 % 16 %
ENDEUDAMIENTO 38 % 42 % 43 % 44 % 49 %
Fuente: SUI.
GASES DE OCCIDENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 598.246 664.648 817.212 871.581 857.934
PASIVO 353.832 421.770 533.315 572.158 570.276
PATRIMONIO 244.414 242.878 283.897 299.423 287.657
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 457.014 476.764 588.304 757.908 666.397
UTILIDAD OPERACIONAL 51.505 43.465 37.354 96.493 84.193
UTILIDAD NETA 65.939 69.166 78.534 92.562 55.671
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 11 % 9 % 6 % 13 % 13 %
MARGEN NETO 14 % 15 % 13 % 12 % 8 %
ENDEUDAMIENTO 59 % 63 % 65 % 66 % 66 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS
página 95
GASES DEL CARIBE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 731.703 688.034 802.305 916.819 1.147.413
PASIVO 401.003 356.952 410.417 495.625 729.609
PATRIMONIO 330.700 331.082 391.888 421.194 417.804
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 485.434 483.743 572.156 685.153 683.332
UTILIDAD OPERACIONAL 80.667 42.383 41.381 74.722 107.064
UTILIDAD NETA 106.747 103.827 112.844 119.652 126.264
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 17 % 9 % 7 % 11 % 16 %
MARGEN NETO 22 % 21 % 20 % 17 % 18 %
ENDEUDAMIENTO 55 % 52 % 51 % 54 % 64 %
Fuente: SUI.
LLANOGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 165.911 174.922 197.598 205.132 210.810
PASIVO 73.119 75.968 98.856 87.700 87.978
PATRIMONIO 92.792 98.955 98.742 117.432 122.832
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 73.540 75.933 103.360 109.741 120.841
UTILIDAD OPERACIONAL 9.586 8.924 8.255 7.391 9.245
UTILIDAD NETA 3.670 4.094 3.655 4.107 7.574
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 13 % 12 % 8 % 7 % 8 %
MARGEN NETO 5 % 5 % 4 % 4 % 6 %
ENDEUDAMIENTO 44 % 43 % 50 % 43 % 42 %
Fuente: SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
SURTIGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 478.126 464.061 598.059 694.702 672.722
PASIVO 245.661 289.840 414.533 519.228 437.686
PATRIMONIO 232.465 174.221 183.526 175.474 235.036
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 333.232 324.985 432.699 487.189 474.572
UTILIDAD OPERACIONAL 32.132 28.697 27.458 30.798 29.539
UTILIDAD NETA 87.306 43.788 47.389 50.581 49.247
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 10 % 9 % 6 % 6 % 6 %
MARGEN NETO 26 % 13 % 11 % 10 % 10 %
ENDEUDAMIENTO 51 % 62 % 69 % 75 % 65 %
Fuente: SUI.
OTRAS DISTRIBUIDORAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 214.283 236.428 281.607 327.611 355.789
PASIVO 48.130 68.270 95.106 111.474 176.465
PATRIMONIO 166.153 168.158 186.500 216.137 179.324
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 102.361 104.546 131.680 136.269 144.055
UTILIDAD OPERACIONAL 18.405 17.068 21.274 13.577 18.780
UTILIDAD NETA 21.614 19.475 27.369 30.562 20.928
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 18 % 16 % 16 % 10 % 13 %
MARGEN NETO 21 % 19 % 21 % 22 % 15 %
ENDEUDAMIENTO 22 % 29 % 34 % 34 % 50 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS
página 97
T R A N S P O R TA D O R A S D E G A S N AT U R A L
PROMIGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 2.204.454 2.383.225 2.607.790 2.787.901 3.201.740
PASIVO 1.017.919 1.078.842 1.098.510 1.180.142 1.486.841
PATRIMONIO 1.186.535 1.304.383 1.509.281 1.607.758 1.714.899
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 261.773 226.216 246.206 293.249 408.248
UTILIDAD OPERACIONAL 85.396 65.298 72.027 84.821 142.956
UTILIDAD NETA 265.484 186.507 240.869 442.350 365.461
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 33 % 29 % 29 % 29 % 35 %
MARGEN NETO 101 % 82 % 98 % 151 % 90 %
ENDEUDAMIENTO 46 % 45 % 42 % 42 % 46 %
Fuente: SUI.
PROMIORIENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 458.029 488.489 516.126 506.550 620.161
PASIVO 373.516 316.404 343.459 324.624 317.671
PATRIMONIO 84.514 172.085 172.667 181.926 302.489
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 10.562 18.646 59.139 74.427 87.227
UTILIDAD OPERACIONAL 4.788 4.897 20.137 45.946 53.024
UTILIDAD NETA 6.075 4.267 1.942 17.458 30.987
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 45 % 26 % 34 % 62 % 61 %
MARGEN NETO 58 % 23 % 3 % 23 % 36 %
ENDEUDAMIENTO 82 % 65 % 67 % 64 % 51 %
Fuente: SUI.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
PROGASUR - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 55.182 82.253 79.761 74.663 85.787
PASIVO 13.636 28.225 22.939 18.465 25.806
PATRIMONIO 41.547 54.028 56.821 56.198 59.982
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 9.179 11.298 15.188 19.024 27.080
UTILIDAD OPERACIONAL 3.095 4.774 6.222 7.081 11.050
UTILIDAD NETA 4.479 7.113 4.989 5.838 9.960
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 34 % 42 % 41 % 37 % 41 %
MARGEN NETO 49 % 63 % 33 % 31 % 37 %
ENDEUDAMIENTO 25 % 34 % 29 % 25 % 30 %
Fuente: SUI.
TRANSOCCIDENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 12.625 15.751 15.416 13.373 12.687
PASIVO 1.634 2.130 2.096 936 1.292
PATRIMONIO 10.991 13.621 13.320 12.438 11.395
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 3.414 5.035 5.083 5.077 4.362
UTILIDAD OPERACIONAL 1.066 2.185 1.513 1.606 1.705
UTILIDAD NETA 1.118 2.305 1.757 1.669 1.524
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 31 % 43 % 30 % 32 % 39 %
MARGEN NETO 33 % 46 % 35 % 33 % 35 %
ENDEUDAMIENTO 13 % 14 % 14 % 7 % 10 %
Fuente: SUI.
GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS
página 99
TGI - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 4.050.323 4.971.224 5.087.326 5.739.842 5.569.836
PASIVO 2.497.241 2.594.881 2.467.177 2.700.530 3.278.275
PATRIMONIO 1.553.082 2.376.343 2.620.149 3.039.312 2.291.561
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 559.414 626.838 702.309 874.645 960.346
UTILIDAD OPERACIONAL 169.921 334.641 340.116 383.747 557.999
UTILIDAD NETA 69.831 25.614 247.680 130.067 -102.582
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 30 % 53 % 48 % 44 % 58 %
MARGEN NETO 12 % 4 % 35 % 15 % -11 %
ENDEUDAMIENTO 62 % 52 % 48 % 47 % 59 %
Fuente: SUI.
TRANSMETANO - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS
CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA
BALANCE GENERAL
ACTIVO 125.814 129.969 146.178 148.786 162.624
PASIVO 34.885 34.788 22.631 27.139 26.083
PATRIMONIO 90.929 95.180 123.547 121.648 136.540
ESTADO DE RESULTADOS
INGRESO OPERACIONAL 32.206 33.174 31.707 39.982 45.508
UTILIDAD OPERACIONAL 10.567 11.026 11.625 18.663 21.473
UTILIDAD NETA 10.198 9.953 12.080 17.491 20.783
INDICADORES FINANCIEROS
MARGEN OPERACIONAL 33 % 33 % 37 % 47 % 47 %
MARGEN NETO 32 % 30 % 38 % 44 % 46 %
ENDEUDAMIENTO 28 % 27 % 15 % 18 % 16 %
Fuente: SUI.
T E M ÁT I C A SR E L E VA N T E S Y
D E A C T U A L I D A D
PA R A E L S E C TO R
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Con la institucionalización de este capítulo se pretende abrir un espacio en el informe anual del gas natural en Colombia, donde se puedan exponer temáticas relevantes a las que se está
enfrentando el sector en la actualidad y que ameriten su estudio, con el propósito de tener un mayor entendimiento y claridad por parte de todos los agentes interesados en el sector.
Para este año, se presentan dos temas de vital importancia sectorial: los precios del gas natural en Colombia, específicamente el incremento que de estos se espera para la región Caribe,
y el cuello de botella en que se han convertido las licencias ambientales para el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas en Colombia.
P R E C I O S D E L G A S N AT U R A L
C O N T E X T O
A raíz de los severos incrementos en los precios del gas natural a los
que se vería sometida la región Caribe en el transcurso de 2015, de
aplicarse la regulación vigente a diciembre de 2014 para ello, y la gran
controversia que esto ha generado entre los diferentes estamentos,
agentes del sector y en general en toda la opinión pública de esta
sección del país, se decidió incluir esta situación como uno de los dos
temas que se desarrollarán en este nuevo capítulo del informe.
Es válido aclarar que aun cuando la fórmula con la que se calcula la tarifa de
gas natural al usuario final es la misma para todos los usuarios de gas en el
país, no necesariamente su aplicación produce el mismo resultado para las
diferentes regiones, y es así como esta coyuntura de incrementos relevantes
que estaría viviendo la región Caribe en 2015, no es replicable en las demás
regiones de Colombia, donde por el contrario se pudieran estar generando
unas mínimas disminuciones en el precio de este energético.
En la actualidad, la tarifa de gas al usuario final en Colombia
consta de cuatro componentes que se ilustran a continuación.
TA R I FA D EG A S U S U A R I O
F I N A L
C O S T O D EG A S E N B O C A
D E P O Z O ( G )
C O S T O C O S T O C O S T OT R A N S P O R T E D I S T R I B U C I Ó N C O M E R C I A L I Z A C I Ó NG A S ( T ) ( D ) ( C )
Gas de La Guajira Gas de Cusiana US$ 6,04/Mbtu
Sufriría un incremento Presentaría una Precio máximo histórico
de 25 % en su precio disminución en su del gas de La Guajira,para 2015, si se aplicase precio para 2015 de bajo mecanismo regulado,indexador actual aplicarse indexador actual alcanzado en segundo
semestre de 2012estre de 2012.
TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR
página 103
En el desarrollo de esta temática se hará énfasis en el componente del
costo de gas en boca de pozo o (G), por ser el factor motivante de los
incrementos del precio de gas en la región Caribe, aunque el costo de
transporte o (T) por estar expresado 70 % en dólares,
aproximadamente, también repercute en dichos incrementos.
Inicialmente, se hará un breve recorrido por la historia regulatoria en lo
que a precios de gas natural en Colombia se refiere, mencionando los
aspectos más relevantes de regulaciones antes aplicadas. Además, se
procede a desglosar la regulación actual por la cual se rigen los precios
del gas natural en Colombia, a través de un repaso a la Resolución
CREG 089 de 2013 en la que se establecen, entre otros aspectos, los
mecanismos de comercialización y la fórmula de indexación de los
precios de este hidrocarburo, ítems determinantes para poder entender
esta problemática.
Seguidamente, se presenta el escenario de incremento de precios de gas
natural que originó esta coyuntura, apartes de la movilización que se
generó en la región Caribe para evitar esta escalada alcista, considerada
injusta y en contra de los intereses por mantener una industria competitiva
en la región; además, las medidas temporales determinadas
por la CREG y algunas de las alternativas planteadas por agentes del
sector a la regulación, específicamente al indexador existente para el
precio de gas natural, con lo cual se solventaría esta crisis.
Se finaliza este tema con un breve análisis con el que se quiere
visualizar la competitividad del gas natural a través del tiempo y en los
diferentes sectores en que participa.
M A R C O R E G U L AT O R I O
Antecedentes Regulación actual
Los precios de gas natural en boca de pozo en nuestro país, en un
comienzo eran regulados y el recorrido para llegar a la liberación actual
de precios fue largo. La primera norma que se expidió en Colombia para
fijar el precio de gas natural en boca de pozo fue la Resolución 039 de
1975, para el gas de La Guajira, emitida por la Comisión de Precios del
Petróleo y Gas. Previo a esto, las tarifas eran fijadas por el MME con
base en lo reglamentado por el Código de Petróleos.
Más adelante, mediante la Resolución 061 de 1983, se decretaron
precios para el gas asociado y no asociado del interior del país.
Ya en la era de la CREG, la Resolución 023 de 2000 acogió las
anteriores resoluciones vigentes para la fecha y años más tarde, con la
Resolución 119 de 2005, se modificó el esquema de actualización de
precios máximos regulados de manera específica para los campos de La
Guajira, Opón y Cusiana. Los dos primeros se ajustarían
semestralmente, con la variación del índice del “New York Harbor
Residual Fuel Oil 1,0 % Sulfur LP Spot Price”, mientras que para el gas
de Cusiana establecía US$ 1,40/ Mbtu como tope máximo si la
capacidad de la planta de tratamiento del gas asociado era igual o
inferior a los 180 Mpcd y lo liberaba cuando se sobrepasara dicha
capacidad, lo que aconteció en julio de 2006. Asimismo, definió que para
cualquier campo futuro, los precios serían sin sujeción a topes máximos.
En octubre de 2006, la CREG determinó para los precios del gas en
boca de pozo del campo de La Guajira, dos alternativas: en la
modalidad contractual “take or pay”, el precio acordado debía ser
menor que el tope máximo instituido en la Resolución 119 de 2005,
mientras que en la modalidad contractual OCG, el precio podía
superar los límites a estos establecidos en dicha resolución.
Por medio de la Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión fijó el
conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro
y transporte de gas natural que se llevan a cabo en los mercados
primario y secundario de gas natural.
Con la puesta en marcha de este nuevo marco de comercialización
reglamentado por la CREG para el gas natural, los precios de este
energético en el mercado mayorista pueden ser definidos mediante
negociaciones bilaterales entre productores y compradores.
Normalmente, el resultado de estas negociaciones redunda en
contratos de largo plazo (5 o más años), en los cuales el precio pactado
se debe actualizar anualmente de acuerdo con la formulación planteada
para tal fin en la resolución antes mencionada, siendo precisamente la
aplicación de esta fórmula de indexación la principal causante de los
excesivos incrementos no previstos por el ente regulador.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Resolución CREG 089
2013 de agosto 14.
Firma Contratos de
Suministro en Firme
hasta noviembre 30.
C R O N O L O G Í A
Circular CREG 059 Resolución CREG
de agosto 12.
2014 Circular CREG 108 2015 017 de febrero 27.CREG publicará nuevo
de noviembre 27.Resolución CREG 183 indexador a partir de
abril 30.de diciembre 26.
V E N D E D O R E S
Productores -
Comercializadores
Comercializadores
de gas importado
M E C A N I S M O S D E C O M E R C I A L I Z A C I Ó N
M E R C A D O P R I M A R I O
CO M P R A D O R E SComercializadores
N E G I Ó N Usuarios no regulados
SEGÚN BALANCE UPMEOferta>Demanda Oferta<=Demanda
en al menos 3 de 5 en al menos 3 de 5
años siguientes años siguientes
Negociación Negociación
directa (durante mediante
periodo definido) subasta
Tipos de contratos
•Firme
•Firmeza condicionada
•OCG
•OCG contra exportación
•Suministro de contingencia
TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR
página 105
F Ó R M U L A D E I N D E X A C I Ó N D E P R E C I O S
Esta fórmula de indexación de los precios establecidos
en los contratos para suministro de gas natural en
firme y a largo plazo, firmados entre los productores y
los compradores, fue definida por la CREG en el
anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013.
Donde:
Ptƒ,d,ai:
precio del gas natural contratado bajo la modalidad t ,de la fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el año
ai . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.
Ptƒ,d,a1:
precio del gas natural contratado bajo la modalidad t, de la
fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el primer año
de vigencia del contrato a1 . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.
P¯cfƒ,1,ai:
promedio ponderado por cantidades de los precios de los
contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año,
negociados para el año ai . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.
P¯cfƒ,1,a1:
promedio ponderado por cantidades de los precios de los
contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año,
negociados para el año a1 . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.
Ptƒ,d,ai = Ptƒ,d,a1 X (P¯P¯
cfcf
ƒƒ,,1
1,,ai
a1) I N D E X A D O R
T : modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un
contrato firme -cf- , un contrato de suministro con firmeza
condicionada -cfg-, o un contrato de opción de compra de
gas -ocg-.
ƒ: punto de entrega del gas natural contratado. Se
entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.
d : duración del contrato de suministro.
ai : año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de
noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de
1 a d, siendo a1 el primer año de vigencia del contrato objeto
de actualización de precios.
Básicamente, la actualización del precio se obtiene al multiplicar el
precio inicial pactado por el resultado de la división del precio
promedio de los contratos firmes negociados a un año, para el
periodo determinado, sobre el precio promedio de los contratos
firmes a un año negociados para el año inicial.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
E S C E N A R I O D E P R E C I O S D E G A S N AT U R A L B A J O R E G U L A C I Ó N A C T U A L P A R A 2 0 1 5
Cálculo de indexador según fuente
P¯cfn,1,ai Precio promedio de gas natural de los contratos
= firmes negociados a un año para el año actual
(P¯cfn,1,a1)Precio de gas natural promedio de los contratos
firmes negociados a un año para el año inicial
La CREG, a través de las circulares 059 y 108 de 2014 de agosto 12y noviembre 27 de 2014 respectivamente, hizo públicos los valores de los
componentes (denominador y numerador) con que se debería calcular el
factor de actualización para los precios de los contratos suministro
de gas con duración superior a un año, para cada uno de los puntos
de entrega al SNT (Ballena y Cusiana).
A continuación se muestran los cálculos del indexador en cuestión, para
cada una de las fuentes, siguiendo las directrices estipuladas por la
CREG, según anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013.
Punto de
P¯cfƒ,1,a2= 5,4529 US$/Mbtu = 1,251
entrada a SNTde Ballena
P¯cfƒ,1,a1= 4,3566 US$/Mbtu
Punto de Medidas temporales y
entrada a SNT alternativas planteadasde Cusiana para nuevo indexador
P¯cfƒ,1,a2= 3,4478 US$/Mbtu
= 0,969
P¯cfƒ,1,a1= 3,5581 US$/Mbtu Producto del malestar generado en la región Caribe por el inminente
incremento de precios que se avecinaba, se organizó una mesa de
trabajo entre los agentes del sector, dirigentes gremiales, empresarios yrepresentantes del Gobierno Nacional, de la cual se obtuvo la congelación
por tres meses de los precios y la no aplicación inmediata del indexador
previamente explicado. Esto quedó refrendado a través de la Resolución
Como se pudo apreciar en los resultados anteriores, mientras CREG 183 de 2014 y su vigencia aplicaba hasta el 28 de febrero de 2015.
que los precios de gas para el interior del país (Campo de Posteriormente, por medio de la Resolución CREG 016 de 2015 se dispuso
Cusiana - Cupiagua), en 2015 sufrirían una reducción del una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas3 % como resultado de la aplicación del indexador de 0,969, natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opciónla situación para la costa Caribe (punto entrada a SNT de de compra, acordaran modificar tanto el precio de los contratos suscritosBallena) sería completamente contraria, con incrementos en 2014, como el indexador de precios de los contratos de más de un añodel orden de 25 %, al tener que aplicar a los precios fijados suscritos en 2013 y 2014. Adicionalmente, la Comisión fijó como límite elen los contratos de suministro de gas natural vigentes, un 30 de abril de 2015 para establecer el indexador definitivo del precio delindexador de 1,2516. Esta situación generó, a finales de 2014, gas que sustituirá al definido en la Resolución CREG 089 de 2013.el inmediato rechazo de los empresarios, dirigentes gremiales,
bancada costeña en el congreso y agentes del sector gas de la A continuación se presentan unas alternativas planteadas por diferentes
región, quienes se declararon en alerta y se dieron a la tarea de agentes del sector y de los gremios allegados a este, en lo que respectabuscar acercamientos con el Gobierno Nacional para encontrar al nuevo indexador por definir.soluciones de fondo a esta problemática.
Naturgas y otros agentes del sector
En diciembre de 2014, esta entidad presentó una opción similar a
la planteada por la CREG antes de que se emitiera la Resolución
CREG 089 de 2013, consistente en un indexador mixto, un
componente relacionado con los precios locales del gas y otro con
los precios internacionales del petróleo.
Esta opción fue firmada por productores, térmicos y distribuidores y
según Eduardo Pizano, Presidente de Naturgas, “el único que no firmó
fue la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia -ANDI-.
Comité Intergremial del Atlántico
En la vocería de su Presidenta Ejecutiva, Beatriz Vélez, propuso que la
fórmula de actualización de precios fuera corregida por la CREG; sin
embargo, esta debía someterse a un estudio y análisis mucho más
profundos. En síntesis, para este gremio 2015 debía entenderse como
un año de transición en el esquema regulatorio, el cual se debe
estudiar a fondo y emitir una nueva formulación que aplique a partir
de 2016.
Gases del Caribe SA ESP
Esta distribuidora propuso eliminar el efecto del precio de compra
de las térmicas, es decir que para efectos del cálculo del
indexador solo sean tenidos en cuenta los contratos con destino a
los sectores residencial e industrial.
Impacto de la TRM en el precio del gas natural
De los cuatro componentes que hacen parte de la tarifa de gas al
usuario final, dos de ellos, el de producción o (G) y el de transporte o
(T), están expresados en dólares.
Como se pudo percibir en la temática antes expuesta, el (G) se tasa en
su totalidad en dólares, mientras que en el (T) esta divisa participa,
aproximadamente, en 70 % del total del valor de este componente.
Es por todo lo anterior, que ante fuertes variaciones en la TRM, como las
acontecidas entre finales de 2014 y comienzos de 2015, se produzcan
incrementos posteriores en el valor de la tarifa de gas a los usuarios finales.
Ahora bien, no a todos los sectores les impacta por igual los
incrementos en la TRM en su tarifa, y esto tiene su razón en que la
participación de los cuatro componentes que conforman la fórmula
tarifaria de gas no es la misma para todos los sectores.
Manuel Vives, Subgerente Comercial de Gases del Caribe, considera
que “el sector que se ve más afectado con las fluctuaciones del dólar
es el industrial ya que 80 % del aumento del dólar lo asumen estos
clientes, quienes a su vez asumen más del 80 % en la tarifa final en
suministro y transporte, que como fue mencionado anteriormente se
fijan en esta divisa” (Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo).
En lo que respecta al sector residencial, si bien la situación es
preocupante no resulta tan crítica como en el sector industrial, toda vez
que la participación de los componentes dolarizados, el (G) y el (T), solo
alcanza a ser de 40 %, aproximadamente. No obstante, como lo expresa
el mismo Manuel Vives “ambos mercados se ven afectados por la
devaluación de la moneda, la cual fue muy alta y en un periodo muy corto”
(Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo).
