informe del sector gas natural 2014
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INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CONTENIDO página 05 INTRODUCCIÓN página 09 RESUMEN EJECUTIVO página 19 CO N T E X TO ECONÓMICO página 27 E S TA D Í S T I C A S INTERNACIONALES D E L G A S N AT U R A L página 43 G A S N AT U R A L E N CO LO M B I A 28 CANASTA ENERGÉTICA 44 CIFRAS DEL SECTOR 29 RESERVAS 44 Exploración y reservas 30 PRODUCCIÓN 53 Producción y suministro 31 CONSUMO 57 Transporte de gas por redes 32 PRECIOS INTERNACIONALES 59 Distribución y comercialización 33 GAS NATURAL VEHICULAR 79 ESTUDIOS UPME 35 COMERCIO DE GNL 79 Balance de gas 2015–2023 36 CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA 83 Plan energético nacional Colombia: 40 CIFRAS NORTEAMÉRICA Ideario energético 2050 89 CIFRAS FINANCIERAS DE LAS EMPRESAS 90 Cifras consolidadas 91 Distribuidoras de gas natural 97 Transportadoras de gas natural página 101 página 117 T E M ÁT I C A S R E L E VA N T E S Y DE ACTUALIDAD PA R A E L S E C T O R A N E XO S 102 PRECIOS DEL GAS NATURAL 118 ACTUALIDAD REGULATORIA 2014-2015 102 Contexto 122 Normatividad Minminas 103 Marco regulatorio 123 Normatividad CREG 107 Evolución de precios en boca de pozo 128 DETALLE DE LA COBERTURA NACIONAL 109 REGULACIÓN AMBIENTAL PARA 154 GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE 109 Normatividad ambiental aplicable al sector 110 Aspectos relevantes de la licencia ambiental 110 Otros estudios conexos a la licencia ambiental 112 Requerimientos y periodos teóricos en el trámite de licencia ambiental y conexos 114 Impacto de trámites ambientales en proyectos de infraestructura de gas Y FACTORES DE CONVERSIÓN 158 DIRECTORIO SECTORIAL página 161 BIBLIOGRAFÍA INTRODUCCIÓN En este documento Promigas ofrece su décima sexta versión del Informe del sector Gas Natural, versión 2014 en este caso, con el que da continuidad a la tarea prioritaria de todos estos años de preparar un consolidado anual de la información actualizada de los avances durante el último año, así como la investigación y el estudio de aspectos de interés general para aportar y propender por la mejora de temas considerados complejos y que a pesar de los esfuerzos institucionales y privados pudieran haber generado afectaciones al sector. El informe se inicia con un Resumen ejecutivo que facilita el entendimiento general de los principales indicadores cuantitativos más representativos del gas natural en Colombia y continúa con el desarrollo de cuatro capítulos y sus anexos de soporte. El primer capítulo, Contexto económico, incluye las variables macroeconómicas que se consideran influyen en el direccionamiento del sector, algunas de forma directa y otras son indicadores que reflejan el resultado de la economía nacional. Las Estadísticas internacionales del gas natural, se ilustran en el segundo capítulo como un referente indispensable para establecer comparativos de magnitud y evolución de las cifras nacionales. Gas natural en Colombia, es el tercer capítulo conformado por dos secciones. La primera, contiene las Cifras del sector en toda la cadena del gas natural: exploración y reservas; producción y suministro; transporte; distribución y comercialización, e incluye al final los avances del GNL en Colombia. La segunda, permite dimensionar la visión de futuro del sector con base en dos Estudios UPME emitidos en el primer semestre de 2015 “Balance de gas 2015-2023” y el “Ideario energético 2050”. Con el cuarto y último capítulo se pretende institucionalizar en el informe el desarrollo de las Temáticas relevantes y de actualidad para el sector, con dos secciones especiales: la primera es el Precio del gas natural, por toda la importancia que tiene para el sector la entrada en vigencia de la regulación del precio de suministro, el cual representa un porcentaje significativo en la tarifa a usuario final, lo que genera la necesidad de análisis del impacto en la competitividad del gas natural frente a energéticos sustitutos. Una segunda temática que ha suscitado las opiniones de alerta del gremio y consecuentemente el interés por la comprensión de su alcance, es el proceso de gestión requerido por la Regulación ambiental, específicamente para la obtención de licencias ambientales en la construcción de infraestructuras de transporte de gas natural. RESUMEN EJECUTIVO INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CONTEXTO ECONÓMICO E CO N O M Í A D E CO LO M B I A CONCEPTO CRECIMIENTO DEL PIB BALANZA COMERCIAL - US$MM 2010 2012 2014 4,0 4,0 4,6 (772) 1.014 (9.234) 6.430 15.039 16.054 64.738 78.763 101.231 1.914 1.768 2.392 (6,4 %) (9,0 %) 24,2 % VARIACIÓN IPC - FIN DE AÑO 3,2 % 2,4 % 3,7 % VARIACIÓN IPP - FIN DE AÑO 4,4 % (3,0 %) 6,3 % DTF EA - FIN DE AÑO 3,5 % 5,2 % 4,4 % 11,3 % 10,2 % 9,1 % 172 112 192 INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA - US$MM DEUDA EXTERNA - US$MM TRM FIN DE AÑO $/US$ DEVALUACIÓN TASA DESEMPLEO EMBI+ (RIESGO PAÍS) TENDENCIA AVANCES _ _ _ _ Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda. EMBI+ (riesgo país) Latinoamérica-2014 C A L I F I C AC I Ó N C R E D I T I C I A L AT I N OA M E R I C A N A A Ñ O 2014 PUESTO # PAÍS PUNTAJE 1 CHILE 2 MÉXICO 3 PERÚ 4 BRASIL Baa2 5 PANAMÁ Baa2 6 COLOMBIA Baa2 7 URUGUAY Baa2 2.649 GRADO DE INVERSIÓN Aa3 A3 A3 GRADO DE ESPECULACIÓN 8 COSTA RICA Ba1 9 GUATEMALA Ba1 10 PARAGUAY Ba1 11 EL SALVADOR Ba3 12 BOLIVIA Ba3 13 REPÚBLICA DOMINICANA B1 14 HONDURAS B3 15 NICARAGUA B3 16 ECUADOR 17 ARGENTINA Caa1 18 CUBA Caa2 19 VENEZUELA Caa3 Fuente: Moody’s. B3 624 299 Venezuela Argentina Brasil Fuente: página web www.ambito.com 205 192 Uruguay Colombia 188 México 187 Panamá 171 Perú R E S U M E N E J EC U T I VO página 11 CIFRAS INTERNACIONALES C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N E L M U N D O REGIÓN 2010 2012 2014 ORIENTE MEDIO 2.777 2.814 2.819 EUROPA Y EURASIA 2.049 TENDENCIA AVANCES R E S E R VA S P R O B A D A S - Tp c 1.771 2.027 ASIA PACÍFICO 515 532 539 ÁFRICA 514 510 500 NORTEAMÉRICA 387 392 429 SUR Y CENTROAMÉRICA 266 271 271 _ _ PRODUCCIÓN - Gpcd EUROPA Y EURASIA 99 99 97 NORTEAMÉRICA 79 86 92 58 ORIENTE MEDIO 47 55 ASIA PACÍFICO 48 49 51 ÁFRICA 21 21 20 SUR Y CENTROAMÉRICA 16 17 17 _ _ _ CONSUMO - BILLONES DE m3 EUROPA Y EURASIA 108 104 98 NORTEAMÉRICA 82 87 92 ASIA PACÍFICO 55 62 66 ORIENTE MEDIO 38 42 45 SUR Y CENTROAMÉRICA 14 16 16 ÁFRICA 10 12 12 _ _ Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Participación por región en las cifras mundiales - año 2014 Oriente Medio Europa y Eurasia 43 % Asia Pacífico África 31 % 29 % 27 % Norteamérica Sur y Centroamérica 8% 8% Reservas-Tpc Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 6% 17 % 15 % 6% 4% Producción-Gpcd 5% INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CO N S U M O E N E RG É T I CO - M tep FUENTES DE ENERGÍA 2010 2012 2014 PETRÓLEO 4.042 4.133 4.211 CARBÓN 3.611 3.799 3.882 GAS NATURAL TENDENCIA AVANCES MUNDIAL 2.880 3.018 3.066 HIDROELECTRICIDAD 784 834 879 ENERGÍA NUCLEAR 626 560 574 RENOVABLES 168 243 317 1.040 1.013 1.024 GAS NATURAL 770 820 866 CARBÓN 567 472 489 ENERGÍA NUCLEAR 214 207 216 HIDROELECTRICIDAD 147 156 154 45 58 74 _ NORTEAMÉRICA PETRÓLEO RENOVABLES _ _ _ SUR Y CENTROAMÉRICA PETRÓLEO 286 304 327 HIDROELECTRICIDAD 159 165 155 GAS NATURAL 134 146 153 CARBÓN 27 30 32 RENOVABLES 11 15 22 5 5 5 ENERGÍA NUCLEAR _ _ Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Promedio de precios internacionales de combustibles 4,4 83,2 4,4 94,1 76,9 93,3 66,2 2,8 79,5 2010 2012 2014 Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts. 2010 2012 Petróleo WTI - US$/bl 2014 2010 2012 2014 Carbón 11.300 Btu - US$/t R E S U M E N E J EC U T I VO página 13 CIFRAS DE COLOMBIA C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N CO LO M B I A CONCEPTO 2010 2012 2014 112 131 113 25.973 18.259 40.499 TENDENCIA AVANCES EXPLORACIÓN POZOS A3 SÍSMICA - km EQUIVALENTES R E S E R VA S T O TA L E S - G p c PROBADAS 5.405 5.720 4.759 PROBABLES Y POSIBLES 1.653 1.310 1.156 PRODUCCIÓN-Gpc LLANOS ORIENTALES 818 775 684 LA GUAJIRA 251 220 187 68 78 74 4 6 8 CATATUMBO 2 2 2 CUENCAS MENORES 0 2 3 LLANOS ORIENTALES 232 377 525 LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 525 417 447 59 62 58 0 27 31 54 57 46 156 186 85 7.356 7.643 7.702 7 7 7 915 895 1.028 VALLE DEL MAGDALENA PUTUMAYO _ _ _ SUMINISTRO-Mpcd LA CRECIENTE GIBRALTAR OTROS LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN _ _ TRANSPORTE KILÓMETROS DE GASODUCTOS EMPRESAS TRANSPORTADORAS GAS TRANSPORTADO - Mpcd Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME. _ INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N CO LO M B I A CONCEPTO 2010 2012 2014 28 28 34 MUNICIPIOS ATENDIDOS 425 512 645 COSTA CARIBE 390 337 429 INTERIOR DEL PAÍS 471 519 578 TENDENCIA AVANCES DISTRIBUCIÓN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS CONSUMO REGIÓN-Mpcd CONSUMO SECTOR-Mpcd REGULADO 179 194 189 NO REGULADO 682 662 818 RESIDENCIAL 112 126 124 67 68 65 5.665.394 6.569.840 7.600.805 NO RESIDENCIALES 102.548 123.983 143.784 VEHÍCULOS 324.515 439.907 510.325 637 692 716 _ CONSUMO SECTOR REGULADO-Mpcd NO RESIDENCIAL _ _ NÚMERO DE USUARIOS RESIDENCIALES GNV ESTACIONES DE SERVICIO CONSUMO DE GNV-Mpcd COSTA CARIBE 16 15 35 INTERIOR DEL PAÍS 56 48 62 Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME. TARIFA PRO M E D IO A USUA RIO F IN A L $000 / fa c t u ra - m e s SECTOR COMERCIAL (300 m3) INDUSTRIAL REGULADO (25.000 m3) INDUSTRIAL NO REGULADO (300.000 m3) Fuente: CREG. 2010 2012 2014 240 311 352 19.902 24.682 28.713 175.002 191.397 220.955 TENDENCIA AVANCES _ _ _ R E S U M E N E J EC U T I VO página 15 Precios máximos de gas natural en boca de pozo - US$/Mbtu Primer semestre Segundo semestre 6,90 6,52 6,32 5,80 4,55 4,27 3,89 6,42 6,04 4,00 Liberado Liberado 2010 2012 La Guajira 2014 2010 2012 2014 Opón Fuente: Ecopetrol. Tarifa promedio a usuario final regulado $/factura - mes (20 m3) 28.623 25.038 16.780 9.277 2010 Residencial estrato 1 Residencial estrato 4 Residencial estrato 6 Fuente: SUI. 1.774 1.698 1.599 1.411 1.397 20.866 17.654 7.245 23.852 Precio del GNV - $/m3 2012 10.712 2014 772 2010 Máximo Mínimo Promedio Fuente: Gazel, UPME. 885 2012 1.487 985 2014 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CIFRAS FINANCIERAS CO N S O L I DA D O C I F R AS F I N A N C I E R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S BALANCE GENERAL 2010 2012 2014 DISTRIBUIDORAS 4.940.600 6.223.050 6.900.002 TRANSPORTADORAS 6.906.428 8.452.597 9.652.834 DISTRIBUIDORAS 2.030.222 2.788.604 3.703.967 TRANSPORTADORAS 3.938.831 3.956.811 5.135.968 TENDENCIA AVANCES ACTIVO PA S I VO PAT R I M O N I O DISTRIBUIDORAS 2.910.379 3.434.447 3.196.035 TRANSPORTADORAS 2.967.597 4.495.785 4.516.866 _ Fuente: SUI. Estructura del balance Sector gas - año 2014 Transportadoras Distribuidoras 5% 24 % 11 % 20 % 48 % 89 % 76 % 34 % 47 % 46 % Activo corriente Activo no corriente Fuente: SUI. Pasivo corriente Pasivo no corriente Patrimonio neto R E S U M E N E J EC U T I VO página 17 CO N S O L I DA D O C I F R AS F I N A N C I E R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S ESTADO DE RESULTADOS 2010 2012 2014 3.239.884 4.301.986 4.830.347 TRANSPORTADORAS 876.547 1.059.631 1.532.771 DISTRIBUIDORAS 508.612 477.266 529.621 TRANSPORTADORAS 274.832 451.640 788.208 TENDENCIA AVANCES INGRESO OPERACIONAL DISTRIBUIDORAS UTILIDAD OPERACIONAL _ U T I L I D A D N E TA DISTRIBUIDORAS 621.109 642.824 582.004 TRANSPORTADORAS 357.185 509.317 326.133 Fuente: SUI. Indicadores financieros Sector gas - año 2014 54 % 51 % 53 % Distribuidoras Transportadoras 21 % 12 % 11 % Margen neto Margen operacional Endeudamiento Fuente: SUI. Rentabilidad Del patrimonio Del activo 21 % 19 % Distribuidoras Transportadoras 12 % 10 % 8% 8% 4% 2010 18 % 11 % 8% 7% 5% 2012 2014 2010 2012 2014 Fuente: SUI. CONTEXTO ECONÓMICO INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 P RO D U C TO I N T E R N O B R U TO CO LO M B I A N O - VA R I AC I Ó N A N UA L ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014* 0,2 2,1 2,5 5,2 2,3 10,6 14,5 5,6 4,9 (0,2) AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS INDUSTRIA MANUFACTURERA 1,8 4,7 (1,1) (1,2) 0,2 SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 3,9 3,0 2,1 4,9 3,8 (0,1) 8,2 6,0 9,8 9,9 5,2 6,7 4,3 4,3 4,6 CONSTRUCCIÓN COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 6,2 6,6 4,9 3,1 4,2 SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 3,6 6,7 5,0 4,6 4,9 SERVICIOS SOCIALES 3,6 3,1 5,0 5,3 5,5 PRODUCTO INTERNO BRUTO 4,0 6,6 4,0 4,3 4,6 TENDENCIA Fuente: DANE. *2014, Cifras preliminares (DANE). En el periodo en estudio 2010-2014, la economía colombiana creció a un ritmo muy cercano al 5 % promedio anual, cifra soportada por los altos precios del petróleo y por el desempeño del sector de la construcción. El crecimiento en los precios del petróleo se dio hasta el primer semestre de 2014 y los incrementos que reflejó el sector de la construcción, próximos al 10 %, ocurrieron durante los años 2013 y 2014. PIB-2014 PIB per cápita colombiano cifras en US$/año Servicios financieros y empresariales 20 % Servicios sociales 7.284 Comercio, restaurantes y hoteles 25 % 15 % 24 % 7% 7.930 8.066 7.930 6.309 Industrias manufactureras Impuestos Explotación de minas y canteras 10 % 12 % Otras actividades 11 % 2010 Fuente: DANE. 2011 2012 2013 2014(p) Fuente: DANE. 4,6 % 3,7 % Fortalecimiento del dólar Crecimiento del PIB de Colombia. Latinoamérica creció en promedio 1,1 % Inflación de 2014 supera la meta del Gobierno. En 2016 se espera convergencia hacia el 3 % En 24 %, TRM al cierre de 2014 de $2.392, la más alta del último quinquenio CONTEXTO ECONÓMICO página 21 CO M E RC I O E X T E R I O R - C I F R AS E N U S $ M M CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA EXPORTACIONES (FOB) PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS 16.502 28.421 31.559 32.481 28.927 CARBÓN 6.015 8.397 7.805 6.688 6.810 CAFÉ 1.884 2.608 1.910 1.884 2.473 967 827 881 680 641 FERRONÍQUEL OTROS 14.346 16.662 17.970 17.089 15.945 TOTAL EXPORTACIONES 39.713 56.915 60.125 58.822 54.795 IMPORTACIONES (CIF) BIENES DE CONSUMO 9.004 11.315 12.941 13.122 14.251 BIENES INTERMEDIOS Y MATERIAS PRIMAS 17.158 22.637 25.580 25.691 27.977 BIENES DE CAPITAL TOTAL IMPORTACIONES 14.324 20.280 20.591 20.567 21.800 40.486 54.232 59.111 59.381 64.029 (772) 2.683 1.014 (559) (9.234) BALANZA COMERCIAL TOTAL BALANZA Fuente: Banco de la República. El petróleo y la minería en Colombia se han convertido en la mayor fuente de ingresos para el país, 66,4 % de las exportaciones pertenecen a estos sectores. Adicionalmente, las exportaciones no tradicionales, que en el año 2000 alcanzaban una participación de 47,2 %, a partir de 2011 solo llegan en promedio anual a 29 %. La caída de los precios internacionales del petróleo, iniciada a mediados de 2014, trajo consigo un descenso en los montos de las exportaciones de este energético. Lo anterior ocasionó que el déficit comercial del país, el cual a 2013 se mostraba incipiente, se agudizara en el último año. Exportaciones (FOB) Importaciones (CIF)-2014 36 % 29 % 30 % 29 % 29 % 71 % 70 % 71 % 71 % 64 % 11 % 22 % 20 % 12 % Bienes de consumo Combustibles, lubricantes y conexos 3% 32 % Materias primas y productos intermedios Materiales de construcción 2010 2011 2012 2013 Bienes de capital 2014 Equipo de transporte Tradicionales No tradicionales Fuente: DANE. Fuente: DANE. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 I N V E R S I Ó N E X T R A N J E R A D I R E C TA E N CO LO M B I A - C I F R AS E N U S $ M M ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014 SECTOR PETRÓLEO 3.080 4.700 5.471 5.112 4.837 OTROS SECTORES: 3.350 9.948 9.568 11.088 11.216 INDUSTRIA MANUFACTURERA 210 1.214 1.985 2.590 2.928 SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 916 1.160 1.077 1.606 2.478 TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES (356) 1.760 1.245 1.386 1.921 EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS 1.838 2.480 2.474 2.977 1.582 COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 221 2.546 1.339 1.136 840 CONSTRUCCIÓN 302 444 401 378 661 43 381 672 395 458 199 SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA SERVICIOS COMUNALES TOTAL IED 58 156 26 296 118 (193) 349 324 150 6.430 14.648 15.039 16.200 16.054 TENDENCIA Fuente: Banco de la República. La inversión extranjera directa -IED- en Colombia durante 2014 sufrió un decrecimiento de 4,5 % con respecto al año anterior, cuando se alcanzó un máximo histórico para esta cifra. El sector que más contribuyó a la desaceleración de esta variable macroeconómica fue Explotación de minas y canteras, que presentó un descenso de 46 %, al pasar de 2.916 a 1.582 US$MM. En el país, durante el último quinquenio, la IED se ha soportado, principalmente, en el auge o las bonanzas del sector petrolero. Sin embargo, en los últimos dos años se ha visto un incremento de la IED con destino a otros sectores de la economía colombiana, como son la industria manufacturera y los servicios financieros y empresariales, especialmente. IED en Colombia IED según país de origen-2014 14 % 30 % 17 % 12 % 45 % 10 % 12 % 27 % 27 % 18 % 13 % 16 % 15 % 24 % 7% 7% 3% 14 % 13 % 2010 Sector petróleo 2014 Industria manufacturera Servicios financieros y empresariales Transporte, almacenamiento y comunicaciones Explotación de minas y canteras Otros sectores Fuente: Banco de la República. Suiza Inglaterra Panamá Bermudas Estados Unidos Otros países España Fuente: Banco de la República. CONTEXTO ECONÓMICO página 23 P R I N C I PA L E S I N D I C A D O R E S D E L A E CO N O M Í A CO LO M B I A N A CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 1.898 1.848 1.798 1.869 2.001 TRM - $/US$ PROMEDIO AÑO FIN DE AÑO DEVALUACIÓN 1.914 1.943 1.768 1.927 2.392 (6,4 %) 1,5 % (9,0 %) 9,0 % 24,2 % 3,2 % 3,7 % 2,4 % 1,9 % 3,7 % 4,4 % 5,5 % (3,0 %) (0,5 %) 6,3 % VARIACIÓN IPC FIN DE AÑO VARIACIÓN IPP FIN DE AÑO DTF EA PROMEDIO AÑO 3,7 % 4,1 % 5,3 % 4,3 % 4,1 % FIN DE AÑO 3,5 % 5,2 % 5,2 % 4,0 % 4,4 % 64.738 75.568 78.763 91.879 101.231 11,3 % 10,4 % 10,2 % 9,7 % 9,1 % 172 195 112 166 192 TOTAL DEUDA EXTERNA - US$MM FIN DE AÑO INDICADORES SOCIALES TASA DESEMPLEO RIESGO PAÍS EMBI+ Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda. TENDENCIA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 El Gerente del Banco de la República afirma que la subida del dólar en el año 2014 se basa en tres razones: la primera, que el peso estaba extremadamente revaluado; la segunda, el fortalecimiento del dólar frente a otras monedas del mundo, y la tercera, la fuerte caída de los precios del petróleo, siendo Colombia un país exportador de este energético. Deuda externa como porcentaje del PIB 23% % 36 Pública Privada 23 % 21 % 24 % 27 % 9% 10 % 9% 10 % 11 % 14 % 13 % 12 % 14 % 16 % 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: Banco de la República. TRM - $/US$ Fin de mes Devaluación 2.500 10 % 2.400 8% 2.300 6% 2.200 4% 2.100 2% 2.000 0% 1.900 (2 %) 1.800 (4 %) 1.700 (6 %) 1.600 1.500 (8 %) ene 10 abr 10 jul 10 Fuente: Banco de la República. oct 10 ene 11 abr 11 jul 11 oct 11 ene 12 abr 12 jul 12 oct 12 ene 13 abr 13 jul 13 oct 13 ene 14 abr 14 jul 14 oct 14 CONTEXTO ECONÓMICO página 25 PR OY ECCIONE S CIFR AS M AC RO ECONÓMI CA S 2015 CONCEPTO PIBI NFLACIÓN TRM FIN DE AÑO $/US$ DTF NOMINAL DÉFICIT FISCAL TASA DE DESEMPLEO ANALISTAS LOCALES ALIANZA VALORES3 ,50 %3 ,30 %2 .600 4,20 %2 D4 ,80 %9 ,00 % ANIF3 ,80 %3 ,20 %N ,20 %2 ,80 %9 ,70 % BANCO DE BOGOTÁ4 ,00 %3 ,06 %2 .315 4,49 %2 ,80 %9 ,30 % BANCOLOMBIA3 ,90 %3 ,41 %2 .350 4,20 %2 ,60 %8 ,10 % BBVA COLOMBIA3 ,60 %3 ,50 %2 .355 4,09 %2 ,80 %9 ,40 % BGT PACTUAL3 ,90 %3 ,30 %2 .250 2,80 %8 ,00 % CORFICOLOMBIANA4 ,80 %3 ,20 %2 .000 4,75 %2 ,80 %N D CORPBANCA4 ,30 %3 ,17 %2 .250 4,75 %2 ,30 %8 ,70 % CORREDORES A SOCIADOS3 ,00 %3 ,62 %2 .475 3,90 %N DN D CREDICORP CAPITAL3 ,70 %3 ,30 %2 .250 4,30 %1 ,70 %9 ,00 % ND DAVIVIENDA 3,50 %3 ,62 %2 .300 4,15 % 3,00 %8 ,50 % FEDESARROLLO 3,90 %3 ,40 %2 .400 ND 2,90 %N D ULTRABURSÁTILES4 ,00 %3 ,14 %2 .480 4,70 % PROMEDIO3 ,84 %3 ,32 %2 .335 4,34 %2 ,66 %8 ND 9,00 % ,87 % CITIBANK 3,80 %3 ,30 %2 .500 4,50 %2 ,90 %9 ,50 % DEUTSCHE BANK 3,80 %3 ,80 %2 .570 ND 3,00 %N D GOLDMAN SACHS 3,20 %3 ,50 %2 .317 ND 3,00 %N D JP MORGAN3 ,30 %3 ,00 %N DN D PROMEDIO3 ,53 %3 ,40 %2 ANALISTAS EXTERNO S DN DN .462 4,50 %2 ,97 % 9,50 % Fuente: Banco de la República. Nota: proyecciones con cifras hasta diciembre de 2014. Comportamiento PIB vs. Inflación TRM proyectada - $/US$ PIB Inflación 6,6 % 4,0 % 3,7 % 4,0 % 4,3 % 2,4 % 2010 3,8 % 3,7 % 3,2 % 2011 2012 2.392 4,6 % 3,8 % 3,3 % 1.943 1.914 1.927 1.768 2.374 2.335 3,0 % 1,9 % 2013 Fuente: DANE, Banco de la República. (p) proyectado 2014 2015 (p) 2016 (p) 2010 2011 2012 2013 Fuente: Banco de la República. (p) proyectado 2014 2015 (p) 2016 (p) E S TA D Í S T I C A S INTERNACIONALES D E L G A S N AT U R A L INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 C A N A S TA E N E R G É T I C A En la actualidad, los combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas) soportan 86 % del consumo energético mundial. CO N S U M O E N E RG É T I CO M U N D I A L - M tep FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 PETRÓLEO 4.042 4.085 4.133 4.179 4.211 TACC 2010-2014 1% CARBÓN 3.611 3.777 3.799 3.867 3.882 2% GAS NATURAL 2.880 2.944 3.018 3.053 3.066 2% HIDROELECTRICIDAD 784 795 834 862 879 3% ENERGÍA NUCLEAR 626 601 560 564 574 (2 %) RENOVABLES 168 206 243 283 317 17 % 12.111 12.408 12.586 12.807 12.928 1% TOTAL Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. La composición de la canasta energética mundial, entre 2010 y 2014, solo sufrió una leve variación. El petróleo, como ha sido constante desde comienzos de siglo, cedió un punto porcentual ante la hidroelectricidad y las denominadas energías renovables (solar, eólica, biocombustibles y biogas, entre otras). Los crecimientos en el consumo mundial de gas natural y petróleo presentan un comportamiento similar. Esta tendencia se ha visto influenciada en los últimos años por el mayor nivel de reservas y de producción de shale oil y shale gas, lo cual se identifica como uno de los factores generadores de la disminución en los precios del petróleo. Canasta energética mundial Variación anual consumo Petróleo 14 % 32 % 13 % 33 % 24 % 24 % Carbón Gas natural Otros Petróleo 8% Gas natural 6% 4% 2% 30 % 30 % 2010 2014 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 0% 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Gas natural 6.606 Tpc Producción y consumo 24 % de participación en la canasta energética del mundo Las reservas mundiales de gas crecieron 1 % en los últimos cinco años 2 % de crecimiento durante el quinquenio 2010-2014 ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 29 R E S E R VA S Reservas mundiales de gas natural - Tpc 2014 N O RT E A M É R I C A 415 387 2010 2011 392 2012 422 429 2013 2014 SUR Y CENTROAMÉRICA 266 266 271 270 271 2010 2011 2012 2013 2014 ÁFRICA 517 514 2010 2011 510 2012 501 500 T O TA L 2013 2014 ORIENTE MEDIO A S I A PA C Í F I C O E U R O PA Y E U R A S I A 6.560 6.547 2.825 2.819 2.813 2.814 2.777 515 2010 2011 2012 2013 2014 2010 528 532 537 539 1.771 2.021 2.027 2.031 2.049 6.586 6.606 6.229 Fuente: 2011 2012 2013 2014 2010 2011 En el último quinquenio continuó la tendencia creciente del nivel de reservas de gas en el mundo. Esta situación, que se traduce en la reposición total de la producción más los excedentes que ocasionan dichos incrementos, ha sido común denominador a lo largo de las últimas cuatro décadas. 2012 2013 2014 2010 2011 2012 BP Statistical Review 2013 2014 of World Energy 2015. Se destaca el dinamismo reflejado por las reservas de Estados Unidos y Rusia, países que a pesar de ser los que tienen las mayores producciones de gas natural a nivel mundial, sus cifras en este rubro muestran una tendencia de crecimiento en el periodo 2010-2014. El hallazgo de aproximadamente 258 Tpc de reservas de gas natural en la región de Lolotan Sur en Turkmenistán (Asia Central), a finales de 2009, e incorporadas en 2011, fue en cuanto a reservas, el hecho sobresaliente de los últimos cinco años. R E S E RVAS M U N D I A L E S P RO B A DAS D E G AS N AT U R A L - Tp c PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 IRÁN 1.169 1.187 1.193 1.201 1.201 1% RUSIA 1.112 1.123 1.129 1.139 1.153 1% QATAR 885 885 879 872 866 (1 %) TURKMENISTÁN 359 617 617 617 617 15 % ESTADOS UNIDOS 305 334 308 338 345 3% ARABIA SAUDITA 279 283 285 288 288 1% EMIRATOS ÁRABES 215 215 215 215 215 0% VENEZUELA 195 195 196 197 197 0,3 % NIGERIA 180 182 181 180 180 0% ALGERIA 159 159 159 159 159 0% OTROS 1.371 1.380 1.384 1.378 1.384 0,2 % TOTAL 6.229 6.560 6.547 6.586 6.606 1% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 PRODUCCIÓN Producción mundial de gas natural - Gpcd 2014 N O RT E A M É R I C A 84 92 86 87 2012 2013 2014 79 2010 2011 SUR Y CENTROAMÉRICA 16 16 2010 2011 17 17 17 2012 2013 2014 ÁFRICA 21 2010 20 2011 21 2012 20 20 2013 2014 A S I A PA C Í F I C O ORIENTE MEDIO 47 52 55 56 E U R O PA Y E U R A S I A 100 99 58 48 48 50 49 100 99 51 T O TA L 310 321 326 330 335 97 Fuente: BP Statistical Review 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 En el periodo en estudio se observa un crecimiento en la producción mundial de gas natural de 25 Gpcd, soportado básicamente por los incrementos en Norteamérica (13 Gpcd) y Oriente Medio (11 Gpcd). 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 of World Energy 2015. En las otras regiones del mundo la producción de gas natural se mantuvo relativamente estable, con leves disminuciones en Europa – Eurasia (2 Gpcd) y en África (1 Gpcd). P RO D U CC I Ó N M U N D I A L D E G AS N AT U R A L - G p cd PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5% RUSIA 57 59 57 59 56 (0,4 %) CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 % IRÁN 15 15 16 16 17 3% QATAR 12 16 16 17 17 9% NORUEGA 10 10 11 11 11 0,4 % CHINA 10 11 11 12 13 8% ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5% ALGERIA 8 8 8 8 8 1% INDONESIA 8 8 7 7 7 (4 %) OTROS 108 108 109 109 110 0,5 % TOTAL 310 321 326 330 335 2% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Estados Unidos registra el mayor crecimiento absoluto en lo que respecta a producción de gas natural (12 Gpcd), en el último lustro. Esto, como consecuencia de la que se ha denominado “la revolución del shale gas”. ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 31 CONSUMO Consumo mundial de gas natural - Gpcd 2014 N O RT E A M É R I C A 92 82 84 87 90 2010 2011 2012 2013 2014 SUR Y CENTROAMÉRICA 14 15 16 16 16 2010 2011 2012 2013 2014 ÁFRICA 10 11 12 12 12 2010 2011 2012 2013 2014 A S I A PA C Í F I C O ORIENTE MEDIO E U R O PA Y E U R A S I A 108 45 38 41 42 42 2010 2011 2012 2013 2014 59 55 64 62 66 106 104 103 98 T O TA L 309 316 323 327 328 Fuente: BP Statistical Review 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 Entre 2010 y 2014, el consumo de gas natural tuvo un crecimiento promedio anual de 2 %, lo que se traduce en un incremento de 19 Gpcd. Con excepción de Europa y Eurasia, que presentó un decrecimiento en su consumo de gas natural de 11 Gpcd en el mismo periodo, todas las demás regiones mostraron incrementos. 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 of World Energy 2015. Año tras año se consolida Estados Unidos como el gran consumidor de gas natural en el mundo. Durante el quinquenio 2010-2014, motivado por el predominio de precios bajos, alcanzó un incremento de 7 Gpcd. CO N S U M O M U N D I A L D E G AS N AT U R A L - G p cd PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ESTADOS UNIDOS 66 67 70 72 73 3% RUSIA 40 41 40 40 40 (0,3 %) CHINA 11 13 15 17 18 14 % IRÁN 15 16 16 15 16 3% JAPÓN 9 10 11 11 11 4% ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5% CANADÁ 9 10 10 10 10 2% MÉXICO 7 7 8 8 8 4% ALEMANIA 8 7 8 8 7 (4 %) REINO UNIDO 9 8 7 7 6 (8 %) OTROS 126 128 130 130 128 0,3 % TOTAL 309 316 323 327 328 2% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. China, con un incremento de 7 Gpcd en su consumo, en los últimos cinco años, es el país con mayor crecimiento relativo (14 %) en este lapso. En contraste, Reino Unido registró un decrecimiento de 3 Gpcd (8 %). INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 PRECIOS INTERNACIONALES P R E C I O S I N T E R N AC I O N A L E S COMBUSTIBLES 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 PETRÓLEO WTI - US$/bl Mínimo 64,8 75,4 82,3 92,0 59,3 (2 %) Máximo 91,5 113,4 106,2 106,6 105,8 4% Promedio 79,5 94,9 94,1 97,9 93,3 4% CARBÓN 11.300 Btu - US$/t Mínimo 58,9 96,9 73,4 63,5 62,4 1% Máximo 100,3 120,8 97,6 81,5 74,0 (7 %) 76,9 108,4 83,2 71,1 66,2 (4 %) Promedio GAS NATURAL HENRY HUB - US$/Mbtu Mínimo 3,2 2,8 1,8 3,3 3,5 2% Máximo 7,5 4,9 3,8 6,0 6,0 (5 %) Promedio 4,4 4,0 2,8 4,1 4,4 0,1 % Para el periodo en estudio, el precio de referencia de gas natural Henry Hub logró, en enero de 2010, un máximo de 7,5 US$/Mbtu; mientras que el mínimo, 1,8 US$/Mbtu, se dio en abril de 2012, efecto atribuido también al desarrollo del shale gas. Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts. El rápido aumento de la producción de shale gas en Estados Unidos suscitó una caída de precios del gas natural en este país, llegando a precios mínimos a mediados de 2012, situación que se transmitió a los distintos mercados internacionales. Sin embargo, al término de 2014, dichos precios presentaban valores cercanos a los de finales de 2010. Precios internacionales A mediados de 2014, los precios de referencia del petróleo comenzaron a sufrir fuertes y continuas bajas, lo que llevó a que se obtuvieran precios mínimos para este energético, los cuales no se veían desde finales de los 90. La causa principal fueron los incrementos en la producción de shale oil de Estados Unidos y por ende en sus inventarios. Petróleo (WTI - US$/bl) Gas natural (Henry Hub - US$/Mbtu) 7 120 6 100 5 80 4 60 3 40 2 20 1 0 ene mar may jul 10 10 10 10 sep 10 nov 10 ene mar may jul 11 11 11 11 sep 11 nov 11 ene mar may jul 12 12 12 12 sep 12 nov 12 ene mar may jul 13 13 13 13 sep 13 nov ene mar may jul 13 14 14 14 14 sep 14 nov 14 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 113,4 US$/bl 120,8 US$/t 1,72 US$/Mbtu Precio máximo de petróleo WTI entre 2010 y 2014 Precio máximo de carbón 11.300 Btu entre 2010 y 2014 Precio mínimo de gas Henry Hub en los últimos 18 años 0 ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 33 G A S N AT U R A L V E H I C U L A R V E H Í C U LO S CO N G N V E N E L M U N D O PAÍS 2010 2011 2012 IRÁN 1.954.925 2.859.386 450.000 611.900 2.740.000 3.100.000 CHINA PAKISTÁN ARGENTINA 2013 2014 TACC 2010-2014 3.300.000 3.500.000 4.068.632 20 % 1.500.000 3.000.000 3.994.350 73 % 2.790.000 2.790.000 3.700.000 8% 1.901.116 2.085.882 2.221.038 2.359.673 2.487.349 7% INDIA 1.080.000 1.100.376 1.500.000 1.800.000 1.800.000 14 % BRASIL 1.664.847 1.702.790 1.743.992 1.769.572 1.781.102 2% ITALIA 730.000 779.090 746.470 823.000 885.300 5% COLOMBIA 324.515 365.182 402.525 476.506 510.325 12 % UZBEKISTÁN 47.000 310.000 310.000 450.000 450.000 76 % OTROS 1.766.514 2.148.666 2.764.254 2.941.665 2.737.672 12 % TOTAL 12.658 917 15.063.272 17.278.279 19.910.416 22.414.730 15 % Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal. En 2015 podría darse un cambio en el liderazgo del país con mayor número de vehículos con GNV en el mundo. Al cierre de 2014, China se acercó a Irán, con 2,5 millones de vehículos convertidos en los últimos dos años, quedando el gigante asiático con casi 4 millones de vehículos. Entre Irán, China y Pakistán suman un poco más de la mitad (53 %) de los vehículos convertidos a GNV del mundo. El acumulado de estas tres naciones asiáticas asciende a aproximadamente 11,7 millones de vehículos. En Suramérica, se destaca Argentina, país pionero en este continente en el uso del gas natural como combustible vehicular, que a 2014 obtuvo una cifra cercana a los 2,5 millones de vehículos a GNV. Le sigue Brasil con un poco menos de 1,8 millones de vehículos convertidos a GNV. Vehículos convertidos a GNV en el mundo-2014 Vehículos convertidos a GNV en Suramérica-2014 2% Irán 14 % 18 % 4% Pakistán 18 % 8% India Brasil 11 % 17 % 2% 10 % 18 % 8 33% % 46 % 18 % 8% Brasil Colombia Bolivia Perú Otros países Italia Colombia 11 % Otros Fuente: NGV Journal. Argentina 14 % China Argentina 8% 3% 6% Fuente: NGV Journal. 17 % Vehículos Suramérica 5.360.766 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 E S TAC I O N E S D E S E RV I C I O D E G AS N AT U R A L PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 CHINA 1.350 2.500 2.800 5.730 6.502 48 % PAKISTÁN 3.285 3.330 2.997 2.997 2.997 (2 %) IRÁN 1.574 1.800 1.992 2.074 2.268 10 % ARGENTINA 1.878 1.930 1.922 1.932 1.939 1% BRASIL 1.781 1.787 1.790 1.805 1.805 0,3 % ESTADOS UNIDOS 1.300 1.100 1.438 1.438 1.615 6% ITALIA 790 860 909 1.022 1.060 8% INDIA 571 724 724 903 936 13 % ALEMANIA 900 903 904 915 921 1% COLOMBIA 637 676 692 703 716 3% OTROS 3.522 5.149 3.716 5.773 5.918 14 % TOTAL 17.588 20.759 19.884 25.292 26.677 11 % Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal. El número de EDS de GNV logrado por China a 2014 (6.502) se encuentra acorde con el crecimiento masivo de vehículos a GNV de este país en los últimos años. Su índice de vehículos/EDS (614) es el más bajo entre los 10 países del mundo con más conversiones. Después de China, Irán fue el país que mayor cantidad de EDS de GNV implementó en el transcurso del quinquenio 2010-2014, alcanzando una cifra cercana a 700 nuevas EDS. Situación contraria se observa en el mercado de GNV en Pakistán, donde a mediados de este mismo periodo se desmontaron un total de 333 EDS de GNV. En Suramérica, tanto en Bolivia como en Argentina, si se remite al índice de vehículos/EDS, el parque de EDS de GNV estaría mostrando un déficit significativo de estas, toda vez que sus indicadores, 1.685 y 1.283 vehículos/EDS, se encuentran muy distantes del referente óptimo de 700 vehículos/EDS. Índice mundial vehículos /EDS-2014 Índice Suramérica vehículos /EDS-2014 1.685 1.283 2.113 1.923 1.794 1.235 987 1.283 775 713 987 614 835 713 542 544 700 700 40 Irán Pakistán Argentina Brasil India China Italia Colombia Uzbekistán Fuente: NGV Journal. Argentina Brasil Colombia Bolivia Perú Venezuela Chile Fuente: NGV Journal. Irán China Colombia Con más de 4 millones de vehículos, es el país con mayor cantidad de vehículos a GNV Lidera el ranking mundial de EDS (6.502), su índice de 614 está por debajo del estándar de 700 vehículos/EDS Ocupa el puesto 10 entre los países con más vehículos convertidos a GNV en el mundo Ecuador ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 35 COMERCIO DE GNL G AS N AT U R A L L I C UA D O - G N L - B I L LO N E S D E m 3 - 20 14 E XPORTAD OR E S QATAR MALASIA AUSTRALIA NIGERIA INDONESIA TRINIDAD Y TOBAGO ALGERIA RUSIA OTROS TOTAL IMPORTACIONES PARTICIPACIÓN JAPÓN 21,9 20,3 25,0 6,5 7,8 0,2 1,0 11,5 26,3 120,6 36 % COREA DEL SUR IMPORTADORES 17,7 5,1 1,2 4,4 7,1 0,2 0,5 2,6 12,4 51,1 15 % CHINA 9,2 4,1 5,2 0,6 3,5 0,2 0,3 0,2 4,0 27,1 8% INDIA 16,2 0,1 0 1,2 0 0,1 0,2 0 1,2 18,9 6% TAIWÁN 8,0 3,9 0,1 0,2 2,8 0,1 0,1 0,1 2,9 18,1 5% ESPAÑA 3,0 0 0 2,7 0 2,0 4,9 0 2,8 15,5 5% REINO UNIDO MÉXICO OTROS TOTAL EXPORTACIONES PARTICIPACIÓN 10,4 0 0 0 0 0 0 0 0,9 11,3 3% 1,4 0 0 2,5 0,3 0,4 0 0 4,7 9,3 3% 15,6 0,5 0,2 7,3 0,1 16,1 10,2 0,1 10,9 61,1 18 % 103,4 33,9 31,6 25,3 21,7 19,3 17,3 14,5 66,1 333,1 100 % 31 % 10 % 10 % 8% 7% 6% 5% 4% 20 % 100 % Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. En lo que respecta a comercio internacional de GNL, en 2014 se obtuvo el máximo histórico de 331,1 billones de m3, terminándose con esta cifra la tendencia a la baja de los años 2012 y 2013. La región de Asia Pacífico se ha convertido en el epicentro natural del comercio de GNL. A esta región pertenecen Japón, Corea del Sur, China y Taiwán, países destinatarios del 64 % del comercio mundial de este combustible. Adicionalmente, en esta misma región se encuentran grandes exportadores como Malasia, Australia e Indonesia, los cuales participan con 28 % del total de las exportaciones mundiales de GNL. Variación anual comercio de GNL Comercio internacional de GNL - Billones de m3 25 % 331 328 325 333 20 % 15 % 289 10 % 5% 2010 2011 2012 2013 2014 0% (5 %) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 36 % Qatar 70 % Participación de Japón en la importación mundial de GNL Líder mundial entre los países exportadores de GNL De las importaciones mundiales de GNL la realizan cinco países asiáticos INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA CO N S U M O E N E RG É T I CO E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - Mte p FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 286 297 304 318 327 3% HIDROELECTRICIDAD 159 168 165 160 155 (1 %) GAS NATURAL 134 137 146 152 153 3% CARBÓN 27 30 30 34 32 4% RENOVABLES 11 13 15 17 22 19 % PETRÓLEO ENERGÍA NUCLEAR TOTAL 5 5 5 5 5 (1 %) 621 650 665 685 693 3% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. El petróleo se afianzó en el último lustro como la fuente de energía de mayor utilización en la región, muy a pesar de la intención de varios países por implementar una mayor diversificación en sus canastas energéticas. La generación eléctrica a partir de recursos hídricos es económicamente muy competitiva. No obstante, como consecuencia del cambio climático de los últimos años, su participación en la matriz energética de la región se ha visto desmejorada, perdiendo 3 puntos porcentuales entre 2010 y 2014. El segmento de renovables en la región se sustenta, básicamente, en la utilización de biocombustibles como fuente de energía en Brasil. En este país se producen 15,4 Mtep a partir de esta fuente. Chile, el otro referente de la región en esta materia, solo produce 2 Mtep. Canasta energética en Sur y Centroamérica 8% 47 % 7% 22 % 23 % 21 % 46 % 26 % Variación anual Petróleo Hidroelectricidad Gas natural Otros 2010 2014 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Petróleo 8% Gas natural 6% 4% 2% 0% 2010 2011 2012 2013 2014 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 3% Gas natural 19 Mtep Creció el consumo de energía de Sur y Centroamérica entre 2010 y 2014 3 % de crecimiento acorde con el incremento del consumo de energía de la región Incremento de energía producida con gas natural en Sur y Centroamérica en el último quinquenio ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 37 R E S E RVAS P RO B A DAS D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - Tp c PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 VENEZUELA 195,1 195,2 196,4 197,1 197,1 0,3 % BRASIL 14,7 16,0 16,0 15,9 16,4 3% PERÚ 12,5 12,7 15,4 15,0 15,0 5% TRINIDAD Y TOBAGO 13,5 13,3 13,1 12,2 12,2 (2 %) ARGENTINA 12,7 11,7 11,1 11,6 11,6 (2 %) BOLIVIA 9,9 9,9 11,2 10,5 10,5 1% COLOMBIA 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9 (4 %) OTROS 9,2 8,8 9,1 8,5 8,0 (4 %) TOTAL 275 274 279 277 277 0,2 % Fuente: BP Statistical Review or World Energy 2015. Ecopetrol, UPME. En el lustro 2010-2014, no hubo grandes hallazgos que modificaran significativamente las cifras de reservas de gas natural en nuestra región. Solo variaciones por recálculos en campos existentes y descuentos normales por producción anual. Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en asuntos de crudo y gas, en 2014 el más grande hallazgo de petróleo y gas de Latinoamérica fue el yacimiento Orca, ubicado en el bloque Tayrona, en aguas del departamento de La Guajira en Colombia. Sus reservas están calculadas en 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), las cuales, a pesar de no encontrarse aún incorporadas en el cuadro anterior, resultan ser una información de vital importancia. Reservas probadas de gas natural en Sur y Centroamérica-2014 Venezuela 14 % Brasil Perú 6% 6% 8% Otros países 74 % Venezuela, país que por sus inmensas reservas de gas natural, debería ser el referente de la industria gasífera de nuestra región, no muestra verdaderas señales de iniciar una carrera en aras de desarrollar los diferentes eslabones de su cadena de gas natural. Variación anual reservas de gas natural en Sur y Centroamérica 8% 7,0 % 6% 4% 1,7 % 2% 0,2 % 0,2 % 0% (2 %) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 2010 2011 (0,3 %) 2012 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 2013 2014 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - G p cd PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 TRINIDAD Y TOBAGO 4,3 4,2 4,1 4,1 4,1 (2 %) ARGENTINA 3,9 3,8 3,6 3,4 3,4 (3 %) VENEZUELA 2,7 2,7 2,8 2,8 2,8 1% COLOMBIA 3,1 3,0 3,0 2,9 2,6 (4 %) BOLIVIA 1,4 1,5 1,7 2,0 2,1 11 % BRASIL 1,4 1,6 1,9 1,8 1,9 8% PERÚ 0,7 1,1 1,1 1,2 1,3 16 % OTROS 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 (7 %) TOTAL 17,8 18,1 18,6 18,4 18,4 1% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ANH, Ministerio de Minas y Energía. Trinidad y Tobago, país que produce y exporta 6 % del GNL que se comercia en el mundo, lidera la producción de gas natural en la región Sur y Centroamérica. Perú, el otro país referente en la región en cuanto a exportaciones de GNL, a través de su planta de licuefacción de Pampa Melchorita que entró en funcionamiento a mediados de 2010, prácticamente duplicó su producción en el último quinquenio al pasar de 0,7 Gpcd a 1,3 Gpcd. Producción de gas natural en Sur y Centroamérica 45 % Factor R/P - Años Trinidad y Tobago 22 % Bolivia viene presentando crecimientos interesantes en sus cifras de producción de gas natural. Este país, otro exportador nato de gas por medio de gasoductos, puso en marcha, a partir de 2009, un plan de sustitución del GLP por gas natural para uso residencial, implementando subsidios cruzados que comienzan a mostrar muy buenos resultados. 2010 2014 206 171 29 Argentina 19 % 25 22 Colombia Otros países 49 33 Venezuela Perú 14 % 9 8 Trinidad y Tobago 16 7 Brasil 8 14 11 Argentina Bolivia Colombia Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME. Nota: cálculo realizado con reservas probadas. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 74 % 1% 206 años Participación de las reservas de Venezuela del total de la región Crecimiento de la producción de gas natural en último lustro Duración de las reservas de Venezuela, calculados según niveles de producción actual ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 39 CO N S U M O D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T ROA M É R I C A - G p cd PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ARGENTINA 4,2 4,4 4,5 4,6 4,6 2% BRASIL 2,6 2,6 3,1 3,6 3,8 10 % VENEZUELA 2,9 2,9 3,1 3,0 2,9 0,1 % TRINIDAD Y TOBAGO 2,2 2,3 2,1 2,2 2,1 (1 %) COLOMBIA 1,0 1,0 1,0 1,2 1,0 (0,2 %) PERÚ 0,5 0,6 0,7 0,6 0,7 7% OTROS 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 4% TOTAL 15 15 16 16 16 3% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME, SUI. En el periodo en estudio, Brasil tuvo el mayor crecimiento en el consumo de gas natural en la región, con un incremento de 1,2 Gpcd. La industria de gas natural en Brasil viene presentando un importante crecimiento a partir de 2012, sustentado a partir de las ya tradicionales importaciones desde Bolivia y más recientemente a través de GNL, además del aumento en su producción nacional liderado por la estatal Petrobras. Variación anual consumo de gas natural en Sur y Centroamérica En los últimos años, el gobierno peruano ha venido promoviendo la masificación del gas natural en ese país. A partir de 2008, adicional a los subsidios cruzados a nivel tarifario aplicados en Lima, se incluyó un esquema de promoción que subsidia el costo de las instalaciones internas necesarias para la conversión de clientes residenciales. Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica-2014 7,8 % 32 % 5,7 % Argentina 28 % Brasil Venezuela 5,0 % Otros países 2,3 % 2010 2011 (0,5 %) 2012 2013 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 2014 17 % 23 % Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. 3% Argentina 5º puesto Crecimiento del consumo de gas natural que supera el crecimiento de la producción del 1 % El mayor consumidor de gas natural en la región, 4,6 Gpcd Lugar que ocupa Colombia, en la región, en consumo de gas natural INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CO N S U M O E N E RG É T I CO E N N O RT E A M É R I C A - Mte p FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 PETRÓLEO 1.040 1.030 1.013 1.025 1.024 (0,4 %) GAS NATURAL 770 789 820 846 866 3% CARBÓN 567 537 472 489 489 (4 %) ENERGÍA NUCLEAR 214 212 207 214 216 0,3 % HIDROELECTRICIDAD 147 166 156 156 154 1% RENOVABLES TOTAL 45 51 58 67 74 13 % 2.784 2.785 2.726 2.796 2.823 0,3 % Canasta energética en Norteamérica 31 % 96 Mtep Carbón ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURAL página 41 R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - Tp c PAÍS ESTADOS UNIDOS CANADÁ MÉXICO TOTAL 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 305 334 308 338 345 3% 70 68 71 72 72 1% 12 13 13 12 12 (0,4 %) 387 415 392 422 429 3% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - G p cd PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5% CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 % MÉXICO 6 6 6 6 6 0,2 % 79 84 86 87 92 4% TOTAL Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. CO N S U M O D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - G p cd PAÍS ESTADOS UNIDOS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 66 67 70 72 73 3% CANADÁ 9 10 10 10 10 2% MÉXICO 7 7 8 8 8 4% 82 84 87 90 92 3% TOTAL Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Norteamérica cumplió en el periodo en estudio con la premisa de reemplazar en sus reservas hasta la última molécula de gas natural que se consuma. Inclusive, le alcanzó a Estados Unidos para incrementar sus reservas en un poco más de 10 %, con respecto a las cifras iniciales de 2010. En Norteamérica, solo Estados Unidos registró un crecimiento sostenido en la producción de gas natural entre 2010 y 2014, soportado por el auge de esta en los denominados yacimientos no convencionales, con el shale gas a la vanguardia. En conjunto, los tres países de esta región reflejaron crecimientos interesantes en su consumo de gas natural en el último quinquenio. México, con un balance deficitario entre su producción y su consumo, cubre estos faltantes a través de importaciones de GNL y exportaciones menores en zonas fronterizas con Estados Unidos. G A S N AT U R A L EN COLOMBIA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CIFRAS DEL SECTOR E X P L O R A C I Ó N Y R E S E R VA S P OZO S A 3 TIPO DE CONTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ANH - E&P 87 109 122 99 98 3% ECOPETROL - ASOCIADOS 16 12 4 12 7 (19 %) 9 5 5 4 8 (3 %) 112 126 131 115 113 0,2 % ECOPETROL - ANH TOTAL Para 2014 se estableció una meta de 130 pozos A3 y fueron perforados 113, lo que equivale a un cumplimiento de 87 %. Fuente: ANH. Para sísmica, la meta impuesta por el Gobierno Nacional en 2014 era de 25.750 km equivalentes, la cual fue ejecutada en 157 %. Existen grandes expectativas para 2015, solo la propuesta de Andarko en su oferta presentada en la Ronda 2014, implica la realización de 20.000 km de exploración sísmica 3D, que equivale a 32.000 km de sísmica 2D. Según palabras de Amilkar Acosta, en ese entonces Ministro de Minas y Energía, al término del evento: “Es la oferta más agresiva de toda la historia del país... esa sola empresa está ofreciendo una sísmica que no se ha hecho nunca en el país”. Andarko se adjudicó en dicha ronda, tres de los cinco bloques en aguas profundas y ultraprofundas del Caribe colombiano, sobre los cuales existen grandes expectativas de obtener un gran hallazgo. AC T I V I DA D E X P LO R ATO R I A CONCEPTO SÍSMICA - Km EQUIVALENTES ANH DIRECTO OTROS CONTRATANTES CONTRATOS FIRMADOS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 25.965 23.963 18.205 28.529 40.473 12 % 170 0 1.349 9.311 11.103 184 % 25.795 23.963 16.856 19.218 29.370 3% 8 76 54 2 26 34 % Fuente: ANH. Ronda Colombia 2014 Actividad sísmica 2014 Potenciales de gas 26 contratos firmados reportan 297 US$MM de inversión adicional 80 % realizada en costa afuera y 20 % en zona continental Orca: pozo off-shore de 1,5 Tpc Clarinete: pozo on-shore de 0,23 Tpc G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L página 45 D IS T RIB UCIÓ N D E RE SE RVAS D E GAS N AT UR A L - G p c TIPO PROBADAS PROBABLES Y POSIBLES TOTAL RESERVAS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759 77 % 82 % 81 % 86 % 80 % 1.653 1.160 1.310 900 1.156 23 % 18 % 19 % 14 % 20% 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915 (3 %) (9 %) (4 %) Las reservas totales (3P) de 2014 disminuyeron 8 % con respecto al año anterior. Por segundo año consecutivo se sigue en deuda con la premisa “cada molécula de gas usada hay que reemplazarla”, expresado por Eduardo Pizano en el marco del Congreso Naturgas 2015. Fuente: Ecopetrol, UPME. Las reservas probadas (1P) se redujeron en el último año en 13,5 %, unos 750 Gpc aproximadamente. De esta disminución, 75 %, es decir 562 Gpc, se soporta en descensos en el nivel de reservas de los campos de La Guajira. En lo referente a reservas probables y posibles, estas presentaron un incremento de 28 %, 256 Gpc. Lo anterior resulta del neto entre la incorporación de reservas de varios campos menores más algunas revaluaciones, y el traslado a probadas. Reservas de gas natural por operador-2014 Reservas de gas natural-2014 Chuchupa - Ballena 10 % Equión 30 % Ecopetrol 11 % Chevron Pacific Stratus Energy 24 % Otras empresas 25 % 2% 2% 9% Cupiagua 24 % Cusiana 4% Pauto 4% La Creciente 7% 19 % 11 % Guama Gibraltar Bonga - Mamey 18 % El Difícil Otros campos Fuente: UPME. Fuente: UPME. Estimación de reservas de gas natural - Tpc Reservas 2014 1,7 Potenciales de gas 5,9 7,6 Fuente: UPME, ANH. La cifra de reservas potenciales, 1,7 Tpc, es la resultante de las reservas estimadas del descubrimiento Orca, 1,5 Tpc, y el incremento en sus reservas reportado por Canacol con base en los hallazgos de Clarinete, Palmer y la revisión positiva del campo Nelson. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 P R I N C I PA L E S C A M P O S C O N R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L 1 6 10 7 9 5 8 4 3 2 Fuente: UPME. De las reservas totales (3P) del país, 59 % se soporta en sus cuatro campos Se destaca la incorporación de reservas del campo productor El Difícil, históricos, Ballena - Chuchupa (1973-1975), Cusiana (1989) y Cupiagua (1993). ya que 20 años después de haber cerrado operaciones será reabierto. Para ello, la firma Petróleos Sudamericanos invirtió aproximadamente En la última década se han descubierto otros campos con un nivel de reservas 70 US$MM, entre la adquisición del campo a Ecopetrol y la construcción interesantes que alcanzan una participación de 18 % del total, Gibraltar de una planta en el complejo. (2004), La Creciente (2006), Guama (2010) y Bonga - Mamey (2012). Fuente: http: //www.portafolio.co/economia/reviven-el-campo-gas-el-dificil. P R I N C I PA L E S C A M P O S CO N R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L 20 14 - G p c # NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA TOTAL RESERVAS 1 Chuchupa La Guajira Chevron Petroleum Company 1.125 2 Cupiagua Casanare Ecopetrol 1.084 3 Cusiana Casanare Equión 1.079 4 Pauto Casanare Equión 669 405 5 La Creciente Sucre Pacific Stratus Energy 6 Ballena La Guajira Chevron Petroleum Company 273 7 Guama Sucre Pacific Stratus Energy 250 8 Gibraltar Boyacá - Santander Ecopetrol 239 9 Bonga - Mamey Sucre Hocol 183 10 El Difícil Magdalena Petróleos Sudamericanos 124 TOTAL Fuente: UPME. 5.431 G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L página 47 C A M P O S C O N M E N O R E S R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L CAMPOS # NOMBRE 11 Nelson 12 Provincia 13 Payoa 14 Llanito 15 Maná 16 Cerro Gordo 17 Tibú 18 Nutria 19 Toqui Toqui 20 La Salina 21 Payoa West 12 21 40 13 33 54 18 27 20 22 Kananaskis 23 Corrales 24 Apamate 25 Ramiriquí 45 26 Aguas Blancas 27 Gala 28 Dina 29 La Casona 30 Yariguí - Cantagallo 31 Riohacha 32 Río Opia 33 Lisama 34 Corazón 35 Puli 36 Katana 37 Río Ceibas 38 Bolívar 39 Tempranillo 40 Tesoro 41 Tenay 42 Arianna 43 Santa Clara 44 Guaduas 45 Opón 46 Cañaflecha 47 Serafín 48 La Punta 49 Cerrito 50 Matachín Sur 51 La Hocha 52 Rancho Hermoso 53 Santo Domingo 54 Liebre 31 26 24 42 11 36 47 46 17 16 30 49 14 38 23 35 44 29 25 19 48 52 22 53 32 34 15 50 28 37 41 51 39 43 Fuente: Ecopetrol, UPME. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 C A M P O S M E N O R E S D E R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L 20 14 - G p c # NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA RESERVAS 11 Nelson Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 12 Provincia Santander Ecopetrol 86,3 70,1 108,4 13 Payoa Santander Petrosantander Colombia Inc 14 Llanito Santander Ecopetrol 31,1 15 Maná Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 25,5 16 Cerro Gordo Norte de Santander Well Logging 21,7 17 Tibú Norte de Santander Ecopetrol 11,9 18 Nutria Santander Ecopetrol 11,9 19 Toqui Toqui Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 11,3 20 La Salina Santander Petrosantander Colombia Inc 10,7 21 Payoa West Santander Petrosantander Colombia Inc 10,2 10,2 22 Kananaskis Casanare Parex Resources 23 Corrales Boyacá Unión Temporal Omega Energy 9,8 24 Apamate Sucre Pacific Stratus Energy Colombia Corp 8,6 25 Ramiriquí Boyacá Cepcolsa 8,0 26 Aguas Blancas Cesar Ecopetrol 6,5 27 Gala Santander Ecopetrol 4,6 4,6 28 Dina Huila Ecopetrol 29 La Casona Casanare Parex Resources 4,1 30 Yariguí - Cantagallo Bolívar Ecopetrol 3,9 31 Riohacha La Guajira Chevron Petroleum Company 3,5 32 Río Opia Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 2,4 33 Lisama Santander Ecopetrol 2,2 34 Corazón Tolima Petrosantander Colombia Inc 1,9 35 Puli Cundinamarca Interoil Colombia Exploración y Producción 1,7 36 Katana Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 1,4 37 Río Ceibas Huila Ecopetrol SA 1,4 38 Bolívar Boyacá Unión Temporal Omega Energy 1,4 39 Tempranillo Huila Ecopetrol 1,2 40 Tesoro Santander Ecopetrol 1,0 41 Tenay Huila Ecopetrol 0,9 42 Arianna Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 0,7 0,6 43 Santa Clara Huila Ecopetrol 44 Guaduas Cundinamarca Pacific Stratus Energy Colombia Corp 0,5 45 Opón Santander Petrocolombia SA - Copp SA 0,5 46 Cañaflecha Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 0,4 47 Serafín Cesar Petróleos del Norte 0,4 48 La Punta Casanare Ecopetrol 0,4 49 Cerrito Norte de Santander Pacific Stratus Energy Colombia Corp 0,4 0,4 50 Matachín Sur Tolima Perenco Colombia Limited 51 La Hocha Huila Hocol 0,3 52 Rancho Hermoso Casanare Canacol Energy Colombia 0,3 53 Santo Domingo Casanare Vetra Exploración Colombia 0,3 54 Liebre Santander Petrosantander Colombia Inc Total Fuente: UPME. 0,1 483,8 G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L página 49 R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L P O R R E G I O N E S - 2 0 14 Costa Caribe 16 campos 2.494 Gpc Oriente 15 campos 504 Gpc Llanos Orientales 9 campos 2.855 Gpc Interior del país 14 campos 62 Gpc Costa Caribe Oriente Llanos Orientales Interior del país Fuente: UPME. La costa Caribe es la región de Colombia con mayor cantidad de campos (16) que aportan volúmenes de gas a las reservas totales del país. Adicional a los 3 campos históricos de La Guajira (Ballena, Chuchupa y Riohacha) y al campo de El Difícil (Magdalena), descubierto en los años sesenta, en la última década se han incorporado una docena de campos en las cuencas VIM (Valle Inferior del Magdalena) y Sinú - San Jacinto, en los departamentos de Bolívar, Sucre y Córdoba, que proyectan esta región como un jugador importante a futuro en el desarrollo del sector. Los Llanos Orientales, y más específicamente el pie de monte llanero, es la región del país con mayores reservas de gas natural, 2.855 Gpc. De este nivel, 75 % se soporta en los grandes campos de Cusiana y Cupiagua, dejando el 25 % restante a 7 campos más, entre los que sobresale Pauto por su nivel de reservas. En la región Oriental, 47 % de las reservas recae en el campo Gibraltar y el 53 % restante está repartido en 14 campos menores, en su mayoría descubiertos hace más de 20 años. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 POTENCIALES DE GAS OFF-SHORE Bloque Tayrona Pozo Orca 1 Bloque Tayrona Andarko-Ecopetrol 50/50 Bloque Fuerte Norte Pozo Calasu 1 Bloque Fuerte Sur Pozo Kronos 1 Fuente: ANH. En diciembre de 2014, la operadora brasileña Petrobras anunció el descubrimiento de una “acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca 1, en el bloque Tayrona, en aguas profundas del Caribe colombiano”. Se trata del primer descubrimiento en aguas profundas en Colombia y el segundo en el mar Caribe del país, después de Chuchupa (1973). El contrato Tayrona fue el primero firmado por la ANH a mediados de 2004 y los socios son: Petrobras (40 %), Ecopetrol (30 %), Repsol (20 %) y Statoil (10 %). Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en asuntos de petróleo y gas, las reservas probadas iniciales de este descubrimiento están calculadas en 264 Mbep, equivalentes a 1,5 Tpc, que representan un 25 % de las reservas actuales. Aspectos relevantes de exploración off-shore en Colombia 24 contratos vigentes: costa Caribe 23 contratos y costa Pacífica 1 contrato. Fuente: ANH. Ronda Colombia 2014: 5 bloques adjudicados y compromisos exploratorios por 540 US$MM, de los cuales 212 US$MM corresponden a inversión adicional. Términos de referencia 2014: mejores condiciones económicas. Estudio de la Universidad Nacional de Colombia (2012): el potencial de recursos off-shore, podría multiplicar por 6 las reservas de crudo y por 3 las de gas en Colombia. Implementación de decreto de zonas francas para la actividad de off-shore. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L página 51 POTENCIALES DE GAS ON-SHORE Bullerengue (Hocol) Contrato VIM-05 (Canacol) Pozo Clarinete 1 Inicio estimado dic 2015 24,7 Mpcd Contrato Esperanza (Canacol) Pozo Palmer 1: 7 a 8 Mpcd Pozo Corozo 1 (pendiente completamiento inicio estimado dic 2015) Contrato Niscota (Equión) Pozo Hurón Inicio estimado julio 2016 40 Mpcd Fuente: ANH. A comienzos de 2015, Canacol anunció un aumento de 234 Gpc en sus reservas de gas 2P, asociadas con sus recientes hallazgos Clarinete y Palmer y a una revisión positiva en su campo Nelson. En ese sentido, afirma Canacol, sus reservas de gas 2P ajustadas a su participación a febrero 28 de 2015 son 345 Gpc. Cabe anotar que las reservas 3P, a 2014, reportadas por UPME solo incluyen el campo Nelson con 108 Gpc. Ecopetrol en su informe trimestral de marzo de 2015 destacó el hallazgo de Bullerengue 1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la cuenca Sinú - San Jacinto, cerca del municipio de Sabanalarga (Atlántico), el cual, afirma la estatal colombiana, fortalecerá el desarrollo de las fuentes de gas en la costa Atlántica. La ANH estima que el Gas Original en Sitio -GOES-, para este campo, se encuentra alrededor de 0,04 Gpc. Yacimientos potenciales no convencionales Estudios registran recursos de gas original en sitio -GOES- de 308 Tpc y se estima que se pueden recuperar 55 Tpc, unos en las cuencas Catatumbo, VMM y Llanos orientales. YAC I M I E N TO S P OT E N C I A L E S N O CO N V E N C I O N A L E S Bloque CAT 3 Bloque VMM 5 Bloque VMM 9 Bloque VMM 16 Bloque VMM 29 Bloque COR 62 COMPAÑÍA INVERSIÓN ESTIMADA (US$MM) Cordillera Ecopetrol/Exxon 143 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol 148 VMM 29 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol/Exxon 155 CAT 3 Catatumbo Ecopetrol 157 VMM 5 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol 159 VMM 9 Valle Medio del Magdalena Parex Resources 193 BLOQUE CUENCA COR 62 VMM 16 TOTAL Fuente: ANH. 955 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 P RO S P E C TO S G AS 2 014 COMPAÑÍA PROSPECTOS CUENCA ECOPETROL Magallanes COR GOES - GPC MÁS PROBABLE (P50) GOES - GPC MÍN. (P90) 163,9 58,9 ECOPETROL - REPSOL Siluro GUA OFF 1.655,2 91,7 ECOPETROL - ONGC VIDESH Molusco GUA OFF 540,2 165,3 Champeta VIM 105,5 38,6 Pereré VIM 59,3 24,4 HOCOL LEWIS PACIFIC Toposi VMM 31,9 9,4 La Estancia VMM 17,6 2,9 Caramelo VMM 14,4 5,3 Merecumbé 1 SSJN 0,1 0,0 Gua - C (Pedernalito) VIM 680,0 296,0 Maguey SSJN 221,8 37,9 Vueltiao SSJN 152,5 37,6 Apamate Este VIM 146,4 71,5 DW VIM 114,6 51,0 G Oeste SSJN 72,0 8,0 Apamate Sur VIM 53,7 25,8 Chinú Oeste SSJN 42,0 22,0 Chimá SSJN 35,2 16,1 G Este VIM 31,0 4,7 Chinú South SSJN 21,7 11,3 K VIM 19,2 5,4 L VIM 15,9 9,0 Gua-A (Guama A) VIM 2,7 0,2 4.196,9 993,0 FACTOR RECUPERACIÓN (%) TOTAL GOES 69 % 61 % TOTAL RECURSOS 2.896 606 Fuente: ANH. Prospectos de gas-2014 4% 4% 2% Ecopetrol - Repsol Pacific Ecopetrol - Ongc Videsh 13 % 39 % Hocol Ecopetrol Lewis 38 % Fuente: ANH. Para la ANH, en un escenario de probabilidad media (percentil 50) y estableciendo el supuesto de un factor de recuperación -FR- de 69 %, los recursos de gas natural por estos prospectos alcanzarían los 2.896 Gpc, mientras que en un escenario pesimista (percentil 90) y con un supuesto FR de 61 %, dichos recursos estarían en el orden de los 606 Gpc. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L página 53 PRODUCCIÓN Y SUMINISTRO PRO DUCCIÓ N F ISC A LIZ A DA - G p c CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 LLANOS ORIENTALES 818 787 775 735 684 (4 %) LA GUAJIRA 251 236 220 219 187 (7 %) 68 72 78 78 74 2% MEDIO 24 27 31 32 30 6% SUPERIOR 20 19 19 16 15 (6 %) INFERIOR 24 25 29 29 29 4% 4 5 6 8 8 17 % CATATUMBO 2 2 2 1 2 (1 %) CUENCAS MENORES 0 1 2 3 3 218 % Gpc 1.143 1.102 1.083 1.044 958 Mpcd 3.133 3.020 2.968 2.860 2.624 VALLE DEL MAGDALENA PUTUMAYO TOTAL En la producción se evidencia una declinación sostenida en los campos de La Guajira. Entre 2010 y 2014, estos campos disminuyeron su producción en 64 Gpc. (4 %) Fuente: ANH, Acipet, Ministerio de Minas y Energía. La disminución en la producción fiscalizada de gas natural en Colombia, en el periodo en estudio, está motivada en los continuos descensos que presentan en esta actividad los campos de los Llanos Orientales y de La Guajira. Para los Llanos, la reducción es a causa de una menor reinyección de gas, mientras que en La Guajira esta se origina por la declinación sostenida de sus campos. En la actualidad, Ecopetrol lidera la producción de gas natural en Colombia. Esta empresa asumió, a partir de julio de 2010, la operación directa del campo Cupiagua e inició la puesta en marcha de una planta de tratamiento en la que invirtió 222 millones de dólares. La producción del campo Cupiagua en 2014 ascendió a 363 Gpc. Producción de gas natural Empresa Campo 6% 5% 37 % 50 % 20 % B.P Exploration 17 % 38 % 5% Ecopetrol Equion Energia Limited 10 % Chevron - Texaco 22 % Otras empresas 23 % 11 % 37 % Cupiagua Cusiana Chuchupa Pauto Sur 20 % Otros campos 16 % 27 % 37 % 2010 2010 19 % 2014 2014 Fuente: ANH. La Guajira 6% 13,6-11,0 7 % promedio anual, disminución de producción y suministro Crecimiento promedio anual del suministro para consumo de gas en Colombia Factor R/P con reservas totales y probadas, respectivamente INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Usos del gas en Colombia Quemado 2,8 % Consumo en campo 4,6 % Transformado en planta 5,2 % Entregado a gasoducto (suministro) Total producido 958 Gpc En el gráfico se aprecia la relación entre producción y suministro. En Colombia, el suministro alcanza 42 % del total de la producción, siendo la reinyección el principal destino de la producción nacional, 45 %. La técnica de reinyección se utiliza en los campos de gas asociado a petróleo con el propósito de mejorar los métodos de producción de crudo. Es un hecho que los pozos productores donde se usa pueden mantener la tasa de producción a un nivel más elevado durante la vida productiva del campo. 42,1 % Expertos aseguran que el gas reinyectado no siempre se recupera en su totalidad y que el nivel de recuperación varía dependiendo de características intrínsecas de cada campo y de los métodos de reinyección empleados. Sin embargo, parece existir consenso en que por lo menos un volumen cercano a las dos terceras partes de este gas se puede recuperar. Inyectado al yacimiento 45,2 % Fuente: ANH. S UMINIS T RO D E GAS N AT URA L - M p cd 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 LLANOS ORIENTALES 232 287 377 479 525 23 % LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 525 432 417 414 447 (4 %) 59 58 62 59 58 (1 %) 0 0 27 30 31 8% (4 %) CAMPO/CUENCA LA CRECIENTE GIBRALTAR OTROS SUBTOTAL 54 48 57 108 46 Mpcd 870 825 940 1.090 1.106 Gpc 318 301 343 398 404 156 205 186 176 85 Mpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191 Gpc 374 376 411 462 435 LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN (Mpcd) TOTAL Fuente: UPME, Concentra y cálculos realizados por Estudios y Consultorías. (6 %) (14 %) 4% En el último lustro, los campos de los Llanos Orientales (Cusiana y Cupiagua) pasaron de aportar 26 % a 47 % del gas suministrado en el país. Otro aporte positivo a la producción es la entrada del campo Gibraltar en 2012. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - S U M I N I S T RO D E G AS N AT U R A L página 55 DECLARATO RIA D E PROD UCC IÓN - G bt u d PODER CALORÍFICO Btu/pc CAMPO CHUCHUPA 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 417 412 407 401 398 392 387 380 373 368 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 389 370 352 334 318 302 286 273 263 253 235 235 235 235 235 235 235 235 234 233 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41 235 226 216 216 214 214 214 215 216 217 240 240 240 240 240 240 240 240 240 227 997 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida CUSIANA 1.130 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida CUPIAGUA 1.143 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida PAUTO SUR 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 240 240 240 240 240 240 240 240 240 227 70 70 70 70 70 70 70 71 71 72 1.130 Potencial de producción Gas de operación 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 Producción comprometida 70 72 68 64 64 64 0 0 0 0 53 52 52 51 51 50 50 50 49 49 BALLENA 997 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida FLOREÑA 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 53 51 49 48 47 45 44 43 42 41 53 53 54 54 54 54 54 54 54 54 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 53 53 54 54 54 36 32 32 32 32 1.200 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida GIBRALTAR 1.084 Potencial de producción 38 38 38 38 38 38 38 38 36 27 Gas de operación 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 38 38 38 38 38 38 38 38 36 27 231 278 274 269 262 252 248 239 225 182 80 80 75 73 69 63 59 56 51 49 231 274 269 264 256 245 239 231 216 173 1.337 1.379 1.370 1.359 1.348 1.331 1.321 1.306 1.283 1.213 190 190 185 183 179 173 168 165 160 158 1.309 1.323 1.285 1.257 1.231 1.185 1.094 1.072 1.045 970 Producción comprometida OTROS 1.103 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida TOTAL 1.082 Potencial de producción Gas de operación Producción comprometida Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Declaratoria de producción - Gbtud Potencial de producción Producción comprometida % Comprometida/Potencial 1.600 1.400 98 % 96 % 1.200 94 % 93 % 91 % 89 % 83 % 1.000 82 % 81 % 80 % 800 600 400 200 0 2015 2016 2017 Fuente: Ministerio de Minas y Energía. 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 A través de la Resolución 31289 de 2015, el Ministerio de Minas y Energía publica la declaratoria de producción para los próximos 10 años. Esta información fue suministrada por productores y productores - comercializadores de gas natural, en cumplimiento con lo dispuesto en el Decreto 1073 de 2015, donde se especifica que deben declarar esta información al Ministerio de Minas y Energía. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 FACTO R R/P CONCEPTO RESERVAS PROBADAS RESERVAS TOTALES PRODUCCIÓN FACTOR R/P AÑOS 2010 2011 2012 2013 2014 Tpc 5,4 5,5 5,7 5,5 4,8 Gpc 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759 Tpc 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9 Gpc 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915 Mpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191 Gpc 374 376 411 462 435 TACC 2010-2014 El factor R/P calculado con las reservas totales disminuyó 5,2 años entre 2010 y 2014, mientras que el calculado con reservas probadas registra una disminución de 3,4 años para el mismo periodo. (3 %) (4 %) 4% Probadas 14,4 14,5 13,9 11,9 11,0 (7 %) Totales 18,8 17,6 17,1 13,9 13,6 (8 %) Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH. Nota: el concepto de producción refleja las cifras de suministro de gas natural. FACTO R R / P S I N E X P O RTACIO NE S Cabe resaltar que si bien el factor R/P a diciembre de 2014 fue calculado con la producción del último año, esta incluye los volúmenes de las exportaciones a Venezuela, las cuales llegaron a su final en junio de 2015. Por lo anterior, un cálculo de este indicador sin exportaciones sería más razonable y se muestra a continuación. CONCEPTO 2014 4.759 RESERVAS PROBADAS RESERVAS TOTALES Gpc 5.915 PRODUCCIÓN SIN EXPORTACIONES 404 FACTOR R/P - RESERVAS PROBADAS 11,8 AÑOS FACTOR R/P - RESERVAS TOTALES 14,7 Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH. Factor R/P - Reservas totales (años) Variación anual factor R/P 2010 0% 18,8 17,6 (2 %) 17,1 (4 %) 13,9 (6 %) 13,6 (8 %) (10 %) (12 %) (14 %) (16 %) (18 %) 2010 2011 Fuente: Ecopetrol, UPME. 2012 2013 2014 (20 %) Fuente: Ecopetrol, UPME. 2011 2012 2013 2014 G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - T R A N S P O RT E D E G AS N AT U R A L página 57 TRANSPORTE DE GAS POR REDES GAS T RANS PO RTA D O - M pcd EMPRESA INTERIOR DEL PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 524 527 558 596 668 6% 10 % COINOGAS 3 3 3 5 5 PROGASUR 14 16 17 17 19 8% PROMIORIENTE 12 13 34 28 51 44 % 422 420 422 454 494 4% TGI TRANSMETANO 37 41 45 46 49 7% TRANSOCCIDENTE 36 34 36 47 50 9% COSTA CARIBE - PROMIGAS 390 345 337 365 368 (1 %) TOTAL 915 872 895 961 1.036 3% En 2014, se alcanzó un máximo histórico de gas transportado por redes para un año en Colombia, 1.036 Mpcd. Fuente: empresas del sector. Nota: las empresas Progasur y TGI contienen las cifras de Transgastol y Transcogas. Promioriente y TGI fueron las transportadoras que, en el último año, tuvieron mayores incrementos en sus volúmenes de gas transportado. La primera, por la entrada en pleno de su nuevo gasoducto GibraltarBucaramanga, y, la segunda, por los mayores volúmenes de gas demandados por el interior del país, trasladados desde los campos de La Guajira y Cusiana - Cupiagua. La capacidad máxima en firme del gasoducto Ballena - Cartagena - Jobo, gasoducto principal de la infraestructura de Promigas, es de 610,3 Mpcd. Variación anual Gas transportado-2014 Interior del país Costa Caribe - Promigas 35 % 65 % 15 % 10 % 5% 0% 2010 2011 2012 2013 2014 (5 %) (10 %) Fuente: Ecopetrol, UPME. (15 %) Fuente: empresas del sector. Gobierno Costa Caribe Interior del país Anuncia mecanismos para que nueva infraestructura de transporte sea oportuna Promigas construirá infraestructura de transporte para planta de regasificación TGI anuncia ampliaciones de infraestructura del orden de 560 US$MM INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 RED D E GASO D UC TOS - k m EMPRESA COINOGAS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 18 17 17 17 17 (0,2 %) 9% PROGASUR 273 273 339 346 380 PROMIGAS 2.363 2.363 2.367 2.367 2.367 0% 157 333 333 333 333 21 % 4.386 4.386 4.386 4.386 4.386 0% 149 189 189 189 189 6% 11 11 11 11 11 0% 7.356 7.572 7.643 7.649 7.684 1% PROMIORIENTE TGI TRANSMETANO TRANSOCCIDENTE TOTAL La construcción de gasoductos se ha visto retrasada por situaciones ajenas a las transportadoras, como son excesivo formalismo en presentación de pliegos y demoras en trámites de licencias ambientales. Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas. Entre 2010 y 2014, Progasur inauguró los gasoductos Pradera/ Jamundí - Popayán (2012), Sardinata - Cúcuta (2012) y Tane - Pamplona (2014). Otras transportadoras que dieron entrada a nuevos gasoductos fueron Promioriente con el gasoducto Gibraltar - Bucaramanga y Transmetano con su Ramal a Oriente, ambos en 2011. La infraestructura de TGI, la más grande del país, se extiende desde La Guajira en el norte de la costa Caribe, hasta Huila y Tolima en el sur del país. En el Oriente, desde Casanare y Meta, hasta el Valle en el Occidente, pasando por la sabana Cundiboyacense donde se encuentra Bogotá en el centro del país. Sistema nacional de transporte de gas natural 3 1 Coinogas 5 2 Progasur 2 6 5 2 Fuente: Ecopetrol. 7 2 2 4 5 3 Promigas 1 4 Promioriente 5 5 TGI 6 Transmetano 7 Transoccidente G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 59 DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Cobertura CO B ERT URA D E G AS N AT URA L CONCEPTO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 20102014 28 28 28 29 34 1% MUNICIPIOS ATENDIDOS 425 463 512 563 629 7% POBLACIÓN POTENCIAL 7.542.014 8.024.206 8.524.301 9.086.738 9.430.712 6% RESIDENCIAL ANILLADOS 7.071.731 7.540.890 7.946.240 8.881.882 8.789.982 6% USUARIOS CONECTADOS 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8% RESIDENCIALES 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8% ESTRATOS 1, 2 Y 3 4.799.496 5.194.358 5.587.677 5.989.704 6.493.331 8% ESTRATOS 4, 5 Y 6 865.898 926.955 982.163 1.042.540 1.107.474 6% 99.205 106.181 120.078 128.103 139.335 9% 3.343 2.792 3.905 5.871 4.449 7% POTENCIAL 94 % 94 % 93 % 90 % 93 % EFECTIVA 75 % 76 % 77 % 77 % 81 % COMERCIALES INDUSTRIALES COBERTURA RESIDENCIAL Municipios atendidos Generación de bienestar y mejora en la calidad de vida llevados a 7,6 millones de hogares colombianos en los últimos cuarenta años, es la mejor carta de presentación del sector. Todo lo anterior, resumido por el Presidente de la República, Juan Manuel Santos, en Naturgas 2015, como “producto de una estrategia sólida de largo plazo”. En el último lustro se conectaron, aproximadamente, 2,4 millones de usuarios a gas natural en todo el país y se llegó a más de 204 nuevos municipios. La meta impuesta por el Gobierno Nacional al sector para el siguiente cuatrienio (2015 2018) es lograr la conexión de un millón de nuevos usuarios. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Municipios atendidos Las cifras de cobertura del gas en Colombia son fiel reflejo de la “revolución silenciosa” (Presidente Juan Manuel Santos, Naturgas 2015) que ha provocado el sector gas en el país, convirtiéndose en todo un modelo mundial de copiar. Usuarios de gas natural conectados por año Cobertura efectiva 629 563 425 463 512 77 % 81 % 77 % 76 % 75 % 2010 2011 2012 2013 2014 - 578.371 2014 2013 472.395 2012 463.537 2011 462.344 2010 420.285 Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Colombia 8% 81 % Cuenta con 629 municipios con el servicio de gas natural Crecimiento de usuarios de estratos 1, 2 y 3, con servicio de gas natural Cobertura efectiva de usuarios residenciales en el país INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 USUARIO S DE G AS N AT URA L 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ANDINA 3.568.777 3.857.966 4.156.191 4.443.145 4.840.054 8% CARIBE REGIÓN 1.251.299 1.334.099 1.405.843 1.502.826 1.583.787 6% PACÍFICA 755.349 824.231 892.258 953.355 1.029.488 8% ORINOQUÍA Y AMAZONÍA 192.517 213.990 239.531 266.892 291.260 11 % 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8% TOTAL USUARIOS La región Andina presentó un crecimiento de cerca de 1,3 millones de usuarios en el periodo en estudio, siendo esta la de mayor crecimiento absoluto en el país. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. En 2015 se espera llegar a los departamentos de Arauca y Chocó. Para el primero existe un plan de masificación de gas del cual hacen parte activa la Gobernación de Arauca, Ecopetrol, Oleoducto Bicentenario, Minminas, CREG, DNP y las siete alcaldías de los municipios de Saravena, Arauca, Arauquita, Tame, Puerto Rondón, Cravo Norte y Fortul. Usuarios de gas natural por regiones-2014 En lo que respecta a Chocó, a mediados de septiembre de 2014, su capital Quibdó, fue beneficiada con una asignación del Fondo Especial Cuota de Fomento por 11.000 millones de pesos, aproximadamente, para la construcción del sistema de distribución y conexiones a usuarios de menores ingresos, a través de la empresa Universal de Servicios Públicos. Caribe Andina Pacífica Orinoquía y Amazonía Departamentos sin gas natural 4% 13 % 20 % 63 % Fuente: Ministerio de Minas y Energía. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 61 USUA RIOS D E GAS N AT U R A L DEPARTAMENTO Antioquia Atlántico 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 566.501 665.890 769.087 881.938 993.063 15 % 4% 436.354 452.382 467.445 492.191 510.028 1.590.163 1.657.607 1.704.176 1.760.435 1.820.350 3% Bolívar 253.836 273.212 289.172 303.933 317.365 6% Boyacá 101.028 115.016 128.379 140.346 152.975 11 % Caldas 110.718 119.814 140.771 152.482 162.336 10 % Casanare 45.484 50.000 53.226 61.933 69.207 11 % Cauca 27.382 40.053 56.541 61.715 81.789 31 % Caquetá 18.988 25.858 29.561 30.335 34.056 16 % Bogotá DC Cesar 118.224 130.965 138.321 150.552 162.965 8% Córdoba 136.627 146.943 158.453 170.182 181.307 7% Cundinamarca 259.285 290.894 340.492 378.900 461.738 16 % 1.302 2.333 3.631 3.988 3.244 26 % 143.330 154.130 164.327 168.435 190.418 7% 71.178 75.216 80.183 85.555 92.798 7% Magdalena 140.590 156.402 166.208 186.295 195.210 9% Meta 126.743 135.799 152.921 168.577 177.083 9% Guaviare Huila La Guajira Norte de Santander 83.194 95.802 105.287 115.747 135.939 13 % Nariño 0 0 0 0 11.180 100 % Putumayo 0 0 192 2.059 7.670 100 % 95.313 103.172 110.023 116.262 122.294 6% Risaralda 131.782 143.913 159.607 177.238 190.574 10 % Santander 304.363 314.551 326.291 340.706 361.262 4% 94.490 98.979 106.061 114.118 124.114 7% Quindío Sucre Tolima 183.100 197.177 207.751 210.656 249.105 8% Valle 727.967 784.178 835.717 891.640 936.519 7% 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8% TOTAL Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Usuarios por departamentos-2014 En 2014, Nariño se convirtió en el departamento #26 de Colombia en acceder al servicio de gas natural por redes. Su capital, Pasto, cuenta a fines de este año con 11.180 usuarios conectados. Antioquia, con un poco más de 111.000 nuevas conexiones en el último año, pasó a ser el segundo departamento de Colombia con más usuarios conectados a gas natural, desplazando al Valle y siendo superada solo por el Distrito Capital, Bogotá. 39 % Bogotá DC 23 % Antioquia Valle 13 % Atlántico Cundinamarca Otros 6% 12 % 7% Fuente: Ministerio de Minas y Energía. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 USUA RIOS D E G AS N AT U R A L EMPRESA Alcanos de Colombia 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 417.794 478.247 525.206 534.740 656.607 12 % Efigas 322.462 349.974 389.613 423.629 450.225 9% EPM 533.966 627.308 720.153 828.944 934.856 15 % 1.691.263 1.766.388 1.831.600 1.905.038 1.993.670 4% Gases de La Guajira 71.178 75.216 80.183 85.555 92.798 7% Gases de Occidente 738.538 796.945 857.545 917.321 964.292 7% Gases del Caribe 646.837 688.766 720.563 774.917 812.584 6% Gasoriente 232.177 239.342 246.555 254.385 266.078 3% 72.825 80.129 86.753 95.418 113.850 12 % Gas Natural Gases del Oriente 207.923 227.747 254.038 280.907 312.259 11 % Gasnacer Gas Natural Cundiboyacense 49.746 56.123 58.864 61.705 64.116 7% Llanogas 118.947 127.915 144.863 160.094 165.907 9% Metrogas 75.141 83.355 89.431 95.482 104.610 9% Surtigas 487.951 518.747 561.965 599.054 632.136 7% Otras distribuidoras 101.194 114.084 126.491 149.029 180.601 16 % 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8% TOTAL Fuente: Ministerio de Minas y Energía. EPM, empresa distribuidora de gas natural cuyo mercado relevante es el departamento de Antioquia, lideró las conexiones de gas en el país en el periodo 2010-2014, con un poco más de 400.000 nuevos usuarios. Le siguió Gas Natural, que atiende, principalmente, el Distrito Capital, con una cifra cercana a los 300.000 usuarios. Estratos 1, 2, 3 Usuarios de gas natural-2014 Estratos 4, 5, 6 No residencial 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0% Alcanos de Colombia Efigas Fuente: Ministerio de Minas y Energía. EPM Gas Natural Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gasoriente Gases del Oriente Gas Natural Gasnacer Cundiboyacense Llanogas Metrogas Surtigas Otras distribuidoras U S UA R I O S R E S I D E N C I A L E S D E G AS N AT U R A L ESTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ESTRATO 1 1.018.630 1.143.486 1.264.512 1.405.607 1.585.630 12 % ESTRATO 2 2.142.951 2.318.850 2.500.586 2.667.223 2.874.969 8% ESTRATO 3 1.637.915 1.732.022 1.822.579 1.916.874 2.032.731 6% ESTRATO 4 520.671 562.014 596.565 634.498 677.701 7% ESTRATO 5 210.311 222.102 235.529 249.770 266.369 6% ESTRATO 6 TOTAL 134.916 142.839 150.069 158.272 163.404 5% 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8% En el sector residencial, el mayor número de usuarios se encuentran en el estrato 2, con 38 % del total de usuarios. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. De los usuarios conectados a gas natural en Colombia, 85 % pertenecen a los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, sectores menos favorecidos económicamente de la población. Han sido fundamentales en los últimos años, para continuar con este crecimiento, los recursos entregados por el FECF y el SGR a estos usuarios, más el apoyo continuo de las empresas distribuidoras que financian los valores restantes. La costa Caribe es la región del país donde los usuarios de estrato 1 conectados a gas natural tienen una mayor participación con respecto al total, 44 %. Caso contrario sucede en la región Andina, donde la participación del estrato 1 solo alcanza 12 % de la totalidad de usuarios. Usuarios residenciales de gas natural-2014 Usuarios residenciales de gas natural por regiones-2014 E1 E3 E5 E2 E4 E6 2% 2% 4% 11 % Caribe 1.559.920 2% 1% 5% 5% 8% 14 % 0,3 % 1% 5% Andina 4.742.692 23 % 26 % Orinoquía y Amazonía 283.198 31 % 32 % 39 % 39 % 39 % 44 % 21 % 12 % Andina Caribe Pacífica 32 % Orinoquía y Amazonía Pacífica 1.014.995 Fuente: Ministerio de Minas y Energía. La cobertura del servicio de gas natural no tiene distingo de clases sociales, llega a todos los estratos socioeconómicos por igual. En el último quinquenio se observa un mayor crecimiento en estrato 1, debido a la mayor participación de este en los municipios y departamentos que aún no tienen acceso a este energético. Caribe Andina Pacífica Orinoquía y Amazonía Fuente: Ministerio de Minas y Energía. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 DEMANDA D E GAS N AT URA L - M p cd SECTOR 2010 2011 COSTA CARIBE 390 Eléctrico 230 Otros sectores 2014 2013 343 337 395 427 2% 182 166 197 220 (1 %) 160 161 171 198 207 7% Industrial y comercial 96 92 96 108 92 (1 %) Residencial 24 27 26 26 27 3% Petroquímico 11 12 18 21 19 15 % Refinerías y otros* 12 14 14 23 34 29 % GNV 17 16 16 19 35 21 % 471 440 519 587 581 5% INTERIOR DEL PAÍS Eléctrico 65 32 57 88 110 14 % 406 408 463 499 471 4% 171 162 170 149 156 (2 %) 85 91 100 102 103 5% 1 1 1 1 1 (0,1 %) Refinerías y otros* 87 91 131 177 149 14 % GNV 62 63 62 70 62 (0,2 %) Otros sectores Industrial y comercial Residencial Petroquímico Demanda nacional Mpcd 861 783 856 982 1.007 4% Mm3 8.899 8.093 8.848 10.148 10.412 4% 156 205 186 176 85 (14 %) Exportaciones - Mpcd Mpcd TOTAL DEMANDA Mm3 En 2014, el sector eléctrico lideró la demanda de gas natural en Colombia, alcanzando una participación de 33 % en la demanda nacional. Cabe anotar que este mismo año, aun cuando no llegó a consolidarse el fenómeno de El Niño, sí fue un año de menor cantidad de lluvias, según Idean. TACC 2010-2014 2012 1.017 988 1.043 1.158 1.092 2% 10.506 10.208 10.775 11.970 11.285 2% En el periodo en estudio se destaca el crecimiento de refinerías en la costa Caribe. Las proyecciones de demanda de este sector en la región son mucho más altas con la entrada en operación para 2015 del complejo Reficar, en Cartagena, el cual a 2014 tuvo un avance de construcción del 93 %, con muchas de sus plantas en etapa de alistamiento. Fuente: UPME, SUI. * Se adicionaron los consumos de Ecopetrol. Demanda de gas natural costa Caribe-2014 8% 8% 51 % Demanda de gas natural interior del país-2014 Eléctrico 11 % Industrial y comercial Petroquímico 6% Petroquímico Refinerías y otros GNV Fuente: UPME, SUI. Residencial 27 % Refinerías y otros 22 % Industrial y comercial 25 % Residencial 5% Eléctrico 19 51 % % GNV 0% 18 % Fuente: UPME, SUI. 4% Costa Caribe 81 %-20 % Crecimiento demanda nacional de gas natural Alta volatilidad en la demanda del sector eléctrico Composición mercado no regulado - regulado G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 65 D E M A N DA N AC I O N A L D E G AS N AT U R A L SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 Mpcd REGULADO 179 185 194 198 205 3% 112 118 126 128 131 4% 67 67 68 70 74 3% NO REGULADO 682 598 662 784 802 4% TOTAL 861 783 856 982 1.007 4% 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3% 1.159 1.218 1.301 1.324 1.349 4% RESIDENCIAL NO RESIDENCIAL Mm3 REGULADO RESIDENCIAL NO RESIDENCIAL NO REGULADO TOTAL 688 695 707 722 769 3% 7.052 6.180 6.841 8.102 8.294 4% 8.899 8.093 8.848 10.148 10.412 4% Entre 2010 y 2014 se dieron traslados de usuarios del mercado regulado al mercado no regulado, específicamente en la categoría no residencial. Mientras que el crecimiento promedio anual de los usuarios residenciales en el periodo en estudio es de 8 %, el consumo residencial crece a un menor ritmo, 4 %. Lo anterior motivado en que año tras año aumenta la participación de los estratos 1 y 2 en el total de usuarios y estos reflejan un consumo de gas menor que el promedio de toda la categoría. Fuente: UPME, SUI. DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3 REGIÓN 2010 2011 2012 2013 TACC 2014 2010-2014 ANDINA 1.223 1.274 1.353 1.379 1.338 CARIBE 400 393 399 398 454 3% PACÍFICA 184 200 206 219 267 10 % 40 46 49 51 60 11 % 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3% ORINOQUÍA Y AMAZONÍA TOTAL 2% Las regiones Andina y Caribe muestran ser mercados maduros con crecimientos vegetativos; en contraste, la Pacífica y Orinoquía Amazonía se muestran aún como mercados en desarrollo. Fuente: CREG, SUI. Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014 Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014 Residencial 13 % Andina 3% 51 % Caribe 25 % Pacífica 63 % 21 % Fuente: UPME, SUI. No residencial 32 % 37 % 41 % 31 % 68 % 63 % 59 % 69 % Andina Caribe Pacífica Orinoquía y Amazonía Fuente: UPME, SUI. Orinoquía y Amazonía INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 DEMANDA NAC ION A L D E G AS N AT URA L E N E L ME RCA D O R EG U L A D O - Mm 3 EMPRESA 2010 Alcanos de Colombia 2011 2012 2013 TACC 2010-2014 2014 95 117 126 132 123 7% 172 196 215 228 230 8% 94 102 108 111 105 3% Gas Natural 641 624 667 668 675 1% Gases del Caribe 217 226 227 233 241 3% EPM Efigas Gases de La Guajira 19 18 22 22 23 5% Gases de Occidente 182 195 199 210 208 3% Gas Natural Cundiboyacense 100 111 108 111 114 3% Gases del Oriente 17 18 19 22 23 9% Gasoriente 77 81 79 76 74 (1 %) Gasnacer 11 12 13 14 15 8% Llanogas 26 29 32 32 34 7% Metrogas 20 23 24 25 41 20 % Surtigas 154 137 138 132 168 2% 21 23 28 28 43 19 % 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3,5 % Otras distribuidoras TOTAL Las cifras de consumo de algunas empresas, en 2014, se ven afectadas por el ajuste por poder calorífico de acuerdo con lo consignado en la Resolución CREG 127 de 2013, a diferencia del periodo 2010-2013 en el que no se registra. Fuente: SUI, empresas distribuidoras. La composición promedio país del mercado regulado (Residencial – No Residencial) se encuentra en el orden de 64 % - 36 %, siendo Alcanos la empresa con la mayor participación del componente residencial (80 %) y Gases de Occidente y EPM las empresas con la menor participación de este componente, 58 %. Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3 Residencial No Residencial 80 % Alcanos de Colombia 58 % EPM Efigas 32 % 68 % Gas Natural 63 % Gases del Caribe 59 % Gases de La Guajira 37 % 41 % 67 % Gases de Occidente 58 % Gas Natural Cundiboyacense 33 % 42 % 61 % Gases del Oriente 39 % 31 % 69 % Gasoriente 63 % 37 % Gasnacer 76 % Llanogas 64 % Metrogas 61 % Surtigas 24 % 36 % 39 % 69 % Otras distribuidoras 31 % 80 % Fuente: SUI. 20 % 42 % 20 % VEHÍCULO S CO N VE RT ID OS A GN V CIUDAD 2010 Armenia 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 16 % 5.495 6.159 7.859 8.969 10.032 Barranquilla 33.854 38.526 42.252 44.118 44.523 7% Bogotá 107.117 118.356 144.966 160.576 177.540 13 % Bucaramanga 16.159 16.719 18.151 19.112 20.249 6% Cali 39.972 45.264 54.740 59.715 64.726 13 % Cartagena 14.851 16.391 17.635 17.731 17.786 5% 7.373 8.106 10.150 10.795 11.192 11 % 33.048 38.144 45.970 49.706 52.757 12 % Ibagué Medellín Montería 5.715 7.154 8.518 8.814 9.062 12 % Neiva 3.883 4.339 5.381 5.651 5.829 11 % Pereira 9.905 11.700 15.948 17.792 19.416 18 % Santa Marta 7.172 7.497 8.839 9.815 10.731 11 % Sincelejo 3.352 4.228 4.548 4.548 4.548 8% Villavicencio 9.681 10.586 12.172 12.729 13.100 8% 26.938 32.013 42.778 46.435 48.834 16 % 324.515 365.182 439.907 476.506 510.325 12 % Otras ciudades TOTAL 2014 GNV Estaciones GNV INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 ES TACIO NES D E SE RVIC IO D E G N V CIUDAD 2010 Armenia 2011 2012 2013 2014* TACC 2010-2014 8 8 8 9 9 3% 61 65 65 65 67 2% 148 154 156 159 160 2% Bucaramanga 13 14 15 15 15 4% Cali 77 77 78 78 79 1% Cartagena 23 23 23 24 24 1% Ibagué 19 19 19 19 19 0% Medellín 47 47 51 51 52 3% Barranquilla Bogotá Montería 8 9 9 9 10 6% Neiva 10 10 10 10 10 0% Pereira 17 17 17 17 17 0% Santa Marta 15 16 16 16 16 2% Sincelejo 8 8 8 9 9 3% 19 20 20 20 20 1% Otras ciudades 164 189 197 207 209 6% TOTAL 637 676 692 708 716 3% Villavicencio El ritmo de crecimiento promedio anual de las conversiones en el último lustro fue de 12 % y las EDS solo crecieron 3 %. Esta situación se ve reflejada en el incremento del indicador vehículos/EDS, en varias ciudades del interior del país como Bucaramanga, Pereira, Armenia y Bogotá. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. *Cifras a agosto de 2014. Índice/Ciudad Vehículos/EDS-2014 Minminas 1.350 1.115 1.142 1.110 1.015 819 906 741 665 700 589 671 583 713 655 505 234 Armenia Barranquilla Bogotá Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Montería Neiva Pereira Santa Marta Sincelejo Villavicencio Otras ciudades Total país El sector gas le apuesta a que los sistemas masivos de transporte del país se muevan con GNV. En Medellín, Metroplus, que opera desde 1995, se expandió en 2013 con la inclusión de 300 buses a GNV. Transcaribe, en Cartagena, movilizará con GNV la totalidad de su sistema, conformado por más de 600 buses entre articulados y padrones. Naturgas, en cabeza de su Presidente, Eduardo Pizano, ha insistido a algunas ciudades con sistemas locales sobre la importancia de usar GNV. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 69 P R E C I O S Y TA R I FA S Tarifa usuarios regulados de gas BOCA DE POZO Gt TRANSPORTE Tt DISTRIBUCIÓN Dt TA R I FA A USUARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN Cm Subsidio: E1: hasta 60 % y E2: 50 %. Contribución: E5 y E6: 20 %, comercial e industrial: 8,9 %. Promedio histórico costa Caribe componentes tarifarios Gt: boca de pozo PRECIOS MÁXIMOS DE GAS NATURAL EN BOCA DE POZO - US$/Mbtu 37 % 13 % 37 % 14 % 32 % 11 % 43 % 13 % Gt CAMPO/PERIODO Tt 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 LA GUAJIRA Dt Febrero - Julio 3,89 4,25 5,80 5,90 3,97 15 % Cm Agosto - Diciembre 4,00 5,81 6,04 5,65 3,97 12 % Febrero - Julio 4,27 4,67 6,52 6,56 6,32 10 % Agosto - Diciembre 4,55 6,28 6,90 6,42 6,42 9% OPÓN 2010 = $850/m3 2014 = $991/m3 Fuente: Ecopetrol. Tt: transporte Promedio histórico interior del país componentes tarifarios 7% 39 % 8% 29 % 32 % Gt Dt: distribución Tt Dt El cargo de distribución se actualiza mensualmente con la evolución del IPP y la aplicación del factor de productividad para distribución. Cm 36 % 24 % 25 % El cargo de transporte está expresado en dólares, se actualiza anualmente con el PPI de Estados Unidos de América. Este costo en dólares se incluye en la tarifa del usuario final multiplicado por la tasa representativa del mercado del mes correspondiente. 2010 = $788/m3 2014 = $1.239/m3 Cm: comercialización El cargo de comercialización es expresado en $/factura, se actualiza con base en el IPC anual y en un factor de productividad de comercialización. Tarifa a usuario final Costa Caribe 2010-2014 Interior 2010-2014 La Resolución CREG 137 de 2013 define los criterios de traslado de los costos a tarifa final 4 %, crecimiento promedio anual tarifa usuario regulado 12 %, crecimiento promedio anual tarifa usuario regulado INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 TA R I FA A U S U A R I O F I N A L TA RIFA A USUA RIO F IN A L Estrato 1 - Residencial $/factura - mes (20 m3) EMPRESA 2010 2011 2012 ALCANOS DE COLOMBIA 7.127 7.408 EFIGAS 4.961 5.560 EPM 6.576 8.101 8.663 GAS NATURAL 7.641 9.280 9.744 GASES DE LA GUAJIRA 8.258 10.625 10.887 GASES DE OCCIDENTE 7.648 8.964 9.247 TACC 2010-2014 2013 2014 7.975 8.117 11.374 12 % 7.805 7.925 9.908 19 % 9.152 9.666 10 % 9.937 11.334 10 % 11.045 11.401 8% 9.814 12.036 12 % GASES DEL CARIBE 7.350 8.560 8.800 8.960 9.240 6% GASES DEL ORIENTE 9.206 12.835 13.470 13.470 13.711 10 % GASORIENTE 6.558 8.402 8.636 8.747 9.550 10 % LLANOGAS 6.585 6.773 7.478 8.478 8.822 8% METROGAS 7.437 8.222 9.314 9.478 11.285 11 % SURTIGAS 7.580 8.862 9.300 9.920 10.220 8% PROMEDIO ARITMÉTICO 7.244 8.633 9.277 9.587 10.712 10 % Fuente: SUI. Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye subsidios. Los usuarios residenciales de estrato 1 se benefician con un subsidio que oscila entre 45 % y 60 %, siendo el promedio de 55 %. Tarifa a usuario final - Estrato 1 ($/factura) 20 m3 Máximo Promedio Mínimo 13.470 12.835 9.206 9.277 8.633 7.244 Fuente: SSPD., UPME. 10.712 9.587 8.822 7.925 7.478 5.560 4.961 2010 13.711 13.470 2011 2012 2013 2014 G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 71 TA R I FA A U S UA R I O F I N A L Estratos 3 y 4 - Residencial $/factura - mes (20 m3) EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ALCANOS DE COLOMBIA 16.467 15.127 18.007 18.007 27.326 13 % EFIGAS 11.319 12.253 17.739 16.831 22.009 18 % EPM 15.377 18.481 18.546 19.777 20.052 7% GAS NATURAL 18.530 22.530 20.549 20.605 27.423 10 % GASES DE LA GUAJIRA 14.858 20.467 20.384 19.797 20.902 9% GASES DE OCCIDENTE 17.777 20.951 21.703 22.060 26.377 10 % GASES DEL CARIBE 16.996 19.990 19.830 19.718 20.246 4% GASES DEL ORIENTE 22.409 31.328 32.158 32.158 28.962 7% GASORIENTE 15.753 19.784 19.677 18.098 22.927 10 % LLANOGAS 15.601 15.935 17.627 17.141 20.703 7% METROGAS 18.234 20.137 22.769 22.853 27.502 11 % SURTIGAS 18.171 21.164 21.402 23.099 21.791 5% 16.791 19.846 20.866 20.845 23.852 9% PROMEDIO ARITMÉTICO Fuente: SUI. Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Los usuarios residenciales de estratos 3 y 4 no reciben subsidios en su tarifa a usuario final, sin afectarse con contribución a usuarios de menores ingresos. Tarifa a usuario final - Estratos 3 y 4 ($/factura) 20 m3 Máximo Promedio 32.158 31.328 28.962 23.852 22.409 19.846 17.627 20.052 16.831 12.253 11.319 Fuente: SSPD, SUI. 20.845 20.866 16.791 2010 Mínimo 32.158 2011 2012 2013 2014 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 TA RIFA A USUA RIO F IN A L Estratos 5 y 6 - Residencial $/factura - mes (20 m3) EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 ALCANOS DE COLOMBIA 19.761 18.152 21.608 21.608 32.791 13 % EFIGAS 13.583 14.704 21.286 20.197 26.411 18 % EPM 18.452 22.177 22.255 23.733 24.062 7% GAS NATURAL 22.237 27.036 24.659 24.727 32.909 10 % GASES DE LA GUAJIRA 17.830 24.561 24.461 23.756 25.083 9% GASES DE OCCIDENTE 21.333 25.141 26.044 26.472 31.653 10 % GASES DEL CARIBE 20.395 23.984 23.792 23.661 24.303 4% GASES DEL ORIENTE 26.891 37.593 38.589 38.589 34.754 7% GASORIENTE 18.904 23.741 23.612 21.717 27.513 10 % LLANOGAS 15.945 19.122 21.152 20.569 24.843 12 % METROGAS 21.602 24.164 27.323 27.423 33.003 11 % SURTIGAS 21.805 25.397 25.674 27.715 26.153 5% 19.895 23.814 25.038 25.014 28.623 10 % PROMEDIO ARITMÉTICO Fuente: SUI. Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye contribuciones. En la tarifa a usuario final de los usuarios residenciales de estratos 5 y 6 se aplica una contribución del 20 %. Tarifa a usuario final - Estratos 5 y 6 ($/factura) 20 m3 Máximo Promedio Mínimo 38.589 37.593 26.891 Fuente: SSPD. SUI. 28.623 21.152 24.062 20.197 14.704 13.583 2010 34.754 25.014 25.038 23.814 19.895 38.589 2011 2012 2013 2014 G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 73 TA R I FA A U S UA R I O F I N A L Sector comercial (300 m3) - $000/factura - mes EMPRESA 2013 2014 TACC 2010-2014 2010 2011 2012 ALCANOS DE COLOMBIA 330 304 366 391 407 5% EFIGAS 223 220 297 353 360 13 % EPM 192 212 263 283 287 11 % GAS NATURAL 197 259 296 313 407 20 % GASES DE LA GUAJIRA 211 212 301 291 309 10 % GASES DE OCCIDENTE 229 208 313 329 399 15 % GASES DEL CARIBE 205 278 275 273 280 8% GASES DEL ORIENTE 334 414 414 414 414 6% GASORIENTE 242 285 294 250 346 9% LLANOGAS 231 224 251 241 301 7% METROGAS 277 277 349 350 425 11 % SURTIGAS 208 262 313 317 293 9% PROMEDIO ARITMÉTICO 240 263 311 317 352 10 % Fuente: CREG. Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas. En la tarifa a usuario final del sector comercial se aplica una contribución del 8,9 %. Tarifa a usuario final sector comercial - $000/factura mes Máximo Promedio 414 414 352 334 263 2011 280 251 208 192 Fuente: SSPD. SUI. 317 311 240 2010 Mínimo 425 414 2012 241 2013 2014 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 TA RIFA A USUA RIO F IN A L Sector industrial regulado (25.000 m3) - $000/factura - mes EMPRESA TACC 2010-2014 2010 2011 2012 2013 2014 ALCANOS DE COLOMBIA 23.827 26.534 26.824 28.661 33.954 9% EFIGAS 18.351 18.420 24.794 29.101 30.085 13 % EPM 17.477 21.634 21.676 23.333 23.644 8% GAS NATURAL 21.801 27.164 24.424 25.889 33.697 12 % GASES DE LA GUAJIRA 16.152 22.002 21.677 24.002 25.477 12 % GASES DE OCCIDENTE 17.155 21.667 24.436 26.860 32.619 17 % GASES DEL CARIBE 18.928 22.903 22.603 22.229 23.079 5% GASES DEL ORIENTE 27.669 34.200 34.200 34.200 34.200 5% GASORIENTE 18.755 11.812 23.281 20.668 28.531 11 % LLANOGAS 18.193 18.150 19.742 18.966 24.655 8% METROGAS 20.854 22.653 26.604 26.994 32.494 12 % SURTIGAS 19.667 22.956 25.927 24.127 22.127 3% 19.902 22.508 24.682 25.419 28.713 10 % PROMEDIO ARITMÉTICO Fuente: CREG. Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas. Los usuarios industriales pagan contribución del 8,9 %. Por excepción, los usuarios que cumplan con requisitos definidos mediante el Decreto 4956 de 2011 no pagan contribución. Tarifa a usuario final sector industrial regulado - $000/factura mes Máximo Promedio Mínimo 34.200 34.200 34.200 27.669 22.127 19.742 16.152 28.713 25.419 24.682 22.508 19.902 34.200 18.966 11.812 2010 Fuente: SSPD. SUI. 2011 2012 2013 2014 G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 75 TA R I FA A U S UA R I O F I N A L Sector industrial no regulado (300.000 m3) - $000/factura - mes EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 EFIGAS 144.345 144.345 144.345 144.345 144.345 0% EPM 201.795 261.384 202.767 209.964 208.557 1% GAS NATURAL 261.588 311.778 274.461 297.960 397.833 11 % GASES DE LA GUAJIRA 40.189 40.189 40.189 40.189 40.189 0% GASES DE OCCIDENTE 205.718 174.910 184.813 280.484 340.457 13 % GASES DEL CARIBE 117.906 156.870 151.800 154.779 150.663 6% GASES DEL ORIENTE 190.061 190.061 190.061 190.061 190.061 0% GASORIENTE 221.372 269.588 265.898 234.689 339.002 11 % METROGAS 148.537 148.537 148.537 148.537 148.537 0% SURTIGAS 218.510 261.800 311.102 249.902 249.902 3% 175.002 195.946 191.397 195.091 220.955 6% PROMEDIO ARITMÉTICO Fuente: CREG. Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas. La contribución que deben pagar los usuarios industriales, del 8,9 %, afecta tanto al mercado regulado como al no regulado y aplican las mismas excepciones del Decreto 4956 de 2011. Tarifa a usuario final sector industrial no regulado - $000/factura mes Máximo Promedio Mínimo 397.833 311.778 311.102 297.960 261.588 197.959 177.162 40.189 2010 Fuente: SSPD. SUI. 40.189 2011 40.189 2012 227.668 197.403 193.947 40.189 2013 40.189 2014 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 SUBSIDIOS Y CONTRIBUCIONES SUBSIDIOS - $MM EMPRESA TACC 2010-2014 2010 2011 2012 2013 2014 27.735 30.776 36.128 40.710 50.063 16 % 8.872 10.144 14.796 14.277 18.353 20 % EPM 12.355 15.285 19.075 25.741 28.915 24 % GAS NATURAL 54.900 67.134 79.250 76.337 84.160 11 % 6.019 6.644 8.758 7.578 8.036 7% ALCANOS DE COLOMBIA EFIGAS GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE GASES DE LA GUAJIRA 4.235 5.081 5.663 5.560 5.555 7% GASES DE OCCIDENTE 23.217 27.604 34.956 38.950 44.775 18 % GASES DEL CARIBE 32.705 36.625 41.722 44.629 46.784 9% GASES DEL ORIENTE 5.456 6.722 8.520 6.120 4.504 (5 %) GASNACER 3.780 4.298 5.024 5.054 4.550 5% GASORIENTE 7.490 7.648 8.520 8.196 8.549 3% LLANOGAS 3.630 2.390 6.492 6.316 7.458 20 % METROGAS 2.819 3.589 4.396 5.001 5.778 20 % SURTIGAS 33.270 37.921 43.318 45.549 47.003 9% 6.968 8.785 6.013 5.317 6.770 (1 %) 233.453 270.647 322.632 335.335 371.252 12 % OTRAS EMPRESAS TOTAL Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía. El incremento de usuarios conectados al servicio de gas natural, entre los que predominan los de estratos bajos a quienes se aplican subsidios de hasta 60 % para el estrato 1 y hasta 50 % para el estrato 2, ha ocasionado un crecimiento de los requerimientos de recursos de subsidios, de 12 % promedio anual. Variación anual subsidios Subsidios-2014 25 % Gas Natural 23 % 20 % Alcanos 26 % Gases del Caribe 15 % 10 % 13 % 12 % 13 % 2010 2011 Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. 2012 2013 Gases de Occidente Otras empresas 5% 0% Surtigas 13 % 2014 Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó N página 77 CO N T R I B U C I O N E S - $ M M 2012 2013 2014 TACC 2010-2014 8.726 1.927 2.208 2.346 (16 %) 4.714 3.148 3.172 3.626 (5 %) 13.405 16.746 8.269 8.339 7.699 (13 %) 31.048 39.074 28.492 27.241 25.711 (5 %) 9.139 11.229 2.166 2.030 1.987 (32 %) EMPRESA 2010 2011 ALCANOS DE COLOMBIA 4.739 EFIGAS 4.516 EPM GAS NATURAL GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE GASES DE LA GUAJIRA 616 360 460 438 366 (12 %) GASES DE OCCIDENTE 11.415 12.640 6.305 6.114 6.395 (13 %) GASES DEL CARIBE 11.671 14.060 6.019 5.813 5.691 (16 %) 106 58 73 75 53 (16 %) 67 81 99 101 127 17 % 5.938 7.525 2.448 2.257 1.912 (25 %) 547 286 708 853 924 14 % GASES DEL ORIENTE GASNACER GASORIENTE LLANOGAS METROGAS SURTIGAS OTRAS EMPRESAS TOTAL 450 537 585 603 630 9% 14.102 16.402 2.772 2.834 3.742 (28 %) 227 331 248 283 399 15 % 107.985 132.769 63.722 62.362 61.608 (13 %) Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía. Con base en el Decreto 4956 de 2011, algunas industrias fueron eximidas del pago de la contribución del 8,9 %. Esto generó que los recursos recibidos por contribuciones presentaran un decrecimiento en el periodo evaluado 2010-2014, del 13 %. Contribuciones-2014 Variación anual contribuciones 120 % 100 % 80 % Gas Natural 60 % EPM 40 % Gases de Occidente 35 % 20 % 42 % 0% (20 %) 2010 2011 (40 %) (60 %) Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. 2012 2013 2014 10 % 13 % Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI. Otras empresas INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 PRECIOS DEL GNV P R E C I O S D E G AS N AT U R A L V E H I C U L A R A U S UA R I O F I N A L - $ /m 3 CIUDAD 2011 2012 BARRANQUILLA 1.515 1.545 1.698 1.572 1.575 1% BOGOTÁ 1.362 1.351 1.356 1.273 1.320 (1 %) BUCARAMANGA 1.449 1.450 1.623 1.480 1.499 1% CALI 1.599 1.615 1.387 1.638 1.511 (1 %) CARTAGENA 1.544 1.574 1.358 1.603 1.582 1% IBAGUÉ 1.479 1.477 1.616 1.676 1.774 5% MANIZALES 1.544 1.553 1.689 1.696 1.597 1% MEDELLÍN 1.325 1.270 1.343 1.395 1.417 2% NEIVA 1.277 1.295 1.436 1.494 1.608 6% PEREIRA 1.535 1.574 1.562 1.564 1.596 1% SANTA MARTA 1.324 1.445 1.545 1.549 1.599 5% TUNJA 1.357 1.450 1.402 1.348 1.266 (2 %) VALLEDUPAR PROMEDIO 2013 2014 TACC 2010-2014 2010 772 1.113 885 885 985 6% 1.411 1.365 1.397 1.306 1.487 1% Fuente: Gazel, UPME. Los precios del GNV reflejan un crecimiento del 1 %, lo que le ha permitido mantener la competitividad frente al ACPM, sustituto que tuvo un crecimiento en sus precios del 6 % durante el periodo evaluado. Precio del GNV - $/m3 Máximo Variación anual GNV Promedio ACPM Mínimo 30 % 1.599 1.411 1.698 1.615 1.365 1.397 1.306 1.113 1.487 985 885 885 772 1.774 1.696 20 % 10 % 0% 2010 (10 %) 2010 2011 Fuente: Gazel, UPME. 2012 2013 2014 Fuente: Gazel, UPME. 2011 2012 2013 2014 E S T U D I O S U P M E - BA L A N C E D E G AS 2015 - 2023 página 79 ESTUDIOS UPME Balance de gas 2015-2023 En este documento, publicado en febrero del año 2015, la UPME realiza un análisis detallado de los diferentes escenarios de la oferta y la demanda de gas natural. Este análisis consta de: •SUMINISTRO DE GAS NATURAL •OFERTA DE GAS NATURAL •DEMANDA DE GAS NATURAL •BALANCE NACIONAL DE GAS NATURAL •CONCLUSIONES Suministro de gas natural Evolución de las reservas de gas natural - Tpc En cuanto a las expectativas de suministro, el estudio se presenta sobre la base de las reservas totales a 31 de diciembre de 2013 y se proyectan al año 2023, clasificándolas en probadas, probables y posibles. El cálculo del suministro u oferta se complementa con la declaratoria de producción publicada en Resolución Minminas 72206 de 2014. Histórico Proyectado 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Fuente: UPME. Declaración de producción Resolución Minminas 72206 de 2014 1.400 Chuchupa 1.200 Cusiana 1.000 Cupiagua 800 Pauto Sur 600 Ballena 400 Floreña 200 Gibraltar 0 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Otros Fuente: Ministerio de Minas y Energía. 400 Mpcd Demanda de gas Año 2022 Oferta media incluye suministro adicional planta de regasificación en 2017 3,4 %, crecimiento promedio esperado para el periodo 2015-2023 Se mantiene el abastecimiento en escenario oferta media 2023 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Oferta de gas natural La oferta baja se establece únicamente con la declaratoria de producción de 2014, que a su vez tiene en cuenta solo las reservas probadas y sin considerar nuevos descubrimientos ni proyectos de regasificación. El escenario de oferta media incluye la entrada, en enero de 2017, de la planta de regasificación ubicada en cercanías de la ciudad de Cartagena, con un valor adicional equivalente al volumen de 400 Mpcd. La UPME afirma en su estudio que el escenario medio es el de menor incertidumbre. Oferta nacional gas natural - Gbtud La oferta alta se fundamenta en el escenario medio más el aporte esperado por las reservas probables y posibles, cuyos volúmenes se prevé tienen una probabilidad de 50 % y 10 % respectivamente. Sobre esto último, la UPME enfatiza que por la situación actual de los precios bajos del petróleo, los planes de inversiones podrían retrasarse y por tanto sería más baja la probabilidad de producción con base en estas reservas. Alta Media Baja 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 ene 15 may sep ene 15 15 16 may sep ene 16 16 17 may sep ene 17 17 18 may sep ene 18 18 19 may sep ene 19 19 20 may sep ene 20 20 21 may sep ene 21 21 22 may sep ene 22 22 23 may sep ene 23 23 24 may sep 24 24 Fuente: UPME. Demanda de gas natural Después de realizar el análisis de los diferentes escenarios de demanda y oferta estimados por la UPME, el documento describe las bases de las proyecciones para cada uno de los sectores de uso del gas natural, explicando que se identifican señales de alerta las cuales servirían para detectar situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda proyectadas. Estas situaciones son reveladas por medio de una resolución mensual, con el fin de evitar promedios anuales que de alguna manera podrían enmascarar eventos de desabastecimiento. Demanda nacional gas natural - Gbtud Alta Media Baja 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 ene 15 jun 15 nov abr 15 16 Fuente: UPME. sep 16 feb jul 17 17 dic may oct mar 17 18 18 19 ago ene 19 20 jun 20 nov abr sep feb 20 21 21 22 jul 22 dic 22 may oct 23 23 mar ago 24 24 E S T U D I O S U P M E - BA L A N C E D E G AS 2015 - 2023 página 81 Balance nacional de gas natural Se identifican periodos críticos como el año 2017 que requiere de la puesta en operación de la planta de regasificación para un balance de abastecimiento confiable. Los escenarios de oferta junto con los escenarios de demanda mostrados en el siguiente gráfico, constituyen lo que el estudio denomina “Balance de Gas Natural”. Balance nacional gas natural - Gbtud Demanda alta 2.000 Demanda media 1.800 Demanda baja 1.600 Oferta baja 1.400 Oferta media 1.200 Oferta alta 1.000 800 600 ene 15 jun 15 nov abr 15 16 sep 16 feb jul 17 17 dic may oct mar 17 18 18 19 ago ene 19 20 jun 20 nov abr sep feb 20 21 21 22 jul 22 dic 22 may oct 23 23 mar ago 24 24 Fuente: UPME. Balance de gas natural costa Caribe La oferta de la costa Caribe comprende los campos de La Guajira y del Valle Inferior del Magdalena. Por su parte, la demanda incluye los departamentos de la costa Atlántica, Antioquia y parte del de Santander. El gráfico refleja el escenario de demanda media frente al escenario de oferta baja y media, que como ya se ha mencionado abarca el proyecto de la planta de regasificación ubicada en esta región. Balance costa Caribe - Gbtud 1.100 Oferta baja 1.000 Oferta media 900 Demanda media 800 700 600 500 400 300 200 100 ene 15 jun 15 nov abr 15 16 Fuente: UPME. sep 16 feb jul 17 17 dic may oct mar 17 18 18 19 ago ene 19 20 jun 20 nov abr sep feb 20 21 21 22 jul 22 dic 22 may oct 23 23 mar ago 24 24 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Balance de gas natural interior del país El interior del país se abastece con las reservas de los valles Medio y Superior del Magdalena, Catatatumbo, Llanos Orientales y Putumayo. En el gráfico se aprecia que para el escenario de oferta, en enero de 2018, existirían faltantes para los escenarios de demanda media y alta; y enero de 2020 sería el mes previsto de inicio de desbalances en caso de que la demanda se comporte segun el escenario bajo. Balance interior del país - Gbtud Oferta baja Demanda media 800 600 500 400 300 200 100 ene 15 may sep ene 15 15 16 may sep ene 16 16 17 may sep ene 17 17 18 may sep ene 18 18 19 may sep ene 19 19 20 may sep ene 20 20 21 may sep ene 21 21 22 may sep ene 22 22 23 may sep ene 23 23 24 may sep 24 24 Fuente: UPME. Conclusiones Todos los escenarios de oferta baja indican un déficit desde el año 2017. El escenario de oferta media refleja déficit para escenarios de demanda media y alta, a partir de los años 2023 y 2022, respectivamente. Desbalance oferta de gas natural - Gbtud Feb - 22 132 Feb - 17 Ene - 18 140 138 Feb - 18 115 Feb - 23 95 Con el escenario de oferta alta, que adiciona al escenario medio reservas probables y posibles sin nuevos hallazgos, no se tendría desabastecimiento frente a ninguno de los tres escenarios de demanda. Oferta media Oferta media Oferta baja Oferta baja Oferta baja Demanda alta Demanda media Demanda alta Demanda media Demanda baja Fuente: UPME. E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050 página 83 PLAN ENERGÉTICO NACIONAL COLOMBIA: IDEARIO ENERGÉTICO 2050 El documento se desarrolla a través de cuatro capítulos: La UPME inicia el desarrollo de este documento, explicando que el estudio fue diseñado con el fin de exponer algunas ideas sobre el futuro del sector energético en Colombia y que podrían al mismo tiempo servir como base para la elaboración e implementación de una política energética. Subraya la UPME que el documento se denomina “ideario energético” por cuanto señala pautas y líneas de acción recomendables, pero no incluye mapas de ruta para los objetivos propuestos. 1. 3. PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL CONTEXTO ECONÓMICO S E R E S A LTA : T E M A S R E L E VA N T E S S E C T O R G A S : Las nuevas opciones en el portafolio energético relacionadas, entre otros, con gases crudos no convencionales que traen consigo mayores inversiones en investigación y desarrollo. Eficiencia energética en todos los eslabones de la cadena en la totalidad de los usos energéticos. Preocupación por disminuir impacto ambiental. Crecimiento económico de Colombia en 2014, el mejor de Latinoamérica, 4,8 %. Crecimiento esperado 2015-2050, 4,1 %. 2. 4. CONTEXTO ECONÓMICO ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050 Pronóstico de una recuperación moderada de los precios del gas, el cual pasaría de 3,5 US$/Mbtu en diciembre de 2014 a 4,1 US$/Mbtu en diciembre de 2016. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES C O N I N C I D E N C I A D I R E C TA E N G A S N AT U R A L : Garantizar el abastecimiento de gas combustible y la infraestructura asociada. Tarifas eficientes de precios del gas natural. Diversificar la canasta de combustibles para el transporte de gas natural. Promover la internacionalización del gas natural. Normalidad y calidad del servicio de gas combustible. ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050 Este último capítulo presenta un resumen de las proyecciones de demanda de energía total en Colombia, con un horizonte hasta el año 2050. En cuanto a la proyección de demanda para el escenario base, la UPME aclara que tomó como datos base los consumos de los años 2010 a 2012 del Balance Energético Nacional -BEN-, con los siguientes principales supuestos: a. Crecimiento anual de la economía de 4,6 % constante desde 2014 hasta 2030 y de 3,5 % de 2031 a 2050. b. Crecimiento de la demanda de energía eléctrica a una tasa de 2 % promedio anual. c. Crecimiento de gas natural a una tasa del 2,98 % promedio anual para los sectores de consumo final y de 2,6 % para los procesos de transformación. d. Disminución de uso de leña, especialmente en el sector residencial rural, en beneficio del uso de gas natural, GLP y electricidad. e. Ampliación de la cobertura de los servicios de gas natural y electricidad. f. Penetración del gas natural como energético para el segmento de transporte de carga. 4,1 % 4,1 US$/Mbtu Gas natural Crecimiento económico de Colombia para 2015-2050 Precio del gas natural proyectado para finales de 2016 2,98 %, caso base con crecimiento promedio anual esperado 2015-2050 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 ESCENARIO BASE Escenario base de demanda por energéticos principales - Mtep Para efectos de este informe, se seleccionaron los cuatro energéticos con mayor demanda de los 17 proyectados en el ideario: Diesel Oil, Electricidad, Gas Natural y Gasolina Motor, dejando en el grupo de otros: leña, carbón mineral, kerosene, bagazo, GLP, petróleo, diésel, residuos, carbón de leña, alcohol carburante, fuel oil, coque y energía solar. 60 Diesel oil 50 Electricidad 40 Gas natural Gasolina motor 30 Otros 20 10 2015 Para el año 2050, se espera en este escenario que la demanda de energía sea de 55 Mtep, un crecimiento promedio anual de 1,7 % con respecto a 2015, que se estima cierre en 26 Mtep. El gas natural crece en dicho periodo 1,9 %, ganando participación al pasar de 17 % en 2015 a 18 % en 2050. Se prevé que los cuatro energéticos de mayor demanda alcancen, en 2015, una participación de 73 % dentro de la canasta energética, incrementando esta a 79 % en el año 2050. 2020 Canasta energética escenario base 2025 2030 21 % 25 % 27 % 15 % 2035 2040 2045 23 % 14 % 19 % 2050 Diesel oil 2015 Electricidad 2050 Gas natural 21 % Gasolina motor 17 % Otros 18 % Fuente: UPME. Escenario base de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM Industria 20 Se observa que el sector transporte de gas natural es el de mayor consumo durante el periodo de proyección, con una participación de 38 % para 2015 y de 47 % para 2050. Fuente: UPME. Residencial 15 Servicios Transporte 10 5 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. Escenario base de demanda procesos de transformación - Mtep El documento también estudia la evolución de los procesos de transformación. La UPME explica “En este sector se analiza el consumo por energéticos que son utilizados en generación de subproductos”. En este escenario, la demanda del gas natural para procesos de transformación mantiene su participación de 14 %, durante el periodo de proyección. Petróleo 70 Hidroelectricidad 60 Gas natural 50 Carbón mineral 40 Otros 30 20 10 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050 página 85 E S C E N A R I O S A LT E R N A T I V O S ESCENARIO TECNOLÓGICO 1–T1 Este escenario parte del base, suponiendo un mayor consumo de gas natural y energía eléctrica, en detrimento del uso de energéticos tradicionales y del carbón mineral. Lo anterior, con el propósito de generar disminuciones de gases de efecto invernadero, además de buscar mayor eficiencia en los procesos industriales. Escenario T1 de demanda por energéticos principales - Mtep 60 Diesel oil 50 Electricidad 40 Gas natural Gasolina motor 30 Otros 20 10 2015 En el escenario denominado tecnológico 1, el gas natural registra el mayor crecimiento en el periodo de proyección, 2,3 %, mientras que las cifras proyectadas para el total de la canasta energética muestran un crecimiento de 1,5 %. De manera conjunta en este escenario, el diesel, la electricidad, el gas natural y la gasolina aumentan su participación, pasando de 78 % en 2015 a 87 % en 2050. Canasta energética escenario T1 2020 9% 2025 2030 14 % 23 % 22 % 2035 2040 2045 23 % 14 % Fuente: UPME. Diesel oil 2015 Electricidad 2050 Gas natural 21 % Gasolina motor 20 % 28 % 2050 Otros 26 % Fuente: UPME. La agricultura, construcción y minería -ACM- y la industria son los sectores para los que se espera mayores incrementos en su participación, al pasar de 8 % y 22 % respectivamente en 2015 a 11 % y 24 % en 2050. Esto, principalmente, por el supuesto de búsqueda de mayores eficiencias en los procesos industriales ya que se asumió una reducción significativa de los energéticos tradicionales leña y carbón de leña. Escenario T1 de demanda por sectores de consumo - Mtep La demanda de energéticos para los procesos de transformación, en este escenario T1, se esperaría se mantenga en términos generales, dentro de la misma participación que el escenario base, para el año 2015. La demanda del gas natural para los procesos de transformación incrementa su participación al lograr 16 % en 2050 con respecto al año 2015 prevista en 14 %. Escenario T1 de demanda procesos de transformación - Mtep ACM Industria 25 Residencial 20 Servicios 15 Transporte 10 5 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. Petróleo 60 Hidroelectricidad 50 Gas natural 40 Carbón mineral 30 Otros 20 10 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 ESCENARIO TECNOLÓGICO 2–T2 Escenario T2 de demanda por energéticos principales - Mtep Es un escenario que se construye a partir de la base del escenario tecnológico 1, proyectando de manera adicional la aplicación de políticas de impulso a las fuentes no convencionales de energía, que podrían verse reflejadas en un mayor desarrollo rural, aumentando la participación de la biomasa en la matriz energética nacional. 60 Diesel oil 50 Electricidad 40 Gas natural Gasolina motor 30 Otros 20 10 2015 Para el año 2050 se pronostica que los “otros” energéticos de la canasta tengan una participación de 17 %, superior si se compara con el 12 % que aparece en el escenario tecnológico 1, debido, como ya se mencionó, a la mayor participación de la biomasa. 2020 2025 Canasta energética escenario T2 2030 17 % 7% 23 % 2035 2040 2045 22 % 23 % 14 % 20 % 2050 Fuente: UPME. Diesel oil 2015 Electricidad 2050 Gas natural 27 % Gasolina motor 20 % Otros 27 % Fuente: UPME. Escenario T2 de demanda por sectores de consumo - Mtep La composición por sectores de consumo muestra resultados muy similares entre los dos escenarios denominados tecnológicos, solo con leves diferencias en las participaciones producto del incremento en el consumo del bagazo, de los residuos, del biodiesel y del alcohol carburante, como parte de una política de impulso a las biomasas. ACM Industria 25 Residencial 20 Servicios 15 Transporte 10 5 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. Escenario T2 de demanda procesos de transformación - Mtep En este escenario, el petróleo pierde 5 puntos porcentuales de su participación de la demanda. No obstante, al igual que en los anteriores escenarios, es el energético de mayor participación en procesos de transformación, su consumo está sujeto a la cantidad de barriles que puedan procesar diariamente las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena. Petróleo 60 Hidroelectricidad 50 Gas natural 40 Carbón mineral 30 Otros 20 10 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050 página 87 ESCENARIO MUNDO ELÉCTRICO-ME En el escenario “mundo eléctrico” la energía eléctrica es el factor determinante. La demanda de energía total resultante se incrementa durante el periodo de proyección en solo 0,9 %, crecimiento menor que el reflejado en el escenario base, de 1,7 %. El escenario supone la sustitución, donde sea posible, de todos los energéticos por la energía eléctrica. Escenario ME de demanda por energéticos principales - Mtep 45 Diesel oil 40 Electricidad 35 30 Gas natural 25 Gasolina motor 20 Otros 15 10 5 - En el año 2050, la electricidad terminaría con una participación cercana al 90 %, el otro 10 % de la canasta se abastecería de gas natural. La sustitución total se da en todos los demás energéticos como son, entre otros, diesel oil, gasolina motor, bagazo, kerosene, GLP, biodiesel. La reducción del total de la energía consumida se sustenta, como se indica en el documento, en una mayor eficiencia que se espera lograr en los procesos gracias al cambio tecnológico. Los servicios y la industria evidencian crecimientos en el periodo de proyección 2015-2050 por encima del crecimiento total, de 1,7 % y 1,3 % respectivamente. 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. 1% Canasta energética escenario ME 10 % 25 % 23 % 21 % 12 % Diesel oil 2015 Electricidad 2050 Gas natural 89 % Gasolina motor 19 % Otros Fuente: UPME. Escenario ME de demanda por sectores de consumo - Mtep Este escenario explica dos alternativas de suministro de energía eléctrica: Fuentes Convencionales de Energía -FCE-, donde se requiere mayor cantidad de energía primaria, y Fuentes no Convencionales de Energía -FNCE-, donde la demanda de energía en los procesos de transformación es menor, como consecuencia del uso intensivo de renovables no convencionales para la generación de energía eléctrica. ACM Industria 25 Residencial 20 Servicios 15 Transporte 10 5 - 2015 2020 2025 Escenario ME FCE de demanda procesos de transformación - Mtep 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. Escenario ME FNCE de demanda procesos de transformación - Mtep 45 70 40 Petróleo 60 35 Hidroelectricidad 50 Gas natural 40 Carbón mineral Otros 30 25 20 30 15 20 10 10 Fuente: UPME. - 5 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 ESCENARIO EFICIENCIA ENERGÉTICA-EE Escenario EE de demanda por energéticos principales - Mtep El escenario de EE refleja los supuestos iniciales del caso base, adicionando aumentos de eficiencia en procesos agrícolas, industriales, de cocción y calentamiento de agua en el sector residencial. Igualmente, la UPME proyectó para este escenario ingresos de energía eólica y solar en procesos de transformación. 60 Diesel oil 50 Electricidad 40 Gas natural Gasolina motor 30 Otros 20 10 2015 La demanda de energía final con respecto al escenario base para el año 2050, disminuiría 12 % para este escenario, debido principalmente a la sustitución de energéticos. 2020 2025 Canasta energética escenario EE 2030 28 % 27 % El petróleo continuaría siendo el energético más utilizado dentro de la canasta energética de este escenario, 28 %, seguido de la electricidad 26 %. 