E V O L U C I Ó N D E P R E C I O S E N B O C A D E P O Z OPrecios regulados de La Guajira y Cusiana La Guajira Cusiana
7,0 5,90
6,0 3,32
5,0
4,0
3,0 2,35 3,97
1,812,0
1,0 0,70
0,0 1,01
feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago
feb ago 78 78 79 79 80 80 81 81 82 82 83 83 84 84 85 85 86 86 87 87 88 88 89 89 90 90 91 91 92 92 93 93 94 94 95 95 96 96 97 97 98 98 99 99 00 00 01 01 02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08 09 09 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14
Fuente: UPME.
Cuando se hace una retrospectiva de los precios de La Guajira, se
puede apreciar que a pesar de ser regulados presentaron en el
segundo semestre de 2008 y en el periodo 2011-2012 una coyuntura de
incrementos similar a la que se vislumbraba para 2015, de aplicarse el
indexador como estaba previsto. En estos periodos el sector industrial
del país que se abastecía de este campo fue de los más
perjudicados con estos incrementos, llegándose inclusive al desmonte
de operaciones de plantas que funcionaban a gas como las cementeras
de la costa Atlántica, que regresaron a operar con carbón.
Los precios de Cusiana históricamente han sido menos propensos a
fuertes fluctuaciones; mientras estuvieron regulados su comportamiento
fue totalmente estable.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
P R E C I O S P O T D E G N L
Como se expone en el Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético Nacional 2050, UPME 2015: “una
de las alternativas para garantizar el abastecimiento de la demanda de gas es promover la internacionalización
del gas natural en Colombia mediante la construcción de una planta de regasificación y permitir así la
importación de gas proveniente del mercado externo”, y ante la probabilidad de concreción de dicha
infraestructura en el país que posibilita que el GNL se convierta en una nueva y adicional fuente de suministro
de gas natural, a continuación se presenta una información con la que se muestra un panorama general de la
situación de los precios de GNL a nivel mundial, para finales de 2014 e inicios de 2015, que puede servir de
referencia para estimar un potencial precio de esta fuente de suministro.
La oferta mundial de GNL se
mantuvo al alza, en particular
por la entrada en operación del
proyecto Papua Nueva Guinea
(PNG LNG) de ExxonMobil.
Los precios de GNL en Japón
ascendieron a 10 US$/Mbtu el
15 de diciembre de 2014,
después de haber caído desde
alrededor de 16 US$/Mbtu
a inicios de ese mismo año.
En China, la desaceleración dela demanda de gas ha suscitado la
preocupación sobre cómo absorber
el GNL contratado: el doble de los
niveles actuales en solo 3 años.
En Argentina, el mayor importador
de GNL de América en la actualidad,
las importaciones crecieron de forma
exponencial desde 2008, cuando
empezaron a llegar los primeros
cargamentos. El aumento de la
importación argentina respondió
principalmente a la puesta en
marcha de la segunda terminal
de regasificación en Escobar
(Buenos Aires). El precio a pagar
en septiembre de 2014 estuvo
alrededor de los 13 US$/Mbtu.
Para el mercado europeo, un
estudio de Wood Mackenzie estimó
que una interrupción prolongada en
el suministro gasífero proveniente de
Rusia –a raíz del conflicto que esa
nación mantiene con Ucrania–
estrechará aún más el mercado del
GNL, ya que el sur de Europa
deberá competir con Asia para
satisfacer su demanda.
Precios mundiales estimados de GNL-2015 US$/Mbtu
UK Belgium
US$ 8,45 US$ 8,23Cove Point Canaport Spain Korea
US$ 16,74US$ 7,47 US$ 10,00US$ 8,82 Japan
Lake Charles US$ 10,00
US$ 3,29 India China
US$ 9,50 US$ 9,80
Altamira
US$ 9,40
Río de Janeiro
US$ 9,24
Bahía Blanca
US$ 9,61
Fuente: Waterborne Energy, Inc.
TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR
página 109
R E G U L A C I Ó N A M B I E N TA L
P A R A I N F R A E S T R U C T U R A D E T R A N S P O R T E
N O R M AT I V I D A D A M B I E N TA L A P L I C A B L E A L S E C T O R
N O R M AT I V I D A D D E C A R Á C T E R G E N E R A LCausen deterioro grave
Ley 99 Proyectos, a recursos naturales no
Licencia renovables o al medio ambientede 1993 OBLIGA A obras y QUE
ambientalAmbiental actividades Introduzcan modificaciones
considerables o notorias
al paisaje
N O R M AT I V I D A D P A R T I C U L A R D E L S E C T O R
Decreto 2041
de 2014 OBLIGA
EXENCIÓN EN EL SECTOR
Licencia
ambiental
Proyectos del sector eAPROBADAhidrocarburos
POR ANLA A
Distribución LicenciaEXENTA
de gas natural ambiental
Actividades relacionadas con la distribución de
gas natural de uso domiciliario, comercial o
industrial
DOWNSTREAM
(oil and gas)
•Exploración sísmica
•Perforación exploratoria
•Explotación
UPSTREAM
(gas natural)
•Transporte
Construcción gasoductos >= 6”
Incluyendo: estaciones de
bombeo, de reducción de presión
e infraestructura de
almacenamiento
Terminales de entrega y
estaciones de transferencia
(infraestructura de
almacenamiento asociada al
transporte de gas por ductos)
A S P E C T O S
R E L E VA N T E S D E L A
L I C E N C I A A M B I E N TA L
Lleva implícitos todos los permisos,
autorizaciones y concesiones para el
uso, el aprovechamiento o la
afectación de los recursos naturales
renovables que sean necesarios por el
tiempo de vida útil del proyecto.
• Debe obtenerse previamente a
la iniciación del proyecto.
• Ningún proyecto requiere más de
una licencia ambiental.
• Son autoridades competentes para
otorgar o negar licencia ambiental,
conforme a la normativa existente,
las siguientes entidades:
La Autoridad Nacional de Licencias
Ambientales -ANLA-. (Aplica para sector
hidrocarburos).
Las Corporaciones Autónomas Regionales y
las de Desarrollo Sostenible.
Los municipios, distritos y áreas metropolitanas cuya población urbana sea superior a un millón de habitantes dentro de su perímetro urbano.
Las autoridades ambientales creadas
mediante la Ley 768 de 2002.
Las Corporaciones Autónomas Regionales y demás autoridades ambientales no pueden otorgar permisos, concesiones o autorizaciones ambientales cuando estos formen parte de un proyecto cuya licencia ambiental sea de competencia privativa de la ANLA.
• La obtención de la licencia ambiental, es
condición previa para el ejercicio de los
derechos que surjan de los permisos,
autorizaciones, concesiones, contratos y
licencias que expidan otras autoridades
diferentes a las ambientales.
• La licencia ambiental se otorgará
por la vida útil del proyecto, la obra
o la actividad y cobijará las fases
de construcción, montaje,
operación, mantenimiento,
desmantelamiento, restauración
final, abandono y terminación.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
O T R O S E S T U D I O S C O N E X O S A L A L I C E N C I A A M B I E N TA L
Diagnóstico ambiental de alternativas -DAA-Su alcance es presentar las diferentes opciones de trazado del proyecto y definir la de mayor viabilidad ambiental. Se debe solicitar a ANLA que determine si el proyecto, la obra o la actividad requiere o no de la elaboración y presentación de DAA. Entre la
información mínima que se requiere en este estudio se encuentra:
1.
2. Descripción general de las alternativas de
localización del proyecto, la obra o la actividad, caracterizando ambientalmente el área de interés e identificando las áreas de manejo especial así como las características del entorno social y económico para cada alternativa presentada.
3. Información sobre la compatibilidad del proyecto con
los usos del suelo establecidos en el Plan de Ordenamiento Territorial o su equivalente.
4. Identificación y análisis comparativo de los potenciales riesgos y efectos sobre el medioambiente; así como el uso o aprovechamiento de los recursos naturales requeridos para las diferentes alternativas estudiadas.
5. Identificación de las comunidades y de los mecanismos utilizados para informarles sobre el proyecto, la obra o la actividad.
6. Un análisis costo-beneficio ambiental de
las alternativas.
7. Selección y justificación de la alternativa escogida.
Para el caso particular del transporte de gas natural
que se desarrolla por fuera de los campos de
explotación y que implique la construcción de
gasoductos con diámetros iguales o superiores a 6”,
se debe solicitar pronunciamiento de la ANLA sobre la
necesidad de presentar el DAA. Sin embargo, este
Objetivo, alcance y descripción del proyecto, obra o actividad.
t
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á
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y
o
trayecto se vaya a realizar por derechos de vía o
servidumbres existentes.
TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR
página 111
Estudio de impacto ambiental -EIA-Es el instrumento básico para la toma de decisiones sobre los proyectos, obras
o actividades que requieran licencia ambiental. Entre la información mínima que
se necesita en este estudio se encuentra:
1.Información del proyecto relacionada con localización,
7.Plan de manejo ambiental del proyecto expresado
infraestructura, actividades del proyecto y demás que en términos de programa de manejo, cada uno de
se considere pertinente. ellos diferenciado en proyectos y sus costos de
implementación.
2.Caracterización del área de influencia del proyecto,
para los medios abiótico, biótico y socioeconómico.
3.Demanda de recursos naturales por parte del
proyecto; se presenta la información requerida para
la solicitud de permisos relacionados con la captación
de aguas superficiales, vertimientos, ocupación
de cauces, aprovechamiento de materiales de
construcción, aprovechamiento forestal, recolección
de especímenes de la diversidad biológica con fines
no comerciales, emisiones atmosféricas, gestión de
residuos sólidos, exploración y explotación de aguas
subterráneas.
4.Información relacionada con la evaluación de impactos
ambientales y análisis de riesgos.
5.Zonificación de manejo ambiental, definida para el
proyecto, la obra o la actividad para la cual se identifican
las áreas de exclusión, las áreas de intervención con
restricciones y las áreas de intervención.
6.Evaluación económica de los impactos positivos
y negativos del proyecto.
8.Programa de seguimiento y monitoreo para cada uno
de los medios abiótico, biótico y socioeconómico.
9.Plan de contingencia para la construcción y operación
del proyecto, que incluya la actuación para derrames,
incendios, fugas, emisiones y vertimientos por fuera
de los límites permitidos.
10.Plan de desmantelamiento y abandono, en el que se
define el uso final del suelo, las principales medidas de
manejo, restauración y reconformación morfológica.
11.Plan de inversión del 1 %, en el cual se incluyen los
elementos y costos considerados para estimar la
inversión y la propuesta de proyectos de inversión.
12.Plan de compensación por pérdida de biodiversidad
de acuerdo con lo establecido en la Resolución 1517
del 31 de agosto de 2012.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
G E S T I Ó N G L O B A L P A R A O B T E N E R U N A L I C E N C I A A M B I E N TA L
Elaboración Aprobación Certificación Desarrollo Trámite de Trámite permisos
del diagnóstico de alternativa de de estudios la licencia en corporaciones
ambiental de de trazado comunidades ambientales ambiental (cuando aplique)
alternativas étnicas ante la ANLA
IMPLICA: Proceso de Permiso de investigación científica Permiso de prospección arqueológica y
consulta previa Identificación de predios aprobación del plan de manejo arqueológico
Fuente: Promigas.
R E Q U E R I M I E N T O S Y P E R I O D O S T E Ó R I C O S E N
E L T R Á M I T E D E L I C E N C I A A M B I E N TA L Y C O N E X O S
N E C E S I D A D D E D I A G N Ó S T I C O
A M B I E N TA L D E A LT E R N AT I VA S -D A A-
DESCRIPCIÓN, OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO, Y
LOCALIZACIÓN MEDIANTE COORDENADAS Y PLANOS
Presentación de solicitud si el proyecto requiere DAA
t: 15 días hábiles
Evaluación de la solicitud
Requiere: alternativas de trazado, plano SI NO
de localización, actividades, riesgos,
costos, comunidades, análisis ambiental Contratación y DAA
elaboración del DAA
Costos aproximados del proyecto t: 150 días
Solicitud de autoliquidación de la evaluación Radicación del DAA –
Acto administrativo iniciot: 40 días
trámite de evaluaciónLiquidación de costos de t: 15 días hábiles
evaluación y notificaciónEvaluación del DAA - Visita
t: 15 díast: 3 días hábiles
Pago y notificación a la autoridad
Solicitud mayor información
NO SIDAA cumple requisitos Entrega información
NO SIt: 10 días hábiles NO
Archiva solicitud
Negada y Se elige alternativa
trámite y se inicia trámite
terminado para EIAFuente: elaboración propia del consultor.
t: un mes
prorrogable
TIEMPO TEÓRICO
PROCESO:
Con DAA: 240 días
Sin DAA: 22 días
TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR
página 113
L I C E N C I A A M B I E N TA L
O M O D I F I C A C I Ó N
Requiere: trazado, información sobre la
infraestructura, información de recursos
(tala, vertimientos, residuos), accesos,
cruces de cuerpos de agua, obras de
geotecnia, costos, predios
Costos aproximados del proyecto
Solicitud de autoliquidación de la evaluación
t: 40 díasLiquidación de costos de
evaluación y notificación
t: 15 días
Pago y notificación
a la autoridad
Fuente: elaboración propia del consultor.
Descripción general del proyecto y
trazado y área de influencia
Solicitud sobre presencia comunidades étnicas
t: 25 días
Presencia de comunidades
NO SI
Contratación y Consulta previa y
elaboración del EIA acuerdos
t: 90 a 180 díasSolicitud de licencia ambiental -
Acta inicio trámite
t: 20 días hábiles
Visita y evaluación del estudio
t: 10 días hábiles t: un mes
prorrogable
Reunión solicitar Información Entrega Archiva
adicional a peticionario SI información NO solicitud
SI
t: 10 días hábiles t: 20 días
Solicitud de información Entrega
a otras autoridades SI información hábiles
SI
t: 30 días hábiles
Otorga o niega licencia ambiental
Vigencia: 5años TIEMPO TEÓRICO PROCESO: 350 días, sin contar con consultaprevia a comunidades
Otros permisos ambientalesPermiso de prospección arqueológica: se solicita para
evaluar el potencial de restos arqueológicos en el área de un
proyecto durante el desarrollo de EIA.
Consulta previa: aplica cuando certifiquen la presencia en
territorios de comunidades étnicas (indígenas, negras, raizales,
ROM) que puedan ser impactadas por el proyecto, en el área de
influencia directa (incluye zonas de interés de la comunidad:
accesos, territorios ancestrales, zona habitada). Puede aplicar
tanto en el trámite de licencia como en los permisos ambientales.
Modificación de licencia ambiental: aplica para variaciones o
ampliación del trazado de un gasoducto licenciado o de las
estaciones compresoras, que contemple también nuevos
impactos y aprovechamiento de recursos naturales.
Modificación menor de un proyecto licenciado: aplica cuando en un
proyecto licenciado se realice:
•Cambios en la localización o número de válvulas autorizadas.•Instalación de nuevas líneas en el mismo derecho de vía licenciado (∑ø ≤ 6¨)
•Uso de corredores viales para la construcción de líneas de flujo entre
locaciones autorizadas y en el mismo derecho de vía autorizado por la
licencia ambiental y que no implique la intervención de nuevas áreas.
Autorización para intervención de playas y zonas costeras (DIMAR).
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
I M P A C T O D E T R Á M I T E S A M B I E N TA L E S
E N P R O Y E C T O S D E I N F R A E S T R U C T U R A D E G A S
A continuación se presenta un Diagrama de Gantt de la construcción de un gasoducto promedio con el objeto
de exponer el tiempo de dedicación previsto en la gestión ambiental requerida por ley para un proyecto de
este tipo con respecto al tiempo total que se gasta una empresa en el desarrollo de dicho proyecto.
CONCEPTO AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
GERENCIA DE PROYECTO
Planeación proyecto
Adquisición levantamiento topográfico
Adquisición estudios ambientales
Adquisición ingeniería de detalle
DISEÑO & TOPOGRAFÍA
Preliminares e ingeniería conceptual
Ingeniería básica
Ingeniería detallada
GESTIÓN AMBIENTAL
Estudio DAA
Evaluación ANLA del estudio DAA
Levantamiento información
base -estudios ambientales
Contratación estudios ambientales
Estudio EIA
Evaluación ANLA estudio EIA
LEGAL
Permisos tierras y ambientales CRA
Permisos de tierras
Permisos de construcción ANI, municipios, etc.
PLANEACIÓN CONSTRUCCIÓN
Estrategia de construcción
Inicio licitaciones de compras
Contratación de los recursos
Adquisición servicios por especiales
CONSTRUCCIÓN
TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR
página 115
Duración de actividades en construcción de gasoducto promedio - # de meses
43
26
19
60 % 12
Duración Gestión Diseño y Construcción
del proyecto ambiental topografía
Fuente: elaboración propia del consultor.
El sentir general del sector con respecto a esta temática es que la gestión ambiental, toma mucho tiempo, debido a la necesidad
de adelantar gestiones con diferentes instituciones que aprueban permisos
conexos al trámite de la licencia.
El Instituto Colombiano de Antropología e Historia -ICAHN- está
encargado de expedir los permisos de prospección arqueológica y aprobar
el plan de manejo arqueológico para los proyectos. El Ministerio del
Interior se encarga de expedir la certificación de la existencia
de comunidades étnicas y, con participación de la ANLA, brindar
acompañamiento en el análisis con las comunidades de los
impactos sociales y ambientales del proyecto.
La ANLA debe determinar la necesidad de la elaboración del
Diagnóstico Ambiental de Alternativas -DAA- y expedir el permiso de
colecta (Permiso de Investigación Científica), necesarios para la
elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. Asimismo, el Ministerio
de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS- se encarga de autorizar
el levantamiento de vedas, en caso de ser requerido.
Si bien el Decreto 1076 de 2015, por el cual se modifica el título VIII de la
Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales, contempla unos tiempos
menores a los establecidos en el Decreto 2820, la articulación
interinstitucional requerida a la hora de completar los requisitos exigidos para
el estudio y la aprobación de la licencia ambiental de un proyecto, conlleva a
que en la práctica el tiempo que transcurre desde que se inicia la gestión
ambiental hasta que se logra obtener la licencia, sea mucho mayor.
El tiempo que transcurre desde el inicio de la gestión de un proyecto hasta
el cumplimiento de los requisitos para la obtención de una licencia
ambiental oscila entre 20 y 26 meses, dependiendo del proyecto. Para los
proyectos PINES hay consideraciones de articulación institucional que
minimizan la complejidad de este tipo de trámites y permiten que las
empresas obtengan las licencias en los tiempos establecidos; sin
embargo, se debería implementar un mecanismo de articulacion que
funcione para todo tipo de proyectos.
A N E X O S
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
A C T U A L I D A D R E G U L AT O R I A 2 0 1 4-2 0 1 5
ÍNDICE RESOLUCIONES MINMINAS 2014-2015
NORMA FECHA DESCRIPCIÓN
RACIONAMIENTOS RES 90456 29/04/14 Declara inicio de un racionamiento programado de gas natural, se suspenden las exportaciones de gas natural a Venezuela
PROGRAMADOS y se adoptan otras medidas.
RES 90049 15/01/14 Distribuir la suma de $10.231 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.
RES 90747 16/07/14 Distribuir la suma de $38.558 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 90971 15/09/14 Distribuir la suma de $13.414 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.
ASIGNACIÓN RES 91571 29/12/14 Distribuir la suma de $69.881 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
DE RECURSOS RES 91572 29/12/14 Distribuir la suma de $26.603 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.PARA PAGOS
DE SUBSIDIOS RES 40249 24/2/15 Distribuir la suma de $5.838 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.
RES 40320 11/03/15 Distribuir la suma de $80.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 40412 08/04/15 Distribuir la suma de $23.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 40554 13/05/15 Distribuir la suma de $23.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.
RES 90338 26/03/14 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2014.
MERCADO Y RES 72206 13/06/14 En cumplimiento del artículo 9 del Decreto de 2011, se publica la información relativa a la declaración de producción de gas natural.
SUMINISTRO RES 40324 12/03/15 Establece medidas en materia de producción y comercialización de gas natural.DE GAS
RES 40334 16/03/15 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2015.
RES 31289 3/06/15 Publicó la declaración de producción de gas natural.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
ÍNDICE RESOLUCIONES CREG 2014-2015
CREG # FECHA DESCRIPCIÓN
006 30/01/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013.
007 30/01/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 150 de 2013.
010 7/02/14 Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante
Resolución 150 de 2013.
011 7/02/14 Modifica la Resolución 150 de 2013.
012 7/02/14 Modifica la Resolución 124 de 2013.
017 24/02/14 Resuelve los recursos interpuestos contra la Resolución 010 de 2014.
019 25/02/14 Proyecto de resolución de carácter general que da apertura al proceso de selección del gestor del mercado y establece las reglas para
realizar dicho proceso.
MERCADO 021 7/03/14 Da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas para realizar dicho proceso.
Y SUMINISTRO 025 7/03/14 Define nuevo plazo para acogerse a la opción para asignaciones del cargo por confiabilidad con GNI durante el periodoDE GAS
2015-2016 para las plantas del grupo térmico.
031 13/03/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013.
032 20/03/14 Modifica la Resolución 124 de 2013.
033 20/03/14 Proyecto de resolución que modifica la fecha de entrega de contratos de construcción de infraestructura de GNI para
OPACGNI 2015-2016 para las plantas del grupo térmico.
051 10/04/14 Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado
mediante Resolución 021 de 2014.
055 30/04/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 051 de 2014.
058 14/05/14 Modifica la garantía de construcción para la infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016.
080 12/06/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 089 de 2013.
A N E XO S
página 119
MERCADOY SUMINISTRO
DE GAS
086 17/06/14 Determinan los precalificados elegibles dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante laResolución 021 de 2014.
089 20/06/14 Modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 098 de 2013.
090 20/06/14 Determina el orden de elegibilidad dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante
la Resolución 021 de 2014.
094 2/07/14 Selecciona a la Bolsa Mercantil de Colombia como el gestor del mercado de gas natural.
100 11/07/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 089 de 2013.
Proyecto de resolución de carácter general por el cual se reglamentan los aspectos comerciales aplicables a la compraventa
101 11/07/14 de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamentode operación de gas natural.
122 12/09/14 Modifica la Resolución 089 de 2013.
136 19/09/14 Reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales
en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.
142 22/10/14 Adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011.
157 21/11/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se dictan disposiciones para la constitución de los instrumentos
fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.