7% 2035 2040 2045 23 % 24 % 19 % 14 % 2050 Fuente: UPME. Diesel oil 2015 Electricidad 2050 Gas natural 26 % Gasolina motor 16 % Otros 16 % Fuente: UPME. Escenario EE de demanda por sectores de consumo - Mtep Al igual que en todos los escenarios, el sector transporte de gas natural es el que presentaría el mayor consumo durante todo el horizonte de proyección. Cabe destacar que el sector ACM incrementaría su participación 3 puntos porcentuales en 2050, con respecto a la esperada en 2015. ACM Industria 25 Residencial 20 Servicios 15 Transporte 10 5 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. Escenario EE de demanda procesos de transformación - Mtep En las proyecciones de la demanda de procesos de transformación en este escenario de eficiencia energética, es el carbón mineral el que más incrementa su participación, pasa de un 12 % a un 18 %, contra disminuciones de 2 puntos porcentuales de la hidroelectricidad, el petróleo y el gas natural. Petróleo 60 Hidroelectricidad 50 Gas natural 40 Carbón mineral 30 Otros 20 10 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME. G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS página 89 CIFRAS FINANCIERAS DE LAS EMPRESAS Participación por activos del sector gas DATO S G E N E R A L E S D E L S E C TO R G AS CIFRAS EN MILLONES DE PESOS ACTIVOS 16.552.836 Transportadoras PASIVOS 8.839.935 INGRESOS OPERACIONALES 6.363.118 Fuente: SUI. 42 % 58 % Distribuidoras UTILIDAD NETA 908.137 Fuente: SUI. Margen operacional del sector gas D E TA L L E PA RT I C I PAC I Ó N P O R AC T I VO S DISTRIBUIDORAS 2014 TRANSPORTADORAS 2014 GAS NATURAL 20 % TGI 58 % GASES DEL CARIBE 17 % PROMIGAS 33 % GASES DE OCCIDENTE 12 % PROMIORIENTE 6% EPM 11 % TRANSMETANO 2% ALCANOS 10 % PROGASUR 1% SURTIGAS 10 % TRANSOCCIDENTE EFIGAS 6% LLANOGAS 3% GASORIENTE 2% GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 2% GASES DE LA GUAJIRA 1% OTRAS DISTRIBUIDORAS 5% 46 % 51 % 43 % 41 % 11 % 12 % 31 % 16 % 13 % 11 % 0,1 % 2010 2011 2012 2013 2014 Distribuidoras Transportadoras Fuente: SUI. Fuente: SUI. Sector gas 19 6 Para el estudio de las cifras financieras del sector, se analizaron 25 empresas Empresas distribuidoras Empresas transportadoras INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CIFRAS CONSOLIDADAS CO N S O L I DA D O D I S T R I B U I D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA BALANCE GENERAL ACTIVO 4.940.600 5.493.702 6.223.050 6.596.369 6.900.002 PASIVO 2.030.222 2.304.739 2.788.604 3.031.211 3.703.967 PATRIMONIO 2.910.379 3.188.963 3.434.447 3.565.159 3.196.035 4.830.347 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 3.239.884 3.609.633 4.301.986 4.848.374 UTILIDAD OPERACIONAL 508.612 458.096 477.266 562.570 529.621 UTILIDAD NETA 621.109 579.409 642.824 680.646 582.004 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 16 % 13 % 11 % 12 % 11 % MARGEN NETO 19 % 16 % 15 % 14 % 12 % ENDEUDAMIENTO 41 % 42 % 45 % 46 % 54 % Fuente: SUI. CO N S O L I DA D O T R A N S P O RTA D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 6.906.428 8.070.910 8.452.597 9.271.115 9.652.834 BALANCE GENERAL ACTIVO PASIVO 3.938.831 4.055.270 3.956.811 4.251.836 5.135.968 PATRIMONIO 2.967.597 4.015.640 4.495.785 5.019.279 4.516.866 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 876.547 921,206 1.059.631 1.306.405 1.532.771 UTILIDAD OPERACIONAL 274.832 422.823 451.640 541.864 788.208 UTILIDAD NETA 357.185 235.760 509.317 614.873 326.133 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 31 % 46 % 43 % 41 % 51 % MARGEN NETO 41 % 26 % 48 % 47 % 21 % ENDEUDAMIENTO 57 % 50 % 47 % 46 % 53 % Fuente: SUI. TENDENCIA G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS página 91 D I S T R I B U I D O R A S D E G A S N AT U R A L A LC A N O S - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 430.953 494.193 500.390 641.134 691.118 PASIVO 87.313 114.590 116.939 203.542 318.806 343.640 379.603 383.452 437.592 372.312 TENDENCIA BALANCE GENERAL PATRIMONIO ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 190.310 236.526 259.424 280.506 325.919 UTILIDAD OPERACIONAL 25.308 24.377 23.660 20.119 40.780 UTILIDAD NETA 49.080 49.194 53.391 49,920 57.140 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 13 % 10 % 9% 7% 13 % MARGEN NETO 26 % 21 % 21 % 18 % 18 % ENDEUDAMIENTO 20 % 23 % 23 % 32 % 46 % 2010 2011 2012 2013 2014 251.621 301.575 353.309 357.601 381.314 Fuente: SUI. E F I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO BALANCE GENERAL ACTIVO PASIVO PATRIMONIO 98.927 140.698 180.443 170,781 190.995 152.694 160.877 172.866 186,820 190.319 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 171.016 204.832 283.003 288.376 247.305 UTILIDAD OPERACIONAL 42.786 43.070 49.491 48.377 47.565 UTILIDAD NETA 40.615 38.068 47.562 46.459 41.142 19 % INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 25 % 21 % 17 % 17 % MARGEN NETO 24 % 19 % 17 % 16 % 17 % ENDEUDAMIENTO 39 % 47 % 51 % 48 % 50 % Fuente: SUI. TENDENCIA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 E P M - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA BALANCE GENERAL ACTIVO 641.285 672.905 727.783 687.421 781.745 PASIVO 260.551 283.980 314.217 317.889 399.443 PATRIMONIO 380.734 388.926 413.566 369.532 382.302 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 318.560 405.619 452.492 564.880 564.862 UTILIDAD OPERACIONAL 11.603 17.852 30.110 24.596 26.080 UTILIDAD NETA 16.723 16.416 28.960 35.894 52.548 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 4% 4% 7% 4% 5% MARGEN NETO 5% 4% 6% 6% 9% 41 % 42 % 43 % 46 % 51 % ENDEUDAMIENTO Fuente: SUI. G AS N AT U R A L C U N D I B OYAC E N S E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 114.492 121.176 131.932 143.011 161.921 BALANCE GENERAL ACTIVO PASIVO 57.568 66.114 71.483 68.650 85.053 PATRIMONIO 56.924 55.062 60.450 74.361 76.868 120.122 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 85.237 99.208 116.932 117.021 UTILIDAD OPERACIONAL 17.081 9.220 10.551 15.462 14.671 UTILIDAD NETA 14.334 9.220 10.551 15.462 14.671 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 20 % 9% 9% 13 % 12 % MARGEN NETO 17 % 9% 9% 13 % 12 % ENDEUDAMIENTO 50 % 55 % 54 % 48 % 53 % Fuente: SUI. TENDENCIA G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS página 93 G AS O R I E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 163.778 157.920 170.814 174.003 169.088 PASIVO 37.896 57.350 31.672 47.140 63.955 125.882 100.569 139.142 126.863 105.133 110.313 TENDENCIA BALANCE GENERAL PATRIMONIO ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 95.746 102.488 113.582 111.975 UTILIDAD OPERACIONAL 6.767 6.443 15.577 13.112 12.048 UTILIDAD NETA 4.450 6.443 15.577 13.112 12.048 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 7% 6% 14 % 12 % 11 % MARGEN NETO 5% 6% 14 % 12 % 11 % 23 % 36 % 19 % 27 % 38 % 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 1.095.551 1.457.154 1.572.722 1.503.562 1.385.185 PASIVO 345.542 403.792 491.589 404.706 601.771 PATRIMONIO 750.009 1.053.362 1.081.133 1.098.856 783.415 1.335.979 ENDEUDAMIENTO Fuente: SUI. G AS N AT U R A L - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO BALANCE GENERAL ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 903.732 1.066.631 1.215.610 1.273.465 UTILIDAD OPERACIONAL 210.709 214.868 210.653 215.961 138.814 UTILIDAD NETA 205.668 214.868 211.416 215.961 138.814 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 23 % 20 % 17 % 17 % 10 % MARGEN NETO 23 % 20 % 17 % 17 % 10 % ENDEUDAMIENTO 32 % 28 % 31 % 27 % 43 % Fuente: SUI. TENDENCIA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 G AS E S D E L A G UA J I R A - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 54.652 PASIVO 20.680 60.687 69.320 73.793 84.962 25.416 30.036 32.318 PATRIMONIO 41.930 33.972 35.271 39.284 41.475 43.032 36.651 TENDENCIA BALANCE GENERAL ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 23.701 28.359 32.744 35.890 UTILIDAD OPERACIONAL 2.063 1.731 1.501 1.960 841 UTILIDAD NETA 4.963 4.852 5.577 6.375 5.958 INDICADORES FINANCIEROS 9% 6% 5% 5% 2% MARGEN NETO MARGEN OPERACIONAL 21 % 17 % 17 % 18 % 16 % ENDEUDAMIENTO 38 % 42 % 43 % 44 % 49 % Fuente: SUI. G AS E S D E O CC I D E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 598.246 664.648 817.212 871.581 857.934 BALANCE GENERAL ACTIVO PASIVO 353.832 421.770 533.315 572.158 570.276 PATRIMONIO 244.414 242.878 283.897 299.423 287.657 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 457.014 476.764 588.304 757.908 666.397 UTILIDAD OPERACIONAL 51.505 43.465 37.354 96.493 84.193 UTILIDAD NETA 65.939 69.166 78.534 92.562 55.671 13 % INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 11 % 9% 6% 13 % MARGEN NETO 14 % 15 % 13 % 12 % 8% ENDEUDAMIENTO 59 % 63 % 65 % 66 % 66 % Fuente: SUI. TENDENCIA G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS página 95 G AS E S D E L C A R I B E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 731.703 688.034 802.305 916.819 1.147.413 PASIVO 401.003 356.952 410.417 495.625 729.609 PATRIMONIO 330.700 331.082 391.888 421.194 417.804 INGRESO OPERACIONAL 485.434 483.743 572.156 685.153 683.332 UTILIDAD OPERACIONAL 80.667 42.383 41.381 74.722 107.064 106.747 103.827 112.844 119.652 126.264 TENDENCIA BALANCE GENERAL ACTIVO ESTADO DE RESULTADOS UTILIDAD NETA INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 17 % 9% 7% 11 % 16 % MARGEN NETO 22 % 21 % 20 % 17 % 18 % ENDEUDAMIENTO 55 % 52 % 51 % 54 % 64 % 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 165.911 174.922 197.598 205.132 210.810 PASIVO 73.119 75.968 98.856 87.700 87.978 PATRIMONIO 92.792 98.955 98.742 117.432 122.832 INGRESO OPERACIONAL 73.540 75.933 103.360 109.741 120.841 UTILIDAD OPERACIONAL 9.586 8.924 8.255 7.391 9.245 UTILIDAD NETA 3.670 4.094 3.655 4.107 7.574 13 % 12 % 8% 7% 8% 5% 5% 4% 4% 6% 44 % 43 % 50 % 43 % 42 % Fuente: SUI. L L A N O G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO BALANCE GENERAL ESTADO DE RESULTADOS INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL MARGEN NETO ENDEUDAMIENTO Fuente: SUI. TENDENCIA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 S U RT I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA BALANCE GENERAL ACTIVO 478.126 464.061 598.059 694.702 672.722 PASIVO 245.661 289.840 414.533 519.228 437.686 PATRIMONIO 232.465 174.221 183.526 175.474 235.036 474.572 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 333.232 324.985 432.699 487.189 UTILIDAD OPERACIONAL 32.132 28.697 27.458 30.798 29.539 UTILIDAD NETA 87.306 43.788 47.389 50.581 49.247 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 10 % 9% 6% 6% 6% MARGEN NETO 26 % 13 % 11 % 10 % 10 % ENDEUDAMIENTO 51 % 62 % 69 % 75 % 65 % Fuente: SUI. OT R AS D I S T R I B U I D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 214.283 236.428 281.607 327.611 355.789 BALANCE GENERAL ACTIVO PASIVO PATRIMONIO 48.130 68.270 95.106 111.474 176.465 166.153 168.158 186.500 216.137 179.324 144.055 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 102.361 104.546 131.680 136.269 UTILIDAD OPERACIONAL 18.405 17.068 21.274 13.577 18.780 UTILIDAD NETA 21.614 19.475 27.369 30.562 20.928 13 % INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 18 % 16 % 16 % 10 % MARGEN NETO 21 % 19 % 21 % 22 % 15 % ENDEUDAMIENTO 22 % 29 % 34 % 34 % 50 % Fuente: SUI. TENDENCIA G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS página 97 T R A N S P O R TA D O R A S D E G A S N AT U R A L P RO M I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA BALANCE GENERAL ACTIVO 2.204.454 2.383.225 2.607.790 2.787.901 3.201.740 PASIVO 1.017.919 1.078.842 1.098.510 1.180.142 1.486.841 PATRIMONIO 1.186.535 1.304.383 1.509.281 1.607.758 1.714.899 INGRESO OPERACIONAL 261.773 226.216 246.206 293.249 408.248 UTILIDAD OPERACIONAL 85.396 65.298 72.027 84.821 142.956 265.484 186.507 240.869 442.350 365.461 ESTADO DE RESULTADOS UTILIDAD NETA INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 33 % 29 % 29 % 29 % 35 % 101 % 82 % 98 % 151 % 90 % 46 % 45 % 42 % 42 % 46 % 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 458.029 488.489 516.126 506.550 620.161 PASIVO 373.516 316.404 343.459 324.624 317.671 84.514 172.085 172.667 181.926 302.489 MARGEN NETO ENDEUDAMIENTO Fuente: SUI. P RO M I O R I E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO BALANCE GENERAL PATRIMONIO ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 10.562 18.646 59.139 74.427 87.227 UTILIDAD OPERACIONAL 4.788 4.897 20.137 45.946 53.024 UTILIDAD NETA 6.075 4.267 1.942 17.458 30.987 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 45 % 26 % 34 % 62 % 61 % MARGEN NETO 58 % 23 % 3% 23 % 36 % ENDEUDAMIENTO 82 % 65 % 67 % 64 % 51 % Fuente: SUI. TENDENCIA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 P RO G AS U R - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 55.182 82.253 79.761 74.663 85.787 PASIVO 13.636 28.225 22.939 18.465 25.806 PATRIMONIO 41.547 54.028 56.821 56.198 59.982 TENDENCIA BALANCE GENERAL ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 9.179 11.298 15.188 19.024 27.080 UTILIDAD OPERACIONAL 3.095 4.774 6.222 7.081 11.050 UTILIDAD NETA 4.479 7.113 4.989 5.838 9.960 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 34 % 42 % 41 % 37 % 41 % MARGEN NETO 49 % 63 % 33 % 31 % 37 % ENDEUDAMIENTO 25 % 34 % 29 % 25 % 30 % 2010 2011 2012 2013 2014 12.625 15.751 15.416 13.373 12.687 Fuente: SUI. T R A N S O CC I D E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO BALANCE GENERAL ACTIVO PASIVO PATRIMONIO 1.634 2.130 2.096 936 1.292 10.991 13.621 13.320 12.438 11.395 4.362 ESTADO DE RESULTADOS INGRESO OPERACIONAL 3.414 5.035 5.083 5.077 UTILIDAD OPERACIONAL 1.066 2.185 1.513 1.606 1.705 UTILIDAD NETA 1.118 2.305 1.757 1.669 1.524 INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 31 % 43 % 30 % 32 % 39 % MARGEN NETO 33 % 46 % 35 % 33 % 35 % ENDEUDAMIENTO 13 % 14 % 14 % 7% 10 % Fuente: SUI. TENDENCIA G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R AS página 99 TG I - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 4.050.323 4.971.224 5.087.326 5.739.842 5.569.836 PASIVO 2.497.241 2.594.881 2.467.177 2.700.530 3.278.275 PATRIMONIO 1.553.082 2.376.343 2.620.149 3.039.312 2.291.561 INGRESO OPERACIONAL 559.414 626.838 702.309 874.645 960.346 UTILIDAD OPERACIONAL 169.921 334.641 340.116 383.747 557.999 69.831 25.614 247.680 130.067 -102.582 TENDENCIA BALANCE GENERAL ESTADO DE RESULTADOS UTILIDAD NETA INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 30 % 53 % 48 % 44 % 58 % MARGEN NETO 12 % 4% 35 % 15 % -11 % ENDEUDAMIENTO 62 % 52 % 48 % 47 % 59 % 2010 2011 2012 2013 2014 ACTIVO 125.814 129.969 146.178 148.786 162.624 PASIVO 34.885 34.788 22.631 27.139 26.083 PATRIMONIO 90.929 95.180 123.547 121.648 136.540 INGRESO OPERACIONAL 32.206 33.174 31.707 39.982 45.508 UTILIDAD OPERACIONAL 10.567 11.026 11.625 18.663 21.473 UTILIDAD NETA 10.198 9.953 12.080 17.491 20.783 Fuente: SUI. T R A N S M E TA N O - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S CONCEPTO BALANCE GENERAL ESTADO DE RESULTADOS INDICADORES FINANCIEROS MARGEN OPERACIONAL 33 % 33 % 37 % 47 % 47 % MARGEN NETO 32 % 30 % 38 % 44 % 46 % ENDEUDAMIENTO 28 % 27 % 15 % 18 % 16 % Fuente: SUI. TENDENCIA T E M ÁT I C A S R E L E VA N T E S Y DE ACTUALIDAD PA R A E L S E C TO R INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Con la institucionalización de este capítulo se pretende abrir un espacio en el informe anual del gas natural en Colombia, donde se puedan exponer temáticas relevantes a las que se está enfrentando el sector en la actualidad y que ameriten su estudio, con el propósito de tener un mayor entendimiento y claridad por parte de todos los agentes interesados en el sector. Para este año, se presentan dos temas de vital importancia sectorial: los precios del gas natural en Colombia, específicamente el incremento que de estos se espera para la región Caribe, y el cuello de botella en que se han convertido las licencias ambientales para el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas en Colombia. P R E C I O S D E L G A S N AT U R A L CONTEXTO A raíz de los severos incrementos en los precios del gas natural a los que se vería sometida la región Caribe en el transcurso de 2015, de aplicarse la regulación vigente a diciembre de 2014 para ello, y la gran controversia que esto ha generado entre los diferentes estamentos, agentes del sector y en general en toda la opinión pública de esta sección del país, se decidió incluir esta situación como uno de los dos temas que se desarrollarán en este nuevo capítulo del informe. Es válido aclarar que aun cuando la fórmula con la que se calcula la tarifa de gas natural al usuario final es la misma para todos los usuarios de gas en el TA R I FA D E GAS USUARIO FINAL COSTO DE GAS EN BOCA DE POZO (G) país, no necesariamente su aplicación produce el mismo resultado para las diferentes regiones, y es así como esta coyuntura de incrementos relevantes que estaría viviendo la región Caribe en 2015, no es replicable en las demás regiones de Colombia, donde por el contrario se pudieran estar generando unas mínimas disminuciones en el precio de este energético. En la actualidad, la tarifa de gas al usuario final en Colombia consta de cuatro componentes que se ilustran a continuación. COSTO TRANSPORTE GAS (T) COSTO DISTRIBUCIÓN (D) COSTO COMERCIALIZACIÓN (C) Gas de La Guajira Gas de Cusiana US$ 6,04/Mbtu Sufriría un incremento de 25 % en su precio para 2015, si se aplicase indexador actual Presentaría una disminución en su precio para 2015 de aplicarse indexador actual Precio máximo histórico del gas de La Guajira, bajo mecanismo regulado, alcanzado en segundo semestre de 2012estre de 2012. T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R página 103 En el desarrollo de esta temática se hará énfasis en el componente del costo de gas en boca de pozo o (G), por ser el factor motivante de los incrementos del precio de gas en la región Caribe, aunque el costo de transporte o (T) por estar expresado 70 % en dólares, aproximadamente, también repercute en dichos incrementos. Inicialmente, se hará un breve recorrido por la historia regulatoria en lo que a precios de gas natural en Colombia se refiere, mencionando los aspectos más relevantes de regulaciones antes aplicadas. Además, se procede a desglosar la regulación actual por la cual se rigen los precios del gas natural en Colombia, a través de un repaso a la Resolución CREG 089 de 2013 en la que se establecen, entre otros aspectos, los mecanismos de comercialización y la fórmula de indexación de los precios de este hidrocarburo, ítems determinantes para poder entender esta problemática. Seguidamente, se presenta el escenario de incremento de precios de gas natural que originó esta coyuntura, apartes de la movilización que se generó en la región Caribe para evitar esta escalada alcista, considerada injusta y en contra de los intereses por mantener una industria competitiva en la región; además, las medidas temporales determinadas por la CREG y algunas de las alternativas planteadas por agentes del sector a la regulación, específicamente al indexador existente para el precio de gas natural, con lo cual se solventaría esta crisis. Se finaliza este tema con un breve análisis con el que se quiere visualizar la competitividad del gas natural a través del tiempo y en los diferentes sectores en que participa. M A R C O R E G U L AT O R I O Antecedentes Los precios de gas natural en boca de pozo en nuestro país, en un comienzo eran regulados y el recorrido para llegar a la liberación actual de precios fue largo. La primera norma que se expidió en Colombia para fijar el precio de gas natural en boca de pozo fue la Resolución 039 de 1975, para el gas de La Guajira, emitida por la Comisión de Precios del Petróleo y Gas. Previo a esto, las tarifas eran fijadas por el MME con base en lo reglamentado por el Código de Petróleos. Más adelante, mediante la Resolución 061 de 1983, se decretaron precios para el gas asociado y no asociado del interior del país. Ya en la era de la CREG, la Resolución 023 de 2000 acogió las anteriores resoluciones vigentes para la fecha y años más tarde, con la Resolución 119 de 2005, se modificó el esquema de actualización de precios máximos regulados de manera específica para los campos de La Guajira, Opón y Cusiana. Los dos primeros se ajustarían semestralmente, con la variación del índice del “New York Harbor Residual Fuel Oil 1,0 % Sulfur LP Spot Price”, mientras que para el gas de Cusiana establecía US$ 1,40/ Mbtu como tope máximo si la capacidad de la planta de tratamiento del gas asociado era igual o inferior a los 180 Mpcd y lo liberaba cuando se sobrepasara dicha capacidad, lo que aconteció en julio de 2006. Asimismo, definió que para cualquier campo futuro, los precios serían sin sujeción a topes máximos. En octubre de 2006, la CREG determinó para los precios del gas en boca de pozo del campo de La Guajira, dos alternativas: en la modalidad contractual “take or pay”, el precio acordado debía ser menor que el tope máximo instituido en la Resolución 119 de 2005, mientras que en la modalidad contractual OCG, el precio podía superar los límites a estos establecidos en dicha resolución. Regulación actual Por medio de la Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión fijó el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro y transporte de gas natural que se llevan a cabo en los mercados primario y secundario de gas natural. Con la puesta en marcha de este nuevo marco de comercialización reglamentado por la CREG para el gas natural, los precios de este energético en el mercado mayorista pueden ser definidos mediante negociaciones bilaterales entre productores y compradores. Normalmente, el resultado de estas negociaciones redunda en contratos de largo plazo (5 o más años), en los cuales el precio pactado se debe actualizar anualmente de acuerdo con la formulación planteada para tal fin en la resolución antes mencionada, siendo precisamente la aplicación de esta fórmula de indexación la principal causante de los excesivos incrementos no previstos por el ente regulador. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 CRONOLOGÍA 2013 Resolución CREG 089 de agosto 14. Firma Contratos de Suministro en Firme hasta noviembre 30. Circular CREG 059 de agosto 12. 2014 Circular CREG 108 de noviembre 27. 2015 Resolución CREG 183 de diciembre 26. Resolución CREG 017 de febrero 27. CREG publicará nuevo indexador a partir de abril 30. MECANISMOS DE COMERCIALIZACIÓN MERCADO PRIMARIO VENDEDORES CO M P R A D O R E S Productores Comercializadores Comercializadores Comercializadores de gas importado N E G O C I AC I Ó N SEGÚN BALANCE UPME Oferta>Demanda en al menos 3 de 5 años siguientes Oferta<=Demanda en al menos 3 de 5 años siguientes Negociación directa (durante periodo definido) Negociación mediante subasta Tipos de contratos •Firme •Firmeza condicionada •OCG •OCG contra exportación •Suministro de contingencia Usuarios no regulados T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R página 105 FÓRMULA DE INDEXACIÓN DE PRECIOS Esta fórmula de indexación de los precios establecidos en los contratos para suministro de gas natural en firme y a largo plazo, firmados entre los productores y los compradores, fue definida por la CREG en el anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013. Ptƒ,d,ai = Ptƒ,d,a1 X ( P¯cfƒ,1,ai P¯cfƒ,1,a1 ) INDEXADOR Donde: Ptƒ,d,ai: precio del gas natural contratado bajo la modalidad t , T : modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un contrato firme -cf- , un contrato de suministro con firmeza condicionada -cfg-, o un contrato de opción de compra de de la fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el año ai . gas -ocg-. América por Mbtu. ƒ: punto de entrega del gas natural contratado. Se entenderá Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de Ptƒ,d,a1: precio del gas natural contratado bajo la modalidad t, de la fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el primer año de vigencia del contrato a1 . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu. por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios. d : duración del contrato de suministro. ai : año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de P¯cfƒ,1,ai: promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año, negociados para el año ai . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu. P¯cfƒ,1,a1: promedio ponderado por cantidades de los precios de los contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año, negociados para el año a1 . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu. noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de 1 a d, siendo a1 el primer año de vigencia del contrato objeto de actualización de precios. Básicamente, la actualización del precio se obtiene al multiplicar el precio inicial pactado por el resultado de la división del precio promedio de los contratos firmes negociados a un año, para el periodo determinado, sobre el precio promedio de los contratos firmes a un año negociados para el año inicial. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 E S C E N A R I O D E P R E C I O S D E G A S N AT U R A L B A J O R E G U L A C I Ó N A C T U A L PA R A 2 0 1 5 Cálculo de indexador según fuente ( P¯cf n,1,ai P¯cf n,1,a1 ) = Precio promedio de gas natural de los contratos firmes negociados a un año para el año actual Precio de gas natural promedio de los contratos firmes negociados a un año para el año inicial La CREG, a través de las circulares 059 y 108 de 2014 de agosto 12 y noviembre 27 de 2014 respectivamente, hizo públicos los valores de los componentes (denominador y numerador) con que se debería calcular el factor de actualización para los precios de los contratos suministro de gas con duración superior a un año, para cada uno de los puntos de entrega al SNT (Ballena y Cusiana). Punto de entrada a SNT de Ballena P¯cfƒ,1,a2= 5,4529 US$/Mbtu P¯cfƒ,1,a1= 4,3566 US$/Mbtu Punto de entrada a SNT de Cusiana P¯cfƒ,1,a2= 3,4478 US$/Mbtu P¯cfƒ,1,a1= 3,5581 US$/Mbtu A continuación se muestran los cálculos del indexador en cuestión, para cada una de las fuentes, siguiendo las directrices estipuladas por la CREG, según anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013. = 1,251 Medidas temporales y alternativas planteadas para nuevo indexador = 0,969 Como se pudo apreciar en los resultados anteriores, mientras que los precios de gas para el interior del país (Campo de Cusiana - Cupiagua), en 2015 sufrirían una reducción del 3 % como resultado de la aplicación del indexador de 0,969, la situación para la costa Caribe (punto entrada a SNT de Ballena) sería completamente contraria, con incrementos del orden de 25 %, al tener que aplicar a los precios fijados en los contratos de suministro de gas natural vigentes, un indexador de 1,2516. Esta situación generó, a finales de 2014, el inmediato rechazo de los empresarios, dirigentes gremiales, bancada costeña en el congreso y agentes del sector gas de la región, quienes se declararon en alerta y se dieron a la tarea de buscar acercamientos con el Gobierno Nacional para encontrar soluciones de fondo a esta problemática. Producto del malestar generado en la región Caribe por el inminente incremento de precios que se avecinaba, se organizó una mesa de trabajo entre los agentes del sector, dirigentes gremiales, empresarios y representantes del Gobierno Nacional, de la cual se obtuvo la congelación por tres meses de los precios y la no aplicación inmediata del indexador previamente explicado. Esto quedó refrendado a través de la Resolución CREG 183 de 2014 y su vigencia aplicaba hasta el 28 de febrero de 2015. Posteriormente, por medio de la Resolución CREG 016 de 2015 se dispuso una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acordaran modificar tanto el precio de los contratos suscritos en 2014, como el indexador de precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014. Adicionalmente, la Comisión fijó como límite el 30 de abril de 2015 para establecer el indexador definitivo del precio del gas que sustituirá al definido en la Resolución CREG 089 de 2013. A continuación se presentan unas alternativas planteadas por diferentes agentes del sector y de los gremios allegados a este, en lo que respecta al nuevo indexador por definir. Naturgas y otros agentes del sector Impacto de la TRM en el precio del gas natural En diciembre de 2014, esta entidad presentó una opción similar a la planteada por la CREG antes de que se emitiera la Resolución CREG 089 de 2013, consistente en un indexador mixto, un componente relacionado con los precios locales del gas y otro con los precios internacionales del petróleo. De los cuatro componentes que hacen parte de la tarifa de gas al usuario final, dos de ellos, el de producción o (G) y el de transporte o (T), están expresados en dólares. Esta opción fue firmada por productores, térmicos y distribuidores y según Eduardo Pizano, Presidente de Naturgas, “el único que no firmó fue la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia -ANDI-. Comité Intergremial del Atlántico En la vocería de su Presidenta Ejecutiva, Beatriz Vélez, propuso que la fórmula de actualización de precios fuera corregida por la CREG; sin embargo, esta debía someterse a un estudio y análisis mucho más profundos. En síntesis, para este gremio 2015 debía entenderse como un año de transición en el esquema regulatorio, el cual se debe estudiar a fondo y emitir una nueva formulación que aplique a partir de 2016. Gases del Caribe SA ESP Esta distribuidora propuso eliminar el efecto del precio de compra de las térmicas, es decir que para efectos del cálculo del indexador solo sean tenidos en cuenta los contratos con destino a los sectores residencial e industrial. Como se pudo percibir en la temática antes expuesta, el (G) se tasa en su totalidad en dólares, mientras que en el (T) esta divisa participa, aproximadamente, en 70 % del total del valor de este componente. Es por todo lo anterior, que ante fuertes variaciones en la TRM, como las acontecidas entre finales de 2014 y comienzos de 2015, se produzcan incrementos posteriores en el valor de la tarifa de gas a los usuarios finales. Ahora bien, no a todos los sectores les impacta por igual los incrementos en la TRM en su tarifa, y esto tiene su razón en que la participación de los cuatro componentes que conforman la fórmula tarifaria de gas no es la misma para todos los sectores. Manuel Vives, Subgerente Comercial de Gases del Caribe, considera que “el sector que se ve más afectado con las fluctuaciones del dólar es el industrial ya que 80 % del aumento del dólar lo asumen estos clientes, quienes a su vez asumen más del 80 % en la tarifa final en suministro y transporte, que como fue mencionado anteriormente se fijan en esta divisa” (Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo). En lo que respecta al sector residencial, si bien la situación es preocupante no resulta tan crítica como en el sector industrial, toda vez que la participación de los componentes dolarizados, el (G) y el (T), solo alcanza a ser de 40 %, aproximadamente. No obstante, como lo expresa el mismo Manuel Vives “ambos mercados se ven afectados por la devaluación de la moneda, la cual fue muy alta y en un periodo muy corto” (Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo). EVOLUCIÓN DE PRECIOS EN BOCA DE POZO Precios regulados de La Guajira y Cusiana La Guajira Cusiana 7,0 5,90 6,0 3,32 5,0 4,0 2,35 3,0 1,81 2,0 3,97 0,70 1,0 1,01 0,0 feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago 78 78 79 79 80 80 81 81 82 82 83 83 84 84 85 85 86 86 87 87 88 88 89 89 90 90 91 91 92 92 93 93 94 94 95 95 96 96 97 97 98 98 99 99 00 00 01 01 02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08 09 09 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14 Fuente: UPME. Cuando se hace una retrospectiva de los precios de La Guajira, se puede apreciar que a pesar de ser regulados presentaron en el segundo semestre de 2008 y en el periodo 2011-2012 una coyuntura de incrementos similar a la que se vislumbraba para 2015, de aplicarse el indexador como estaba previsto. En estos periodos el sector industrial del país que se abastecía de este campo fue de los más perjudicados con estos incrementos, llegándose inclusive al desmonte de operaciones de plantas que funcionaban a gas como las cementeras de la costa Atlántica, que regresaron a operar con carbón. Los precios de Cusiana históricamente han sido menos propensos a fuertes fluctuaciones; mientras estuvieron regulados su comportamiento fue totalmente estable. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 PRECIO SPOT DE GNL Como se expone en el Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético Nacional 2050, UPME 2015: “una de las alternativas para garantizar el abastecimiento de la demanda de gas es promover la internacionalización del gas natural en Colombia mediante la construcción de una planta de regasificación y permitir así la importación de gas proveniente del mercado externo”, y ante la probabilidad de concreción de dicha infraestructura en el país que posibilita que el GNL se convierta en una nueva y adicional fuente de suministro de gas natural, a continuación se presenta una información con la que se muestra un panorama general de la situación de los precios de GNL a nivel mundial, para finales de 2014 e inicios de 2015, que puede servir de referencia para estimar un potencial precio de esta fuente de suministro. La oferta mundial de GNL se mantuvo al alza, en particular por la entrada en operación del proyecto Papua Nueva Guinea (PNG LNG) de ExxonMobil. En China, la desaceleración de la demanda de gas ha suscitado la preocupación sobre cómo absorber el GNL contratado: el doble de los niveles actuales en solo 3 años. Los precios de GNL en Japón ascendieron a 10 US$/Mbtu el 15 de diciembre de 2014, después de haber caído desde alrededor de 16 US$/Mbtu a inicios de ese mismo año. En Argentina, el mayor importador de GNL de América en la actualidad, las importaciones crecieron de forma exponencial desde 2008, cuando empezaron a llegar los primeros cargamentos. El aumento de la importación argentina respondió principalmente a la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires). El precio a pagar en septiembre de 2014 estuvo alrededor de los 13 US$/Mbtu. Para el mercado europeo, un estudio de Wood Mackenzie estimó que una interrupción prolongada en el suministro gasífero proveniente de Rusia –a raíz del conflicto que esa nación mantiene con Ucrania– estrechará aún más el mercado del GNL, ya que el sur de Europa deberá competir con Asia para satisfacer su demanda. Precios mundiales estimados de GNL-2015 US$/Mbtu Cove Point US$ 7,47 Canaport US$ 16,74 UK US$ 8,45 Lake Charles US$ 3,29 Spain US$ 8,82 Korea US$ 10,00 India US$ 9,50 Altamira US$ 9,40 Río de Janeiro US$ 9,24 Bahía Blanca US$ 9,61 Fuente: Waterborne Energy, Inc. Belgium US$ 8,23 Japan US$ 10,00 China US$ 9,80 T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R página 109 R E G U L A C I Ó N A M B I E N TA L PA R A I N F R A E S T R U C T U R A D E T R A N S P O RT E N O R M AT I V I D A D A M B I E N TA L A P L I C A B L E A L S E C T O R N O R M AT I V I D A D D E C A R Á C T E R G E N E R A L Ley 99 de 1993 Ambiental O BL I GA Licencia ambiental A Proyectos, obras y actividades Causen deterioro grave a recursos naturales no renovables o al medio ambiente QU E Introduzcan modificaciones considerables o notorias al paisaje N O R M AT I V I D A D PA R T I C U L A R D E L S E C T O R Decreto 2041 de 2014 O BL I G A Licencia ambiental A PROBA DA POR A N LA A Proyectos del sector e hidrocarburos EXENCIÓN EN EL SECTOR Distribución de gas natural E X E N TA Licencia ambiental Actividades relacionadas con la distribución de gas natural de uso domiciliario, comercial o industrial DOWNSTREAM (oil and gas) •Exploración sísmica •Perforación exploratoria •Explotación UPSTREAM (gas natural) •Transporte Construcción gasoductos >= 6” Incluyendo: estaciones de bombeo, de reducción de presión e infraestructura de almacenamiento Terminales de entrega y estaciones de transferencia (infraestructura de almacenamiento asociada al transporte de gas por ductos) INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 ASPECTOS R E L E VA N T E S D E L A L I C E N C I A A M B I E N TA L Lleva implícitos todos los permisos, autorizaciones y concesiones para el uso, el aprovechamiento o la afectación de los recursos naturales renovables que sean necesarios por el tiempo de vida útil del proyecto. • Debe obtenerse previamente a la iniciación del proyecto. • Ningún proyecto requiere más de una licencia ambiental. • Son autoridades competentes para otorgar o negar licencia ambiental, conforme a la normativa existente, las siguientes entidades: La Autoridad Nacional de Licencias Ambientales -ANLA-. (Aplica para sector hidrocarburos). Las Corporaciones Autónomas Regionales y las de Desarrollo Sostenible. Los municipios, distritos y áreas metropolitanas cuya población urbana sea superior a un millón de habitantes dentro de su perímetro urbano. O T R O S E S T U D I O S C O N E X O S A L A L I C E N C I A A M B I E N TA L Diagnóstico ambiental de alternativas -DAA- Su alcance es presentar las diferentes opciones de trazado del proyecto y definir la de mayor viabilidad ambiental. Se debe solicitar a ANLA que determine si el proyecto, la obra o la actividad requiere o no de la elaboración y presentación de DAA. Entre la información mínima que se requiere en este estudio se encuentra: 1. 2. 3. 4. Las autoridades ambientales creadas mediante la Ley 768 de 2002. Las Corporaciones Autónomas Regionales y demás autoridades ambientales no pueden otorgar permisos, concesiones o autorizaciones ambientales cuando estos formen parte de un proyecto cuya licencia ambiental sea de competencia privativa de la ANLA. • La obtención de la licencia ambiental, es condición previa para el ejercicio de los derechos que surjan de los permisos, autorizaciones, concesiones, contratos y licencias que expidan otras autoridades diferentes a las ambientales. • La licencia ambiental se otorgará por la vida útil del proyecto, la obra o la actividad y cobijará las fases de construcción, montaje, operación, mantenimiento, desmantelamiento, restauración final, abandono y terminación. 5. Objetivo, alcance y descripción del proyecto, obra o actividad. Descripción general de las alternativas de localización del proyecto, la obra o la actividad, caracterizando ambientalmente el área de interés e identificando las áreas de manejo especial así como las características del entorno social y económico para cada alternativa presentada. Información sobre la compatibilidad del proyecto con los usos del suelo establecidos en el Plan de Ordenamiento Territorial o su equivalente. Identificación y análisis comparativo de los potenciales riesgos y efectos sobre el medioambiente; así como el uso o aprovechamiento de los recursos naturales requeridos para las diferentes alternativas estudiadas. Identificación de las comunidades y de los mecanismos utilizados para informarles sobre el proyecto, la obra o la actividad. 6. Un análisis costo-beneficio ambiental de las alternativas. 7. Selección y justificación de la alternativa escogida. Para el caso particular del transporte de gas natural que se desarrolla por fuera de los campos de explotación y que implique la construcción de gasoductos con diámetros iguales o superiores a 6”, se debe solicitar pronunciamiento de la ANLA sobre la necesidad de presentar el DAA. Sin embargo, este trámite no es necesario en aquellos casos de nuevos tramos cuyo trayecto se vaya a realizar por derechos de vía o servidumbres existentes. T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R página 111 Estudio de impacto ambiental -EIA- Es el instrumento básico para la toma de decisiones sobre los proyectos, obras o actividades que requieran licencia ambiental. Entre la información mínima que se necesita en este estudio se encuentra: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Información del proyecto relacionada con localización, infraestructura, actividades del proyecto y demás que se considere pertinente. Caracterización del área de influencia del proyecto, para los medios abiótico, biótico y socioeconómico. Demanda de recursos naturales por parte del proyecto; se presenta la información requerida para la solicitud de permisos relacionados con la captación de aguas superficiales, vertimientos, ocupación de cauces, aprovechamiento de materiales de construcción, aprovechamiento forestal, recolección de especímenes de la diversidad biológica con fines no comerciales, emisiones atmosféricas, gestión de residuos sólidos, exploración y explotación de aguas subterráneas. 7. 8. 9. 10. Información relacionada con la evaluación de impactos ambientales y análisis de riesgos. 11. Zonificación de manejo ambiental, definida para el proyecto, la obra o la actividad para la cual se identifican las áreas de exclusión, las áreas de intervención con restricciones y las áreas de intervención. 12. Evaluación económica de los impactos positivos y negativos del proyecto. Plan de manejo ambiental del proyecto expresado en términos de programa de manejo, cada uno de ellos diferenciado en proyectos y sus costos de implementación. Programa de seguimiento y monitoreo para cada uno de los medios abiótico, biótico y socioeconómico. Plan de contingencia para la construcción y operación del proyecto, que incluya la actuación para derrames, incendios, fugas, emisiones y vertimientos por fuera de los límites permitidos. Plan de desmantelamiento y abandono, en el que se define el uso final del suelo, las principales medidas de manejo, restauración y reconformación morfológica. Plan de inversión del 1 %, en el cual se incluyen los elementos y costos considerados para estimar la inversión y la propuesta de proyectos de inversión. Plan de compensación por pérdida de biodiversidad de acuerdo con lo establecido en la Resolución 1517 del 31 de agosto de 2012. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 G E S T I Ó N G L O B A L PA R A O B T E N E R U N A L I C E N C I A A M B I E N TA L Elaboración del diagnóstico ambiental de alternativas IMPLICA: Certificación de comunidades étnicas Aprobación de alternativa de trazado Desarrollo de estudios ambientales Permiso de investigación científica Identificación de predios Proceso de consulta previa Trámite de la licencia ambiental ante la ANLA Trámite permisos en corporaciones (cuando aplique) Permiso de prospección arqueológica y aprobación del plan de manejo arqueológico Fuente: Promigas. REQUERIMIENTOS Y PERIODOS TEÓRICOS EN E L T R Á M I T E D E L I C E N C I A A M B I E N TA L Y C O N E X O S NECESIDAD DE DIAGNÓSTICO A M B I E N T A L D E A L T E R N A T I V A S -D A ADESCRIPCIÓN, OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO, Y LOCALIZACIÓN MEDIANTE COORDENADAS Y PLANOS Presentación de solicitud si el proyecto requiere DAA t: 15 días hábiles Evaluación de la solicitud SI Requiere: alternativas de trazado, plano de localización, actividades, riesgos, costos, comunidades, análisis ambiental NO DAA Contratación y elaboración del DAA Costos aproximados del proyecto t: 150 días Radicación del DAA – Acto administrativo inicio trámite de evaluación Solicitud de autoliquidación de la evaluación t: 40 días Liquidación de costos de evaluación y notificación t: 15 días hábiles Evaluación del DAA - Visita t: 15 días t: 3 días hábiles Pago y notificación a la autoridad Solicitud mayor información NO SI Entrega información DAA cumple requisitos t: 10 días hábiles NO Fuente: elaboración propia del consultor. Negada y trámite terminado SI Se elige alternativa y se inicia trámite para EIA t: un mes prorrogable NO Archiva solicitud TIEMPO TEÓRICO PROCESO: Con DAA: 240 días Sin DAA: 22 días T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R página 113 L I C E N C I A A M B I E N TA L Descripción general del proyecto y trazado y área de influencia O MODIFICACIÓN Solicitud sobre presencia comunidades étnicas t: 25 días Presencia de comunidades Requiere: trazado, información sobre la infraestructura, información de recursos (tala, vertimientos, residuos), accesos, cruces de cuerpos de agua, obras de geotecnia, costos, predios NO SI Contratación y elaboración del EIA Consulta previa y acuerdos Costos aproximados del proyecto t: 90 a 180 días Solicitud de licencia ambiental Acta inicio trámite Solicitud de autoliquidación de la evaluación t: 40 días Liquidación de costos de evaluación y notificación t: 20 días hábiles Visita y evaluación del estudio t: 10 días hábiles t: 15 días Pago y notificación a la autoridad Reunión solicitar Información adicional a peticionario SI t: 10 días hábiles Solicitud de información a otras autoridades SI t: 30 días hábiles Otorga o niega licencia ambiental Vigencia: 5años Fuente: elaboración propia del consultor. Otros permisos ambientales Permiso de prospección arqueológica: se solicita para evaluar el potencial de restos arqueológicos en el área de un proyecto durante el desarrollo de EIA. Consulta previa: aplica cuando certifiquen la presencia en territorios de comunidades étnicas (indígenas, negras, raizales, ROM) que puedan ser impactadas por el proyecto, en el área de influencia directa (incluye zonas de interés de la comunidad: accesos, territorios ancestrales, zona habitada). Puede aplicar tanto en el trámite de licencia como en los permisos ambientales. Modificación de licencia ambiental: aplica para variaciones o ampliación del trazado de un gasoducto licenciado o de las estaciones compresoras, que contemple también nuevos impactos y aprovechamiento de recursos naturales. t: un mes prorrogable Entrega información NO Archiva solicitud SI Entrega información t: 20 días hábiles SI TIEMPO TEÓRICO PROCESO: 350 días, sin contar con consulta previa a comunidades Modificación menor de un proyecto licenciado: aplica cuando en un proyecto licenciado se realice: •Cambios en la localización o número de válvulas autorizadas. •Instalación de nuevas líneas en el mismo derecho de vía licenciado (∑ø ≤ 6¨) •Uso de corredores viales para la construcción de líneas de flujo entre locaciones autorizadas y en el mismo derecho de vía autorizado por la licencia ambiental y que no implique la intervención de nuevas áreas. Autorización para intervención de playas y zonas costeras (DIMAR). INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 I M PA C T O D E T R Á M I T E S A M B I E N TA L E S E N P ROY EC TO S D E I N F R A E S T R U C T U R A D E G AS A continuación se presenta un Diagrama de Gantt de la construcción de un gasoducto promedio con el objeto de exponer el tiempo de dedicación previsto en la gestión ambiental requerida por ley para un proyecto de este tipo con respecto al tiempo total que se gasta una empresa en el desarrollo de dicho proyecto. CONCEPTO GERENCIA DE PROYECTO Planeación proyecto Adquisición levantamiento topográfico Adquisición estudios ambientales Adquisición ingeniería de detalle DISEÑO & TOPOGRAFÍA Preliminares e ingeniería conceptual Ingeniería básica Ingeniería detallada GESTIÓN AMBIENTAL Estudio DAA Evaluación ANLA del estudio DAA Levantamiento información base -estudios ambientales Contratación estudios ambientales Estudio EIA Evaluación ANLA estudio EIA LEGAL Permisos tierras y ambientales CRA Permisos de tierras Permisos de construcción ANI, municipios, etc. PLANEACIÓN CONSTRUCCIÓN Estrategia de construcción Inicio licitaciones de compras Contratación de los recursos Adquisición servicios por especiales CONSTRUCCIÓN AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S EC TO R página 115 Duración de actividades en construcción de gasoducto promedio - # de meses 43 El sentir general del sector con respecto a esta temática es que la gestión ambiental, toma mucho tiempo, debido a la necesidad de adelantar gestiones con diferentes instituciones que aprueban permisos conexos al trámite de la licencia. 26 19 60 % Duración del proyecto 12 Gestión ambiental Diseño y topografía Construcción Fuente: elaboración propia del consultor. El Instituto Colombiano de Antropología e Historia -ICAHN- está encargado de expedir los permisos de prospección arqueológica y aprobar el plan de manejo arqueológico para los proyectos. El Ministerio del Interior se encarga de expedir la certificación de la existencia de comunidades étnicas y, con participación de la ANLA, brindar acompañamiento en el análisis con las comunidades de los impactos sociales y ambientales del proyecto. Si bien el Decreto 1076 de 2015, por el cual se modifica el título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales, contempla unos tiempos menores a los establecidos en el Decreto 2820, la articulación interinstitucional requerida a la hora de completar los requisitos exigidos para el estudio y la aprobación de la licencia ambiental de un proyecto, conlleva a que en la práctica el tiempo que transcurre desde que se inicia la gestión ambiental hasta que se logra obtener la licencia, sea mucho mayor. La ANLA debe determinar la necesidad de la elaboración del Diagnóstico Ambiental de Alternativas -DAA- y expedir el permiso de colecta (Permiso de Investigación Científica), necesarios para la elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. Asimismo, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS- se encarga de autorizar el levantamiento de vedas, en caso de ser requerido. El tiempo que transcurre desde el inicio de la gestión de un proyecto hasta el cumplimiento de los requisitos para la obtención de una licencia ambiental oscila entre 20 y 26 meses, dependiendo del proyecto. Para los proyectos PINES hay consideraciones de articulación institucional que minimizan la complejidad de este tipo de trámites y permiten que las empresas obtengan las licencias en los tiempos establecidos; sin embargo, se debería implementar un mecanismo de articulacion que funcione para todo tipo de proyectos. A N E XO S INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 A C T U A L I D A D R E G U L A T O R I A 2 0 1 4-2 0 1 5 Í N D I C E R E S O LU C I O N E S M I N M I N AS 2 014 - 2 01 5 RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGOS DE SUBSIDIOS MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS NORMA FECHA DESCRIPCIÓN RES 90456 29/04/14 Declara inicio de un racionamiento programado de gas natural, se suspenden las exportaciones de gas natural a Venezuela y se adoptan otras medidas. RES 90049 15/01/14 Distribuir la suma de $10.231 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF. RES 90747 16/07/14 Distribuir la suma de $38.558 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios. RES 90971 15/09/14 Distribuir la suma de $13.414 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF. RES 91571 29/12/14 Distribuir la suma de $69.881 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios. RES 91572 29/12/14 Distribuir la suma de $26.603 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios. RES 40249 24/2/15 Distribuir la suma de $5.838 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF. RES 40320 11/03/15 Distribuir la suma de $80.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios. RES 40412 08/04/15 Distribuir la suma de $23.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios. RES 40554 13/05/15 Distribuir la suma de $23.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios. RES 90338 26/03/14 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2014. RES 72206 13/06/14 En cumplimiento del artículo 9 del Decreto de 2011, se publica la información relativa a la declaración de producción de gas natural. RES 40324 12/03/15 Establece medidas en materia de producción y comercialización de gas natural. RES 40334 16/03/15 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2015. RES 31289 3/06/15 Publicó la declaración de producción de gas natural. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Í N D I C E R E S O LU C I O N E S C R E G 2 014 - 2 015 MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS CREG # FECHA DESCRIPCIÓN 006 30/01/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013. 007 30/01/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 150 de 2013. 010 7/02/14 Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante Resolución 150 de 2013. 011 7/02/14 Modifica la Resolución 150 de 2013. 012 7/02/14 Modifica la Resolución 124 de 2013. 017 24/02/14 Resuelve los recursos interpuestos contra la Resolución 010 de 2014. 019 25/02/14 Proyecto de resolución de carácter general que da apertura al proceso de selección del gestor del mercado y establece las reglas para realizar dicho proceso. 021 7/03/14 Da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas para realizar dicho proceso. 025 7/03/14 Define nuevo plazo para acogerse a la opción para asignaciones del cargo por confiabilidad con GNI durante el periodo 2015-2016 para las plantas del grupo térmico. 031 13/03/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013. 032 20/03/14 Modifica la Resolución 124 de 2013. 033 20/03/14 Proyecto de resolución que modifica la fecha de entrega de contratos de construcción de infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016 para las plantas del grupo térmico. 051 10/04/14 Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante Resolución 021 de 2014. 055 30/04/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 051 de 2014. 058 14/05/14 Modifica la garantía de construcción para la infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016. 080 12/06/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 089 de 2013. A N E XO S página 119 MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS 086 17/06/14 Determinan los precalificados elegibles dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante la Resolución 021 de 2014. 089 20/06/14 Modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 098 de 2013. 090 20/06/14 Determina el orden de elegibilidad dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante la Resolución 021 de 2014. 094 2/07/14 Selecciona a la Bolsa Mercantil de Colombia como el gestor del mercado de gas natural. 100 11/07/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 089 de 2013. 101 11/07/14 Proyecto de resolución de carácter general por el cual se reglamentan los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. 122 12/09/14 Modifica la Resolución 089 de 2013. 136 19/09/14 Reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural. 142 22/10/14 Adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011. 157 21/11/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se dictan disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural. 163 15/12/14 Dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural. 158 21/11/14 Proyecto de resolución que modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013. 159 28/11/14 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013. 173 22/12/14 Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural acuerden diferir y modificar la aplicación de la actualización del precio del gas natural en los contratos suscritos en 2013. 183 28/12/14 Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013. 016 25/02/15 Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013. 017 27/02/15 Establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014. 022 5/03/15 Modifica el plazo establecido en el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013. 023 13/03/15 Define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio de subastas de contratos bimestrales en el suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014. 032 27/03/15 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013. 034 1/04/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 54 y el anexo 3 de la Resolución 089 de 2013 y se dictan otras disposiciones sobre desbalances en el sistema nacional de transporte de gas natural. 045 23/04/15 Modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015. 050 23/04/15 Modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136 de 2014. 069 28/05/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 032 de 2015. 082 5/06/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 045 de 2015. 085 5/06/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 16 y el anexo 4 de la Resolución 089 de 2013. Otras disposiciones TRANSPORTE 014 7/02/14 Modifica el artículo 14 de la Resolución 059 de 2012. 043 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Yumbo - Cali, que hace parte del sistema de transporte de Transoccidente. 044 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Guando - Fusagasugá, que hace parte del sistema de transporte de Progasur. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Í N D I C E R E S O LU C I O N E S C R E G 2 014 - 2 015 TRANSPORTE CREG # FECHA DESCRIPCIÓN 045 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga, que hace parte del sistema de transporte de Promioriente. 047 4/04/14 Pone en conocimiento a las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados acerca de las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. 050 10/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Cali - Popayán, que hace parte del sistema de transporte de Prograsur. 082 12/06/14 Ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas. 161 1/12/14 015 20/02/15 Proyecto de resolución de carácter general por el cual se establecen mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firmes y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo. 065 8/05/15 Establece mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firme y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo. Cargos regulados para el gasoducto Ariari, que hace parte del sistema de transporte de Llanopetrol. Recursos de reposición DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN 018 24/02/14 Resuelve la solicitud hecha por Promigas (a través de la Resolución 126 de 2010) estableciendo el costo de reposición a nuevo y el valor a reconocer para los activos de dicha empresa que se mantengan en operación, en aquellos gasoductos que cumplieron la vida útil normativa en 2013 o antes. 105 18/07/14 Designa un perito dentro del trámite de las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010. 126 12/09/14 Amplía el dictamen pericial decretado a través de la Resolución 105 de 2014. 160 1/12/14 037 20/03/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013. 052 10/04/14 Modifica los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución 202 de 2013. 076 5/06/14 Proyecto de resolución de carácter general en la que se define un cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado primario del año 2014. 085 17/06/14 Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014. 091 20/06/14 Proyecto de resolución de carácter general que establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución 202 de 2013. 103 10/07/14 Modifica la Resolución 085 de 2014. 113 28/08/14 Modifica la Resolución 085 de 2014. 130 12/09/14 Proyecto de resolución que modifica el costo de interrupción del servicio de gas por red. 138 03/10/14 Modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013. 089 11/06/15 Proyecto de resolución que dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015. Resuelve solicitud de revision tarifaria presentado por TGI. Recursos de reposición 120 28/08/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías contra la Resolución 197 de 2013. 148 7/11/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Pácora (Caldas). 149 7/11/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Aguadas (Caldas) y el corregimiento de Arma. 152 7/11/14 Resuelve una solicitud de revocatoria directa. 174 22/12/14 Proyecto de resolución que establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas. 184 28/12/14 Establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas. A N E XO S página 121 Cargos de distribución y comercialización de gas natural 062 20/05/14 Anzoátegui, en el departamento de Tolima. 065 20/05/14 Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, Topaipí y Villagómez, en el departamento de Cundinamarca. 066 20/05/14 Paujil y San José de Fragua, en el departamento de Caquetá. 001 9/01/15 Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica, en el departamento de Bolívar. 002 9/01/15 Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, en el departamento de Santander. 003 9/01/15 Villagarzón, en el departamento de Putumayo. 004 9/01/15 Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, Jamundí, La Unión, La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo, San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal, en el departamento de Valle del Cauca. 005 9/01/15 Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, en el departamento de Caldas. 006 9/01/15 Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, en el departamento de Quindío. 007 9/01/15 Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal, en el departamento de Risaralda. 9/01/15 Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza, Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón, Simijaca, Sopó, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá, Ubaté, Zipacón y Zipaquirá, en el departamento de Cundinamarca. Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta, en el departamento de Boyacá. Albania, Florián y La Belleza, en el departamento de Santander. 028 13/03/15 Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis y Venadillo, en el departamento de Tolima. Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar, en el departamento de Cundinamarca. La Dorada, Manzanares y Victoria, en el departamento de Caldas. Puerto Boyacá, en el departamento de Boyacá. 053 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío. 054 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío. 055 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá. 056 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá. 057 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena. 058 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena. 008 DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN Otras disposiciones GENERAL Proyecto de resolución de carácter general que modifica el parágrafo del artículo 3 y los artículos 7, 8, 13 y 19 de la Resolución 127 de 2013 y se adiciona un artículo. 013 7/02/14 067 29/05/14 Modifica los literales a) y c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013. 165 15/12/14 Establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución CREG 202 de 2013. 172 15/12/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013. 185 18/12/15 Modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013. 033 1/04/15 Modifica los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013. 016 24/02/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG. 139 9/10/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG. 014 20/02/15 Proyecto de resolución por el cual se adopta el protocolo operativo de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, transporte y distribución. 42 23/04/15 Proyecto de resolución por el cual se adoptan criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural. Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 N O R M AT I V I D A D M I N M I N A S La normatividad expedida por el Ministerio de Minas y Energía durante 2014 y hasta el 18 de Junio de 2015, se agrupa según la temática con la que se relaciona, así: 1. RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS 2. ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS 3. MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS Resolución 90456 de 2014: declaró el inicio de un racionamiento programado de gas natural; motivo por el cual fueron restringidos temporalmente los compromisos de exportación de los campos de La Guajira con el fin de garantizar la atención de la demanda nacional, incluyendo la correspondiente a la generación eléctrica. También se estableció el orden de atención prioritaria de la demanda. ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS Resolución 90049 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF por valor de $10.230.630.209 para la cofinanciación de proyectos. Resolución 90747 de 2014: distribuyó recursos por valor de $38.558.542.646 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas. Resolución 90971 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF por valor de $13.413.671.696 para la cofinanciación de proyectos. Resolución 91571 de 2014: distribuyó recursos por valor de $69.881.797.005 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red. Resolución 91572 de 2014: distribuyó recursos por valor de $26.603.406.697 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas. Resolución 40249 de 2015: aprobó la asignación de recursos al FECF por valor de $5.837.861.031 para la cofinanciación de proyectos. Resolución 40320 de 2015: distribuyó recursos por valor de $80.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas. Resolución 40412 de 2015: distribuyó recursos por valor de $23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red. Resolución 40553 de 2015: distribuyó recursos por valor de $23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas. MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS Resolución 90338 de 2014: definió el 16 de mayo de 2014, como fecha límite para presentar la declaración de producción de gas natural de 2014. Resolución 72206 y 72215 de 2014: publicó la información relativa a la declaración de producción certificada por productores/ comercializadores para el periodo 2014-2023. Resolución 40324 de 2015: deroga la Resolución 90814 de 2014, la cual estableció que los productores comercializadores de gas natural que manejaran gas proveniente de regalías por volúmenes superiores a los quince millones de pies cúbicos diarios, tenían la obligación de destinar 50 % de dicho volumen promedio diario con fines de exportación, para las contrataciones a realizarse a partir de 2018 y hasta por un término de 20 años; situación que se desvirtuó teniendo en cuenta un déficit para la atención de la demanda de la costa Atlántica. Resolución 40334 de 2015: estableció el plazo para presentar la declaración de producción de gas natural 2015 cuya fecha límite será el 24 de abril. Resolución 31289 de 2015: publicó la información relativa a la declaración de producción certificada por productores/ comercializadores para el periodo 2015-2024. A N E XO S página 123 N O R M AT I V I D A D C R E G Mercado y sumistro de gas Regulación relacionada con la temática del gas natural importado -GNI- CREG 025 y 033 de 2014: el cronograma de fechas y plazos concernientes a las obligaciones de energía en firme con GNI, fue redefinido en la Resolución 033 de 2014 (precedida por el proyecto de Resolución 025 de 2014). CREG 058 de 2014: ordenó hacer público un proyecto de resolución que modificó la garantía de construcción para la infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016 y generación de seguridad para las plantas del grupo térmico. CREG 142 de 2014: adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011, que define una opción con GNI para respaldar obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad y se adoptan otras disposiciones. Regulación relacionada con el mercado mayorista de gas natural CREG 080, 089, 100, 122, 158, 159 de 2014 y 022, 032, 034, 069, 085 de 2015: estas resoluciones modificaron aspectos de la CREG 089 de 2013, la cual reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural que hacen parte del reglamento de operación del sector. CREG 101, 136 de 2014 y 050 de 2015: la Resolución 136 (precedida por la Resolución 101) reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación del sector. La Resolución 050 modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136. CREG 173, 183 de 2014, 016, 017, 045 y 082 de 2015: estas resoluciones definieron opción para que las partes de los contratos de suministro de gas suscritos en 2013 y 2014 se modifiquen y difieran actualización de precios. Regulación relacionada con la selección del gestor del mercado CREG 006, 007, 010, 011, 012, 017, 019, 021, 031, 032 de 2014 CREG 051, 055, 086, 090 de 2014: resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural, aceptando los siguientes precalificados en el orden de elegibilidad relacionado a continuación: 1.Bolsa Mercantil de Colombia 2.Consorcio Megsa - Cajval 3.Consorcio XM - Omie - BVC - Concentra Dentro del proceso la CREG negó la solicitud a: •Consorcio Maq Efficient Market Operator •Consorcio Enex.Co - Gas •Consorcio Gestor del Mercado de Gas Colombia CREG 094 de 2014: seleccionó como gestor del mercado de gas natural a la Bolsa Mercantil de Colombia. CREG 157 y 163 de 2014: la Resolución 163 (precedida por la Resolución 157) dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural. CREG 023 de 2015: define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio de subastas de contratos bimestrales suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014. Otras disposiciones CREG 014 de 2014: modificó el artículo 14 de la Resolución 059 de 2012, que está relacionada con los plazos mínimos y máximos para la revisión de las instalaciones de gas natural. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Transporte Relacionadas con la remuneración del sistema CREG 043 de 2014: decide la solicitud de revisión tarifaria de los cargos del gasoducto Yumbo - Cali realizada por Transoccidente, no se reconocen inversiones para el programa de nuevas inversiones y se definen nuevos valores de cargos regulados que remuneran la inversión. CREG 044 de 2014: establece los cargos regulados para el gasoducto Guando - Fusagasugá del sistema de transporte de Progasur. CREG 045 de 2014: establece los cargos regulados para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga del sistema de transporte de Promioriente. CREG 047 de 2014: a través de esta resolución se pone en conocimiento a las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados acerca de las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. CREG 050 de 2014: establece los cargos regulados para el gasoducto Cali - Popayán del sistema de transporte de Progasur. CREG 160 de 2014: ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de TGI. CREG 161 de 2014: establece los cargos regulados para el gasoducto del Ariari del sistema de transporte de Llanopetrol. CREG 015 y 065 de 2015: (precedida por el proyecto de Resolución 015 de 2015) establece mecanismos de cobertura en subastas de contratos firmes y en las subastas de capacidad de transporte en los procesos úselo o véndalo de largo plazo. CREG 082 de 2014: ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas. Recursos de reposición CREG 018 de 2014: resuelve las solicitudes hechas por la empresa Promigas para la aplicación del artículo 14 de la Resolución 126 de 2010 en aquellos gasoductos que cumplieron la vida útil normativa en 2013 o antes. CREG 105 de 2014: designa un perito dentro del trámite de las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010. CREG 126 de 2014: amplía el dictamen pericial decretado a través de la Resolución 105 de 2014. A N E XO S página 125 R E S O LU C I O N E S A E M P R E SAS D E T R A N S P O RT E D E G AS N AT U R A L CARGOS QUE REMUNERAN AOM CARGOS QUE REMUNERAN INVERSIÓN RESOLUCIÓN CREG GASODUCTO Fijo 100 % US$ por kpcd-año Variable 100 % US$ Fijo $Col/kpcd-año por kpc DE DICIEMBRE 31 DE 2009 TRANSOCCIDENTE 043 DE 2014 Yumbo - Cali 15,9 0,1 21.937 Guando - Fusagasugá 590,4 2,1 710.170 Gibraltar - Bucaramanga 904,4 2,9 187.823 Cali - Popayán 316,3 1,5 351.966 51,8 0,3 51.596 La Mami - Barranquilla 81,1 0,4 50.953 Barranquilla - Cartagena 54,5 0,2 78.943 PROGASUR 044 DE 2014 PROMIORIENTE 045 DE 2014 FECF 050 DE 2014 PROMIGAS 082 DE 2014 Ballena - La Mami Cartagena - Sincelejo 139,6 0,5 45.873 Sincelejo - Jobo 121,5 0,4 165.747 63,6 0,2 27.799 9,4 0,0 8.826 66,96 0,49 96.724 Sebastopol - Vasconia 27,65 0,27 21.828 Vasconia - Mariquita 64,16 0,31 73.340 Mariquita - Gualanday 231,30 0,77 182.163 Gualanday - Neiva 429,20 1,51 428.979 8.594,80 27,13 11.092 104,15 0,50 52.178 Creciente - Sincelejo SRT - Mamonal TGI 160 DE 2014 Barranca - Sebastopol Montañuelo - Gualanday Vasconia - La Belleza La Belleza - Cogua 55,53 0,24 36.640 Cusiana - Apiay 191,58 0,63 164.209 Apiay - Usme 133,19 0,42 231.506 81,14 0,28 68.819 153,84 0,69 118.132 Cusiana - El Porvenir 20,62 0,09 8.108 Gasoducto de La Sabana 93,32 0,39 130.687 Morichal - Yopal 34,57 0,11 71.036 Ballena - Barrancabermeja 237,57 1,19 408.209 Mariquita - Pereira 135,77 0,71 248.791 Apiay - Villavicencio - Ocoa El Porvenir - La Belleza Pereira - Armenia 47,71 0,27 84.924 Armenia - Cali 109,66 0,64 189.025 Gasoducto Boyacá - Santander 177,78 0,78 250.545 23,55 0,11 27.755 Vasconia - La Belleza (Loop La Belleza - El Camilo) 16,4 0,08 0,000 El Porvenir - La Belleza (Loop Porvenir - Miraflores) 16,2 0,07 0,000 El Porvenir - La Belleza (Loop Miraflores - Samacá) 11,9 0,05 0,000 0,000 Estampilla ramales (2) Mariquita - Gualanday (estación compresora Mariquita) El Porvenir - La Belleza (Loop Santa Sofía - Puente Guillermo) 25.580 3,0 0,01 Cusiana - El Porvenir (Loop Cusiana - El Porvenir) 11,5 0,05 1.211 Gasoducto de la Sabana (estación compresora de Chía) 28,3 0,15 91.776 Grupo de gasoducto ramales (Loop Armenia) 2,5 0,01 1.485 Grupo de gasoducto ramales (Loop Chinchiná - Santa Rosa - Dosquebradas) 0,3 0,00 162.000 LLANOPETROL 161 DE 2014 Fuente: resoluciones CREG. Ariari 1.474,4 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 Distribución y comercialización Relacionadas con la remuneración de la actividad CREG 037 y 052 de 2014: la Resolución 052 (precedida por el proyecto de Resolución 037), modificó los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución 202 de 2013, que estableció los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones. CREG 076 de 2014: proyecto de resolución de carácter general en el que se define un cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado primario en 2014. Durante dicho año los vendedores y compradores darán aplicación al mecanismo de negociación directa. CREG 085 de 2014: dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014. CREG 091 de 2014: proyecto de resolución de carácter general el cual establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución CREG 202 de 2013. CREG 103 y 113 de 2014: la Resolución 113 (precedida por la CREG 103) modificó el cronograma de la Resolución CREG 085 de 2014, que dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014. CREG 130 de 2014: proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 017 de 2005 en lo concerniente a costo de interrupción del servicio, ocasionado a los usuarios afectados por las fallas en la prestación del mismo. CREG 138 de 2014: modifica y adiciona la Resolución CREG 202 de 2013. CREG 174 y 184 de 2014: (precedida por el proyecto de Resolución 174 de 2014) establece una opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas por red. Recursos de reposición CREG 120 de 2014: resuelve el recurso de reposición interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías, contra la Resolución CREG 197 de 2013 que estableció los cargos de distribución y comercialización para el municipio de Campohermoso en el departamento de Boyacá, ratificando lo expuesto en ella. CREG 148 y 149 de 2014: niega el recurso de reposición interpuesto por la empresa Efigas, relacionado con respuesta de las autoridades del municipio de Pácora, el municipio de Aguadas y el corregimiento de Arma (Caldas). CREG 152 de 2014: resuelve una solicitud de revocatoria directa, confirmando en todas sus partes la Resolución 197 de 2013, en la que se aprueba el cargo promedio de distribución por uso del sistema de distribución y el cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por el municipio de Campohermoso ubicado en el departamento de Boyacá, según solicitud tarifaria presentada por Publiservicios. CREG 165 de 2014: establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución CREG 202 de 2013. CREG 033 de 2015: modificó los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013 que a su vez modificó el anexo general de la Resolución 067 de 1995 en la que se adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes. Otras disposiciones CREG 013, 067, 172 y 185 de 2014: estas resoluciones modificaron aspectos de la Resolución 127 de 2013, que adoptó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes. CREG 089 de 2015: proyecto de resolución que dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015. A N E XO S página 127 C A RG O P RO M E D I O D E D I S T R I B U C I Ó N Y M Á X I M O B AS E D E CO M E RC I A L I Z AC I Ó N RESOLUCIÓN CREG 062 31 de diciembre de: Cargo promedio de distribución $/m3 Cargo máximo base de comercialización $/factura Tolima: Anzoátegui 2012 809,46 1.720,17 Cundinamarca: Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, Topaipí y Villagómez, 2012 809,40 2.940,43 AÑO EMPRESA DISTRIBUIDORA DEPARTAMENTO - MUNICIPIOS 2014 Edalgas Yavegas 065 066 Edalgas Caquetá: Paujil y San José de Fragua, 2012 1.277,02 2.451,76 Surtigas Bolívar: Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica 2013 2.046,55 2.972,68 002 Proviservicios Santander: Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, 2013 3.174,72 4.305,75 003 Surcolombiana de Gas Putumayo: Villagarzón 2013 1.088,14 2.997,28 004 Gases de Occidente Valle del Cauca: Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, Jamundí, La Unión, La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo, San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal, 2013 2.379,22 005 Efigas Caldas: Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, 2013 2.482,12 006 Efigas Quindío: Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, 2013 2.293,91 007 Efigas Risaralda: Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal, 2013 2.577,54 2013 1.882,80 2013 3.245,03 001 2015 Cundinamarca: Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza, Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón, Simijaca, Sopó, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá, Ubaté, Zipacón y Zipaquirá, 008 Gas Natural Cundiboyacense Boyacá: Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta, Santander: Albania, Florián y La Belleza, 028 Alcanos de Colombia Tolima: Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis y Venadillo, Cundinamarca: Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar, Caldas: La Dorada, Manzanares y Victoria, Boyacá: Puerto Boyacá, 053 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, 2013 054 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, 2013 055 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, 2013 056 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, 2013 057 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, 2013 058 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, 2013 2.351, 80 2.444,41 2.697, 36 2.444,65 751,57 1.391,26 Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas. General CREG 016 de 2014: designa Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. CREG 139 de 2014: designa Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. CREG 014 de 2015: define protocolo operativo del proceso de control de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, transporte y distribución. CREG 042 de 2015: proyecto de resolución mediante la cual se establecen criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural. INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 D E TA L L E D E L A C O B E R T U R A N A C I O N A L U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 DEPARTAMENTO POTENCIAL RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948 ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306 BOGOTÁ 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198 BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060 BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123 CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069 CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669 CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 CESAR (20) CAQUETÁ (1) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290 CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923 CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974 5.648 4.760 2.053 1.117 36 HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190 LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604 MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789 META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777 NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848 NORTE DE SANTANDER (11) 231.289 190.586 35.127 66.925 24.200 GUAVIARE (1) PUTUMAYO (3) QUINDÍO (8) 15.686 15.205 5.596 1.938 126 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027 RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051 SANTANDER (34) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649 SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776 TOLIMA (42) VALLE (36) TOTAL (629) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731 RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 (#) Número de municipios por departamento. Fuente: Ministerio de Minas y Energía. U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS POTENCIAL TOTAL PAÍS 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731 CIUDADES CAPITALES 4.126.754 3.841.816 551.967 1.181.322 1.042.171 MUNICIPIOS 5.585.899 4.948.297 1.033.664 1.693.648 990.560 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948 ABEJORRAL 2.691 2.691 311 903 96 AMAGÁ 4.231 4.231 495 2.732 189 AMALFI 3.677 3.677 294 630 551 ANTIOQUIA (76) ANDES APARTADÓ ARBOLETES BARBOSA BELLO 5.220 4.750 454 883 102 30.101 20.375 6.625 5.300 1.243 2.384 2.169 534 835 136 12.999 6.881 562 3.569 711 37.431 119.498 119.498 15.197 35.164 BETANIA 2.322 1.128 75 563 94 BETULIA 3.495 1.259 274 521 203 CÁCERES 4.560 3.984 1.321 205 0 CALDAS 3.772 18.760 16.945 215 8.146 CAÑASGORDAS 1.587 1.070 66 897 45 CAREPA 9.497 7.631 1.866 3.313 413 2.348 CAUCASIA 13.500 13.298 5.812 3.723 CHIGORODÓ 12.432 12.048 4.627 4.041 194 2.132 1.627 250 1.082 248 34.038 4.820 530 1.160 1.087 COCORNÁ 3.773 2.546 105 783 413 CONCORDIA 4.906 1.983 109 822 507 CISNEROS CIUDAD BOLÍVAR A N E XO S página 129 A N E XO S página 129 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 % 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 % 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 % 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 % 4 5 6 92.624 65.319 38.279 13.591 235.264 14.445 9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 % 15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 % 53 % 1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 % 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 % 7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 % 83 % 4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 % 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 % 83 % 7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 % 9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 % 10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 % 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 % 8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 % 0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 % 8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 % 21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 % 70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 % 3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 % 11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 % 72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 % 677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 % 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 % 407.867 175.163 124.903 3.483.392 75.249 2.033 3.560.674 93 % 84 % 269.835 91.206 38.501 4.117.413 64.086 2.416 4.183.915 89 % 74 % 92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 % 0 0 0 1.310 0 0 1.310 100 % 49 % 1 0 1 3.418 19 1 3.438 100 % 81 % 0 0 0 1.475 0 0 1.475 100 % 40 % 9 0 0 1.448 2 0 1.450 91 % 28 % 152 0 0 13.320 3 0 13.323 68 % 44 % 2 0 0 1.507 1 0 1.508 91 % 63 % 1 0 2 4.845 76 5 4.926 53 % 37 % 4.981 3 10 92.786 805 50 93.641 100 % 78 % 1 0 0 733 0 0 733 49 % 32 % 1 0 0 999 0 0 999 36 % 29 % 0 0 0 1.526 0 0 1.526 87 % 33 % 1 1 1 12.136 202 11 12.349 90 % 65 % 0 0 0 1.008 1 0 1.009 67 % 64 % 2 0 0 5.594 0 0 5.594 80 % 59 % 14 1 25 11.923 138 4 12.065 99 % 88 % 4 0 0 8.866 1 0 8.867 97 % 71 % 9 0 0 1.589 0 0 1.589 76 % 75 % 1 0 0 2.778 9 0 2.787 14 % 8% 0 0 0 1.301 0 0 1.301 67 % 34 % 5 0 0 1.443 0 0 1.443 40 % 29 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 19.722 19.199 438 8.563 5.110 4.428 3.952 1 1.862 770 EL BAGRE 7.101 4.010 2.561 1.322 79 1.716 MUNICIPIOS COPACABANA DON MATÍAS POTENCIAL EL CARMEN DE VIBORAL 8.240 8.168 142 1.981 EL SANTUARIO 7.416 7.237 927 3.213 975 ENTRERRÍOS 1.643 1.643 7 150 853 71.164 71.164 780 9.375 19.975 FREDONIA 5.472 2.466 253 905 683 FRONTINO 4.464 2.417 159 901 814 GIRARDOTA 12.013 8.613 62 5.650 1.150 2.623 2.565 142 320 746 16.616 4.828 74 1.144 1.605 ENVIGADO GRANADA GUARNE GUATAPÉ 2.172 2.172 40 1.312 287 HISPANIA 1.266 1.083 71 395 106 27.929 ITAGÜÍ 76.277 76.277 2.355 23.155 ITUANGO 2.604 2.002 279 947 227 JARDÍN 3.455 2.516 257 879 603 JERICÓ 3.235 2.474 124 980 709 LA CEJA 10.712 10.712 10 1.056 3.048 LA ESTRELLA 14.490 14.490 307 5.387 4.262 LA UNIÓN 4.800 3.170 141 1.518 448 LIBORINA 2.520 845 99 141 134 MACEO MARINILLA MEDELLÍN NECOCLÍ 409 28 0 11 13 21.335 11.429 336 2.237 3.539 691.858 691.858 25.264 182.000 168.956 76 10.344 2.402 584 612 OLAYA 708 274 37 85 2 PEÑOL 4.081 3.583 62 2.448 339 PUERTO BERRÍO 9.144 6.518 4.249 1.919 334 PUERTO NARE 3.636 3.636 880 2.109 246 PUERTO TRIUNFO 3.107 1.573 87 487 1 RETIRO 6.581 2.234 1 398 966 44.243 26.114 376 3.587 6.643 RIONEGRO SABANALARGA SABANETA SALGAR SAN CARLOS 2.324 1 40 66 85 24.037 24.037 105 4.586 9.264 4.437 1.867 330 642 375 3.154 2.616 232 837 642 10.472 1.481 81 752 181 SAN JUAN DE URABÁ 4.367 1.497 716 241 1 SAN PEDRO 5.753 4.134 9 1.185 1.288 SAN RAFAEL 3.850 2.725 72 1.760 157 SAN ROQUE 2.462 536 55 424 45 SANTA BÁRBARA 6.360 3.069 164 924 1.092 SANTA ROSA DE OSOS 8.843 5.364 181 2.963 665 SANTA FE DE ANTIOQUIA 4.931 4.790 555 1.507 595 SANTO DOMINGO 3.072 114 8 79 6 SEGOVIA 8.005 4.942 1.060 624 37 SONSÓN 4.716 4.716 80 1.767 1.530 SOPETRÁN 2.291 1.967 142 835 290 TARAZÁ 5.000 4.991 1.324 408 2 TURBO 27.982 15.742 6.062 3.712 878 URRAO 137 SAN JERÓNIMO 10.465 1.881 57 291 VALDIVIA 3.666 287 21 86 2 YARUMAL 9.827 7.286 815 2.549 2.504 YONDÓ 1.626 1.577 981 474 44 ZARAGOZA 3.836 2.918 980 458 1 A N E XO S página 131 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 4 1 24 14.140 155 24 14.319 97 % 72 % 34 0 0 2.667 44 0 2.711 89 % 60 % 0 0 0 3.962 1 0 3.963 56 % 56 % 0 0 0 3.839 65 1 3.905 99 % 47 % 1 0 0 5.116 46 0 5.162 98 % 69 % 194 4 0 1.208 19 0 1.227 100 % 74 % 11.924 12.630 1.637 56.321 797 68 57.186 100 % 79 % 2 0 1 1.844 3 0 1.847 45 % 34 % 52 0 0 1.926 3 0 1.929 54 % 43 % 16 8 7 6.893 146 24 7.063 72 % 57 % 46 % 1 0 0 1.209 5 0 1.214 98 % 40 0 0 2.863 60 12 2.935 29 % 17 % 4 0 0 1.643 36 0 1.679 100 % 76 % 0 0 0 572 2 0 574 86 % 45 % 2.649 2 30 56.120 1.012 257 57.389 100 % 74 % 1 0 0 1.454 0 0 1.454 77 % 56 % 18 0 0 1.757 13 0 1.770 73 % 51 % 0 0 0 1.813 4 0 1.817 76 % 56 % 388 78 0 4.580 34 1 4.615 100 % 43 % 925 158 3 11.042 246 58 11.346 100 % 76 % 2 0 0 2.109 30 2 2.141 66 % 44 % 0 0 0 374 0 0 374 34 % 15 % 0 0 0 24 0 0 24 7% 6% 120 0 0 6.232 90 2 6.324 54 % 29 % 63.055 51.691 30.737 521.703 8.914 608 531.225 100 % 75 % 2 0 0 1.274 0 0 1.274 23 % 12 % 0 0 0 124 0 0 124 39 % 18 % 0 0 0 2.849 40 0 2.889 88 % 70 % 27 0 0 6.529 1 0 6.530 71 % 71 % 89 % 1 0 0 3.236 0 0 3.236 100 % 0 0 0 575 0 0 575 51 % 19 % 195 123 2 1.685 39 0 1.724 34 % 26 % 2.417 568 18 13.609 304 15 13.928 59 % 31 % 1 0 0 192 0 0 192 0% 8% 5.165 50 8 19.178 409 84 19.671 100 % 80 % 0 0 0 1.347 0 0 1.347 42 % 30 % 54 % 1 0 0 1.712 6 0 1.718 83 % 2 1 0 1.017 1 0 1.018 14 % 10 % 0 0 0 958 0 0 958 34 % 22 % 30 0 0 2.512 43 0 2.555 72 % 44 % 0 0 0 1.989 3 0 1.992 71 % 52 % 1 0 0 525 0 0 525 22 % 21 % 0 0 0 2.180 0 0 2.180 48 % 34 % 34 0 0 3.843 70 1 3.914 61 % 43 % 55 % 63 0 0 2.720 6 0 2.726 97 % 0 0 0 93 0 0 93 4% 3% 0 0 0 1.721 0 0 1.721 62 % 21 % 23 0 0 3.400 37 0 3.437 100 % 72 % 2 0 0 1.269 2 0 1.271 86 % 55 % 0 0 0 1.734 1 0 1.735 100 % 35 % 4 0 0 10.656 0 0 10.656 56 % 38 % 1 0 0 486 0 0 486 18 % 5% 0 0 0 109 0 0 109 8% 3% 41 0 0 5.909 53 0 5.962 74 % 60 % 0 0 0 1.499 53 0 1.552 97 % 92 % 0 0 0 1.439 0 0 1.439 76 % 38 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS ATLÁNTICO (23) BARANOA BARRANQUILLA CAMPO DE LA CRUZ RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306 12.019 11.848 4.574 4.026 2.165 309.137 306.909 86.628 60.359 63.173 3.663 3.585 366 1.773 772 POTENCIAL CANDELARIA 2.668 2.646 1.427 816 0 GALAPA 11.072 10.105 5.129 2.831 1.308 JUAN DE ACOSTA 3.522 3.444 984 1.225 519 LURUACO 5.607 5.448 2.475 1.616 120 144 MALAMBO 25.809 25.503 19.805 3.220 MANATÍ 3.244 3.216 1.589 1.057 0 PALMAR DE VARELA 5.172 5.148 1.527 2.321 806 PIOJÓ POLONUEVO PONEDERA 926 826 565 132 0 3.133 3.112 1.228 1.253 272 4.176 4.117 1.955 1.319 164 14.182 13.490 2.610 4.163 4.093 REPELÓN 5.040 4.995 3.048 817 45 SABANAGRANDE 5.843 5.788 2.291 2.367 476 16.521 16.340 7.569 3.913 2.498 1.849 1.829 908 548 19 PUERTO COLOMBIA SABANALARGA SANTA LUCÍA SANTO TOMÁS 5.212 5.172 1.357 2.516 778 122.534 120.164 48.881 54.990 8.635 1.957 1.900 787 657 212 TUBARÁ 2.505 2.426 765 751 7 USIACURÍ 1.804 1.786 737 652 100 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060 0 SOLEDAD SUAN BOGOTÁ. DC (1) BOLÍVAR (28) CANTAGALLO SAN PABLO ARROYOHONDO CALAMAR CLEMENCIA 855 777 225 532 3.860 3.840 2.991 752 1 1.191 1.187 727 252 0 4.543 4.525 2.640 902 3 0 190 188 134 5 SAN CRISTÓBAL 1.488 1.484 1.132 128 0 SAN ESTANISLAO 3.588 3.564 1.866 1.010 49 SOPLAVIENTO ARJONA CARTAGENA 2.027 2.027 1.123 541 83 12.270 11.735 8.508 2.550 497 205.960 205.780 77.150 60.040 34.360 CICUCO 1.750 1.694 730 419 0 CLEMENCIA 1.787 1.633 1.013 545 2 CÓRDOBA 1.237 1.145 461 99 0 11.370 9.470 4.591 3.949 810 EL GUAMO EL CARMEN DE BOLÍVAR 1.240 1.043 600 95 1 MAGANGUÉ 21.531 18.760 8.461 9.558 176 MAHATES 4.560 4.551 2.832 78 0 MARÍA LA BAJA 5.215 5.209 2.971 1.490 99 MOMPÓS 5.227 5.081 2.998 1.336 453 SAN JACINTO 3.775 3.642 2.871 703 19 SAN JUAN NEPOMUCENO 5.990 5.840 2.700 2.987 30 SANTA CATALINA 2.670 2.667 1.528 179 3 SANTA ROSA 3.488 3.238 2.744 278 0 TALAIGUA NUEVO 1.276 1.228 825 300 0 TURBACO 19.350 19.162 7.956 8.667 1.473 TURBANA 2.614 2.474 1.100 1.344 1 VILLANUEVA 3.500 2.896 2.533 177 0 ZAMBRANO 2.210 1.998 812 169 0 A N E XO S página 133 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 45 0 0 10.810 156 6 10.972 99 % 90 % 36.291 13.440 11.142 271.033 6.935 398 278.366 99 % 88 % 0 0 0 2.911 28 0 2.939 98 % 79 % 0 0 0 2.243 15 1 2.259 99 % 84 % 1 0 0 9.269 96 17 9.382 91 % 84 % 48 25 3 2.804 54 0 2.858 98 % 80 % 0 0 0 4.211 45 3 4.259 97 % 75 % 20 0 0 23.189 220 26 23.435 99 % 90 % 0 0 0 2.646 16 1 2.663 99 % 82 % 0 0 0 4.654 37 0 4.691 100 % 90 % 0 0 0 697 1 0 698 89 % 75 % 1 0 0 2.754 35 3 2.792 99 % 88 % 88 % 0 0 0 3.438 32 2 3.472 99 % 82 % 1.308 114 177 12.465 321 11 12.797 95 % 88 % 0 0 0 3.910 23 1 3.934 99 % 78 % 0 0 2 5.136 100 6 5.242 99 % 88 % 316 12 0 14.308 170 1 14.479 99 % 87 % 0 0 0 1.475 9 0 1.484 99 % 80 % 89 % 8 0 0 4.659 83 2 4.744 99 % 10 0 0 112.516 1.063 26 113.605 98 % 92 % 0 0 0 1.656 17 1 1.674 97 % 85 % 231 0 0 1.754 19 4 1.777 97 % 70 % 0 0 0 1.489 17 0 1.506 99 % 83 % 235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 % 14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 % 0 0 0 757 20 0 777 91 % 89 % 0 0 0 3.744 81 0 3.825 99 % 97 % 0 0 0 979 6 0 985 100 % 82 % 0 0 0 3.545 15 0 3.560 100 % 78 % 0 0 0 139 1 0 140 99 % 73 % 0 0 0 1.260 0 0 1.260 100 % 85 % 0 0 0 2.925 15 0 2.940 99 % 82 % 0 0 0 1.747 4 0 1.751 100 % 86 % 0 0 0 11.555 78 1 11.634 96 % 94 % 13.564 7.882 9.826 202.822 2.776 152 205.750 100 % 98 % 0 0 0 1.149 8 0 1.157 97 % 66 % 1 0 0 1.561 6 2 1.569 91 % 87 % 0 0 0 560 0 0 560 93 % 45 % 0 0 0 9.350 100 4 9.454 83 % 82 % 0 0 0 696 0 0 696 84 % 56 % 223 0 0 18.418 180 3 18.601 87 % 86 % 0 0 0 2.910 4 0 2.914 100 % 64 % 0 0 0 4.560 24 0 4.584 100 % 87 % 0 0 0 4.787 45 0 4.832 97 % 92 % 0 0 0 3.593 40 0 3.633 96 % 95 % 0 0 0 5.717 66 1 5.784 97 % 95 % 0 0 0 1.710 2 0 1.712 100 % 64 % 0 0 0 3.022 9 0 3.031 93 % 87 % 0 0 0 1.125 3 0 1.128 96 % 88 % 657 16 0 18.769 159 5 18.933 99 % 97 % 0 0 0 2.445 11 0 2.456 95 % 94 % 0 0 0 2.710 8 0 2.718 83 % 77 % 0 0 0 981 0 0 981 90 % 44 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS POTENCIAL BOYACÁ (55) RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 45.123 162.273 152.375 15.891 74.713 ARCABUCO 1.350 306 2 279 25 BELÉN 1.398 1.180 10 1.145 25 BERBEO 223 223 23 194 0 BOYACÁ 259 215 51 125 1 BRICEÑO 152 152 27 101 0 CALDAS CAMPOHERMOSO CERINZA 87 63 3 60 0 323 323 88 127 0 437 437 138 245 11 CHIQUINQUIRÁ 9.790 9.790 717 4.056 4.998 CHITARAQUE 1.723 218 62 137 19 CIÉNEGA 472 413 13 308 8 CÓMBITA 314 314 10 142 81 CUCAITA DUITAMA 316 316 55 229 2 28.566 26.799 2.348 12.574 9.367 FLORESTA 348 348 3 305 19 GARAGOA 3.365 3.365 519 1.987 397 GUATEQUE 2.556 2.556 269 1.071 368 JENESANO 948 846 17 326 379 LA CAPILLA 413 413 34 316 16 MIRAFLORES 1.200 1.200 313 858 18 MONIQUIRÁ 2.850 2.750 300 1.088 998 MOTAVITA NOBSA NUEVO COLÓN OICATÁ 145 145 44 77 2 2.333 2.237 299 1.752 122 441 408 18 229 0 83 61 12 47 0 PÁEZ 460 460 9 437 0 PAIPA 5.283 5.273 100 4.359 721 PUERTO BOYACÁ 8.877 8.796 1.802 5.212 1.601 RAMIRIQUÍ 1.526 1.517 17 612 163 136 RÁQUIRA 377 372 23 143 SÁCHICA 535 535 207 193 15 SAMACÁ 1.522 1.522 218 881 411 0 SAN EDUARDO 320 320 153 163 SAN JOSÉ DE PARE 409 409 26 313 6 1.718 1.718 82 1.124 399 262 262 3 149 74 SANTA ROSA DE VITERBO SANTA SOFÍA SANTANA SOGAMOSO SORA 1.884 474 16 390 68 25.898 25.898 1.281 17.170 6.503 143 143 31 73 13 1.014 1.014 675 306 28 SUTAMARCHÁN 409 409 5 130 219 SUTATENZA 292 292 24 168 26 TENZA 621 621 117 470 14 TIBANÁ 689 657 30 429 0 TIBASOSA 870 838 8 435 385 TINJACÁ 197 197 1 92 51 TOGÜÍ 1.427 163 2 145 16 TUNJA 16.761 SOTAQUIRÁ 42.747 40.906 5.064 11.134 TUNUNGUÁ 82 69 32 36 1 TURMEQUÉ 751 721 23 318 81 TUTA 858 858 170 641 27 VENTAQUEMADA VILLA DE LEYVA 635 565 74 360 30 1.800 1.728 208 724 518 VIRACACHÁ 216 201 72 57 0 ZETAQUIRÁ 359 359 43 271 0 A N E XO S página 135 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 0 0 0 306 20 0 326 23 % 23 % 0 0 0 1.180 78 0 1.258 84 % 84 % 0 0 0 217 6 0 