163 15/12/14 Dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.
158 21/11/14 Proyecto de resolución que modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.
159 28/11/14 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.
173 22/12/14 Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural acuerden
diferir y modificar la aplicación de la actualización del precio del gas natural en los contratos suscritos en 2013.
Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural
183 28/12/14 en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritosen 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.
Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural
016 25/02/15 en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritosen 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.
Establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza
017 27/02/15 condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación deactualización de los precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014.
022 5/03/15 Modifica el plazo establecido en el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013.
023 13/03/15 Define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio
de subastas de contratos bimestrales en el suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.
032 27/03/15 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.
034 1/04/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 54 y el anexo 3 de la Resolución 089 de 2013 y se dictan otras disposiciones sobre
desbalances en el sistema nacional de transporte de gas natural.
045 23/04/15 Modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015.
050 23/04/15 Modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136 de 2014.
069 28/05/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 032 de 2015.
082 5/06/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 045 de 2015.
085 5/06/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 16 y el anexo 4 de la Resolución 089 de 2013.
Otras disposiciones
014 7/02/14 Modifica el artículo 14 de la Resolución 059 de 2012.
043 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Yumbo - Cali, que hace parte del sistema de transporte de Transoccidente.
TRANSPORTE044 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Guando - Fusagasugá, que hace parte del sistema de transporte de Progasur.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
ÍNDICE RESOLUCIONES CREG 2014-2015
CREG # FECHA DESCRIPCIÓN
045 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga, que hace parte del sistema de transporte de Promioriente.
Pone en conocimiento a las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados acerca de las bases
047 4/04/14 sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividadde transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario.
050 10/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Cali - Popayán, que hace parte del sistema de transporte de Prograsur.
082 12/06/14 Ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas.
161 1/12/14 Cargos regulados para el gasoducto Ariari, que hace parte del sistema de transporte de Llanopetrol.
015 20/02/15 Proyecto de resolución de carácter general por el cual se establecen mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firmes
y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo.
TRANSPORTEEstablece mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firme y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo
065 8/05/15o véndalo de largo plazo.
Recursos de reposición
Resuelve la solicitud hecha por Promigas (a través de la Resolución 126 de 2010) estableciendo el costo de reposición a nuevo
018 24/02/14 y el valor a reconocer para los activos de dicha empresa que se mantengan en operación, en aquellos gasoductos que cumplieronla vida útil normativa en 2013 o antes.
105 18/07/14 Designa un perito dentro del trámite de las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG en virtud de las solicitudes
presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010.
126 12/09/14 Amplía el dictamen pericial decretado a través de la Resolución 105 de 2014.
160 1/12/14 Resuelve solicitud de revision tarifaria presentado por TGI.
037 20/03/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013.
052 10/04/14 Modifica los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución 202 de 2013.
076 5/06/14 Proyecto de resolución de carácter general en la que se define un cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado
primario del año 2014.
085 17/06/14 Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014.
Proyecto de resolución de carácter general que establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de
091 20/06/14 distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presentenla solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución 202 de 2013.
DISTRIBUCIÓN YCOMERCIALIZACIÓN
103 10/07/14 Modifica la Resolución 085 de 2014.
113 28/08/14 Modifica la Resolución 085 de 2014.
130 12/09/14 Proyecto de resolución que modifica el costo de interrupción del servicio de gas por red.
138 03/10/14 Modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013.
089 11/06/15 Proyecto de resolución que dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015.
Recursos de reposición
120 28/08/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías contra la Resolución 197 de 2013.
148 7/11/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Pácora (Caldas).
149 7/11/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Aguadas (Caldas)
y el corregimiento de Arma.
152 7/11/14 Resuelve una solicitud de revocatoria directa.
174 22/12/14 Proyecto de resolución que establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas.
184 28/12/14 Establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas.
A N E XO S
página 121
Cargos de distribución y comercialización de gas natural
062 20/05/14 Anzoátegui, en el departamento de Tolima.
065 20/05/14 Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, Topaipí y Villagómez, en el departamento de Cundinamarca.
066 20/05/14 Paujil y San José de Fragua, en el departamento de Caquetá.
001 9/01/15 Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica, en el departamento de Bolívar.
002 9/01/15 Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, en el departamento de Santander.
003 9/01/15 Villagarzón, en el departamento de Putumayo.
004 9/01/15 Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, Jamundí, La Unión,
La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo, San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal, en el departamento de Valle del Cauca.
005 9/01/15 Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, en el departamento de Caldas.
006 9/01/15 Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, en el departamento de Quindío.
007 9/01/15 Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal, en el departamento de Risaralda.
Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza, Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón, Simijaca, Sopó,
Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá, Ubaté, Zipacón y Zipaquirá, en el departamento de Cundinamarca.008 9/01/15 Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá,
Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa,Nobsa y Tuta, en el departamento de Boyacá.Albania, Florián y La Belleza, en el departamento de Santander.
Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis
DISTRIBUCIÓN Y y Venadillo, en el departamento de Tolima.COMERCIALIZACIÓN 028 13/03/15 Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar, en el departamento de Cundinamarca.
La Dorada, Manzanares y Victoria, en el departamento de Caldas.Puerto Boyacá, en el departamento de Boyacá.
053 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.
054 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.
055 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.
056 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.
057 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.
058 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.
Otras disposiciones
013 7/02/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica el parágrafo del artículo 3 y los artículos 7, 8, 13 y 19 de la Resolución 127
de 2013 y se adiciona un artículo.
067 29/05/14 Modifica los literales a) y c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.
Establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería
165 15/12/14 en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodologíaprevista en la Resolución CREG 202 de 2013.
172 15/12/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.
185 18/12/15 Modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.
033 1/04/15 Modifica los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013.
016 24/02/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG.
139 9/10/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG.
GENERAL014 20/02/15 Proyecto de resolución por el cual se adopta el protocolo operativo de coordinación de mantenimientos e intervenciones
en instalaciones de producción, transporte y distribución.
42 23/04/15 Proyecto de resolución por el cual se adoptan criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación
de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
N O R M AT I V I D A D M I N M I N A S
La normatividad expedida por el Ministerio de Minas y Energía durante 2014
y hasta el 18 de Junio de 2015, se agrupa según la temática con la que se relaciona, así:
RACIONAMIENTOS ASIGNACIÓN DE RECURSOS
3.MERCADO Y
1. PROGRAMADOS 2. PARA PAGO DE SUBSIDIOS
SUMINISTRO DE GAS
RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS
Resolución 90456 de 2014: declaró el inicio de un racionamiento programado de gas natural; motivo por el cual fueron restringidos
temporalmente los compromisos de exportación de los campos de La Guajira con el fin de garantizar la atención de la demanda nacional,
incluyendo la correspondiente a la generación eléctrica. También se estableció el orden de atención prioritaria de la demanda.
ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS
Resolución 90049 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF
por valor de $10.230.630.209 para la cofinanciación de proyectos.
Resolución 90747 de 2014: distribuyó recursos por valor de
$38.558.542.646 para cubrir los déficits estimados en subsidios
por menores tarifas.
Resolución 90971 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF
por valor de $13.413.671.696 para la cofinanciación de proyectos.
Resolución 91571 de 2014: distribuyó recursos por valor de
$69.881.797.005 para cubrir los déficits estimados en subsidios por
menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.
Resolución 91572 de 2014: distribuyó recursos por valor de
$26.603.406.697 para cubrir los déficits estimados en subsidios
por menores tarifas.
Resolución 40249 de 2015: aprobó la asignación de recursos
al FECF por valor de $5.837.861.031 para la cofinanciación
de proyectos.
Resolución 40320 de 2015: distribuyó recursos por valor de
$80.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en
subsidios por menores tarifas.
Resolución 40412 de 2015: distribuyó recursos por valor de
$23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por
menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.
Resolución 40553 de 2015: distribuyó recursos por valor de
$23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en
subsidios por menores tarifas.
MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS
Resolución 90338 de 2014: definió el 16 de mayo de 2014, como
fecha límite para presentar la declaración de producción de gas
natural de 2014.
Resolución 72206 y 72215 de 2014: publicó la información
relativa a la declaración de producción certificada por
productores/ comercializadores para el periodo 2014-2023.
Resolución 40324 de 2015: deroga la Resolución 90814 de 2014, la
cual estableció que los productores comercializadores de gas natural
que manejaran gas proveniente de regalías por volúmenes superiores a
los quince millones de pies cúbicos diarios, tenían la obligación
de destinar 50 % de dicho volumen promedio diario con fines de
exportación, para las contrataciones a realizarse a partir
de 2018 y hasta por un término de 20 años; situación que
se desvirtuó teniendo en cuenta un déficit para la atención
de la demanda de la costa Atlántica.
Resolución 40334 de 2015: estableció el plazo para presentar
la declaración de producción de gas natural 2015 cuya fecha
límite será el 24 de abril.
Resolución 31289 de 2015: publicó la información relativa a
la declaración de producción certificada por productores/
comercializadores para el periodo 2015-2024.
A N E XO S
página 123
N O R M AT I V I D A D C R E G
Mercado y sumistro de gas
Regulación relacionada con la temática del gas natural importado -GNI-
CREG 025 y 033 de 2014: el cronograma de fechas y CREG 058 de 2014: ordenó hacer público un
plazos concernientes a las obligaciones de energía proyecto de resolución que modificó la garantía de
en firme con GNI, fue redefinido en la Resolución construcción para la infraestructura de GNI para
033 de 2014 (precedida por el proyecto de OPACGNI 2015-2016 y generación de seguridad
Resolución 025 de 2014). para las plantas del grupo térmico.
CREG 142 de 2014: adiciona un parágrafo al
artículo 6 de la Resolución 106 de 2011, que
define una opción con GNI para respaldar
obligaciones de energía firme del cargo por
confiabilidad y se adoptan otras disposiciones.
Regulación relacionada con el mercado mayorista de gas natural
CREG 080, 089, 100, 122, 158, 159 de 2014
y 022, 032, 034, 069, 085 de 2015: estas
resoluciones modificaron aspectos de la
CREG 089 de 2013, la cual reglamentó
aspectos comerciales del mercado
mayorista de gas natural que hacen parte
del reglamento de operación del sector.
CREG 101, 136 de 2014 y 050 de 2015: la Resolución 136
(precedida por la Resolución 101) reglamentó los aspectos
comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante
contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas
natural, como parte del reglamento de operación del sector.
La Resolución 050 modificó el plazo establecido en el
numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136.
CREG 173, 183 de 2014, 016, 017, 045 y
082 de 2015: estas resoluciones
definieron opción para que las partes de
los contratos de suministro de gas
suscritos en 2013 y 2014 se modifiquen y
difieran actualización de precios.
Regulación relacionada con la selección del gestor del mercado
CREG 006, 007, 010, 011, 012, 017, 019, Dentro del proceso la CREG negó la solicitud a:
021, 031, 032 de 2014 •Consorcio Maq Efficient Market Operator
•Consorcio Enex.Co - GasCREG 051, 055, 086, 090 de 2014: •Consorcio Gestor del Mercado de Gas Colombia
resuelve las solicitudes de precalificacióndentro del proceso de selección del gestor CREG 094 de 2014: seleccionó como gestor del mercado de gas
del mercado de gas natural, aceptando los natural a la Bolsa Mercantil de Colombia.
siguientes precalificados en el orden deelegibilidad relacionado a continuación: CREG 157 y 163 de 2014: la Resolución 163 (precedida por la
1.Bolsa Mercantil de Colombia Resolución 157) dicta disposiciones para la constitución de los
2.Consorcio Megsa - Cajval instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas
3.Consorcio XM - Omie - BVC - Concentra natural.
CREG 023 de 2015: define el porcentaje de
incremento del ingreso anual del gestor del
mercado de gas natural por la prestación del
nuevo servicio de subastas de contratos
bimestrales suministro en firme establecido
en la Resolución 136 de 2014.
Otras disposicionesCREG 014 de 2014: modificó el artículo 14 de la
Resolución 059 de 2012, que está relacionada con
los plazos mínimos y máximos para la revisión de
las instalaciones de gas natural.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Transporte
Relacionadas con la remuneración del sistema
CREG 043 de 2014: decide la solicitud de
revisión tarifaria de los cargos del gasoducto
Yumbo - Cali realizada por Transoccidente, no se
reconocen inversiones para el programa de
nuevas inversiones y se definen nuevos valores
de cargos regulados que remuneran la inversión.
CREG 044 de 2014: establece los cargos regulados
para el gasoducto Guando - Fusagasugá del sistema
de transporte de Progasur.
CREG 045 de 2014: establece los cargos regulados
para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga
del sistema de transporte de Promioriente.
CREG 047 de 2014: a través de esta resolución se
pone en conocimiento a las empresas prestadoras
del servicio de gas natural, los usuarios y demás
interesados acerca de las bases sobre las cuales se
efectuará el estudio para determinar la metodología y
el esquema general de cargos para remunerar
la actividad de transporte de gas natural en
el siguiente periodo tarifario.
CREG 050 de 2014: establece los cargos
regulados para el gasoducto Cali - Popayán del
sistema de transporte de Progasur.
CREG 082 de 2014: ajusta los cargos regulados
del sistema de transporte de Promigas.
CREG 160 de 2014: ajusta los cargos
regulados del sistema de transporte de TGI.
CREG 161 de 2014: establece los cargos
regulados para el gasoducto del Ariari del
sistema de transporte de Llanopetrol.
CREG 015 y 065 de 2015: (precedida por el proyecto
de Resolución 015 de 2015) establece mecanismos
de cobertura en subastas de contratos firmes
y en las subastas de capacidad de transporte
en los procesos úselo o véndalo de largo plazo.
Recursos de reposición
CREG 018 de 2014: resuelve las solicitudes
hechas por la empresa Promigas para la
aplicación del artículo 14 de la Resolución 126
de 2010 en aquellos gasoductos que cumplieron
la vida útil normativa en 2013 o antes.
CREG 105 de 2014: designa un perito dentro del trámite
de las actuaciones administrativas adelantadas por
la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por
Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el
artículo 14 de la Resolución 126 de 2010.
CREG 126 de 2014: amplía el dictamen pericial
decretado a través de la Resolución 105 de 2014.
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página 125
RESOLUCIONES A EMPRESAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
CARGOS QUE REMUNERAN INVERSIÓN CARGOS QUEREMUNERAN AOM
RESOLUCIÓN CREG GASODUCTOFijo 100 % US$ Variable 100 % US$ Fijo $Col/kpcd-año
por kpcd-año por kpc
DE DICIEMBRE 31 DE 2009
TRANSOCCIDENTE
043 DE 2014 Yumbo - Cali 15,9 0,1 21.937
PROGASUR
044 DE 2014 Guando - Fusagasugá 590,4 2,1 710.170
PROMIORIENTE
045 DE 2014 Gibraltar - Bucaramanga 904,4 2,9 187.823
FECF
050 DE 2014 Cali - Popayán 316,3 1,5 351.966
PROMIGAS
082 DE 2014 Ballena - La Mami 51,8 0,3 51.596
La Mami - Barranquilla 81,1 0,4 50.953
Barranquilla - Cartagena 54,5 0,2 78.943
Cartagena - Sincelejo 139,6 0,5 45.873
Sincelejo - Jobo 121,5 0,4 165.747
Creciente - Sincelejo 63,6 0,2 27.799
SRT - Mamonal 9,4 0,0 8.826
TGI
160 DE 2014 Barranca - Sebastopol 66,96 0,49 96.724
Sebastopol - Vasconia 27,65 0,27 21.828
Vasconia - Mariquita 64,16 0,31 73.340
Mariquita - Gualanday 231,30 0,77 182.163
Gualanday - Neiva 429,20 1,51 428.979
Montañuelo - Gualanday 8.594,80 27,13 11.092
Vasconia - La Belleza 104,15 0,50 52.178
La Belleza - Cogua 55,53 0,24 36.640
Cusiana - Apiay 191,58 0,63 164.209
Apiay - Usme 133,19 0,42 231.506
Apiay - Villavicencio - Ocoa 81,14 0,28 68.819
El Porvenir - La Belleza 153,84 0,69 118.132
Cusiana - El Porvenir 20,62 0,09 8.108
Gasoducto de La Sabana 93,32 0,39 130.687
Morichal - Yopal 34,57 0,11 71.036
Ballena - Barrancabermeja 237,57 1,19 408.209
Mariquita - Pereira 135,77 0,71 248.791
Pereira - Armenia 47,71 0,27 84.924
Armenia - Cali 109,66 0,64 189.025
Gasoducto Boyacá - Santander 177,78 0,78 250.545
Estampilla ramales (2) 23,55 0,11 27.755
Mariquita - Gualanday (estación compresora Mariquita) 25.580
Vasconia - La Belleza (Loop La Belleza - El Camilo) 16,4 0,08 0,000
El Porvenir - La Belleza (Loop Porvenir - Miraflores) 16,2 0,07 0,000
El Porvenir - La Belleza (Loop Miraflores - Samacá) 11,9 0,05 0,000
El Porvenir - La Belleza (Loop Santa Sofía - Puente Guillermo) 3,0 0,01 0,000
Cusiana - El Porvenir (Loop Cusiana - El Porvenir) 11,5 0,05 1.211
Gasoducto de la Sabana (estación compresora de Chía) 28,3 0,15 91.776
Grupo de gasoducto ramales (Loop Armenia) 2,5 0,01 1.485
Grupo de gasoducto ramales (Loop Chinchiná - Santa Rosa - Dosquebradas) 0,3 0,00 162.000
LLANOPETROL
161 DE 2014 Ariari 1.474,4
Fuente: resoluciones CREG.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
Distribución y comercialización
Relacionadas con la remuneración de la actividad
CREG 037 y 052 de 2014: la Resolución 052
(precedida por el proyecto de Resolución 037),
modificó los numerales 6.4 y 6.5 de la
Resolución 202 de 2013, que estableció los
criterios generales para remunerar la actividad
de distribución de gas combustible por redes de
tubería y se dictan otras disposiciones.
CREG 076 de 2014: proyecto de resolución de
carácter general en el que se define un
cronograma para la comercialización de gas
natural en el mercado primario en 2014. Durante
dicho año los vendedores y compradores darán
aplicación al mecanismo de negociación directa.
CREG 085 de 2014: dicta disposiciones para la
comercialización de gas natural en el año 2014.
CREG 091 de 2014: proyecto de resolución de carácter
general el cual establece los parámetros para que los
distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas
combustible por redes de tubería en zonas geográficas que
dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la
solicitud de cargos de distribución bajo la
metodología prevista en la Resolución CREG 202 de 2013.
CREG 103 y 113 de 2014: la Resolución 113 (precedida
por la CREG 103) modificó el cronograma de la
Resolución CREG 085 de 2014, que dicta disposiciones
para la comercialización de gas natural en el año 2014.
CREG 130 de 2014: proyecto de resolución de
carácter general que modifica la Resolución 017 de
2005 en lo concerniente a costo de interrupción del
servicio, ocasionado a los usuarios afectados por las
fallas en la prestación del mismo.
CREG 138 de 2014: modifica y adiciona la
Resolución CREG 202 de 2013.
CREG 174 y 184 de 2014: (precedida por el proyecto
de Resolución 174 de 2014) establece una opción
tarifaria para el componente variable del costo unitario
de la prestación del servicio de gas por red.
Recursos de reposición
CREG 120 de 2014: resuelve el recurso de
reposición interpuesto por el Fondo Nacional de
Regalías, contra la Resolución CREG 197 de
2013 que estableció los cargos de distribución y
comercialización para el municipio de
Campohermoso en el departamento de Boyacá,
ratificando lo expuesto en ella.
CREG 148 y 149 de 2014: niega el recurso de
reposición interpuesto por la empresa Efigas,
relacionado con respuesta de las autoridades
del municipio de Pácora, el municipio de
Aguadas y el corregimiento de Arma (Caldas).
CREG 152 de 2014: resuelve una solicitud de revocatoria directa, confirmando en todas sus partes la Resolución 197 de 2013, en la que se aprueba el cargo promedio de distribución por uso del sistema de distribución y el cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por el municipio de Campohermoso ubicado en el departamento de Boyacá, según solicitud tarifaria presentada por Publiservicios.
Otras disposiciones
CREG 013, 067, 172 y 185 de 2014:estas resoluciones modificaron aspectos de la
Resolución 127 de 2013, que adoptó el Código
de Distribución de Gas Combustible por Redes.
CREG 165 de 2014: establece los parámetros para
que los distribuidores que prestan el servicio de
distribución de gas combustible por redes de
tubería en zonas geográficas que dejan de ser
áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de
cargos de distribución bajo la metodología prevista
en la Resolución CREG 202 de 2013.
CREG 033 de 2015: modificó los artículos 13 y
18 de la Resolución 127 de 2013 que a su vez
modificó el anexo general de la Resolución 067
de 1995 en la que se adoptó el Código de
Distribución de Gas Combustible por Redes.
CREG 089 de 2015: proyecto de resolución que
dicta disposiciones para la comercialización de
gas natural en el año 2015.
A N E XO S
página 127
CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN Y MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN
RESOLUCIÓN 31 de Cargo promedio de Cargo máximo baseAÑO EMPRESA DISTRIBUIDORA DEPARTAMENTO - MUNICIPIOS de comercialización
CREG diciembre de: distribución $/m3$/factura
062 2014 Edalgas Tolima: Anzoátegui 2012 809,46 1.720,17
065 Yavegas Cundinamarca: Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, 2012 809,40 2.940,43Topaipí y Villagómez,
066 Edalgas Caquetá: Paujil y San José de Fragua, 2012 1.277,02 2.451,76
001 2015 Surtigas Bolívar: Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica 2013 2.046,55 2.972,68
002 Proviservicios Santander: Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, 2013 3.174,72 4.305,75
003 Surcolombiana de Gas Putumayo: Villagarzón 2013 1.088,14 2.997,28
Valle del Cauca: Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande,004 Gases de Occidente Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, 2013 2.379,22
Jamundí, La Unión, La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo,San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal,
005 Efigas Caldas: Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, 2013
006 Efigas Quindío: Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, 2013
Calarcá, Filandia y Salento,
007 Efigas Risaralda: Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, 2013
Marsella y Santa Rosa de Cabal,
Cundinamarca: Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza,
Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón,Simijaca, Sopó, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá,Ubaté, Zipacón y Zipaquirá,
008 Gas Natural Cundiboyacense Boyacá: Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, 2013
Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva,Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa,Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta,
Santander: Albania, Florián y La Belleza,
Tolima: Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal,
Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras,028 Alcanos de Colombia San Luis y Venadillo, 2013
Cundinamarca: Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar,Caldas: La Dorada, Manzanares y Victoria,Boyacá: Puerto Boyacá,
2.482,12
2.293,91
2.577,54
1.882,80
3.245,03
053 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, 2013 2.351, 80
054 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, 2013 2.444,41
055 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, 2013 2.697, 36San Mateo, Jericó, Chita y Socotá,
056 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, 2013 2.444,65San Mateo, Jericó, Chita y Socotá,
057 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara 2013 751,57de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal,
058 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara 2013 1.391,26de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal,
Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.
General
CREG 016 de 2014: designa Director Ejecutivo CREG 014 de 2015: define protocolo operativo
de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. del proceso de control de mantenimientos e
intervenciones en instalaciones de producción,CREG 139 de 2014: designa Director Ejecutivo transporte y distribución.de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.
CREG 042 de 2015: proyecto de resolución mediante
la cual se establecen criterios de administración
de riesgos de lavado de activos y de financiación
de actividades delictivas y de terrorismo de los
participantes en el mercado de gas natural.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
D E TA L L E D E L A C O B E R T U R A N A C I O N A L
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
DEPARTAMENTO POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948
ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306
BOGOTÁ 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198
BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060
BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123
CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069
CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669
CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544
CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319
CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290
CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923
CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974
GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36
HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190
LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604
MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789
META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777
NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848
NORTE DE SANTANDER (11) 231.289 190.586 35.127 66.925 24.200
PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126
QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027
RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051
SANTANDER (34) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649
SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776
TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673
VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562
TOTAL (629) 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731
(#) Número de municipios por departamento.
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
USUARIOS DE
GAS NATURALMUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3EN COLOMBIA ANILLADOS
2014 TOTAL PAÍS 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731
CIUDADES CAPITALES 4.126.754 3.841.816 551.967 1.181.322 1.042.171
MUNICIPIOS 5.585.899 4.948.297 1.033.664 1.693.648 990.560
ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948
ABEJORRAL 2.691 2.691 311 903 96
AMAGÁ 4.231 4.231 495 2.732 189
AMALFI 3.677 3.677 294 630 551
ANDES 5.220 4.750 454 883 102
APARTADÓ 30.101 20.375 6.625 5.300 1.243
ARBOLETES 2.384 2.169 534 835 136
BARBOSA 12.999 6.881 562 3.569 711
BELLO 119.498 119.498 15.197 35.164 37.431
BETANIA 2.322 1.128 75 563 94
BETULIA 3.495 1.259 274 521 203
CÁCERES 4.560 3.984 1.321 205 0
CALDAS 18.760 16.945 215 8.146 3.772
CAÑASGORDAS 1.587 1.070 66 897 45
CAREPA 9.497 7.631 1.866 3.313 413
CAUCASIA 13.500 13.298 5.812 3.723 2.348
CHIGORODÓ 12.432 12.048 4.627 4.041 194
CISNEROS 2.132 1.627 250 1.082 248
CIUDAD BOLÍVAR 34.038 4.820 530 1.160 1.087
COCORNÁ 3.773 2.546 105 783 413
CONCORDIA 4.906 1.983 109 822 507
A N E XO
S página
129
A N E XO S
página 129
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %
38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %
235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %
14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %
9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %
15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %
1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %
4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %
272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %
7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %
4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %
27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %
0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %
7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %
2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %
9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %
10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %
0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %
8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 %
0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %
8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %
21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %
70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %
3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %
11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %
72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 %
677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %
407.867 175.163 124.903 3.483.392 75.249 2.033 3.560.674 93 % 84 %
269.835 91.206 38.501 4.117.413 64.086 2.416 4.183.915 89 % 74 %
92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %
0 0 0 1.310 0 0 1.310 100 % 49 %
1 0 1 3.418 19 1 3.438 100 % 81 %
0 0 0 1.475 0 0 1.475 100 % 40 %
9 0 0 1.448 2 0 1.450 91 % 28 %
152 0 0 13.320 3 0 13.323 68 % 44 %
2 0 0 1.507 1 0 1.508 91 % 63 %
1 0 2 4.845 76 5 4.926 53 % 37 %
4.981 3 10 92.786 805 50 93.641 100 % 78 %
1 0 0 733 0 0 733 49 % 32 %
1 0 0 999 0 0 999 36 % 29 %
0 0 0 1.526 0 0 1.526 87 % 33 %
1 1 1 12.136 202 11 12.349 90 % 65 %
0 0 0 1.008 1 0 1.009 67 % 64 %
2 0 0 5.594 0 0 5.594 80 % 59 %
14 1 25 11.923 138 4 12.065 99 % 88 %
4 0 0 8.866 1 0 8.867 97 % 71 %
9 0 0 1.589 0 0 1.589 76 % 75 %
1 0 0 2.778 9 0 2.787 14 % 8 %
0 0 0 1.301 0 0 1.301 67 % 34 %
5 0 0 1.443 0 0 1.443 40 % 29 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
COPACABANA 19.722 19.199 438 8.563 5.110
DON MATÍAS 4.428 3.952 1 1.862 770
EL BAGRE 7.101 4.010 2.561 1.322 79
EL CARMEN DE VIBORAL 8.240 8.168 142 1.981 1.716
EL SANTUARIO 7.416 7.237 927 3.213 975
ENTRERRÍOS 1.643 1.643 7 150 853
ENVIGADO 71.164 71.164 780 9.375 19.975
FREDONIA 5.472 2.466 253 905 683
FRONTINO 4.464 2.417 159 901 814
GIRARDOTA 12.013 8.613 62 5.650 1.150
GRANADA 2.623 2.565 142 320 746
GUARNE 16.616 4.828 74 1.144 1.605
GUATAPÉ 2.172 2.172 40 1.312 287
HISPANIA 1.266 1.083 71 395 106
ITAGÜÍ 76.277 76.277 2.355 23.155 27.929
ITUANGO 2.604 2.002 279 947 227
JARDÍN 3.455 2.516 257 879 603
JERICÓ 3.235 2.474 124 980 709
LA CEJA 10.712 10.712 10 1.056 3.048
LA ESTRELLA 14.490 14.490 307 5.387 4.262
LA UNIÓN 4.800 3.170 141 1.518 448
LIBORINA 2.520 845 99 141 134
MACEO 409 28 0 11 13
MARINILLA 21.335 11.429 336 2.237 3.539
MEDELLÍN 691.858 691.858 25.264 182.000 168.956
NECOCLÍ 10.344 2.402 584 612 76
OLAYA 708 274 37 85 2
PEÑOL 4.081 3.583 62 2.448 339
PUERTO BERRÍO 9.144 6.518 4.249 1.919 334
PUERTO NARE 3.636 3.636 880 2.109 246
PUERTO TRIUNFO 3.107 1.573 87 487 1
RETIRO 6.581 2.234 1 398 966
RIONEGRO 44.243 26.114 376 3.587 6.643
SABANALARGA 2.324 1 40 66 85
SABANETA 24.037 24.037 105 4.586 9.264
SALGAR 4.437 1.867 330 642 375
SAN CARLOS 3.154 2.616 232 837 642
SAN JERÓNIMO 10.472 1.481 81 752 181
SAN JUAN DE URABÁ 4.367 1.497 716 241 1
SAN PEDRO 5.753 4.134 9 1.185 1.288
SAN RAFAEL 3.850 2.725 72 1.760 157
SAN ROQUE 2.462 536 55 424 45
SANTA BÁRBARA 6.360 3.069 164 924 1.092
SANTA ROSA DE OSOS 8.843 5.364 181 2.963 665
SANTA FE DE ANTIOQUIA 4.931 4.790 555 1.507 595
SANTO DOMINGO 3.072 114 8 79 6
SEGOVIA 8.005 4.942 1.060 624 37
SONSÓN 4.716 4.716 80 1.767 1.530
SOPETRÁN 2.291 1.967 142 835 290
TARAZÁ 5.000 4.991 1.324 408 2
TURBO 27.982 15.742 6.062 3.712 878
URRAO 10.465 1.881 57 291 137
VALDIVIA 3.666 287 21 86 2
YARUMAL 9.827 7.286 815 2.549 2.504
YONDÓ 1.626 1.577 981 474 44
ZARAGOZA 3.836 2.918 980 458 1
A N E XO S
página 131
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
4 1 24 14.140 155 24 14.319 97 % 72 %
34 0 0 2.667 44 0 2.711 89 % 60 %
0 0 0 3.962 1 0 3.963 56 % 56 %
0 0 0 3.839 65 1 3.905 99 % 47 %
1 0 0 5.116 46 0 5.162 98 % 69 %
194 4 0 1.208 19 0 1.227 100 % 74 %
11.924 12.630 1.637 56.321 797 68 57.186 100 % 79 %
2 0 1 1.844 3 0 1.847 45 % 34 %
52 0 0 1.926 3 0 1.929 54 % 43 %
16 8 7 6.893 146 24 7.063 72 % 57 %
1 0 0 1.209 5 0 1.214 98 % 46 %
40 0 0 2.863 60 12 2.935 29 % 17 %
4 0 0 1.643 36 0 1.679 100 % 76 %
0 0 0 572 2 0 574 86 % 45 %
2.649 2 30 56.120 1.012 257 57.389 100 % 74 %
1 0 0 1.454 0 0 1.454 77 % 56 %
18 0 0 1.757 13 0 1.770 73 % 51 %
0 0 0 1.813 4 0 1.817 76 % 56 %
388 78 0 4.580 34 1 4.615 100 % 43 %
925 158 3 11.042 246 58 11.346 100 % 76 %
2 0 0 2.109 30 2 2.141 66 % 44 %
0 0 0 374 0 0 374 34 % 15 %
0 0 0 24 0 0 24 7 % 6 %
120 0 0 6.232 90 2 6.324 54 % 29 %
63.055 51.691 30.737 521.703 8.914 608 531.225 100 % 75 %
2 0 0 1.274 0 0 1.274 23 % 12 %
0 0 0 124 0 0 124 39 % 18 %
0 0 0 2.849 40 0 2.889 88 % 70 %
27 0 0 6.529 1 0 6.530 71 % 71 %
1 0 0 3.236 0 0 3.236 100 % 89 %
0 0 0 575 0 0 575 51 % 19 %
195 123 2 1.685 39 0 1.724 34 % 26 %
2.417 568 18 13.609 304 15 13.928 59 % 31 %
1 0 0 192 0 0 192 0 % 8 %
5.165 50 8 19.178 409 84 19.671 100 % 80 %
0 0 0 1.347 0 0 1.347 42 % 30 %
1 0 0 1.712 6 0 1.718 83 % 54 %
2 1 0 1.017 1 0 1.018 14 % 10 %
0 0 0 958 0 0 958 34 % 22 %
30 0 0 2.512 43 0 2.555 72 % 44 %
0 0 0 1.989 3 0 1.992 71 % 52 %
1 0 0 525 0 0 525 22 % 21 %
0 0 0 2.180 0 0 2.180 48 % 34 %
34 0 0 3.843 70 1 3.914 61 % 43 %
63 0 0 2.720 6 0 2.726 97 % 55 %
0 0 0 93 0 0 93 4 % 3 %
0 0 0 1.721 0 0 1.721 62 % 21 %
23 0 0 3.400 37 0 3.437 100 % 72 %
2 0 0 1.269 2 0 1.271 86 % 55 %
0 0 0 1.734 1 0 1.735 100 % 35 %
4 0 0 10.656 0 0 10.656 56 % 38 %
1 0 0 486 0 0 486 18 % 5 %
0 0 0 109 0 0 109 8 % 3 %
41 0 0 5.909 53 0 5.962 74 % 60 %
0 0 0 1.499 53 0 1.552 97 % 92 %
0 0 0 1.439 0 0 1.439 76 % 38 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306
BARANOA 12.019 11.848 4.574 4.026 2.165
BARRANQUILLA 309.137 306.909 86.628 60.359 63.173
CAMPO DE LA CRUZ 3.663 3.585 366 1.773 772
CANDELARIA 2.668 2.646 1.427 816 0
GALAPA 11.072 10.105 5.129 2.831 1.308
JUAN DE ACOSTA 3.522 3.444 984 1.225 519
LURUACO 5.607 5.448 2.475 1.616 120
MALAMBO 25.809 25.503 19.805 3.220 144
MANATÍ 3.244 3.216 1.589 1.057 0
PALMAR DE VARELA 5.172 5.148 1.527 2.321 806
PIOJÓ 926 826 565 132 0
POLONUEVO 3.133 3.112 1.228 1.253 272
PONEDERA 4.176 4.117 1.955 1.319 164
PUERTO COLOMBIA 14.182 13.490 2.610 4.163 4.093
REPELÓN 5.040 4.995 3.048 817 45
SABANAGRANDE 5.843 5.788 2.291 2.367 476
SABANALARGA 16.521 16.340 7.569 3.913 2.498
SANTA LUCÍA 1.849 1.829 908 548 19
SANTO TOMÁS 5.212 5.172 1.357 2.516 778
SOLEDAD 122.534 120.164 48.881 54.990 8.635
SUAN 1.957 1.900 787 657 212
TUBARÁ 2.505 2.426 765 751 7
USIACURÍ 1.804 1.786 737 652 100
BOGOTÁ. DC (1) 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198
BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060
CANTAGALLO 855 777 225 532 0
SAN PABLO 3.860 3.840 2.991 752 1
ARROYOHONDO 1.191 1.187 727 252 0
CALAMAR 4.543 4.525 2.640 902 3
CLEMENCIA 190 188 134 5 0
SAN CRISTÓBAL 1.488 1.484 1.132 128 0
SAN ESTANISLAO 3.588 3.564 1.866 1.010 49
SOPLAVIENTO 2.027 2.027 1.123 541 83
ARJONA 12.270 11.735 8.508 2.550 497
CARTAGENA 205.960 205.780 77.150 60.040 34.360
CICUCO 1.750 1.694 730 419 0
CLEMENCIA 1.787 1.633 1.013 545 2
CÓRDOBA 1.237 1.145 461 99 0
EL CARMEN DE BOLÍVAR 11.370 9.470 4.591 3.949 810
EL GUAMO 1.240 1.043 600 95 1
MAGANGUÉ 21.531 18.760 8.461 9.558 176
MAHATES 4.560 4.551 2.832 78 0
MARÍA LA BAJA 5.215 5.209 2.971 1.490 99
MOMPÓS 5.227 5.081 2.998 1.336 453
SAN JACINTO 3.775 3.642 2.871 703 19
SAN JUAN NEPOMUCENO 5.990 5.840 2.700 2.987 30
SANTA CATALINA 2.670 2.667 1.528 179 3
SANTA ROSA 3.488 3.238 2.744 278 0
TALAIGUA NUEVO 1.276 1.228 825 300 0
TURBACO 19.350 19.162 7.956 8.667 1.473
TURBANA 2.614 2.474 1.100 1.344 1
VILLANUEVA 3.500 2.896 2.533 177 0
ZAMBRANO 2.210 1.998 812 169 0
A N E XO S
página 133
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %
45 0 0 10.810 156 6 10.972 99 % 90 %
36.291 13.440 11.142 271.033 6.935 398 278.366 99 % 88 %
0 0 0 2.911 28 0 2.939 98 % 79 %
0 0 0 2.243 15 1 2.259 99 % 84 %
1 0 0 9.269 96 17 9.382 91 % 84 %
48 25 3 2.804 54 0 2.858 98 % 80 %
0 0 0 4.211 45 3 4.259 97 % 75 %
20 0 0 23.189 220 26 23.435 99 % 90 %
0 0 0 2.646 16 1 2.663 99 % 82 %
0 0 0 4.654 37 0 4.691 100 % 90 %
0 0 0 697 1 0 698 89 % 75 %
1 0 0 2.754 35 3 2.792 99 % 88 %
0 0 0 3.438 32 2 3.472 99 % 82 %
1.308 114 177 12.465 321 11 12.797 95 % 88 %
0 0 0 3.910 23 1 3.934 99 % 78 %
0 0 2 5.136 100 6 5.242 99 % 88 %
316 12 0 14.308 170 1 14.479 99 % 87 %
0 0 0 1.475 9 0 1.484 99 % 80 %
8 0 0 4.659 83 2 4.744 99 % 89 %
10 0 0 112.516 1.063 26 113.605 98 % 92 %
0 0 0 1.656 17 1 1.674 97 % 85 %
231 0 0 1.754 19 4 1.777 97 % 70 %
0 0 0 1.489 17 0 1.506 99 % 83 %
235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %
14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %
0 0 0 757 20 0 777 91 % 89 %
0 0 0 3.744 81 0 3.825 99 % 97 %
0 0 0 979 6 0 985 100 % 82 %
0 0 0 3.545 15 0 3.560 100 % 78 %
0 0 0 139 1 0 140 99 % 73 %
0 0 0 1.260 0 0 1.260 100 % 85 %
0 0 0 2.925 15 0 2.940 99 % 82 %
0 0 0 1.747 4 0 1.751 100 % 86 %
0 0 0 11.555 78 1 11.634 96 % 94 %
13.564 7.882 9.826 202.822 2.776 152 205.750 100 % 98 %
0 0 0 1.149 8 0 1.157 97 % 66 %
1 0 0 1.561 6 2 1.569 91 % 87 %
0 0 0 560 0 0 560 93 % 45 %
0 0 0 9.350 100 4 9.454 83 % 82 %
0 0 0 696 0 0 696 84 % 56 %
223 0 0 18.418 180 3 18.601 87 % 86 %
0 0 0 2.910 4 0 2.914 100 % 64 %
0 0 0 4.560 24 0 4.584 100 % 87 %
0 0 0 4.787 45 0 4.832 97 % 92 %
0 0 0 3.593 40 0 3.633 96 % 95 %
0 0 0 5.717 66 1 5.784 97 % 95 %
0 0 0 1.710 2 0 1.712 100 % 64 %
0 0 0 3.022 9 0 3.031 93 % 87 %
0 0 0 1.125 3 0 1.128 96 % 88 %
657 16 0 18.769 159 5 18.933 99 % 97 %
0 0 0 2.445 11 0 2.456 95 % 94 %
0 0 0 2.710 8 0 2.718 83 % 77 %
0 0 0 981 0 0 981 90 % 44 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123
ARCABUCO 1.350 306 2 279 25
BELÉN 1.398 1.180 10 1.145 25
BERBEO 223 223 23 194 0
BOYACÁ 259 215 51 125 1
BRICEÑO 152 152 27 101 0
CALDAS 87 63 3 60 0
CAMPOHERMOSO 323 323 88 127 0
CERINZA 437 437 138 245 11
CHIQUINQUIRÁ 9.790 9.790 717 4.056 4.998
CHITARAQUE 1.723 218 62 137 19
CIÉNEGA 472 413 13 308 8
CÓMBITA 314 314 10 142 81
CUCAITA 316 316 55 229 2
DUITAMA 28.566 26.799 2.348 12.574 9.367
FLORESTA 348 348 3 305 19
GARAGOA 3.365 3.365 519 1.987 397
GUATEQUE 2.556 2.556 269 1.071 368
JENESANO 948 846 17 326 379
LA CAPILLA 413 413 34 316 16
MIRAFLORES 1.200 1.200 313 858 18
MONIQUIRÁ 2.850 2.750 300 1.088 998
MOTAVITA 145 145 44 77 2
NOBSA 2.333 2.237 299 1.752 122
NUEVO COLÓN 441 408 18 229 0
OICATÁ 83 61 12 47 0
PÁEZ 460 460 9 437 0
PAIPA 5.283 5.273 100 4.359 721
PUERTO BOYACÁ 8.877 8.796 1.802 5.212 1.601
RAMIRIQUÍ 1.526 1.517 17 612 163
RÁQUIRA 377 372 23 143 136
SÁCHICA 535 535 207 193 15
SAMACÁ 1.522 1.522 218 881 411
SAN EDUARDO 320 320 153 163 0
SAN JOSÉ DE PARE 409 409 26 313 6
SANTA ROSA DE VITERBO 1.718 1.718 82 1.124 399
SANTA SOFÍA 262 262 3 149 74
SANTANA 1.884 474 16 390 68
SOGAMOSO 25.898 25.898 1.281 17.170 6.503
SORA 143 143 31 73 13
SOTAQUIRÁ 1.014 1.014 675 306 28
SUTAMARCHÁN 409 409 5 130 219
SUTATENZA 292 292 24 168 26
TENZA 621 621 117 470 14
TIBANÁ 689 657 30 429 0
TIBASOSA 870 838 8 435 385
TINJACÁ 197 197 1 92 51
TOGÜÍ 1.427 163 2 145 16
TUNJA 42.747 40.906 5.064 11.134 16.761
TUNUNGUÁ 82 69 32 36 1
TURMEQUÉ 751 721 23 318 81
TUTA 858 858 170 641 27
VENTAQUEMADA 635 565 74 360 30
VILLA DE LEYVA 1.800 1.728 208 724 518
VIRACACHÁ 216 201 72 57 0
ZETAQUIRÁ 359 359 43 271 0
A N E XO S
página 135
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %
0 0 0 306 20 0 326 23 % 23 %
0 0 0 1.180 78 0 1.258 84 % 84 %
0 0 0 217 6 0 223 100 % 97 %
0 0 0 177 8 0 185 83 % 68 %
0 0 0 128 3 0 131 100 % 84 %
0 0 0 63 5 0 68 72 % 72 %
0 0 0 215 4 0 219 100 % 67 %
0 0 0 394 18 0 412 100 % 90 %
19 0 0 9.790 364 0 10.154 100 % 100 %
0 0 0 218 1 0 219 13 % 13 %
0 0 0 329 14 0 343 88 % 70 %
10 0 0 243 10 0 253 100 % 77 %
0 0 0 286 7 0 293 100 % 91 %
2.129 305 54 26.777 906 2 27.685 94 % 94 %
0 0 0 327 12 0 339 100 % 94 %
1 0 0 2.904 46 0 2.950 100 % 86 %
3 0 0 1.711 36 0 1.747 100 % 67 %
0 0 0 722 17 0 739 89 % 76 %
0 0 0 366 6 0 372 100 % 89 %
0 0 0 1.189 34 7 1.230 100 % 99 %
44 0 0 2.430 66 0 2.496 96 % 85 %
0 0 0 123 9 0 132 100 % 85 %
64 0 0 2.237 84 0 2.321 96 % 96 %
1 0 0 248 8 0 256 93 % 56 %
0 0 0 59 10 0 69 73 % 71 %
0 0 0 446 14 0 460 100 % 97 %
93 0 0 5.273 242 3 5.518 100 % 100 %
0 0 0 8.615 79 0 8.694 99 % 97 %
317 0 0 1.109 57 0 1.166 99 % 73 %
0 0 0 302 89 0 391 99 % 80 %
0 0 0 415 20 0 435 100 % 78 %
2 0 0 1.512 65 0 1.577 100 % 99 %
0 0 0 316 4 0 320 100 % 99 %
1 0 0 346 4 0 350 100 % 85 %
0 0 0 1.605 68 0 1.673 100 % 93 %
0 1 0 227 14 0 241 100 % 87 %
0 0 0 474 7 0 481 25 % 25 %
945 1 0 25.900 820 11 26.731 100 % 100 %
0 0 0 117 6 0 123 100 % 82 %
0 0 0 1.009 5 0 1.014 100 % 100 %
0 0 0 354 35 0 389 100 % 87 %
0 0 0 218 7 0 225 100 % 75 %
0 0 0 601 6 0 607 100 % 97 %
0 0 0 459 16 0 475 95 % 67 %
10 0 0 838 39 0 877 96 % 96 %
1 0 0 145 17 0 162 100 % 74 %
0 0 0 163 1 0 164 11 % 11 %
5.574 2.358 0 40.891 1.293 2 42.186 96 % 96 %
0 0 0 69 3 0 72 84 % 84 %
0 0 0 422 15 0 437 96 % 56 %
0 0 0 838 43 0 881 100 % 98 %
0 0 0 464 54 3 521 89 % 73 %
268 12 0 1.730 195 1 1.926 96 % 96 %
0 0 0 129 6 0 135 93 % 60 %
0 0 0 314 10 0 324 100 % 87 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069
ANSERMA 9.479 6.878 744 1.289 1.977
ARANZAZU 1.916 1.520 122 121 39
BELALCÁZAR 3.340 1.535 306 486 231
CHINCHINÁ 11.463 10.914 1.480 4.767 2.779
FILADELFIA 2.052 1.412 86 250 291
LA DORADA 17.359 17.152 3.212 9.787 2.419
LA MERCED 889 705 44 276 130
MANIZALES 101.431 101.431 6.943 23.115 35.039
MANZANARES 2.499 2.404 507 1.447 298
MARQUETALIA 4.886 4.886 1.028 2.281 267
NEIRA 7.196 3.641 494 1.534 1.567
NORCASIA 1.624 1.374 283 494 27
PALESTINA 5.148 3.701 767 988 134
RIOSUCIO 10.026 7.670 2.058 1.282 1.700
RISARALDA 2.446 1.533 292 559 173
SAN JOSÉ 1.671 567 89 285 1
SUPÍA 9.997 4.132 143 1.601 849
VICTORIA 1.332 1.325 584 497 193
VILLAMARÍA 14.098 11.815 1.699 4.202 5.074
VITERBO 3.702 3.702 868 950 881
CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319
FLORENCIA 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319
CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669
AGUAZUL 16.247 12.948 1.420 5.703 447
HATO COROZAL 2.983 1.724 228 647 23
MANI 2.785 2.785 798 1.306 28
MONTERREY 7.073 4.005 1.960 1.590 4
NUNCHÍA 2.197 2.024 217 677 4
OROCUÉ 3.607 1.998 581 773 31
PAZ DE ARIPORO 6.668 4.775 2.617 1.595 2
PORE 1.980 1.565 518 843 17
SABANALARGA 759 759 52 624 35
SAN LUIS DE PALENQUE 1.932 1.663 184 422 21
TÁMARA 1.762 1.762 189 262 5
TAURAMENA 4.804 4.726 2.204 1.572 503
TRINIDAD 3.597 2.138 758 852 6
VILLANUEVA 5.300 5.099 1.610 2.691 770
YOPAL 63.829 55.546 8.396 14.802 6.773
CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544
CAJIBÍO 998 921 266 233 0
CALOTO 9.652 2.490 1.356 135 17
CORINTO 5.719 4.239 1.380 1.221 93
EL TAMBO 1.331 1.242 438 304 7
GUACHENÉ 2.231 2.231 1.579 52 0
MIRANDA 7.785 7.333 2.489 2.299 19
MORALES 1.163 1.068 320 208 9
PADILLA 2.219 1.739 655 288 0
PATÍA 5.096 4.887 961 760 18
A N E XO S
página 137
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %
49 0 0 4.059 30 0 4.089 73 % 43 %
0 0 0 282 0 0 282 79 % 15 %
1 0 0 1.024 10 0 1.034 46 % 31 %
1.408 112 0 10.546 160 5 10.711 95 % 92 %
0 0 0 627 6 0 633 69 % 31 %
115 1 0 15.534 119 2 15.655 99 % 89 %
0 0 0 450 5 0 455 79 % 51 %
13.349 4.386 7.514 90.346 1.906 81 92.333 100 % 89 %
11 0 0 2.263 26 0 2.289 96 % 91 %
2 0 0 3.578 3 0 3.581 100 % 73 %
0 0 0 3.595 76 0 3.671 51 % 50 %
0 0 0 804 0 0 804 85 % 50 %
13 5 8 1.915 32 0 1.947 72 % 37 %
2 0 0 5.042 46 0 5.088 77 % 50 %
0 0 0 1.024 23 0 1.047 63 % 42 %
1 0 0 376 3 0 379 34 % 23 %
4 0 0 2.597 14 0 2.611 41 % 26 %
1 0 0 1.275 5 0 1.280 99 % 96 %
509 4 55 11.543 158 6 11.707 84 % 82 %
17 2 0 2.718 22 0 2.740 100 % 73 %
272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %
272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %
1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %
3 0 7 7.580 264 2 7.846 80 % 47 %
0 0 0 898 15 0 913 58 % 30 %
1 0 2 2.135 25 0 2.160 100 % 77 %
0 0 0 3.554 133 0 3.687 57 % 50 %
0 0 3 901 9 0 910 92 % 41 %
0 0 0 1.385 30 1 1.416 55 % 38 %
0 0 11 4.225 100 1 4.326 72 % 63 %
0 0 1 1.379 29 0 1.408 79 % 70 %
0 0 3 714 8 0 722 100 % 94 %
1 0 7 635 12 0 647 86 % 33 %
0 0 1 457 3 0 460 100 % 26 %
5 0 1 4.285 189 1 4.475 98 % 89 %
0 0 17 1.633 26 0 1.659 59 % 45 %
17 0 0 5.088 217 1 5.306 96 % 96 %
1.719 17 28 31.735 1.526 11 33.272 87 % 50 %
4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %
0 0 0 499 3 0 502 92 % 50 %
0 0 0 1.508 5 1 1.514 26 % 16 %
1 0 0 2.695 11 0 2.706 74 % 47 %
0 0 0 749 7 0 756 93 % 56 %
0 0 0 1.631 2 2 1.635 100 % 73 %
0 0 0 4.807 13 1 4.821 94 % 62 %
0 0 0 537 3 0 540 92 % 46 %
0 0 0 943 1 0 944 78 % 42 %
0 0 0 1.739 7 0 1.746 96 % 34 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
PIENDAMÓ 6.332 5.089 1.061 1.440 338
POPAYÁN 70.981 70.586 11.997 15.140 10.822
PUERTO TEJADA 10.449 9.265 310 2.338 2.060
ROSAS 683 625 196 125 4
SANTANDER DE QUILICHAO 21.188 15.239 2.486 4.256 1.977
SILVIA 2.368 1.745 311 429 176
TIMBÍO 4.623 4.401 1.312 962 4
TOTORÓ 410 326 148 42 0
VILLA RICA 3.741 3.741 1.458 1.083 0
CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290
AGUACHICA 18.830 16.612 8.146 5.556 1.673
AGUSTÍN CODAZZI 9.681 9.135 2.052 5.651 370
BECERRIL 2.512 2.492 960 1.424 0
BOSCONIA 6.679 5.995 1.253 1.188 78
CHIRIGUANÁ 3.890 3.701 1.125 809 1.097
CURUMANÍ 5.800 5.693 2.996 2.369 0
EL COPEY 5.436 4.408 1.756 519 0
EL PASO 7.436 6.860 2.243 799 0
GAMARRA 1.621 1.607 453 822 41
LA GLORIA 2.717 2.649 1.763 576 16
LA JAGUA DE IBIRICO 4.488 4.451 2.339 1.852 1
LA PAZ 4.499 1.650 894 657 6
MANAURE 4.299 4.299 1.536 2.068 341
PAILITAS 3.108 3.080 1.492 1.356 0
PELAYA 2.632 2.586 2.041 397 50
SAN ALBERTO 4.450 4.417 1.987 1.666 678
SAN DIEGO 3.144 3.019 1.815 848 7
SAN MARTÍN 2.254 2.248 801 1.070 93
TAMALAMEQUE 1.198 1.193 667 392 6
VALLEDUPAR 104.910 98.464 31.201 31.031 16.833
CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923
AYAPEL 5.710 5.699 2.075 1.627 56
BUENAVISTA 1.860 1.258 958 229 1
CANALETE 1.012 913 552 4 0
CERETÉ 14.350 14.287 5.159 6.282 1.349
CHIMÁ 688 634 471 107 0
CHINÚ 5.682 5.580 2.953 1.835 653
CIÉNAGA DE ORO 5.500 5.129 3.166 1.495 323
COTORRA 1.950 1.804 1.405 2 1
LA APARTADA 3.518 3.460 1.157 380 0
LORICA 10.950 10.187 5.703 2.860 629
LOS CÓRDOBAS 970 722 625 5 0
MOMIL 2.023 1.968 1.164 452 2
MONTELÍBANO 13.300 13.179 6.062 2.942 2.442
MONTERÍA 84.000 83.700 47.148 19.540 9.163
MOÑITOS 2.208 1.973 373 22 0
PLANETA RICA 9.500 9.391 3.723 3.875 1.329
PUEBLO NUEVO 3.000 2.280 1.130 754 54
PUERTO ESCONDIDO 1.001 869 371 5 0
PUERTO LIBERTADOR 3.279 2.426 996 198 0
PURÍSIMA 2.800 2.761 907 471 14
SAHAGÚN 11.765 11.698 4.748 4.660 1.724
SAN ANDRÉS SOTAVENTO 1.804 1.682 913 680 52
SAN ANTERO 5.976 4.136 2.067 899 114
SAN BERNARDO DEL VIENTO 2.476 2.229 933 184 6
A N E XO S
página 139
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
0 0 0 2.839 13 0 2.852 80 % 45 %
3.941 1.387 263 43.550 335 5 43.890 99 % 61 %
1 0 0 4.709 27 5 4.741 89 % 45 %
0 0 0 325 2 0 327 92 % 48 %
70 0 0 8.789 62 2 8.853 72 % 41 %
4 1 0 921 5 0 926 74 % 39 %
0 0 0 2.278 5 0 2.283 95 % 49 %
0 0 0 190 4 0 194 80 % 46 %
0 0 0 2.541 11 7 2.559 100 % 68 %
7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %
238 5 0 15.618 115 0 15.733 88 % 83 %
65 6 0 8.144 42 0 8.186 94 % 84 %
0 0 0 2.384 9 0 2.393 99 % 95 %
0 0 0 2.519 16 1 2.536 90 % 38 %
0 0 0 3.031 12 0 3.043 95 % 78 %
0 0 0 5.365 29 0 5.394 98 % 93 %
0 0 0 2.275 9 0 2.284 81 % 42 %
0 0 0 3.042 19 0 3.061 92 % 41 %
0 0 0 1.316 5 0 1.321 99 % 81 %
0 0 0 2.355 15 0 2.370 97 % 87 %
0 0 0 4.192 24 0 4.216 99 % 93 %
0 0 0 1.557 13 0 1.570 37 % 35 %
0 0 0 3.945 53 2 4.000 100 % 92 %
0 0 0 2.848 20 0 2.868 99 % 92 %
0 0 0 2.488 11 0 2.499 98 % 95 %
3 0 0 4.334 39 0 4.373 99 % 97 %
0 0 0 2.670 13 0 2.683 96 % 85 %
0 0 0 1.964 4 0 1.968 100 % 87 %
0 0 0 1.065 3 0 1.068 100 % 89 %
7.407 2.498 942 89.912 1.438 49 91.399 94 % 86 %
4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %
0 0 0 3.758 25 0 3.783 100 % 66 %
0 0 0 1.188 4 0 1.192 68 % 64 %
0 0 0 556 0 0 556 90 % 55 %
516 8 0 13.314 120 22 13.456 100 % 93 %
0 0 0 578 5 0 583 92 % 84 %
2 0 0 5.443 73 1 5.517 98 % 96 %
14 0 0 4.998 28 2 5.028 93 % 91 %
0 0 0 1.408 1 0 1.409 93 % 72 %
0 0 0 1.537 4 0 1.541 98 % 44 %
3 0 0 9.195 88 1 9.284 93 % 84 %
0 0 0 630 0 0 630 74 % 65 %
0 0 0 1.618 10 0 1.628 97 % 80 %
32 63 109 11.650 111 4 11.765 99 % 88 %
3.808 1.703 1.281 82.643 970 30 83.643 100 % 98 %
0 0 0 395 0 0 395 89 % 18 %
45 0 0 8.972 120 4 9.096 99 % 94 %
0 0 0 1.938 25 0 1.963 76 % 65 %
0 0 0 376 0 0 376 87 % 38 %
0 0 0 1.194 1 0 1.195 74 % 36 %
0 0 0 1.392 4 0 1.396 99 % 50 %
362 0 0 11.494 165 3 11.662 99 % 98 %
0 0 0 1.645 22 0 1.667 93 % 91 %
0 0 0 3.080 38 0 3.118 69 % 52 %
0 0 0 1.123 0 0 1.123 90 % 45 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
SAN CARLOS 1.200 1.078 710 71 1
SAN JOSÉ DE URE 897 894 620 5 0
SAN PELAYO 3.300 3.223 1.177 594 9
TIERRALTA 7.910 7.555 3.241 152 0
TUCHÍN 1.130 1.126 772 29 1
VALENCIA 5.586 5.333 1.670 206 0
CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974
AGUA DE DIOS 4.179 3.910 590 2.216 103
ALBÁN 741 540 27 302 26
ANAPOIMA 2.911 770 0 37 456
APULO 1.832 1.649 369 666 180
ARBELÁEZ 1.845 1.782 16 957 341
BELTRÁN 298 200 78 35 0
BITUIMA 326 285 17 106 21
BOJACÁ 1.510 1.510 83 1.061 211
CABRERA 402 386 22 285 0
CAJICÁ 15.856 15.856 755 4.798 6.433
CÁQUEZA 1.630 1.357 135 938 234
CHAGUANÍ 559 558 21 301 3
CHÍA 25.803 25.803 828 9.428 8.781
CHIPAQUE 550 467 4 130 306
CHOCONTÁ 24.600 1.808 193 1.098 3
COGUA 1.974 1.974 404 931 430
COTA 3.093 3.093 18 791 1.506
CUCUNUBÁ 396 396 11 196 108
EL COLEGIO 3.461 107 0 93 14
EL ROSAL 4.846 2.889 10 1.517 1.362
FACATATIVÁ 21.562 21.197 2.945 10.161 5.144
FOSCA 506 502 91 386 5
FUNZA 18.260 18.260 1.438 4.559 12.006
FÚQUENE 241 241 1 105 81
FUSAGASUGÁ 37.579 37.096 4.305 12.547 7.879
GACHANCIPÁ 2.098 2.098 97 625 397
GIRARDOT 29.578 29.089 3.695 8.825 6.877
GUACHETÁ 1.309 1.309 203 570 517
GUADUAS 5.160 5.043 1.167 3.011 96
GUASCA 12.109 747 3 152 103
GUATAQUÍ 733 519 249 54 2
GUAYABAL DE SIQUIMA 657 403 10 288 47
GUAYABETAL 945 863 29 332 1
JERUSALÉN 422 372 76 163 1
LA CALERA 3.775 2.443 15 1.624 756
LA MESA 8.354 3.627 1 1.887 1.442
LA PEÑA 593 443 59 204 9
LA VEGA 1.830 1.787 1 576 610
LENGUAZAQUE 761 761 26 620 103
MADRID 17.116 17.116 531 8.052 7.273
MEDINA 1.196 1.133 124 941 28
MOSQUERA 27.403 27.403 2.003 9.925 12.004
NARIÑO 1.234 637 210 267 1
NEMOCÓN 1.363 1.363 206 646 269
NILO 1.346 836 74 566 12
NIMAIMA 499 400 37 217 0
NOCAIMA 1.007 950 18 336 131
PACHO 24.485 2.922 573 1.369 711
PANDI 758 646 11 437 3
A N E XO S
página 141
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
0 0 0 782 3 0 785 90 % 65 %
0 0 0 625 0 0 625 100 % 70 %
0 0 0 1.780 18 0 1.798 98 % 54 %
0 0 0 3.393 7 0 3.400 96 % 43 %
0 0 0 802 10 0 812 100 % 71 %
0 0 0 1.876 5 0 1.881 95 % 34 %
27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %
0 0 0 2.909 26 0 2.935 94 % 70 %
0 0 0 355 0 0 355 73 % 48 %
261 16 0 770 22 0 792 26 % 26 %
0 0 0 1.215 6 0 1.221 90 % 66 %
88 2 0 1.404 23 0 1.427 97 % 76 %
0 0 0 113 0 0 113 67 % 38 %
0 0 0 144 2 0 146 87 % 44 %
5 0 0 1.360 92 0 1.452 100 % 90 %
0 0 0 307 2 0 309 96 % 76 %
2.551 752 239 15.528 368 14 15.910 100 % 98 %
2 0 0 1.309 55 0 1.364 83 % 80 %
0 0 0 325 1 0 326 100 % 58 %
4.262 1.425 925 25.649 848 4 26.501 100 % 99 %
0 0 0 440 29 0 469 85 % 80 %
0 0 0 1.294 1 0 1.295 7 % 5 %
209 0 0 1.974 80 1 2.055 100 % 100 %
141 348 158 2.962 114 1 3.077 100 % 96 %
0 0 0 315 32 0 347 100 % 80 %
0 0 0 107 0 0 107 3 % 3 %
0 0 0 2.889 39 0 2.928 60 % 60 %
2.880 0 0 21.130 458 5 21.593 98 % 98 %
0 0 0 482 20 0 502 99 % 95 %
249 0 0 18.252 479 7 18.738 100 % 100 %
0 0 0 187 8 0 195 100 % 78 %
7.033 410 1 32.175 296 0 32.471 99 % 86 %
10 0 0 1.129 40 0 1.169 100 % 54 %
1.086 127 0 20.610 339 3 20.952 98 % 70 %
0 0 0 1.290 19 0 1.309 100 % 99 %
127 0 0 4.401 27 1 4.429 98 % 85 %
0 0 0 258 0 0 258 6 % 2 %
0 0 0 305 0 0 305 71 % 42 %
0 0 0 345 0 0 345 61 % 53 %
0 0 0 362 24 0 386 91 % 38 %
0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 %
48 0 0 2.443 52 0 2.495 65 % 65 %
297 0 0 3.627 35 0 3.662 43 % 43 %
0 0 0 272 1 0 273 75 % 46 %
141 0 0 1.328 26 0 1.354 98 % 73 %
2 0 0 751 10 0 761 100 % 99 %
863 0 0 16.719 358 3 17.080 100 % 98 %
0 0 0 1.093 18 0 1.111 95 % 91 %
3.132 0 0 27.064 550 15 27.629 100 % 99 %
0 0 0 478 3 0 481 52 % 39 %
83 0 0 1.204 56 0 1.260 100 % 88 %
1 0 0 653 2 0 655 62 % 49 %
0 0 0 254 0 0 254 80 % 51 %
0 0 0 485 2 0 487 94 % 48 %
63 0 0 2.716 35 0 2.751 12 % 11 %
0 0 0 451 2 0 453 85 % 59 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
PARATEBUENO 1.256 1.106 231 676 28
PASCA 926 758 96 364 143
PUERTO SALGAR 4.075 3.933 1.940 766 179
PULÍ 422 372 76 163 1
QUEBRADANEGRA 229 229 18 122 7
QUETAME 709 557 25 453 50
QUIPILE 497 419 21 125 59
RICAURTE 3.563 2.903 763 166 523
SAN BERNARDO 1.878 1.104 105 644 119
SAN FRANCISCO 2.106 1.742 9 629 418
SAN JUAN DE RIOSECO 1.598 1.410 18 702 255
SASAIMA 1.169 933 14 414 145
SESQUILÉ 11.730 800 0 0 0
SIBATÉ 7.281 6.307 423 4.767 1.116
SILVANIA 2.481 2.421 99 883 675
SIMIJACA 1.644 1.504 324 575 571
SOACHA 171.941 155.241 27.310 84.708 43.222
SOPÓ 3.406 3.406 424 1.732 1.211
SUBACHOQUE 1.935 1.935 9 789 700
SUPATÁ 1.124 992 6 305 177
SUSA 518 518 35 247 117
SUTATAUSA 337 337 3 139 193
TABIO 2.704 2.704 30 1.021 1.331
TAUSA 290 170 39 66 64
TENJO 1.350 1.350 5 989 290
TIBACUY 455 417 1 210 3
TOCAIMA 3.898 3.735 566 1.615 555
TOCANCIPÁ 5.146 5.146 399 2.428 1.751
UNE 961 850 15 611 115
ÚTICA 1.287 949 279 375 0
VENECIA 615 597 15 374 24
VERGARA 699 671 90 328 2
VIANÍ 745 681 134 295 10
VILLA DE SAN DIEGO DE UBATÉ 6.431 6.431 1.307 3.477 1.410
VILLETA 5.426 5.117 752 2.534 775
YACOPÍ 16.672 850 71 609 0
ZIPACÓN 450 384 5 254 72
ZIPAQUIRÁ 23.622 23.622 3.042 11.141 6.637
GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36
SAN JOSÉ DEL GUAVIARE 5.648 4.760 2.053 1.117 36
HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190
AGRADO 1.526 1.506 805 388 7
AIPE 3.982 3.595 1.233 2.129 135
ALGECIRAS 4.325 4.288 1.550 1.692 72
ALTAMIRA 793 695 113 569 11
BARAYA 1.226 1.214 717 276 42
CAMPOALEGRE 7.909 7.852 3.628 3.082 497
GARZÓN 12.947 12.858 3.597 6.248 1.779
GIGANTE 6.216 6.134 2.125 3.192 120
GUADALUPE 1.949 1.693 604 860 59
HOBO 2.158 2.116 842 720 2
LA PLATA 8.361 8.111 2.270 3.865 1.052
NEIVA 120.944 119.297 24.280 53.014 12.376
PAICOL 942 914 186 533 100
A N E XO S
página 143
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
3 1 0 939 31 1 971 88 % 75 %
0 0 0 603 9 0 612 82 % 65 %
0 0 0 2.885 24 1 2.910 97 % 71 %
0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 %
0 0 0 147 0 0 147 100 % 64 %
0 0 0 528 34 0 562 79 % 74 %
0 0 0 205 1 0 206 84 % 41 %
159 2 0 1.613 29 0 1.642 81 % 45 %
0 0 0 868 5 0 873 59 % 46 %
1 0 0 1.057 1 0 1.058 83 % 50 %
1 0 0 976 2 0 978 88 % 61 %
1 0 0 574 3 0 577 80 % 49 %
0 0 0 0 0 0 0 7 % 0 %
1 0 0 6.307 153 13 6.473 87 % 87 %
105 3 0 1.765 27 1 1.793 98 % 71 %
4 0 0 1.474 64 3 1.541 91 % 90 %
0 1 0 155.241 1.716 29 156.986 90 % 90 %
39 0 0 3.406 142 1 3.549 100 % 100 %
9 3 0 1.510 39 0 1.549 100 % 78 %
1 0 0 489 2 0 491 88 % 44 %
0 0 0 399 15 0 414 100 % 77 %
1 0 0 336 10 0 346 100 % 100 %
319 3 0 2.704 110 0 2.814 100 % 100 %
1 0 0 170 10 0 180 59 % 59 %
6 0 0 1.290 60 0 1.350 100 % 96 %
0 0 0 214 4 0 218 92 % 47 %
2 0 0 2.738 51 0 2.789 96 % 70 %
355 0 0 4.933 133 11 5.077 100 % 96 %
0 0 0 741 54 0 795 88 % 77 %
0 0 0 654 0 0 654 74 % 51 %
0 0 0 413 2 0 415 97 % 67 %
0 0 0 420 0 0 420 96 % 60 %
0 0 0 439 0 0 439 91 % 59 %
129 0 0 6.323 238 2 6.563 100 % 98 %
25 1 0 4.087 36 0 4.123 94 % 75 %
0 0 0 680 2 0 682 5 % 4 %
3 0 0 334 15 0 349 85 % 74 %
2.741 2 0 23.563 660 2 24.225 100 % 100 %
0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %
0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %
7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %
0 0 0 1.200 1 0 1.201 99 % 79 %
3 0 0 3.500 19 0 3.519 90 % 88 %
0 0 0 3.314 28 0 3.342 99 % 77 %
0 0 0 693 0 0 693 88 % 87 %
0 0 0 1.035 9 0 1.044 99 % 84 %
0 0 0 7.207 39 1 7.247 99 % 91 %
212 1 1 11.838 80 0 11.918 99 % 91 %
2 0 0 5.439 30 0 5.469 99 % 88 %
0 0 0 1.523 3 0 1.526 87 % 78 %
0 0 0 1.564 7 1 1.572 98 % 72 %
4 0 0 7.191 94 0 7.285 97 % 86 %
6.959 1.469 114 98.212 1.365 24 99.601 99 % 81 %
0 0 0 819 11 0 830 97 % 87 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
PALERMO 5.597 5.290 1.661 2.447 472
PITAL 1.399 1.399 664 554 20
PITALITO 18.596 17.787 7.797 6.393 2.311
RIVERA 5.803 5.725 1.484 3.175 418
SAN AGUSTÍN 2.675 2.156 520 945 219
SUAZA 1.483 1.320 841 542 38
TARQUI 3.691 3.653 2.145 643 8
TELLO 2.257 2.252 1.354 578 75
TERUEL 1.519 1.480 379 732 112
TESALIA 2.652 2.605 1.739 605 36
TIMANÁ 2.521 2.422 1.144 907 58
VILLAVIEJA 2.111 2.070 1.200 648 1
YAGUARÁ 2.162 2.068 458 1.255 170
LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604
ALBANIA 5.299 2.811 688 829 0
BARRANCAS 5.771 5.310 804 2.761 801
DIBULLA 4.427 3.847 936 2.193 0
DISTRACCIÓN 2.283 1.805 460 941 186
EL MOLINO 1.745 1.552 361 634 135
FONSECA 11.243 8.781 3.835 2.313 1.958
HATONUEVO 3.275 2.970 738 946 480
LA JAGUA DEL PILAR 458 448 209 213 0
MAICAO 24.810 21.353 5.060 10.818 3.093
MANAURE 1.838 1.524 322 800 174
RIOHACHA 37.389 35.676 14.778 12.186 4.367
SAN JUAN DEL CESAR 9.537 7.849 2.403 2.699 1.603
URIBIA 2.157 2.111 501 857 33
URUMITA 2.050 1.795 758 980 9
VILLANUEVA 5.673 5.635 1.485 2.677 767
MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789
ALGARROBO 2.092 2.091 1.064 13 0
ARACATACA 6.616 6.433 2.214 3.868 1
CERRO SAN ANTONIO 1.201 1.201 971 101 0
CHIBOLO 2.693 2.693 1.009 120 0
CIÉNAGA 21.751 19.980 6.788 8.322 2.317
CONCORDIA 2.627 2.627 1.680 0 0
EL BANCO 7.543 7.510 3.464 1.904 544
EL PIÑÓN 2.581 2.581 1.740 288 0
EL RETÉN 3.014 3.014 2.086 406 0
FUNDACIÓN 13.868 13.561 8.311 3.362 934
PEDRAZA 1.556 1.556 889 65 0
PIVIJAY 7.525 7.524 2.809 1.997 215
PLATO 8.823 8.142 2.116 1.306 450
PUEBLOVIEJO 3.598 3.440 1.860 600 1
REMOLINO 1.091 1.091 332 392 0
SALAMINA 2.356 2.330 1.030 789 28
SANTA ANA 3.015 2.369 1.173 934 12
SANTA MARTA 127.419 125.648 24.055 31.483 33.280
SITIONUEVO 3.895 3.849 2.742 150 0
TENERIFE 2.774 2.774 1.049 117 0
ZAPAYÁN 828 828 522 0 0
ZONA BANANERA 9.715 9.393 5.495 2.166 7
META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777
ACACÍAS 27.982 23.998 4.110 9.554 5.089
A N E XO S
página 145
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
4 0 0 4.584 60 1 4.645 95 % 82 %
0 0 0 1.238 2 0 1.240 100 % 88 %
61 1 0 16.563 44 0 16.607 96 % 89 %
89 1 1 5.168 76 1 5.245 99 % 89 %
0 0 0 1.684 2 0 1.686 81 % 63 %
0 0 0 1.421 0 0 1.421 89 % 96 %
1 0 0 2.797 4 0 2.801 99 % 76 %
0 0 0 2.007 5 0 2.012 100 % 89 %
0 0 0 1.223 10 0 1.233 97 % 81 %
0 0 0 2.380 19 0 2.399 98 % 90 %
0 0 0 2.109 6 0 2.115 96 % 84 %
0 0 0 1.849 10 0 1.859 98 % 88 %
0 0 0 1.883 25 0 1.908 96 % 87 %
2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %
0 0 0 1.517 21 525 2.063 53 % 29 %
0 0 0 4.366 49 0 4.415 92 % 76 %
0 0 0 3.129 48 3 3.180 87 % 71 %
2 0 0 1.589 15 2 1.606 79 % 70 %
0 0 0 1.130 6 0 1.136 89 % 65 %
51 0 0 8.157 67 5 8.229 78 % 73 %
300 0 0 2.463 44 1 2.508 91 % 75 %
0 0 0 422 5 0 427 98 % 92 %
348 0 0 19.319 225 14 19.558 86 % 78 %
0 0 0 1.296 34 1 1.331 83 % 71 %
1.293 275 0 32.898 427 25 33.350 95 % 88 %
48 0 0 6.753 52 4 6.809 82 % 71 %
0 0 0 1.391 33 5 1.429 98 % 64 %
0 0 0 1.747 15 1 1.763 88 % 85 %
17 0 0 4.946 46 2 4.994 99 % 87 %
9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %
0 0 0 1.077 2 0 1.079 100 % 51 %
0 0 0 6.083 37 1 6.121 97 % 92 %
0 0 0 1.072 1 0 1.073 100 % 89 %
0 0 0 1.129 2 0 1.131 100 % 42 %
20 0 0 17.447 202 45 17.694 92 % 80 %
0 0 0 1.680 1 0 1.681 100 % 64 %
20 0 0 5.932 69 0 6.001 100 % 79 %
0 0 0 2.028 2 0 2.030 100 % 79 %
0 0 0 2.492 7 1 2.500 100 % 83 %
53 0 0 12.660 157 2 12.819 98 % 91 %
0 0 0 954 0 0 954 100 % 61 %
0 0 0 5.021 16 0 5.037 100 % 67 %
0 0 0 3.872 13 0 3.885 92 % 44 %
0 0 0 2.461 28 0 2.489 96 % 68 %
0 0 0 724 4 0 728 100 % 66 %
0 0 0 1.847 10 0 1.857 99 % 78 %
0 0 0 2.119 20 0 2.139 79 % 70 %
9.402 4.243 8.988 111.451 2.049 93 113.593 99 % 87 %
0 0 0 2.892 15 0 2.907 99 % 74 %
0 0 0 1.166 2 0 1.168 100 % 42 %
0 0 0 522 0 1 523 100 % 63 %
0 0 0 7.668 49 84 7.801 97 % 79 %
10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %
655 1 0 19.409 497 9 19.915 86 % 69 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
BARRANCA DE UPÍA 834 832 550 242 0
CABUYARO 1.098 976 439 149 0
CASTILLA LA NUEVA 2.176 1.723 431 414 631
CUBARRAL 945 913 399 501 5
CUMARAL 4.579 4.463 701 2.397 908
EL CASTILLO 960 826 439 195 0
EL DORADO 965 842 482 52 0
FUENTE DE ORO 1.450 1.157 298 548 6
GRANADA 13.004 10.088 1.638 5.821 1.462
GUAMAL 2.977 2.926 475 1.034 261
PUERTO CONCORDIA 727 551 335 18 0
PUERTO GAITÁN 1.415 1.368 245 712 9
PUERTO LLERAS 980 884 267 358 0
PUERTO LÓPEZ 3.460 3.249 1.147 1.980 100
PUERTO RICO 1.056 1.019 766 184 0
RESTREPO 3.902 3.839 1.099 826 1.190
SAN CARLOS DE GUAROA 1.665 1.663 987 468 2
SAN JUAN DE ARAMA 1.320 967 264 517 1
SAN MARTÍN 5.221 5.077 552 1.812 515
VILLAVICENCIO 121.452 120.126 21.897 35.772 45.598
NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848
PASTO 103.062 38.865 3.302 7.025 848
NORTE DE SANTANDER (11) 231.289 190.586 35.127 66.925 24.200
CHITAGÁ 2.438 1.257 229 778 1
CÚCUTA 139.358 121.529 18.518 44.992 17.114
EL ZULIA 5.173 978 0 0 0
LABATECA 1.679 582 4 355 0
LOS PATIOS 16.007 13.535 666 6.576 1.247
OCAÑA 26.840 22.770 11.024 6.994 3.151
PAMPLONA 12.687 12.046 1.216 2.154 1.438
SARDINATA 4.441 2.193 665 846 32
SILOS 1.466 508 30 264 0
TOLEDO 4.399 2.278 89 1.163 257
VILLA DEL ROSARIO 16.801 12.910 2.686 2.803 960
PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126
MOCOA 5.736 5.736 2.066 602 90
PUERTO ASÍS 8.900 8.540 3.238 1.086 36
PUERTO CAICEDO 1.050 929 292 250 0
QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027
ARMENIA 91.402 91.402 17.825 21.578 20.252
CALARCÁ 16.911 16.911 2.021 9.414 3.396
CIRCASIA 7.608 6.829 2.066 2.762 923
FILANDIA 3.636 2.498 479 1.413 344
LA TEBAIDA 7.777 7.777 1.682 5.264 329
MONTENEGRO 11.600 9.595 2.619 4.469 793
QUIMBAYA 13.613 7.803 987 4.818 838
SALENTO 2.308 1.258 102 814 152
RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051
APÍA 4.211 1.893 130 530 495
BALBOA 1.675 458 55 116 181
BELÉN DE UMBRÍA 7.444 3.629 79 1.124 875
DOSQUEBRADAS 59.891 59.501 6.570 20.937 20.437
GUÁTICA 4.338 2.162 205 782 203
LA CELIA 2.242 894 71 428 235
A N E XO S
página 147
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
0 0 0 792 32 0 824 100 % 95 %
0 0 0 588 7 0 595 89 % 54 %
0 0 0 1.476 29 0 1.505 79 % 68 %
0 0 0 905 25 0 930 97 % 96 %
0 0 0 4.006 152 1 4.159 97 % 87 %
0 0 0 634 8 0 642 86 % 66 %
0 0 0 534 6 0 540 87 % 55 %
0 0 0 852 10 0 862 80 % 59 %
180 0 0 9.101 170 0 9.271 78 % 70 %
4 0 0 1.774 46 1 1.821 98 % 60 %
0 0 0 353 5 0 358 76 % 49 %
0 0 0 966 71 0 1.037 97 % 68 %
0 0 0 625 11 0 636 90 % 64 %
0 0 0 3.227 75 0 3.302 94 % 93 %
0 0 0 950 3 0 953 96 % 90 %
23 2 0 3.140 125 1 3.266 98 % 80 %
0 0 0 1.457 10 0 1.467 100 % 88 %
0 0 0 782 7 0 789 73 % 59 %
3 0 0 2.882 42 0 2.924 97 % 55 %
9.978 3.424 639 117.308 3.956 23 121.287 99 % 97 %
0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %
0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %
8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 %
0 0 0 1.008 0 0 1.008 52 % 41 %
7.737 503 0 88.864 157 5 89.026 87 % 64 %
0 0 0 0 0 0 0 19 % 0 %
0 0 0 359 0 0 359 35 % 21 %
21 2 0 8.512 9 0 8.521 85 % 53 %
766 0 0 21.935 153 1 22.089 85 % 82 %
227 0 0 5.035 0 0 5.035 95 % 40 %
0 0 0 1.543 0 0 1.543 49 % 35 %
0 0 0 294 0 0 294 35 % 20 %
7 0 0 1.516 0 0 1.516 52 % 34 %
92 0 0 6.541 6 1 6.548 77 % 39 %
0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %
0 0 0 2.758 6 0 2.764 100 % 48 %
0 0 0 4.360 4 0 4.364 96 % 49 %
0 0 0 542 0 0 542 88 % 52 %
8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %
7.074 5.603 1.103 73.435 1.263 41 74.739 100 % 80 %
736 19 2 15.588 249 4 15.841 100 % 92 %
179 52 6 5.988 71 3 6.062 90 % 79 %
0 0 0 2.236 50 0 2.286 69 % 61 %
15 40 7 7.337 95 5 7.437 100 % 94 %
18 7 6 7.912 123 2 8.037 83 % 68 %
25 1 0 6.669 108 0 6.777 57 % 49 %
1 0 1 1.070 45 0 1.115 55 % 46 %
21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %
7 0 0 1.162 8 1 1.171 45 % 28 %
2 0 0 354 12 0 366 27 % 21 %
130 0 0 2.208 23 0 2.231 49 % 30 %
4.402 38 0 52.384 714 38 53.136 99 % 87 %
0 0 10 1.200 0 0 1.200 50 % 28 %
2 0 0 736 25 0 761 40 % 33 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
LA VIRGINIA 8.051 8.051 1.897 2.125 2.661
MARSELLA 4.779 2.787 486 1.368 415
PEREIRA 132.926 132.926 17.837 35.795 21.371
QUINCHÍA 8.074 2.842 310 447 714
SANTA ROSA DE CABAL 17.331 15.017 1.251 5.645 4.993
SANTUARIO 2.161 1.718 149 389 471
SANTANDER (35) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649
AGUADA 200 200 5 174 0
ALBANIA 108 99 3 86 3
BARBOSA 7.574 3.982 187 2.084 1.711
BARRANCABERMEJA 49.102 48.166 11.184 17.505 8.547
BOLÍVAR 3.908 290 18 178 94
BUCARAMANGA 144.100 141.459 13.178 21.810 37.014
CHIPATÁ 1.465 306 11 258 37
CURITÍ 1.620 1.474 260 444 4
EL CARMEN DE CHUCURÍ 693 693 220 401 14
EL PEÑÓN 433 433 52 331 1
FLORIÁN 438 385 49 317 10
FLORIDABLANCA 81.550 80.263 8.829 28.320 21.850
GIRÓN 31.691 30.802 8.464 10.078 10.011
GUEPSA 1.010 1.010 561 380 22
GUAVATÁ 447 447 22 422 0
JESÚS MARÍA 943 516 7 464 45
LA BELLEZA 591 580 89 368 8
LA PAZ 539 539 256 179 3
LEBRIJA 3.650 3.608 439 1.653 1.323
PÁRAMO 606 606 51 218 70
PIEDECUESTA 32.059 31.063 1.098 8.832 18.304
PINCHOTE 562 502 15 162 30
PUENTE NACIONAL 1.310 1.260 150 621 424
PUERTO WILCHES 5.011 4.888 3.244 1.188 332
RIONEGRO 1.158 1.151 500 603 0
SABANA DE TORRES 4.410 4.268 1.085 1.897 1.198
SAN BENITO 276 276 112 158 0
SAN GIL 12.544 7.645 17 695 598
SAN VICENTE DE CHUCURÍ 3.733 3.558 1.049 2.208 285
SOCORRO 7.097 6.328 223 1.788 611
SUAITA 1.002 1.002 99 492 234
SUCRE 2.959 86 19 43 24
VALLE DE SAN JOSÉ 727 727 0 1 0
VÉLEZ 5.372 2.736 615 1.109 764
VILLANUEVA 1.755 1.755 79 341 78
SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776
BUENAVISTA 2.244 1.619 1.268 264 0
CAIMITO 1.100 1.028 640 14 0
CHALÁN 618 514 502 4 0
COLOSÓ 1.500 1.458 543 0 0
COROZAL 12.431 12.338 6.334 5.294 406
COVEÑAS 4.500 2.700 1.388 1.109 38
EL ROBLE 1.040 1.009 584 3 0
GALERAS 2.824 2.718 1.940 671 84
LA UNIÓN 1.452 1.416 737 120 0
LOS PALMITOS 2.480 2.250 1.566 641 0
MORROA 2.300 2.100 1.398 589 37
A N E XO S
página 149
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
130 0 0 6.813 130 2 6.945 100 % 85 %
6 0 0 2.275 57 0 2.332 58 % 48 %
15.692 9.091 5.257 105.043 1.821 41 106.905 100 % 79 %
8 0 0 1.479 16 0 1.495 35 % 18 %
725 123 9 12.746 252 4 13.002 87 % 74 %
7 0 0 1.016 14 0 1.030 80 % 47 %
70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %
0 0 0 179 0 0 179 100 % 90 %
3 0 0 95 9 0 104 92 % 88 %
0 0 0 3.982 65 0 4.047 53 % 53 %
7.373 667 0 45.276 982 1 46.259 98 % 92 %
0 0 0 290 5 0 295 7 % 7 %
47.613 5.281 8.614 133.510 4.696 20 138.226 98 % 93 %
0 0 0 306 2 0 308 21 % 21 %
0 0 0 708 0 0 708 91 % 44 %
0 0 0 635 3 0 638 100 % 92 %
0 0 0 384 0 0 384 100 % 89 %
2 0 0 378 14 0 392 88 % 86 %
12.606 4.731 1.528 77.864 449 11 78.324 98 % 95 %
1.106 12 3 29.674 645 24 30.343 97 % 94 %
3 0 0 966 14 0 980 100 % 96 %
0 0 0 444 3 0 447 100 % 99 %
0 0 0 516 7 0 523 55 % 55 %
13 0 0 478 25 0 503 98 % 81 %
0 0 0 438 0 0 438 100 % 81 %
46 0 0 3.461 103 0 3.564 99 % 95 %
0 0 0 339 3 0 342 100 % 56 %
1.837 122 129 30.322 553 4 30.879 97 % 95 %
0 0 0 207 0 0 207 89 % 37 %
0 0 0 1.195 45 0 1.240 96 % 91 %
0 0 0 4.764 81 0 4.845 98 % 95 %
0 0 0 1.103 0 0 1.103 99 % 95 %
0 0 0 4.180 80 0 4.260 97 % 95 %
0 0 0 270 0 0 270 100 % 98 %
7 0 0 1.317 1 0 1.318 61 % 10 %
0 0 0 3.542 16 0 3.558 95 % 95 %
38 6 0 2.666 4 0 2.670 89 % 38 %
0 0 0 825 3 0 828 100 % 82 %
0 0 0 86 5 0 91 3 % 3 %
0 0 0 1 0 0 1 100 % 0 %
1 0 0 2.489 0 0 2.489 51 % 46 %
0 0 0 498 1 0 499 100 % 28 %
3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %
0 0 0 1.532 13 0 1.545 72 % 68 %
0 0 0 654 0 0 654 93 % 59 %
0 0 0 506 0 0 506 83 % 82 %
0 0 0 543 0 0 543 97 % 36 %
157 13 0 12.204 107 4 12.315 99 % 98 %
0 0 0 2.535 157 1 2.693 60 % 56 %
0 0 0 587 0 0 587 97 % 56 %
0 0 0 2.695 16 0 2.711 96 % 95 %
0 0 0 857 3 0 860 98 % 59 %
0 0 0 2.207 21 0 2.228 91 % 89 %
0 0 0 2.024 23 0 2.047 91 % 88 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
OVEJAS 2.625 2.270 1.390 661 51
PALMITO 1.035 789 741 1 0
SAMPUÉS 4.500 4.220 2.408 1.570 139
SAN BENITO ABAD 2.520 2.425 1.688 0 0
SAN JUAN DE BETULIA 2.100 2.015 1.223 745 19
SAN LUIS DE SINCÉ 7.550 6.193 4.390 1.026 398
SAN MARCOS 6.400 6.227 2.869 2.358 882
SAN ONOFRE 5.035 4.639 2.287 1.122 242
SAN PEDRO 3.271 3.112 2.341 674 44
SANTIAGO DE TOLÚ 6.300 5.477 2.288 1.844 695
SINCELEJO 61.535 61.460 32.342 18.779 5.727
TOLÚ VIEJO 1.357 1.301 848 415 14
TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673
ALVARADO 1.233 1.224 271 779 4
AMBALEMA 2.151 2.134 1.040 610 77
ANZOÁTEGUI 651 651 201 220 2
ARMERO 3.296 3.296 1.452 1.412 10
CAJAMARCA 2.720 2.674 198 1.392 547
CARMEN DE APICALÁ 3.284 3.231 243 1.739 416
CASABIANCA 2.371 1.097 174 268 0
CHAPARRAL 8.470 8.241 2.841 2.804 850
COELLO 1.486 1.468 403 720 38
COYAIMA 2.092 110 8 102 0
CUNDAY 1.416 1.052 237 447 8
DOLORES 1.688 1.267 221 296 22
ESPINAL 20.828 19.102 3.900 9.121 2.975
FALÁN 7.015 878 225 243 1
FLANDES 14.273 11.701 206 3.671 3.046
FRESNO 4.686 4.621 1.222 2.442 829
GUAMO 7.588 7.553 2.521 3.525 223
HERVEO 1.622 1.596 374 948 8
HONDA 8.129 7.062 1.774 3.714 596
IBAGUÉ 134.493 132.946 19.846 61.474 34.033
ICONONZO 1.386 1.289 357 723 7
LÉRIDA 5.135 5.067 1.239 3.370 98
LÍBANO 7.389 7.299 941 4.024 1.752
MARIQUITA 8.762 8.635 3.755 3.822 495
MELGAR 9.873 9.155 1.487 3.514 2.542
MURILLO 795 626 182 186 14
NATAGAIMA 2.971 2.761 799 1.230 221
ORTEGA 2.672 2.549 482 1.107 224
PALOCABILDO 4.698 1.041 191 346 113
PIEDRAS 1.397 1.387 692 567 0
PRADO 8.761 1.520 899 553 2
PURIFICACIÓN 33.173 6.277 3.429 2.089 132
ROVIRA 2.771 2.650 1.459 625 84
SALDAÑA 3.580 3.504 1.156 1.629 131
SAN ANTONIO 1.581 1.504 487 561 113
SAN LUIS 2.562 2.547 1.048 1.346 6
SANTA ISABEL 873 814 339 287 1
SUÁREZ 598 541 173 289 0
VALLE DE SAN JUAN 1.221 1.203 484 554 0
VENADILLO 2.564 2.475 1.137 1.202 6
VILLAHERMOSA 1.139 1.139 182 409 46
A N E XO S
página 151
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
0 0 0 2.102 22 0 2.124 86 % 80 %
0 0 0 742 3 0 745 76 % 72 %
56 0 0 4.173 40 2 4.215 94 % 93 %
0 0 0 1.688 0 0 1.688 96 % 67 %
0 0 0 1.987 13 0 2.000 96 % 95 %
35 0 0 5.849 52 1 5.902 82 % 77 %
0 0 0 6.109 83 2 6.194 97 % 95 %
8 0 0 3.659 25 0 3.684 92 % 73 %
0 0 0 3.059 41 1 3.101 95 % 94 %
178 0 0 5.005 137 0 5.142 87 % 79 %
2.971 445 272 60.536 774 24 61.334 100 % 98 %
0 0 0 1.277 16 3 1.296 96 % 94 %
11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %
0 0 0 1.054 7 1 1.062 99 % 85 %
0 0 0 1.727 6 1 1.734 99 % 80 %
0 0 0 423 1 0 424 100 % 65 %
0 0 0 2.874 15 0 2.889 100 % 87 %
0 0 0 2.137 35 0 2.172 98 % 79 %
61 32 0 2.491 48 0 2.539 98 % 76 %
0 0 0 442 3 0 445 46 % 19 %
3 0 0 6.498 56 1 6.555 97 % 77 %
3 0 0 1.164 5 0 1.169 99 % 78 %
0 0 0 110 19 1 130 5 % 5 %
0 0 0 692 4 0 696 74 % 49 %
0 0 0 539 0 0 539 75 % 32 %
509 1 1 16.507 159 12 16.678 92 % 79 %
0 0 0 469 2 0 471 13 % 7 %
2 0 0 6.925 46 1 6.972 82 % 49 %
1 0 0 4.494 43 0 4.537 99 % 96 %
10 0 0 6.279 32 1 6.312 100 % 83 %
0 0 0 1.330 10 0 1.340 98 % 82 %
97 1 0 6.182 72 1 6.255 87 % 76 %
10.586 1.621 269 127.829 1.466 43 129.338 99 % 95 %
0 0 0 1.087 17 0 1.104 93 % 78 %
0 0 0 4.707 26 0 4.733 99 % 92 %
250 0 2 6.969 77 1 7.047 99 % 94 %
45 1 0 8.118 81 3 8.202 99 % 93 %
209 166 2 7.920 189 0 8.109 93 % 80 %
0 0 0 382 7 0 389 79 % 48 %
0 0 0 2.250 6 1 2.257 93 % 76 %
0 0 0 1.813 10 0 1.823 95 % 68 %
0 0 0 650 7 0 657 22 % 14 %
0 0 0 1.259 4 0 1.263 99 % 90 %
3 0 0 1.457 13 0 1.470 17 % 17 %
1 0 0 5.651 24 0 5.675 19 % 17 %
0 0 0 2.168 6 0 2.174 96 % 78 %
5 0 0 2.921 22 0 2.943 98 % 82 %
0 0 0 1.161 5 0 1.166 95 % 73 %
0 2 0 2.402 15 0 2.417 99 % 94 %
0 0 0 627 5 0 632 93 % 72 %
0 0 0 462 2 0 464 90 % 77 %
0 0 0 1.038 7 0 1.045 99 % 85 %
0 0 0 2.345 21 1 2.367 97 % 91 %
0 0 0 637 10 0 647 100 % 56 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
USUARIOS DE
GAS NATURAL
EN COLOMBIA
2014
MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS
VILLARRICA 854 634 138 123 1
VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562
ALCALÁ 3.332 2.763 402 1.110 116
ANDALUCÍA 4.910 4.910 522 3.525 62
ANSERMANUEVO 4.963 3.496 942 1.488 256
BOLÍVAR 4.208 1.454 353 528 104
BUENAVENTURA 74.843 68.457 28.822 9.101 4.781
BUGALAGRANDE 5.526 3.495 838 1.563 515
CAICEDONIA 8.891 6.878 122 3.330 1.978
CALI 630.172 630.172 87.195 158.995 170.177
CALIMA 5.108 4.057 741 1.609 111
CANDELARIA 23.470 23.470 5.403 9.113 3.306
CARTAGO 38.085 38.085 4.453 10.345 13.319
EL CERRITO 15.492 15.492 4.409 7.250 549
EL DOVIO 2.950 2.280 534 706 75
FLORIDA 14.824 14.824 5.804 5.067 981
GINEBRA 5.220 4.201 853 2.047 398
GUACARÍ 8.272 8.272 1.528 5.157 79
GUADALAJARA DE BUGA 34.391 34.391 5.754 14.384 5.163
JAMUNDÍ 28.035 28.035 1.876 14.091 5.593
LA UNIÓN 8.703 8.703 4.755 2.209 344
LA VICTORIA 4.161 3.049 1.179 1.426 64
OBANDO 3.791 2.652 1.011 1.021 7
PALMIRA 95.340 95.340 5.652 45.797 18.510
PRADERA 11.880 11.880 3.707 4.812 1.169
RIOFRÍO 4.064 2.115 811 651 106
ROLDANILLO 9.933 9.174 2.294 3.876 1.199
SAN PEDRO 3.867 2.376 478 1.195 364
SEVILLA 11.401 8.883 1.928 3.674 1.618
TORO 4.240 3.014 551 1.087 243
TRUJILLO 5.015 2.729 375 947 352
TULUÁ 51.962 51.962 3.949 21.106 12.098
ULLOA 1.463 1.143 230 354 43
VERSALLES 2.519 1.374 291 290 305
VIJES 2.904 2.269 143 1.152 224
YOTOCO 4.353 3.009 132 314 45
YUMBO 24.934 24.934 4.460 10.816 2.393
ZARZAL 10.335 10.335 1.530 5.995 915
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
A N E XO S
página 153
4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA
0 0 0 262 2 0 264 74 % 31 %
72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 %
0 0 0 1.628 5 0 1.633 83 % 49 %
0 0 0 4.109 25 1 4.135 100 % 84 %
0 0 0 2.686 18 0 2.704 70 % 54 %
0 0 0 985 3 0 988 35 % 23 %
674 0 0 43.378 96 6 43.480 91 % 58 %
0 0 0 2.916 34 0 2.950 63 % 53 %
171 10 0 5.611 91 0 5.702 77 % 63 %
57.954 44.105 14.126 532.552 9.940 222 542.714 100 % 85 %
0 2 0 2.463 11 0 2.474 79 % 48 %
0 0 0 17.822 148 19 17.989 100 % 76 %
2.526 463 156 31.262 258 5 31.525 100 % 82 %
6 0 0 12.214 123 1 12.338 100 % 79 %
0 0 0 1.315 7 0 1.322 77 % 45 %
0 0 0 11.852 66 0 11.918 100 % 80 %
13 0 0 3.311 40 0 3.351 80 % 63 %
0 0 0 6.764 45 2 6.811 100 % 82 %
1.526 766 9 27.602 402 13 28.017 100 % 80 %
2.056 88 3 23.707 262 5 23.974 100 % 85 %
0 0 0 7.308 72 1 7.381 100 % 84 %
0 0 0 2.669 23 0 2.692 73 % 64 %
0 0 0 2.039 14 0 2.053 70 % 54 %
5.028 667 14 75.668 740 38 76.446 100 % 79 %
1 0 0 9.689 76 0 9.765 100 % 82 %
0 0 0 1.568 5 0 1.573 52 % 39 %
82 0 0 7.451 61 1 7.513 92 % 75 %
9 0 0 2.046 15 4 2.065 61 % 53 %
58 0 0 7.278 93 2 7.373 78 % 64 %
0 0 0 1.881 5 0 1.886 71 % 44 %
0 0 0 1.674 13 0 1.687 54 % 33 %
2.463 1.846 18 41.480 471 4 41.955 100 % 80 %
0 0 0 627 1 0 628 78 % 43 %
0 0 0 886 5 0 891 55 % 35 %
2 0 0 1.521 5 1 1.527 78 % 52 %
0 0 0 491 0 0 491 69 % 11 %
3 0 0 17.672 311 49 18.032 100 % 71 %
5 0 0 8.445 89 2 8.536 100 % 82 %
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
G L O S A R I O D E T É R M I N O S , S I G L A S
Y F A C T O R E S D E C O N V E R S I Ó N
GLOSARIO DE TÉRMINOS GLOSARIO DE TÉRMINOS
CONCEPTO DESCRIPCIÓN
A Aire propanado Gas perteneciente a la segunda familia de los gases combustibles con unamezcla de 60 % volumen de propano y 40 % volumen de aire.
B Benchmark Comparativo que se realiza para diferentes negocios que guardan ciertasimilitud o dentro de un mismo tipo de negocio, para diferentes empresas.
Ciclo abierto Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como
combustible, solo se da en primera fase en donde los gases de combustióndel gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad.
Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como
combustible. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustiónCiclo del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad;combinado en la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape,
mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de
C vapor para generar aún más electricidad.
Cobertura Cálculo porcentual determinado por los usuarios residenciales conectadosdividido entre la población potencial que puede atender una empresa
efectivaprestadora de servicios públicos.
Cobertura Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados, dividido entre la
población potencial que puede atender una empresa prestadora de serviciospotencial
públicos.
Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles
a los procesos industriales, normalmente energía eléctrica y energía térmica.
Coselles Sistema diseñado para el almacenamiento de GNC a altas presiones.
El déficit fiscal se puede definir simplemente como la diferencia negativa entre
Déficit Fiscal los ingresos y los egresos públicos en un tiempo determinado. O sea lo que seestá recaudando en términos de impuestos, retenciones, tasas y otrosconceptos, es menor de lo que se gasta en programas y servicios públicos,deudas del Estado, sueldos estatales, etc.
Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación,
D expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de unDistribución - sistema de distribución de gas. Es el agente encargado del transporte de gascomercialización combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras dede gas puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un
usuario. Además, estas empresas son comercializadores cuya actividad es elsuministro de gas combustible a título oneroso.
Distribución - Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación,
comercialización expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidadde energía de un sistema de distribución de energía eléctrica. Los distribuidores ejerceneléctrica simultáneamente las actividades de comercialización.
E EMBI + Emerging Markets Bond Index. Índice del mercado emergente basado en JP Morgan.
F Fracturamiento Proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado
bajo alta presión de hasta 20.000 psi para lograr la rotura artificial de la rocahidráulico
reservorio con el fin de aumentar la permeabilidad y la producción.
Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto o disuelto en el aceite crudo del
yacimiento. Este puede ser calificado como gas de casquete (Libre) o gas ensolución (Disuelto).
Cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles
Gas (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyascaracterísticas permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido
G combustibleen la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen,sustituyan o complementen.
Gas de areniscas Tight gas
Gas de lutitas Shale gas
Gas in situ Estimación del volumen total de gas en el subsuelo antes de que se haya obtenido
producción alguna. Incluye el gas ya descubierto y producido y estimaciones degas que aún no se ha descubierto a través de actividades futuras de exploración.
CONCEPTO DESCRIPCIÓN
Fuente de gas no convencional, se obtiene a partir de la
Gas metano extracción del metano contenido en las capas de carbón.Las técnicas para la extracción de gas proveniente de estos
de carbónyacimientos no convencionales difieren de aquellas utilizadasen los yacimientos convencionales de gas natural.
Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente
Gas licuado por propano y butano, extraído del procesamiento del gasnatural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas,
de petróleoque se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuyeprincipalmente en cilindros y redes urbanas.
Mezcla de gases de composición variable que se encuentra
en función del yacimiento del que se extrae. Está compuestoGas natural principalmente por metano en cantidades que comúnmente
pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases comonitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y
G trazas de hidrocarburos más pesados.
Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un
Gas natural líquido proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural600 veces con respecto a su volumen original. Se almacenaa -161 0C y a presión atmosférica en tanques criogénicosespeciales para baja temperatura.
Gas natural Gas natural cuya presión se aumenta a través de un procesovehicular de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.
Gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen
aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.
Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona
Gasoductos natural o jurídica que permite la conducción de gas de maneradedicados independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar
servicios de transporte a terceros.
Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona
Gasoductos natural o jurídica que se encuentra, por razones técnicasembebidos de operación, integrado a otros sistemas de transporte de
propiedad de una persona natural o jurídica diferente.
Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA.
Henry Hub Se utiliza como referencia para establecer los contratos defuturos del gas natural que son negociados en el New YorkMercantile Exchange - NYMEX -.
H Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que
son los que más abundan en estado natural. Los hidratos deHidratos de metano metano constituyen una fuente energética alternativa de gran
proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamenteduplican las reservas convencionales actualmente reconocidaspara los recursos energéticos fósiles.
Intensidad Cantidad de energía necesaria para producir una unidad
I energética de producto o riqueza.
Interconexión Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusivainternacional a la importación o exportación de gas natural.
Es un proceso utilizado para la planeación y administración
L Licencia ambiental de proyectos que asegura que las actividades humanas yeconómicas se ajusten a las restricciones ecológicas y derecursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clavepara promover el desarrollo sostenible.
OPACGNI Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad
O con plantas térmicas que utilicen gas natural importado.
Off shore Fuera o más allá de la costa marítima.
On shore Situado u ocure en tierra.
P Parejas de cargos Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperarlos costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo
reguladosy un cargo variable en diferentes proporciones.
A N E XO S
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GLOSARIO DE TÉRMINOS
CONCEPTO DESCRIPCIÓN
Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir
Pie cúbico el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un piecúbico de gas natural es igual a 1.000 unidades térmicasbritánicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.
Pozos A3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo
P que se perfora en un área geológicamente inexplorada.
Población activa Sumatoria de la población ocupada más la población desempleada.
Población en edad Personas ocupadas más personas desempleadas mayoresde trabajar de 16 años, o la población activa mayor de 16 años.
Población inactiva Personas que no tienen trabajo y tampoco lo están buscando.
Población ocupada Personas con empleo.
Los recursos minerales son una concentración u ocurrencia de
Recursos material de interés económico intrínseco en o sobre la cortezade la tierra en forma y cantidad en que haya probabilidadesrazonables de una eventual extracción económica.
Región Andina Incluye a Bogotá, los departamentos de Antioquia, Arauca,
Boyacá, Cundinamarca, Huila, Risaralda, Quindío, Caldas,Santander, Norte de Santander y Tolima.
Región Caribe Incluye los departamentos de La Guajira, Atlántico, Cesar,
Magdalena, Bolívar, Sucre y Córdoba.
Región Orinoquía Incluye los departamentos de Caquetá, Casanare, Meta y Guaviare.y Amazonía
Región Pacífica Incluye los departamentos de Valle del Cauca, Cauca, Nariño y Chocó.
Hace referencia a un gasoducto regional, o sistema regional
Regional de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se definencomo gasoductos o grupo de gasoductos del sistema nacionalde transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas,derivados de sistemas troncales de transporte.
Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán
recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas auna fecha dada.
Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis
de la información geológica y de ingeniería, se estima con
R razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas,a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y
Reservas probadas bajo las condiciones económicas operacionales y regulacionesgubernamentales existentes. Estas pueden clasificarseen reservas probadas desarrolladas y reservas probadas nodesarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburosen cantidades determinadas se consideran reservas probadasa partir de la declaración de comercialidad por parte de la ANHa través de actos administrativos.
Reservas probadas Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades dedesarrolladas producción y métodos operacionales existentes.
Volúmenes que se espera recuperar, bien a partir de nuevos
Reservas probadas no pozos en áreas no perforadas, o por la profundización de pozosdesarrolladas existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia
del desarrollo de nuevas tecnologías.
Volúmenes calculados a partir de información geológica e
Reservas no probadas ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificaciónde las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica,económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas comoprobadas.
Aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la
información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiereReservas probables que son más factibles de ser comercialmente recuperables,
que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas parasu evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 %de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores quela suma de las reservas probadas más probables.
GLOSARIO DE TÉRMINOS
CONCEPTO DESCRIPCIÓN
Aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información
geológica y de ingeniería sugiere que es menos seguraReservas posibles su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo
con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas,la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá
R al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidadesrealmente recuperadas sean iguales o mayores.
Riesgo país Hace referencia a la probabilidad de que un país, emisor de deuda,sea incapaz de responder a sus compromisos de pago de deuda,en capital e intereses, en los términos acordados.
Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales utilizadocomo un indicador de madurez térmica.
Sísmica Sistema de Transmisión Nacional (energía eléctrica).
S Shale oil/gas
Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shalegas/oil). La característica definitoria del shale es que no tiene lasuficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser
extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesariola aplicación de nuevas tecnologías.
TACC Tasa de crecimiento anual compuesto, se utiliza frecuentementepara describir el crecimiento sobre un periodo de tiempo dealgunos elementos del negocio.
Tasa desempleo Relación porcentual entre el número de personas desocupadasy la población económicamente activa .
Tasa empleo Relación porcentual entre la población ocupada y la poblaciónen edad de trabajar.
Tonelada equivalente Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos.de petróleo
Índice necesario para que un área sea prospectiva, el cual debe
TOC ser igual o superior al 2 %. Materiales orgánicos tales como fósilesde microorganismos y materia vegetal proporciona los átomos de
T carbono, oxígeno e hidrógeno, necesarios para crear gas natural
y petróleo.
Actividades ejecutadas por los transportadores desde un punto
de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional deTransporte de gas transporte y que reúnen las siguientes condiciones: 1. Capacidad de
decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte, siemprey cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y 2. Que realicela venta del servicio de transporte a cualquier agente mediantecontratos de transporte.
Transmisión Transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión.
Hace referencia a un gasoducto troncal o sistema troncal de
Troncal transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se define comogasoducto o grupo de gasoductos de un sistema de transporte,diámetros iguales o superiores a 16".
Usuarios anillados Usuarios que técnicamente están habilitados para conectarse
al servicio de gas natural, en caso de que así lo deseen.
Usuarios conectados Usuarios que adquirieron los derechos de conexión frente al
distribuidor de gas.
U Usuarios que reporta el Ministerio de Minas y Energía con base
en el catastro del municipio o la localidad, en algunos casos noUsuarios potenciales corresponde a fuente oficial. De igual manera, en el reporte se
ajustó la información publicada por Minminas, teniendo en cuentaque los usuarios potenciales deben ser iguales o superiores a losusuarios anillados y conectados.
Yacimientos Yacimientos que pueden ejecutarse o ser producidos a tasas
económicas de flujo, lo cual podrá llevar a la producción de ciertosconvencionales
volúmenes económicos de hidrocarburos.
YTodos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas
Yacimientosde flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la
no convencionalesaplicación de estimación, fracturamiento y recuperación.
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
ABREVIATURAS Y SIGLAS
CONCEPTO Descripción
Acipet Asociación Colombiana de Ingeniería de Petróleos
AIE Agencia Internacional de Energía
ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos
A ANI Agencia Nacional de Infraestructura
ANLA Autoridad Nacional de Licencias Ambientales
AOM Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento
ASE Áreas de Servicio Exclusivo
ASNE Áreas de Servicio No Exclusivo
bl Barril
BEO Boletín Electrónico de Operaciones
B Bm3 Billones de metros cúbicos
BP British Petroleum
Btu British thermal unit
CBM Coal Bed Methane
CCO Complejo Criogénico de Occidente
CDP Capacidad Disponible Primaria
Cenac Centro de Estudios de la Construcción y el Desarrollo Urbano Regional
Cepal Comisión Económica para América Latina y el Caribe
CFE Comisión Federal de Energía
CFI Corporación Financiera Internacional
CI Costo de interrupción del servicio de gas
CIF Cost Insurance and Freight
C CMMI Council of Mining and Metallurgical Institutions
CNE Comisión Nacional de Energía
CNO Consejo Nacional de Operación
CO2 Dióxido de carbono
COGB Centro de Operaciones del Gasoducto Ballena - Barrancabermeja
Conpes Consejo Nacional de Política Económica y Social
CPC Centro Principal de Control
CRE Comisión de Regulación de Energía
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
Cte. Corriente
CTL Coal To Liquid
DAFP Departamento Administrativo de la Función Pública
DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas
D DEA Data Envolvement Analysis (Análisis Envolvente de Datos)
DES Duración Equivalente de Interrupción del Servicio
DNP Departamento Nacional de Planeación
DTF Depósito a término fijo
Dt Cargo de distribución
EA Efectivo anual
Ecogas Empresa Colombiana de Gas
Ecopetrol Empresa Colombiana de Petróleos
EDS Estaciones de servicio
EEB Empresa de Energía de Bogotá
EIA Energy Information Administration (USA)
E E&P Contratos de exploración y producción de la ANH
EMBI + Emerging Markets Bond Index
ENAP Empresa Nacional del Petróleo
Enerca Empresa de Energía de Casanare
EPM Empresas Públicas de Medellín
ESMAP Energy Sector Management Assistance Program
ESP Empresa de Servicios Públicos
EUA Estados Unidos de América
ABREVIATURAS Y SIGLAS
CONCEPTO Descripción
FECF Fondo Especial Cuota de Fomento
FEN Financiera Eléctrica Nacional
FERC Federal Energy Regulatory Commission
F FMI Fondo Monetario Internacional
FNR Fondo Nacional de Regalías
FOB Free on Board
FSSRI Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos
Funseam Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental
Gasur Gases del Sur de Santander
Gbtud Giga british thermal unit per day
gal Galón
GOES Gas Original en Sitio
g/GJ Gramo contaminante por gigajoules de combustible consumido
GLP Gas Licuado de Petróleo
GNC Gas Natural Comprimido
G GN Gas Natural
GNI Gas Natural Importado
Gpc Giga pie cúbico
GNL Gas Natural Licuado (Liquid Natural Gas)
GNV o GNCV Gas Natural Vehicular
Gasoriente Gas Natural del Oriente
Gastol Gasoducto del Tolima
Gpcd Giga pie cúbico diario
GWh Gigawatts hora
H ha Hectárea
hp Horses Power (Caballos de Fuerza)
IANGV International Association for Natural Gas Vehicles
IEA International Energy Agency
IED Inversión Extranjera Directa en Colombia
IGAC Instituto Geográfico Agustín Codazzi
IGCC Integrated Gasification Combined Cycle
In Inch (pulgada)
INEI Instituto Nacional de Estadística e Informática de Perú
I IO Índice de Odorización
IPC Índice de Precios al Consumidor
IPLI Índice de Presión en Líneas Individuales
IPM Índice de Precios al por Mayor
IPP Índice de Precios al Productor
IRST Índice de Respuesta a Servicio Técnico
ISA Interconexión Eléctrica SA
IVA Impuesto al Valor Agregado
J JNT Junta Nacional de Tarifas
km Kilómetro/kilómetros
KNOC Korea National Oil Corporation
K Kpc Mil pies cúbicos
Kst Cargo de ajuste a la fórmula tarifaria
kV Kilovoltios
kWh Kilovatios hora
L l Litro/litros
m2 Metros cuadrados
m3 Metros cúbicos
M Mb Millones de barriles
Mbd Miles de barriles por día
Mbtu Millones de unidades térmicas británicas
MCIT Ministerio de Comercio, Industria y Turismo
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ABREVIATURAS Y SIGLAS
CONCEPTO Descripción
$000 Miles de pesos colombianos
$MM Millones de pesos colombianos
Mbep Millones de barriles equivalentes de petróleo
Mha Millones de hectáreas
Minminas Ministerio de Minas y Energía
o MME
Ml Millones de litros
mm Milímetros
M Mm3 Millón de metros cúbicos
Mm3d Millones de metros cúbicos por día
Mpcd Millón de pies cúbicos diarios
MRV Mercados Relevantes Virtuales
Mst Cargo promedio máximo por unidad
Mtep Millones de toneladas equivalentes de petróleo
m Metro/Metros
mv Mes vencido
MWh Megavatios hora
MW Megavatios
Naturgas Asociación Colombiana de Gas Natural
NBP National Balancing Point
NEV New Energy Vehicles
N NGV Natural Gas Vehicles
NSU Nivel de Satisfacción del Usuario
NTC Norma Técnica Colombiana
# Número
NYMEX New York Mercantile Exchange
OCG Opción de Compra de Gas
OEF Obligaciones de Energía Firme
O OIT Organización Internacional del Trabajo
OPACGNI Opción para participar en las asignaciones del cargo por confiabilidadcon plantas o unidades térmicas que utilicen gas natural importado.
Osinergmin Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú
OR Operador de Red
PAC Programa Anual de Caja
Pcd Pie cúbico día
PDOF Producción Disponible para Ofertar en Firme
PDVSA Petróleos de Venezuela SA
Pecsa Peruana de Combustibles SA
Pemex Petróleos Mexicanos
P PEN Plan Energético Nacional
PGN Presupuesto General de la Nación
PIB Producto Interno Bruto
PNG Pressurised Natural Gas (Gas Natural Presurizado)
PNI Programa de Nuevas Inversiones
PPI Producer Price Index
PQR Peticiones, Quejas y Reclamos
PwC Price Waterhouse Coopers
Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales
RSC Responsabilidad Social Corporativa
R R/P Relación reservas/producción
RSE Responsabilidad Social Empresarial
RTR Recursos Técnicamente Recuperables
ABREVIATURAS Y SIGLAS
CONCEPTO Descripción
SDL Sistema de Distribución Local
Servigas Servicios Públicos y Gas
SENER Secretaría de Energía de México
SGR Sistema General de Regalías
SIC Superintendencia de Industria y Comercio
SIN Sistema Interconectado Nacional
SNG Syntetic Natural Gas (Gas Natural Sintético)
SNT Sistema Nacional de Transporte
S SRT Sistema Regional de Transporte
SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios
STM Sistema de Transporte Masivo
STTMP Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros
STN Sistema de Transmisión Nacional (Energía Eléctrica)
STT Sistema Troncal de Transporte
SUI Sistema Único de Información
Surgas Surcolombiana de Gas
Surtigas Surtidora de Gas del Caribe
TACC Tasa de Crecimiento Anual Compuesto
TA Trimestre Anticipado
TEA Contratos de Evaluación Técnica de la ANH
Tep Tonelada equivalente de petróleo
TGI Transportadora de Gas Internacional
THT Tetra Hidro Tiofeno
T Tkc Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad
Tkv Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen
TOC Total Organic Carbon
t Tonelada
Tpc Tera pies cúbicos
Trim Trimestre
TRM Tasa Representativa del Mercado
TSO Operador del Sistema de Transporte
UPME Unidad de Planeación Minero Energética
U USA United States of America
US$ Dólares
US$ MM Millones de dólares
VIM Valle Inferior del Magdalena
V VMM Valle Medio del Magdalena
VSM Valle Superior del Magdalena
W WACC Weighted Average Cost of Capital
WTI West Texas Intermediate
RUT Reglamento Único de Transporte
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
FACTORES DE CONVERSIÓN
UNIDADES DE VOLUMEN UNIDADES DE MASA
Metro cúbico - m3 6,2898104 Barriles - bl Kilogramo - kg 2 Libras - lb
Metro cúbico - m3 264,28 Galones - gal Kilogramo - kg 0,001 Toneladas - t
Metro cúbico - m3 1.000 Litros - l Kilogramo - kg 35,274 Onzas - oz
Metro cúbico - m3 35,31467 Pies cúbicos - pc UNIDADES DE ENERGÍA
Metro cúbico - m3 61.024 Pulgadas cúbicas - in3 British Thermal Unit - Btu 252 Calorías - cal
Metro cúbico - m3 1,308 Yardas cúbicas - yd3 British Thermal Unit - Btu 1.055,06 Joules - J
British Thermal Unit - Btu 0,000000025 Tonelada de Petróleo - tep
British Thermal Unit - Btu 0,293072222 Watt hora - W h
PREFIJOS DECIMALES
PREFIJO FACTOR DE SÍMBOLOMULTIPLICACIÓN
Peta 10 15 P
Tera 10 12 T
Giga 10 9 G
Mega 10 6 M
Kilo 10 3 K
Billones 10 9 B
FACTORES DE CONVERSIÓN
ENTRE COMBUSTIBLES
PODERUNIDAD COMBUSTIBLE CALORÍFICO -
Mbtu (,)
Metro cúbico - m3 Gas natural 35,31
Tonelada Bagazo 452.000,00
Metro cúbico - m3 Biogás 18,00
Tonelada Carbón 30,40
Tonelada Coque de carbón 32,40
Tonelada Diésel 434.000,00
Kilovatio hora - kWh Electricidad 3,44
Tonelada Fuel oil 408.000,00
Galón GLP 93,57
Tonelada Gasolina de motor 452.000,00
Metro cúbico - m3 Leña 5,66
Tonelada Queroseno 441.200,00
(*) Se basa en supuestos de contenido energético.
Directorio sectorial
DIRECTORIO INTERNACIONAL
EMPRESA CIUDAD PAÍS DIRECCIÓN TELÉFONO
Asociación Brasileña de Empresas Distribuidoras de Gas -ABEGAS- Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - CEP: 20050-005 (21) - 3970-1001
Agencia Reguladora de EnergÍa y Saneamiento Básico de Río de Janeiro Rio de Janeiro Brasil Av. Treze de Maio, #23 (Edifício Dark) - Centro - (21) - 2332-6469
-AGENERSA - RJ - CEP 20031-902Agencia de Hidrocarburos Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - 20031-201 (21) - 3804-0000
A Agencia Nacional de Energía Eléctrica -ANEEL- Brasilia Brasil SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar (55) - 61-21928714
Agencia Nacional de Petróleo -ANP- Rio de Janeiro Brasil Avenida Río Branco #65-13 (55) - 21-21128370
Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329634
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos San José Costa Rica Apdo. 936 - 1000 - Sabana Sur (506) - 2200102
Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -ANSP- Panamá Panamá Vía España, Edificio Office Park (507) - 5084624
Cálidda Lima Perú Calle Morelli 150, C.C La Rambla – Torre 2, San (51) - 1 - 6149000Borja
CComisión Nacional de Energía -CNE- Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329618
Comisión Reguladora de Energía -CRE- México D. F. México Av. Horacio 1750, Colonia Los Morales (52) - 55 - 52831550
Enargas Buenos Aires Argentina Suipacha #636 (54) -11- 43252500
E Energy Information Administration National Energy Information Center, EI30 EnergyWashington Estados Unidos Information Administration, Forrestal Building, (1) -202/586 - 0727
Washington, DC 20585
G Gases del PacÍfico Lima Perú Calle Las Orquídeas 5-85 San Isidro, Edificio Fibra (51) 1 - 2012030
I International Asociation for Gas Natural Vehicles Auckland Nueva Zelanda PO Box 128446, Remuera, Auckland (64) - 9 - 523 3567
M Ministerio de Energía y Minas Guatemala Guatemala Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas (502) - 24424999
Ministerio de Industria, Energía y Minería Montevideo Uruguay Paysandú s/n esq. Av. Libertador Brig Gral Lavalleja (598) - 2 - 9008533
O
S
Olade Quito Ecuador Av. Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y (593) - 2 - 2598-122Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERG- Lima Perú Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar (51) - 1 - 2193409
SIGET San Salvador El Salvador 6ª 10ª Calle Poniente y 37 (503) - 22574412
Superintendencia de Competencia San Salvador El Salvador Edificio Madreselva 1er nivel (503) - 25236600
Superintendencia de Electricidad La Paz Bolivia Av. 16 de Julio (El Prado) 1571 (591) - 2 - 2312401
Superintendencia de Hidrocarburos La Paz Bolivia La Paz, BolÍvia Correo Central (591) - 2 - 2434000
A N E XO S
página 159
DIRECTORIO NACIONAL
EMPRESA CIUDAD DIRECCIÓN TELÉFONOS PÁGINA WEB
E M P R E S A S D I S T R I B U I D O R A S
Alcanos de Colombia Neiva Carrera 9 #7-25 (578) 8714416 www.alcanosesp.com
EPM Medellín Carrera 58 #42-125 Piso 12 (574) 83808080 www.epm.com.co
Espigas Moniquirá Calle 17 #5-46 (578) 7280742 www.espigas.net
Efigas
Caldas Manizales Av. Kevin Angel #70-70 (576) 8982323 www.efigas.com.co
Quindío Armenia Calle 15 norte #12-34 (5767) 7378000
Risaralda Pereira Av. 30 de Agosto #32B-41 (576) 3391430
Gases de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 #22-46 (577) 6228145 - 6228587 [email protected]
Gases del Caribe Barranquilla Carrera 54 #59-144 (575) 3306000 - 3612499 www.gasesdelcaribe.com
Gases del Cusiana Yopal Carrera 20 #18-66 (578) 6357951 [email protected]
Gases de La Guajira Riohacha Carrera 15 #14 C-33 (575) 7273464 - 7273343 [email protected]
Gases de Occidente Cali Centro comercial Chipichape Bodega 2, Piso 3 (572) 4187300 - 6847300 [email protected]
Gases del Oriente Cúcuta Avenida 0 #6-06 (5775) 5752545 [email protected]
Gas Natural Bogotá Calle 71 A #5-38 (571) 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.co
Gas Natural Cundiboyacense Bogotá Carrera 10 #9-08 (571) 8637966 EXT 116 [email protected]
Gas Natural del Cesar Bucaramanga Carrera 37 #37-27 (5776) 6437862 - 6437148 www.gasnacer.com
Gasoriente Bucaramanga Diagonal 13 #60 A-54 (5776) 6443888 - 6443382 [email protected]
Llanogas Villavicencio Calle 47 A #30-08 (578) 6643030 [email protected]
Madigas Acacías - Meta Carrera 23 #18-24 (578) 6569555 www.madigas.com.co
Metrogas Floridablanca Centro Comercial Cañaveral Local 165 (577) 6384526 - 6384935 [email protected]
Promesa Bucaramanga Calle 51 #23-62 (5776) 6477302 - 6478307 [email protected]
Surtigas Cartagena Calle 31 #47-30 (575) 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co
E M P R E S A S P R O D U C T O R A S
BP Exploration Company Colombia Ltd. Bogotá Carrera 9A #99-02 Piso 7 (571) 6284000 www.bogota.cpweb.bp.com
Canacol Energy Colombia SA Bogotá Calle 113 #7-45 Torre B Of 1501 (571) 6211747 www.canacolenergy.com
Chevron Texaco Petroleum Company Bogotá Calle 100 #7A-81 (571) 6107366 - (571) 2578400 www.texaco.com
Empresa Colombiana de Petróleos SA Bogotá Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 - (571) 2880071 www.ecopetrol.com.co
Equion Energia Ltd. Bogotá Carrera 9 A #99-02 Piso 7 (571) 6284700 www.equion-energia.com
Geoproduction Oil & Gas Company of Colombia Bogotá Calle 98 #22-64 Of 507 (571) 6360723 www.geoproduction.com
Hocol SA Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre A Piso 2 (571) 3174405 - (571) 3174404 www.hocol.com.co
Interoil Colombia E & P Bogotá Carrera 7 #114-43 Of 1202 (571) 6205450 www.interoil.com.co
Mercantile Colombia Oil And Gas Bogotá Avenida 7 #115-60 Zona F Of 506 (571) 6121464 - (571) 2145433 [email protected]
Pacific Stratus Energy Colombia Bogotá Calle 99 #9A-54 Torre 3 Of 1402 (571) 6283970 www.pacificrubiales.com.co
Perenco Colombia Ltda Bogotá Carrera 7 #71-52 Torre A Piso 12 (571) 3264800 www.perenco.com
Petrobras Colombia Limited Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre B Piso 17 (571) 3135000 - (571) 3135087 www.ecopetrol.com.co
Petróleos del Norte SA Bogotá Av. Calle 127 #6a-76 Of 503 (571) 16279621 www.petronor.com
Petrosantander (Colombia) Inc. Bogotá Calle 70 #7-60 Of 601 (571) 3451766 www.petrosantander.com.co
Unión Temporal Omega Energy Bogotá Carrera 9 #113-52 Edificio Torres Unidas 2, Pisos 9 y 21. (571) 7423338 www.omegaenergy.co
E M P R E S A S T R A N S P O R TA D O R A S
Coinogas Floridablanca Calle 31A #26-15, Of 711 Centro Empresarial (577) 6782165 http://coinogas.comLa Florida Cañaveral
Progasur Neiva Calle 7 #8-79, Edificio Centro Empresarial (578) 8714416 EXT 136, (578) 8710632 www.progasur.com.codel Huila Local 3
Promigas Barranquilla Calle 66 #67-123 (575) 3713444 - 3713555 www.promigas.com.co
TGI Bucaramanga Carrera 34 #41-51 (5776) 6320002 www.tgi.com.co
Transcogas Bogotá Calle 71 #11-10 Of 204 (571) 6090187 www.transcogas.com.co
Transmetano Medellín Calle 29 #41-105, Edificio S.O.H.O. Of 901 (574) 4447072 - 3317473 www.transmetano.com.co
Transoccidente Cali Calle 64 N #5 BN-146 Of 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.co
Transoriente Bucaramanga Carrera 27 #36-14 (5776) 6347177 - 6347234 www.transoriente.com.co
E N T I D A D E S G U B E R N A M E N TA L E S
Agencia Nacional de Hidrocarburos Bogotá Av. Calle 26 #59-65 Piso 2 (57+1) 593 17 17 www.anh.gov.co
Agencia Nacional de Infraestructura Bogotá Calle 24 A #59-42 Edificio T3 Torre 4 Piso 2. (571) 3791720 www.ani.gov.coCiudadela Empresarial Sarmiento Angulo.
Banco de la República Bogotá Entrada principal: carrera 7 #14-78 (571) 343 1111 www.banrep.gov.co
CREG Bogotá Av. Calle 116 #7-15. Edifico Cusezar Int. 2 Of. 901 (571) 6032020 - 018000512734 www.creg.gov.co
DANE Bogotá Carrera 59 #26-70 Interior I - CAN (571) 5978300 - (571) 5978399 www.dane.gov.co
Ministerio de Minas y Energía Bogotá Calle 43 #57-31 CAN (571) 220 0300 www.minminas.gov.co
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios Bogotá Carrera 18 #84-35 Piso 4 (571) - 6913005 www.superservicios.gov.co
Unidad de Planeación Minero Energética Bogotá Calle 26 #69D-91 Piso 9, Edificio Arrecife Torre 1 018000911729 - (571) 2220601 www.upme.gov.co
O T R A S E N T I D A D E S
CNO Gas Bogotá Avenida El Dorado #68 C-61, Of 532 (571) 6121464 - (571) 2145433 www.cnogas.org.co
Corficolombia Bogotá Carrera 13 #26-45 Piso 8 018000522238 - (571) 286 33 00 www.corficolombiana.com
Ecopetrol Bogotá Edificio Principal Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 www.ecopetrol.com.co
Gazel Bogotá Carrera 7 #75-51 (571) 3175353 www.terpel.com/en/home-Productos-y-Servicios/Industria-GNV
Naturgas Bogotá Calle 72 #10-70 Torre A Of 705 (571) 2124543 - (571) 2170713 www.naturgas.com.co
B I B L I O G R A F Í A
INFORME DEL SECTOR GAS
NATURAL 2014
D O C U M E N TO S
CONCEPTO Descripción
Alcanos de Colombia. Boletín Informativo de Tarifas número 2013-07.
ANH. Indicadores y estrategias 2014-2015
A ANH. Producción fiscalizada gravable. Marzo 2015.
ANH. XVIII Congreso Naturgas 2015
ANH. Contratos firmados Ronda Colombia 2014
Banco de la República de Colombia. Índice de precios al consumidor, 2014.
Banco de la República de Colombia. Deuda externa de Colombia. Febrero 2014.
Banco de la República de Colombia. Flujo de inversión extranjera directa en Colombia según país de origen, 2013.
B Banco de la República de Colombia. Informe sobre inflación. Marzo 2014.
Banco de la República de Colombia. Informe de la junta directiva al congreso de la república. Marzo 2014.
BP Statistical Review of World Energy, world book, 2015.
BP Statistical Review of World Energy Full Report, 2015.
C Corpresearch. Informe de riesgo país: Colombia. Abril 2013.
CREG. Resoluciones expedidas en junio - diciembre 2013 y enero - mayo 2014.
DANE. Comunicado de prensa, índice de precios al consumidor. Bogotá, abril 1 de 2014.
DANE. Importaciones enero 2014. Bogotá, marzo 10 de 2014.
D DANE. Exportaciones enero 2014. Bogotá, marzo 3 de 2014.
Dane. Producto interno bruto - Colombia: cuarto trimestre y total anual de 2013, base 2005. Bogotá, marzo 20 de 2014.
Departamento Nacional de Planeación. Desafíos del progreso económico de Colombia en los últimos años. Agosto 15 de 2013.
EIA. NYMEX coal futures near-month contract final settlement price, 2015.
EIA. WTI Spot Price FOB, 2015.
E Efigas. Componentes tarifarios año 2014.
Efigas. Consumo de gas natural año 2014.
Efigas. Subsidios y contribuciones año 2014.
Ministerio de Minas y Energía. Cobertura del Servicio de Gas Natural. Diciembre 2014.
M Ministerio de Minas y Energía. Consolidado Estadístico de Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular. Agosto 2014.
Ministerio de Minas y Energía. Producción Fiscalizada de Gas por Campo. Enero - diciembre 2014.
Ministerio de Minas y Energía. Relación de Vehículos Convertidos a Gas Natural Vehicular. Diciembre 2014.
N NGV Comunication Group. Prensa Vehicular. Marzo 2014.
Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por departamento, 2014.
Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por municipios, 2014.
S Sistema Único de Información. Subsidios y contribuciones por empresas, 2014.
Sistema Único de Información. Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural, 2014.
Sistema Único de Información. Estados financieros de las empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural, 2014.
Unidad de Planeación Minero Energética. Balance de Gas Natural en Colombia 2015-2023. Febrero 2015.
Unidad de Planeación Minero Energética. Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético 2050. Enero 2015.
UUnidad de Planeación Minero Energética. Precios de Gas Natural Vehicular Principales Ciudades, 2014. Unidad
de Planeación Minero Energética. Precios de Gasolina Corriente Principales Ciudades, 2014.
B I B L I O G R A
F Í A página
163
PÁGINAS WEB
CONCEPTO Descripción
A Agencia Nacional de Hidrocarburos, www.anh.gov.co
Asociación Colombiana de Gas Natural, www.naturgas.com.co
B Banco de la República, www.banrep.gov.co
British Petroleum, www.bp.com
Comisión de Regulación de Energía y Gas, www.creg.gov.co
C Corporación Financiera Colombiana SA, www.corficolombiana.com.co
Coinogas, www.coinogas.com
D Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas, www.dane.gov.co
Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, www.dian.gov.co
E Ecopetrol, www.ecopetrol.com.co
Energy Information Administration, www.eia.doe.gov
G Gazel, www.gazel.com.co
M Ministerio de Minas y Energía, www.minminas.gov.co
N NGV Group, www.ngvgroup.com
Prensa Vehicular, www.prensavehicular.com
P Promigas, www.promigas.com
Promotora de Gases del Sur SA ESP, www.progasur.com.co
Sistema de Información Minero Colombiano, www.simco.gov.co
S Sistema Único de Información, www.sui.gov.co
Superintendencia de Electricidad y Combustibles, www.sec.cl
Superintendencia Financiera, www.superfinanciera.gov.co
T The World Bank, http://data.worldbank.org
Transportadora de Gas del Interior, www.tgi.com.co
U Unidad de Planeación Minero Energética, www.upme.gov.co