223 100 % 97 % 0 0 0 177 8 0 185 83 % 68 % 0 0 0 128 3 0 131 100 % 84 % 0 0 0 63 5 0 68 72 % 72 % 0 0 0 215 4 0 219 100 % 67 % COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 91 % 0 0 0 394 18 0 412 100 % 90 % 19 0 0 9.790 364 0 10.154 100 % 100 % 0 0 0 218 1 0 219 13 % 13 % 70 % 0 0 0 329 14 0 343 88 % 10 0 0 243 10 0 253 100 % 77 % 0 0 0 286 7 0 293 100 % 91 % 2.129 305 54 26.777 906 2 27.685 94 % 94 % 0 0 0 327 12 0 339 100 % 94 % 1 0 0 2.904 46 0 2.950 100 % 86 % 3 0 0 1.711 36 0 1.747 100 % 67 % 0 0 0 722 17 0 739 89 % 76 % 0 0 0 366 6 0 372 100 % 89 % 0 0 0 1.189 34 7 1.230 100 % 99 % 44 0 0 2.430 66 0 2.496 96 % 85 % 0 0 0 123 9 0 132 100 % 85 % 64 0 0 2.237 84 0 2.321 96 % 96 % 1 0 0 248 8 0 256 93 % 56 % 0 0 0 59 10 0 69 73 % 71 % 0 0 0 446 14 0 460 100 % 97 % 93 0 0 5.273 242 3 5.518 100 % 100 % 0 0 0 8.615 79 0 8.694 99 % 97 % 317 0 0 1.109 57 0 1.166 99 % 73 % 0 0 0 302 89 0 391 99 % 80 % 0 0 0 415 20 0 435 100 % 78 % 2 0 0 1.512 65 0 1.577 100 % 99 % 0 0 0 316 4 0 320 100 % 99 % 1 0 0 346 4 0 350 100 % 85 % 0 0 0 1.605 68 0 1.673 100 % 93 % 0 1 0 227 14 0 241 100 % 87 % 0 0 0 474 7 0 481 25 % 25 % 945 1 0 25.900 820 11 26.731 100 % 100 % 0 0 0 117 6 0 123 100 % 82 % 0 0 0 1.009 5 0 1.014 100 % 100 % 0 0 0 354 35 0 389 100 % 87 % 0 0 0 218 7 0 225 100 % 75 % 0 0 0 601 6 0 607 100 % 97 % 0 0 0 459 16 0 475 95 % 67 % 10 0 0 838 39 0 877 96 % 96 % 1 0 0 145 17 0 162 100 % 74 % 0 0 0 163 1 0 164 11 % 11 % 5.574 2.358 0 40.891 1.293 2 42.186 96 % 96 % 0 0 0 69 3 0 72 84 % 84 % 0 0 0 422 15 0 437 96 % 56 % 0 0 0 838 43 0 881 100 % 98 % 0 0 0 464 54 3 521 89 % 73 % 268 12 0 1.730 195 1 1.926 96 % 96 % 0 0 0 129 6 0 135 93 % 60 % 0 0 0 314 10 0 324 100 % 87 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS POTENCIAL CALDAS (20) RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069 ANSERMA 9.479 6.878 744 1.289 1.977 ARANZAZU 1.916 1.520 122 121 39 BELALCÁZAR 3.340 1.535 306 486 231 CHINCHINÁ 11.463 10.914 1.480 4.767 2.779 FILADELFIA 2.052 1.412 86 250 291 LA DORADA 17.359 17.152 3.212 9.787 2.419 LA MERCED 889 705 44 276 130 MANIZALES 101.431 101.431 6.943 23.115 35.039 MANZANARES 2.499 2.404 507 1.447 298 MARQUETALIA 4.886 4.886 1.028 2.281 267 NEIRA 7.196 3.641 494 1.534 1.567 NORCASIA 1.624 1.374 283 494 27 PALESTINA 5.148 3.701 767 988 134 10.026 7.670 2.058 1.282 1.700 RISARALDA 2.446 1.533 292 559 173 SAN JOSÉ 1.671 567 89 285 1 SUPÍA 9.997 4.132 143 1.601 849 RIOSUCIO VICTORIA VILLAMARÍA VITERBO CAQUETÁ (1) FLORENCIA CASANARE (15) AGUAZUL 1.332 1.325 584 497 193 14.098 11.815 1.699 4.202 5.074 3.702 3.702 868 950 881 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669 16.247 12.948 1.420 5.703 447 HATO COROZAL 2.983 1.724 228 647 23 MANI 2.785 2.785 798 1.306 28 MONTERREY 7.073 4.005 1.960 1.590 4 NUNCHÍA 2.197 2.024 217 677 4 OROCUÉ 3.607 1.998 581 773 31 PAZ DE ARIPORO 6.668 4.775 2.617 1.595 2 PORE 1.980 1.565 518 843 17 759 759 52 624 35 SAN LUIS DE PALENQUE 1.932 1.663 184 422 21 TÁMARA 1.762 1.762 189 262 5 TAURAMENA 4.804 4.726 2.204 1.572 503 TRINIDAD 3.597 2.138 758 852 6 SABANALARGA VILLANUEVA YOPAL CAUCA (18) 5.300 5.099 1.610 2.691 770 63.829 55.546 8.396 14.802 6.773 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544 CAJIBÍO 998 921 266 233 0 CALOTO 9.652 2.490 1.356 135 17 CORINTO 5.719 4.239 1.380 1.221 93 EL TAMBO 1.331 1.242 438 304 7 GUACHENÉ 2.231 2.231 1.579 52 0 MIRANDA 7.785 7.333 2.489 2.299 19 MORALES 1.163 1.068 320 208 9 PADILLA 2.219 1.739 655 288 0 PATÍA 5.096 4.887 961 760 18 A N E XO S página 137 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 % 49 0 0 4.059 30 0 4.089 73 % 43 % 0 0 0 282 0 0 282 79 % 15 % 1 0 0 1.024 10 0 1.034 46 % 31 % 1.408 112 0 10.546 160 5 10.711 95 % 92 % 0 0 0 627 6 0 633 69 % 31 % 115 1 0 15.534 119 2 15.655 99 % 89 % 0 0 0 450 5 0 455 79 % 51 % 13.349 4.386 7.514 90.346 1.906 81 92.333 100 % 89 % 11 0 0 2.263 26 0 2.289 96 % 91 % 2 0 0 3.578 3 0 3.581 100 % 73 % 0 0 0 3.595 76 0 3.671 51 % 50 % 0 0 0 804 0 0 804 85 % 50 % 13 5 8 1.915 32 0 1.947 72 % 37 % 2 0 0 5.042 46 0 5.088 77 % 50 % 0 0 0 1.024 23 0 1.047 63 % 42 % 1 0 0 376 3 0 379 34 % 23 % 4 0 0 2.597 14 0 2.611 41 % 26 % 1 0 0 1.275 5 0 1.280 99 % 96 % 509 4 55 11.543 158 6 11.707 84 % 82 % 17 2 0 2.718 22 0 2.740 100 % 73 % 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 % 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 % 1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 % 3 0 7 7.580 264 2 7.846 80 % 47 % 0 0 0 898 15 0 913 58 % 30 % 1 0 2 2.135 25 0 2.160 100 % 77 % 0 0 0 3.554 133 0 3.687 57 % 50 % 0 0 3 901 9 0 910 92 % 41 % 0 0 0 1.385 30 1 1.416 55 % 38 % 0 0 11 4.225 100 1 4.326 72 % 63 % 0 0 1 1.379 29 0 1.408 79 % 70 % 0 0 3 714 8 0 722 100 % 94 % 1 0 7 635 12 0 647 86 % 33 % 0 0 1 457 3 0 460 100 % 26 % 5 0 1 4.285 189 1 4.475 98 % 89 % 0 0 17 1.633 26 0 1.659 59 % 45 % 96 % 17 0 0 5.088 217 1 5.306 96 % 1.719 17 28 31.735 1.526 11 33.272 87 % 50 % 4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 % 0 0 0 499 3 0 502 92 % 50 % 0 0 0 1.508 5 1 1.514 26 % 16 % 1 0 0 2.695 11 0 2.706 74 % 47 % 0 0 0 749 7 0 756 93 % 56 % 0 0 0 1.631 2 2 1.635 100 % 73 % 0 0 0 4.807 13 1 4.821 94 % 62 % 0 0 0 537 3 0 540 92 % 46 % 0 0 0 943 1 0 944 78 % 42 % 0 0 0 1.739 7 0 1.746 96 % 34 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS PIENDAMÓ POTENCIAL RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 6.332 5.089 1.061 1.440 338 POPAYÁN 70.981 70.586 11.997 15.140 10.822 PUERTO TEJADA 10.449 9.265 310 2.338 2.060 ROSAS SANTANDER DE QUILICHAO 683 625 196 125 4 21.188 15.239 2.486 4.256 1.977 SILVIA 2.368 1.745 311 429 176 TIMBÍO 4.623 4.401 1.312 962 4 0 TOTORÓ 410 326 148 42 3.741 3.741 1.458 1.083 0 CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290 AGUACHICA VILLA RICA 18.830 16.612 8.146 5.556 1.673 AGUSTÍN CODAZZI 9.681 9.135 2.052 5.651 370 BECERRIL 2.512 2.492 960 1.424 0 BOSCONIA 6.679 5.995 1.253 1.188 78 CHIRIGUANÁ 3.890 3.701 1.125 809 1.097 CURUMANÍ 5.800 5.693 2.996 2.369 0 EL COPEY 5.436 4.408 1.756 519 0 EL PASO 7.436 6.860 2.243 799 0 GAMARRA 1.621 1.607 453 822 41 LA GLORIA 2.717 2.649 1.763 576 16 LA JAGUA DE IBIRICO 4.488 4.451 2.339 1.852 1 LA PAZ 4.499 1.650 894 657 6 MANAURE 4.299 4.299 1.536 2.068 341 PAILITAS 3.108 3.080 1.492 1.356 0 PELAYA 2.632 2.586 2.041 397 50 SAN ALBERTO 4.450 4.417 1.987 1.666 678 SAN DIEGO 3.144 3.019 1.815 848 7 SAN MARTÍN 2.254 2.248 801 1.070 93 TAMALAMEQUE 1.198 1.193 667 392 6 VALLEDUPAR 104.910 98.464 31.201 31.031 16.833 CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923 AYAPEL 5.710 5.699 2.075 1.627 56 BUENAVISTA 1.860 1.258 958 229 1 CANALETE 1.012 913 552 4 0 14.350 14.287 5.159 6.282 1.349 CHIMÁ 688 634 471 107 0 CHINÚ 5.682 5.580 2.953 1.835 653 CIÉNAGA DE ORO 5.500 5.129 3.166 1.495 323 COTORRA 1.950 1.804 1.405 2 1 LA APARTADA 3.518 3.460 1.157 380 0 10.950 10.187 5.703 2.860 629 970 722 625 5 0 2.023 1.968 1.164 452 2 MONTELÍBANO 13.300 13.179 6.062 2.942 2.442 MONTERÍA 9.163 CERETÉ LORICA LOS CÓRDOBAS MOMIL 84.000 83.700 47.148 19.540 MOÑITOS 2.208 1.973 373 22 0 PLANETA RICA 9.500 9.391 3.723 3.875 1.329 PUEBLO NUEVO 3.000 2.280 1.130 754 54 PUERTO ESCONDIDO 1.001 869 371 5 0 PUERTO LIBERTADOR 3.279 2.426 996 198 0 PURÍSIMA 2.800 2.761 907 471 14 SAHAGÚN 1.724 11.765 11.698 4.748 4.660 SAN ANDRÉS SOTAVENTO 1.804 1.682 913 680 52 SAN ANTERO 5.976 4.136 2.067 899 114 SAN BERNARDO DEL VIENTO 2.476 2.229 933 184 6 A N E XO S página 139 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 0 0 0 2.839 13 0 2.852 80 % 3.941 1.387 263 43.550 335 5 43.890 99 % 45 % 61 % 1 0 0 4.709 27 5 4.741 89 % 45 % 48 % 0 0 0 325 2 0 327 92 % 70 0 0 8.789 62 2 8.853 72 % 41 % 4 1 0 921 5 0 926 74 % 39 % 0 0 0 2.278 5 0 2.283 95 % 49 % 0 0 0 190 4 0 194 80 % 46 % 0 0 0 2.541 11 7 2.559 100 % 68 % 7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 % 238 5 0 15.618 115 0 15.733 88 % 83 % 65 6 0 8.144 42 0 8.186 94 % 84 % 0 0 0 2.384 9 0 2.393 99 % 95 % 0 0 0 2.519 16 1 2.536 90 % 38 % 0 0 0 3.031 12 0 3.043 95 % 78 % 0 0 0 5.365 29 0 5.394 98 % 93 % 0 0 0 2.275 9 0 2.284 81 % 42 % 0 0 0 3.042 19 0 3.061 92 % 41 % 0 0 0 1.316 5 0 1.321 99 % 81 % 0 0 0 2.355 15 0 2.370 97 % 87 % 0 0 0 4.192 24 0 4.216 99 % 93 % 0 0 0 1.557 13 0 1.570 37 % 35 % 0 0 0 3.945 53 2 4.000 100 % 92 % 0 0 0 2.848 20 0 2.868 99 % 92 % 0 0 0 2.488 11 0 2.499 98 % 95 % 3 0 0 4.334 39 0 4.373 99 % 97 % 0 0 0 2.670 13 0 2.683 96 % 85 % 0 0 0 1.964 4 0 1.968 100 % 87 % 0 0 0 1.065 3 0 1.068 100 % 89 % 7.407 2.498 942 89.912 1.438 49 91.399 94 % 86 % 4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 % 0 0 0 3.758 25 0 3.783 100 % 66 % 0 0 0 1.188 4 0 1.192 68 % 64 % 0 0 0 556 0 0 556 90 % 55 % 516 8 0 13.314 120 22 13.456 100 % 93 % 0 0 0 578 5 0 583 92 % 84 % 96 % 2 0 0 5.443 73 1 5.517 98 % 14 0 0 4.998 28 2 5.028 93 % 91 % 0 0 0 1.408 1 0 1.409 93 % 72 % 0 0 0 1.537 4 0 1.541 98 % 44 % 84 % 3 0 0 9.195 88 1 9.284 93 % 0 0 0 630 0 0 630 74 % 65 % 0 0 0 1.618 10 0 1.628 97 % 80 % 32 63 109 11.650 111 4 11.765 99 % 88 % 3.808 1.703 1.281 82.643 970 30 83.643 100 % 98 % 0 0 0 395 0 0 395 89 % 18 % 45 0 0 8.972 120 4 9.096 99 % 94 % 0 0 0 1.938 25 0 1.963 76 % 65 % 0 0 0 376 0 0 376 87 % 38 % 0 0 0 1.194 1 0 1.195 74 % 36 % 0 0 0 1.392 4 0 1.396 99 % 50 % 98 % 362 0 0 11.494 165 3 11.662 99 % 0 0 0 1.645 22 0 1.667 93 % 91 % 0 0 0 3.080 38 0 3.118 69 % 52 % 0 0 0 1.123 0 0 1.123 90 % 45 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS SAN CARLOS POTENCIAL RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 1.200 1.078 710 71 1 897 894 620 5 0 SAN PELAYO 3.300 3.223 1.177 594 9 TIERRALTA 7.910 7.555 3.241 152 0 TUCHÍN 1.130 1.126 772 29 1 VALENCIA 5.586 5.333 1.670 206 0 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974 4.179 3.910 590 2.216 103 741 540 27 302 26 2.911 770 0 37 456 APULO 1.832 1.649 369 666 180 ARBELÁEZ 1.845 1.782 16 957 341 BELTRÁN 298 200 78 35 0 BITUIMA 326 285 17 106 21 BOJACÁ 1.510 1.510 83 1.061 211 402 386 22 285 0 15.856 15.856 755 4.798 6.433 1.630 1.357 135 938 234 SAN JOSÉ DE URE CUNDINAMARCA (87) AGUA DE DIOS ALBÁN ANAPOIMA CABRERA CAJICÁ CÁQUEZA CHAGUANÍ CHÍA CHIPAQUE CHOCONTÁ 559 558 21 301 3 25.803 25.803 828 9.428 8.781 550 467 4 130 306 24.600 1.808 193 1.098 3 COGUA 1.974 1.974 404 931 430 COTA 3.093 3.093 18 791 1.506 396 396 11 196 108 CUCUNUBÁ EL COLEGIO 3.461 107 0 93 14 EL ROSAL 4.846 2.889 10 1.517 1.362 FACATATIVÁ 21.562 21.197 2.945 10.161 5.144 FOSCA 506 502 91 386 5 FUNZA 18.260 18.260 1.438 4.559 12.006 241 241 1 105 81 FUSAGASUGÁ 37.579 37.096 4.305 12.547 7.879 GACHANCIPÁ 2.098 2.098 97 625 397 GIRARDOT 29.578 29.089 3.695 8.825 6.877 GUACHETÁ 1.309 1.309 203 570 517 GUADUAS 5.160 5.043 1.167 3.011 96 103 FÚQUENE GUASCA 12.109 747 3 152 GUATAQUÍ 733 519 249 54 2 GUAYABAL DE SIQUIMA 657 403 10 288 47 GUAYABETAL 945 863 29 332 1 JERUSALÉN 422 372 76 163 1 LA CALERA 3.775 2.443 15 1.624 756 LA MESA 8.354 3.627 1 1.887 1.442 LA PEÑA 593 443 59 204 9 LA VEGA 1.830 1.787 1 576 610 761 761 26 620 103 17.116 17.116 531 8.052 7.273 LENGUAZAQUE MADRID MEDINA MOSQUERA 1.196 1.133 124 941 28 27.403 27.403 2.003 9.925 12.004 NARIÑO 1.234 637 210 267 1 NEMOCÓN 1.363 1.363 206 646 269 NILO 12 1.346 836 74 566 NIMAIMA 499 400 37 217 0 NOCAIMA 1.007 950 18 336 131 PACHO 24.485 2.922 573 1.369 711 PANDI 758 646 11 437 3 A N E XO S página 141 RESIDENCIAL CONECTADOS 4 5 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.780 0 0 0 0 0 0 0 0 27.440 TOTAL COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA COMERCIAL INDUSTRIAL 782 3 0 785 90 % 625 0 0 625 100 % 70 % 18 0 1.798 98 % 54 % 3.393 7 0 3.400 96 % 43 % 802 10 0 812 100 % 71 % 0 1.876 5 0 1.881 95 % 34 % 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 % 0 0 0 2.909 26 0 2.935 94 % 70 % 0 0 0 355 0 0 355 73 % 48 % 261 16 0 770 22 0 792 26 % 26 % 66 % 65 % 0 0 0 1.215 6 0 1.221 90 % 88 2 0 1.404 23 0 1.427 97 % 76 % 0 0 0 113 0 0 113 67 % 38 % 0 0 0 144 2 0 146 87 % 44 % 90 % 5 0 0 1.360 92 0 1.452 100 % 0 0 0 307 2 0 309 96 % 76 % 2.551 752 239 15.528 368 14 15.910 100 % 98 % 2 0 0 1.309 55 0 1.364 83 % 80 % 0 0 0 325 1 0 326 100 % 58 % 4.262 1.425 925 25.649 848 4 26.501 100 % 99 % 0 0 0 440 29 0 469 85 % 80 % 0 0 0 1.294 1 0 1.295 7% 5% 100 % 209 0 0 1.974 80 1 2.055 100 % 141 348 158 2.962 114 1 3.077 100 % 96 % 0 0 0 315 32 0 347 100 % 80 % 0 0 0 107 0 0 107 3% 3% 0 0 0 2.889 39 0 2.928 60 % 60 % 2.880 0 0 21.130 458 5 21.593 98 % 98 % 0 0 0 482 20 0 502 99 % 95 % 100 % 249 0 0 18.252 479 7 18.738 100 % 0 0 0 187 8 0 195 100 % 78 % 7.033 410 1 32.175 296 0 32.471 99 % 86 % 10 0 0 1.129 40 0 1.169 100 % 54 % 1.086 127 0 20.610 339 3 20.952 98 % 70 % 0 0 0 1.290 19 0 1.309 100 % 99 % 127 0 0 4.401 27 1 4.429 98 % 85 % 0 0 0 258 0 0 258 6% 2% 0 0 0 305 0 0 305 71 % 42 % 0 0 0 345 0 0 345 61 % 53 % 0 0 0 362 24 0 386 91 % 38 % 0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 % 48 0 0 2.443 52 0 2.495 65 % 65 % 297 0 0 3.627 35 0 3.662 43 % 43 % 0 0 0 272 1 0 273 75 % 46 % 141 0 0 1.328 26 0 1.354 98 % 73 % 2 0 0 751 10 0 761 100 % 99 % 863 0 0 16.719 358 3 17.080 100 % 98 % 0 0 0 1.093 18 0 1.111 95 % 91 % 3.132 0 0 27.064 550 15 27.629 100 % 99 % 0 0 0 478 3 0 481 52 % 39 % 83 0 0 1.204 56 0 1.260 100 % 88 % 49 % 1 0 0 653 2 0 655 62 % 0 0 0 254 0 0 254 80 % 51 % 0 0 0 485 2 0 487 94 % 48 % 63 0 0 2.716 35 0 2.751 12 % 11 % 0 0 0 451 2 0 453 85 % 59 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS PARATEBUENO PASCA PUERTO SALGAR RESIDENCIAL ANILLADOS 1 1.256 1.106 231 676 28 926 758 96 364 143 4.075 3.933 1.940 766 179 POTENCIAL 2 3 PULÍ 422 372 76 163 1 QUEBRADANEGRA 229 229 18 122 7 QUETAME 709 557 25 453 50 QUIPILE 497 419 21 125 59 RICAURTE 3.563 2.903 763 166 523 SAN BERNARDO 1.878 1.104 105 644 119 SAN FRANCISCO 2.106 1.742 9 629 418 SAN JUAN DE RIOSECO 1.598 1.410 18 702 255 SASAIMA 1.169 933 14 414 145 SESQUILÉ 11.730 800 0 0 0 7.281 6.307 423 4.767 1.116 675 SIBATÉ SILVANIA 2.481 2.421 99 883 SIMIJACA 1.644 1.504 324 575 571 SOACHA 171.941 155.241 27.310 84.708 43.222 SOPÓ 3.406 3.406 424 1.732 1.211 SUBACHOQUE 1.935 1.935 9 789 700 SUPATÁ 1.124 992 6 305 177 SUSA 518 518 35 247 117 SUTATAUSA 337 337 3 139 193 TABIO 2.704 2.704 30 1.021 1.331 TAUSA 290 170 39 66 64 TENJO 1.350 1.350 5 989 290 TIBACUY 455 417 1 210 3 TOCAIMA 3.898 3.735 566 1.615 555 TOCANCIPÁ 5.146 5.146 399 2.428 1.751 961 850 15 611 115 UNE ÚTICA 1.287 949 279 375 0 VENECIA 615 597 15 374 24 VERGARA 699 671 90 328 2 VIANÍ 745 681 134 295 10 VILLA DE SAN DIEGO DE UBATÉ 6.431 6.431 1.307 3.477 1.410 VILLETA 5.426 5.117 752 2.534 775 YACOPÍ 16.672 850 71 609 0 ZIPACÓN 450 384 5 254 72 ZIPAQUIRÁ 23.622 23.622 3.042 11.141 6.637 GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36 SAN JOSÉ DEL GUAVIARE 5.648 4.760 2.053 1.117 36 20.190 HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 AGRADO 1.526 1.506 805 388 7 AIPE 3.982 3.595 1.233 2.129 135 ALGECIRAS 4.325 4.288 1.550 1.692 72 ALTAMIRA 793 695 113 569 11 BARAYA 1.226 1.214 717 276 42 CAMPOALEGRE 7.909 7.852 3.628 3.082 497 GARZÓN 12.947 12.858 3.597 6.248 1.779 GIGANTE 6.216 6.134 2.125 3.192 120 GUADALUPE 1.949 1.693 604 860 59 HOBO 2.158 2.116 842 720 2 LA PLATA NEIVA PAICOL 8.361 8.111 2.270 3.865 1.052 120.944 119.297 24.280 53.014 12.376 942 914 186 533 100 A N E XO S página 143 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 3 1 0 939 31 1 971 88 % 75 % 0 0 0 603 9 0 612 82 % 65 % 0 0 0 2.885 24 1 2.910 97 % 71 % 0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 % 0 0 0 147 0 0 147 100 % 64 % 0 0 0 528 34 0 562 79 % 74 % 0 0 0 205 1 0 206 84 % 41 % 159 2 0 1.613 29 0 1.642 81 % 45 % 0 0 0 868 5 0 873 59 % 46 % 1 0 0 1.057 1 0 1.058 83 % 50 % 1 0 0 976 2 0 978 88 % 61 % 1 0 0 574 3 0 577 80 % 49 % 0 0 0 0 0 0 0 7% 0% 1 0 0 6.307 153 13 6.473 87 % 87 % 105 3 0 1.765 27 1 1.793 98 % 71 % 4 0 0 1.474 64 3 1.541 91 % 90 % 0 1 0 155.241 1.716 29 156.986 90 % 90 % 39 0 0 3.406 142 1 3.549 100 % 100 % 9 3 0 1.510 39 0 1.549 100 % 78 % 1 0 0 489 2 0 491 88 % 44 % 0 0 0 399 15 0 414 100 % 77 % 1 0 0 336 10 0 346 100 % 100 % 100 % 319 3 0 2.704 110 0 2.814 100 % 1 0 0 170 10 0 180 59 % 59 % 6 0 0 1.290 60 0 1.350 100 % 96 % 47 % 0 0 0 214 4 0 218 92 % 2 0 0 2.738 51 0 2.789 96 % 70 % 355 0 0 4.933 133 11 5.077 100 % 96 % 0 0 0 741 54 0 795 88 % 77 % 0 0 0 654 0 0 654 74 % 51 % 0 0 0 413 2 0 415 97 % 67 % 0 0 0 420 0 0 420 96 % 60 % 0 0 0 439 0 0 439 91 % 59 % 129 0 0 6.323 238 2 6.563 100 % 98 % 25 1 0 4.087 36 0 4.123 94 % 75 % 0 0 0 680 2 0 682 5% 4% 3 0 0 334 15 0 349 85 % 74 % 2.741 2 0 23.563 660 2 24.225 100 % 100 % 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 % 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 % 7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 % 0 0 0 1.200 1 0 1.201 99 % 79 % 3 0 0 3.500 19 0 3.519 90 % 88 % 0 0 0 3.314 28 0 3.342 99 % 77 % 0 0 0 693 0 0 693 88 % 87 % 0 0 0 1.035 9 0 1.044 99 % 84 % 0 0 0 7.207 39 1 7.247 99 % 91 % 212 1 1 11.838 80 0 11.918 99 % 91 % 2 0 0 5.439 30 0 5.469 99 % 88 % 0 0 0 1.523 3 0 1.526 87 % 78 % 0 0 0 1.564 7 1 1.572 98 % 72 % 86 % 4 0 0 7.191 94 0 7.285 97 % 6.959 1.469 114 98.212 1.365 24 99.601 99 % 81 % 0 0 0 819 11 0 830 97 % 87 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS PALERMO PITAL PITALITO POTENCIAL 5.597 RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 5.290 1.661 2.447 472 1.399 1.399 664 554 20 18.596 17.787 7.797 6.393 2.311 RIVERA 5.803 5.725 1.484 3.175 418 SAN AGUSTÍN 2.675 2.156 520 945 219 SUAZA 1.483 1.320 841 542 38 TARQUI 3.691 3.653 2.145 643 8 TELLO 2.257 2.252 1.354 578 75 TERUEL 1.519 1.480 379 732 112 TESALIA 2.652 2.605 1.739 605 36 TIMANÁ 2.521 2.422 1.144 907 58 VILLAVIEJA 2.111 2.070 1.200 648 1 YAGUARÁ 2.162 2.068 458 1.255 170 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604 5.299 2.811 688 829 0 801 LA GUAJIRA (15) ALBANIA BARRANCAS 5.771 5.310 804 2.761 DIBULLA 4.427 3.847 936 2.193 0 DISTRACCIÓN 2.283 1.805 460 941 186 EL MOLINO FONSECA HATONUEVO LA JAGUA DEL PILAR MAICAO 1.745 1.552 361 634 135 11.243 8.781 3.835 2.313 1.958 3.275 2.970 738 946 480 458 448 209 213 0 3.093 24.810 21.353 5.060 10.818 MANAURE 1.838 1.524 322 800 174 RIOHACHA 37.389 35.676 14.778 12.186 4.367 9.537 7.849 2.403 2.699 1.603 33 SAN JUAN DEL CESAR URIBIA 2.157 2.111 501 857 URUMITA 2.050 1.795 758 980 9 VILLANUEVA 5.673 5.635 1.485 2.677 767 MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789 ALGARROBO 2.092 2.091 1.064 13 0 ARACATACA 6.616 6.433 2.214 3.868 1 CERRO SAN ANTONIO 1.201 1.201 971 101 0 CHIBOLO 2.693 2.693 1.009 120 0 CIÉNAGA 21.751 19.980 6.788 8.322 2.317 CONCORDIA 2.627 2.627 1.680 0 0 EL BANCO 7.543 7.510 3.464 1.904 544 EL PIÑÓN 2.581 2.581 1.740 288 0 EL RETÉN 3.014 3.014 2.086 406 0 13.868 13.561 8.311 3.362 934 1.556 1.556 889 65 0 PIVIJAY 7.525 7.524 2.809 1.997 215 PLATO 8.823 8.142 2.116 1.306 450 PUEBLOVIEJO 3.598 3.440 1.860 600 1 FUNDACIÓN PEDRAZA REMOLINO 1.091 1.091 332 392 0 SALAMINA 2.356 2.330 1.030 789 28 SANTA ANA 3.015 2.369 1.173 934 12 127.419 125.648 24.055 31.483 33.280 SITIONUEVO 3.895 3.849 2.742 150 0 TENERIFE 2.774 2.774 1.049 117 0 ZAPAYÁN 828 828 522 0 0 9.715 9.393 5.495 2.166 7 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777 27.982 23.998 4.110 9.554 5.089 SANTA MARTA ZONA BANANERA META (21) ACACÍAS A N E XO S página 145 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 4 0 0 4.584 60 1 4.645 95 % 82 % 88 % 0 0 0 1.238 2 0 1.240 100 % 61 1 0 16.563 44 0 16.607 96 % 89 % 89 1 1 5.168 76 1 5.245 99 % 89 % 0 0 0 1.684 2 0 1.686 81 % 63 % 0 0 0 1.421 0 0 1.421 89 % 96 % 1 0 0 2.797 4 0 2.801 99 % 76 % 0 0 0 2.007 5 0 2.012 100 % 89 % 0 0 0 1.223 10 0 1.233 97 % 81 % 0 0 0 2.380 19 0 2.399 98 % 90 % 0 0 0 2.109 6 0 2.115 96 % 84 % 0 0 0 1.849 10 0 1.859 98 % 88 % 0 0 0 1.883 25 0 1.908 96 % 87 % 2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 % 0 0 0 1.517 21 525 2.063 53 % 29 % 0 0 0 4.366 49 0 4.415 92 % 76 % 0 0 0 3.129 48 3 3.180 87 % 71 % 2 0 0 1.589 15 2 1.606 79 % 70 % 0 0 0 1.130 6 0 1.136 89 % 65 % 51 0 0 8.157 67 5 8.229 78 % 73 % 300 0 0 2.463 44 1 2.508 91 % 75 % 0 0 0 422 5 0 427 98 % 92 % 78 % 348 0 0 19.319 225 14 19.558 86 % 0 0 0 1.296 34 1 1.331 83 % 71 % 1.293 275 0 32.898 427 25 33.350 95 % 88 % 48 0 0 6.753 52 4 6.809 82 % 71 % 0 0 0 1.391 33 5 1.429 98 % 64 % 0 0 0 1.747 15 1 1.763 88 % 85 % 17 0 0 4.946 46 2 4.994 99 % 87 % 9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 % 0 0 0 1.077 2 0 1.079 100 % 51 % 0 0 0 6.083 37 1 6.121 97 % 92 % 0 0 0 1.072 1 0 1.073 100 % 89 % 0 0 0 1.129 2 0 1.131 100 % 42 % 20 0 0 17.447 202 45 17.694 92 % 80 % 0 0 0 1.680 1 0 1.681 100 % 64 % 20 0 0 5.932 69 0 6.001 100 % 79 % 0 0 0 2.028 2 0 2.030 100 % 79 % 0 0 0 2.492 7 1 2.500 100 % 83 % 53 0 0 12.660 157 2 12.819 98 % 91 % 0 0 0 954 0 0 954 100 % 61 % 0 0 0 5.021 16 0 5.037 100 % 67 % 0 0 0 3.872 13 0 3.885 92 % 44 % 0 0 0 2.461 28 0 2.489 96 % 68 % 0 0 0 724 4 0 728 100 % 66 % 0 0 0 1.847 10 0 1.857 99 % 78 % 0 0 0 2.119 20 0 2.139 79 % 70 % 9.402 4.243 8.988 111.451 2.049 93 113.593 99 % 87 % 0 0 0 2.892 15 0 2.907 99 % 74 % 0 0 0 1.166 2 0 1.168 100 % 42 % 0 0 0 522 0 1 523 100 % 63 % 0 0 0 7.668 49 84 7.801 97 % 79 % 10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 % 655 1 0 19.409 497 9 19.915 86 % 69 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS BARRANCA DE UPÍA POTENCIAL 834 RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 832 550 242 0 CABUYARO 1.098 976 439 149 0 CASTILLA LA NUEVA 2.176 1.723 431 414 631 945 913 399 501 5 4.579 4.463 701 2.397 908 CUBARRAL CUMARAL EL CASTILLO 960 826 439 195 0 EL DORADO 965 842 482 52 0 FUENTE DE ORO 1.450 1.157 298 548 6 13.004 10.088 1.638 5.821 1.462 2.977 2.926 475 1.034 261 727 551 335 18 0 PUERTO GAITÁN 1.415 1.368 245 712 9 PUERTO LLERAS 980 884 267 358 0 PUERTO LÓPEZ 3.460 3.249 1.147 1.980 100 PUERTO RICO 1.056 1.019 766 184 0 RESTREPO 3.902 3.839 1.099 826 1.190 SAN CARLOS DE GUAROA 1.665 1.663 987 468 2 SAN JUAN DE ARAMA 1.320 967 264 517 1 GRANADA GUAMAL PUERTO CONCORDIA SAN MARTÍN VILLAVICENCIO NARIÑO (1) 5.221 5.077 552 1.812 515 121.452 120.126 21.897 35.772 45.598 103.062 38.865 3.302 7.025 848 PASTO 103.062 38.865 3.302 7.025 848 NORTE DE SANTANDER (11) 24.200 231.289 190.586 35.127 66.925 CHITAGÁ 2.438 1.257 229 778 1 CÚCUTA 139.358 121.529 18.518 44.992 17.114 5.173 978 0 0 0 EL ZULIA LABATECA 1.679 582 4 355 0 LOS PATIOS 16.007 13.535 666 6.576 1.247 OCAÑA 26.840 22.770 11.024 6.994 3.151 PAMPLONA 12.687 12.046 1.216 2.154 1.438 SARDINATA 4.441 2.193 665 846 32 SILOS 1.466 508 30 264 0 TOLEDO 4.399 2.278 89 1.163 257 VILLA DEL ROSARIO 16.801 12.910 2.686 2.803 960 15.686 15.205 5.596 1.938 126 MOCOA 5.736 5.736 2.066 602 90 PUERTO ASÍS 8.900 8.540 3.238 1.086 36 PUTUMAYO (3) PUERTO CAICEDO 1.050 929 292 250 0 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027 ARMENIA 91.402 91.402 17.825 21.578 20.252 CALARCÁ 16.911 16.911 2.021 9.414 3.396 CIRCASIA 7.608 6.829 2.066 2.762 923 FILANDIA 3.636 2.498 479 1.413 344 LA TEBAIDA 7.777 7.777 1.682 5.264 329 QUINDÍO (8) MONTENEGRO 11.600 9.595 2.619 4.469 793 QUIMBAYA 13.613 7.803 987 4.818 838 SALENTO RISARALDA (12) 2.308 1.258 102 814 152 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051 495 APÍA 4.211 1.893 130 530 BALBOA 1.675 458 55 116 181 BELÉN DE UMBRÍA 7.444 3.629 79 1.124 875 59.891 59.501 6.570 20.937 20.437 GUÁTICA 4.338 2.162 205 782 203 LA CELIA 2.242 894 71 428 235 DOSQUEBRADAS A N E XO S página 147 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 0 0 0 792 32 0 824 100 % 0 0 0 588 7 0 595 89 % 54 % 0 0 0 1.476 29 0 1.505 79 % 68 % 0 0 0 905 25 0 930 97 % 96 % 0 0 0 4.006 152 1 4.159 97 % 87 % 0 0 0 634 8 0 642 86 % 66 % 0 0 0 534 6 0 540 87 % 55 % 59 % 95 % 0 0 0 852 10 0 862 80 % 180 0 0 9.101 170 0 9.271 78 % 70 % 4 0 0 1.774 46 1 1.821 98 % 60 % 0 0 0 353 5 0 358 76 % 49 % 0 0 0 966 71 0 1.037 97 % 68 % 0 0 0 625 11 0 636 90 % 64 % 0 0 0 3.227 75 0 3.302 94 % 93 % 0 0 0 950 3 0 953 96 % 90 % 23 2 0 3.140 125 1 3.266 98 % 80 % 0 0 0 1.457 10 0 1.467 100 % 88 % 0 0 0 782 7 0 789 73 % 59 % 3 0 0 2.882 42 0 2.924 97 % 55 % 9.978 3.424 639 117.308 3.956 23 121.287 99 % 97 % 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 % 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 % 8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 % 0 0 0 1.008 0 0 1.008 52 % 41 % 7.737 503 0 88.864 157 5 89.026 87 % 64 % 0 0 0 0 0 0 0 19 % 0% 0 0 0 359 0 0 359 35 % 21 % 21 2 0 8.512 9 0 8.521 85 % 53 % 766 0 0 21.935 153 1 22.089 85 % 82 % 40 % 227 0 0 5.035 0 0 5.035 95 % 0 0 0 1.543 0 0 1.543 49 % 35 % 0 0 0 294 0 0 294 35 % 20 % 7 0 0 1.516 0 0 1.516 52 % 34 % 92 0 0 6.541 6 1 6.548 77 % 39 % 0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 % 0 0 0 2.758 6 0 2.764 100 % 48 % 0 0 0 4.360 4 0 4.364 96 % 49 % 0 0 0 542 0 0 542 88 % 52 % 8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 % 7.074 5.603 1.103 73.435 1.263 41 74.739 100 % 80 % 736 19 2 15.588 249 4 15.841 100 % 92 % 179 52 6 5.988 71 3 6.062 90 % 79 % 0 0 0 2.236 50 0 2.286 69 % 61 % 15 40 7 7.337 95 5 7.437 100 % 94 % 18 7 6 7.912 123 2 8.037 83 % 68 % 25 1 0 6.669 108 0 6.777 57 % 49 % 1 0 1 1.070 45 0 1.115 55 % 46 % 21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 % 28 % 7 0 0 1.162 8 1 1.171 45 % 2 0 0 354 12 0 366 27 % 21 % 130 0 0 2.208 23 0 2.231 49 % 30 % 4.402 38 0 52.384 714 38 53.136 99 % 87 % 0 0 10 1.200 0 0 1.200 50 % 28 % 2 0 0 736 25 0 761 40 % 33 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS LA VIRGINIA MARSELLA PEREIRA QUINCHÍA SANTA ROSA DE CABAL SANTUARIO POTENCIAL 8.051 RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 8.051 1.897 2.125 2.661 4.779 2.787 486 1.368 415 132.926 132.926 17.837 35.795 21.371 8.074 2.842 310 447 714 17.331 15.017 1.251 5.645 4.993 2.161 1.718 149 389 471 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649 AGUADA 200 200 5 174 0 ALBANIA 108 99 3 86 3 7.574 3.982 187 2.084 1.711 49.102 48.166 11.184 17.505 8.547 SANTANDER (35) BARBOSA BARRANCABERMEJA BOLÍVAR BUCARAMANGA 3.908 290 18 178 94 144.100 141.459 13.178 21.810 37.014 CHIPATÁ 1.465 306 11 258 37 CURITÍ 1.620 1.474 260 444 4 EL CARMEN DE CHUCURÍ 693 693 220 401 14 EL PEÑÓN 433 433 52 331 1 FLORIÁN 438 385 49 317 10 FLORIDABLANCA 81.550 80.263 8.829 28.320 21.850 GIRÓN 31.691 30.802 8.464 10.078 10.011 GUEPSA 1.010 1.010 561 380 22 GUAVATÁ 447 447 22 422 0 JESÚS MARÍA 943 516 7 464 45 LA BELLEZA 591 580 89 368 8 LA PAZ 539 539 256 179 3 3.650 3.608 439 1.653 1.323 LEBRIJA PÁRAMO PIEDECUESTA PINCHOTE 606 606 51 218 70 32.059 31.063 1.098 8.832 18.304 562 502 15 162 30 PUENTE NACIONAL 1.310 1.260 150 621 424 PUERTO WILCHES 5.011 4.888 3.244 1.188 332 RIONEGRO 1.158 1.151 500 603 0 SABANA DE TORRES 4.410 4.268 1.085 1.897 1.198 276 276 112 158 0 12.544 7.645 17 695 598 SAN BENITO SAN GIL SAN VICENTE DE CHUCURÍ 3.733 3.558 1.049 2.208 285 SOCORRO 7.097 6.328 223 1.788 611 SUAITA 1.002 1.002 99 492 234 SUCRE 2.959 86 19 43 24 727 727 0 1 0 5.372 2.736 615 1.109 764 VALLE DE SAN JOSÉ VÉLEZ VILLANUEVA 1.755 1.755 79 341 78 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776 BUENAVISTA 2.244 1.619 1.268 264 0 CAIMITO 1.100 1.028 640 14 0 CHALÁN 618 514 502 4 0 COLOSÓ 1.500 1.458 543 0 0 COROZAL 12.431 12.338 6.334 5.294 406 COVEÑAS 4.500 2.700 1.388 1.109 38 EL ROBLE 1.040 1.009 584 3 0 GALERAS 2.824 2.718 1.940 671 84 LA UNIÓN 1.452 1.416 737 120 0 LOS PALMITOS 2.480 2.250 1.566 641 0 MORROA 2.300 2.100 1.398 589 37 SUCRE (23) A N E XO S página 149 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 130 0 0 6.813 130 2 6.945 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 100 % 85 % 6 0 0 2.275 57 0 2.332 58 % 48 % 15.692 9.091 5.257 105.043 1.821 41 106.905 100 % 79 % 8 0 0 1.479 16 0 1.495 35 % 18 % 725 123 9 12.746 252 4 13.002 87 % 74 % 7 0 0 1.016 14 0 1.030 80 % 47 % 70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 % 0 0 0 179 0 0 179 100 % 90 % 3 0 0 95 9 0 104 92 % 88 % 0 0 0 3.982 65 0 4.047 53 % 53 % 7.373 667 0 45.276 982 1 46.259 98 % 92 % 0 0 0 290 5 0 295 7% 7% 47.613 5.281 8.614 133.510 4.696 20 138.226 98 % 93 % 0 0 0 306 2 0 308 21 % 21 % 0 0 0 708 0 0 708 91 % 44 % 0 0 0 635 3 0 638 100 % 92 % 0 0 0 384 0 0 384 100 % 89 % 2 0 0 378 14 0 392 88 % 86 % 12.606 4.731 1.528 77.864 449 11 78.324 98 % 95 % 1.106 12 3 29.674 645 24 30.343 97 % 94 % 3 0 0 966 14 0 980 100 % 96 % 0 0 0 444 3 0 447 100 % 99 % 55 % 0 0 0 516 7 0 523 55 % 13 0 0 478 25 0 503 98 % 81 % 0 0 0 438 0 0 438 100 % 81 % 46 0 0 3.461 103 0 3.564 99 % 95 % 0 0 0 339 3 0 342 100 % 56 % 1.837 122 129 30.322 553 4 30.879 97 % 95 % 0 0 0 207 0 0 207 89 % 37 % 0 0 0 1.195 45 0 1.240 96 % 91 % 0 0 0 4.764 81 0 4.845 98 % 95 % 0 0 0 1.103 0 0 1.103 99 % 95 % 0 0 0 4.180 80 0 4.260 97 % 95 % 0 0 0 270 0 0 270 100 % 98 % 7 0 0 1.317 1 0 1.318 61 % 10 % 0 0 0 3.542 16 0 3.558 95 % 95 % 38 6 0 2.666 4 0 2.670 89 % 38 % 0 0 0 825 3 0 828 100 % 82 % 0 0 0 86 5 0 91 3% 3% 0 0 0 1 0 0 1 100 % 0% 1 0 0 2.489 0 0 2.489 51 % 46 % 0 0 0 498 1 0 499 100 % 28 % 3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 % 0 0 0 1.532 13 0 1.545 72 % 68 % 0 0 0 654 0 0 654 93 % 59 % 0 0 0 506 0 0 506 83 % 82 % 0 0 0 543 0 0 543 97 % 36 % 157 13 0 12.204 107 4 12.315 99 % 98 % 0 0 0 2.535 157 1 2.693 60 % 56 % 0 0 0 587 0 0 587 97 % 56 % 0 0 0 2.695 16 0 2.711 96 % 95 % 0 0 0 857 3 0 860 98 % 59 % 0 0 0 2.207 21 0 2.228 91 % 89 % 0 0 0 2.024 23 0 2.047 91 % 88 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 51 OVEJAS 2.625 2.270 1.390 661 PALMITO 1.035 789 741 1 0 SAMPUÉS 4.500 4.220 2.408 1.570 139 SAN BENITO ABAD 2.520 2.425 1.688 0 0 SAN JUAN DE BETULIA 2.100 2.015 1.223 745 19 SAN LUIS DE SINCÉ 7.550 6.193 4.390 1.026 398 SAN MARCOS 6.400 6.227 2.869 2.358 882 SAN ONOFRE 5.035 4.639 2.287 1.122 242 SAN PEDRO 3.271 3.112 2.341 674 44 SANTIAGO DE TOLÚ SINCELEJO TOLÚ VIEJO TOLIMA (42) 6.300 5.477 2.288 1.844 695 61.535 61.460 32.342 18.779 5.727 1.357 1.301 848 415 14 49.673 334.247 276.521 58.413 124.483 ALVARADO 1.233 1.224 271 779 4 AMBALEMA 2.151 2.134 1.040 610 77 651 651 201 220 2 ARMERO 3.296 3.296 1.452 1.412 10 CAJAMARCA 2.720 2.674 198 1.392 547 CARMEN DE APICALÁ 3.284 3.231 243 1.739 416 CASABIANCA 2.371 1.097 174 268 0 ANZOÁTEGUI CHAPARRAL 8.470 8.241 2.841 2.804 850 COELLO 1.486 1.468 403 720 38 COYAIMA 2.092 110 8 102 0 CUNDAY 1.416 1.052 237 447 8 DOLORES 1.688 1.267 221 296 22 20.828 19.102 3.900 9.121 2.975 7.015 878 225 243 1 ESPINAL FALÁN FLANDES 14.273 11.701 206 3.671 3.046 FRESNO 4.686 4.621 1.222 2.442 829 GUAMO 7.588 7.553 2.521 3.525 223 HERVEO 1.622 1.596 374 948 8 HONDA 8.129 7.062 1.774 3.714 596 IBAGUÉ 134.493 132.946 19.846 61.474 34.033 1.386 1.289 357 723 7 ICONONZO LÉRIDA 5.135 5.067 1.239 3.370 98 LÍBANO 7.389 7.299 941 4.024 1.752 MARIQUITA 8.762 8.635 3.755 3.822 495 MELGAR 9.873 9.155 1.487 3.514 2.542 MURILLO 795 626 182 186 14 2.971 2.761 799 1.230 221 ORTEGA 2.672 2.549 482 1.107 224 PALOCABILDO 4.698 1.041 191 346 113 0 NATAGAIMA PIEDRAS 1.397 1.387 692 567 PRADO 8.761 1.520 899 553 2 33.173 6.277 3.429 2.089 132 ROVIRA 2.771 2.650 1.459 625 84 SALDAÑA 3.580 3.504 1.156 1.629 131 SAN ANTONIO 1.581 1.504 487 561 113 SAN LUIS 2.562 2.547 1.048 1.346 6 SANTA ISABEL 873 814 339 287 1 SUÁREZ 598 541 173 289 0 PURIFICACIÓN VALLE DE SAN JUAN 1.221 1.203 484 554 0 VENADILLO 2.564 2.475 1.137 1.202 6 VILLAHERMOSA 1.139 1.139 182 409 46 A N E XO S página 151 COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL 0 0 0 2.102 22 0 2.124 86 % 0 0 0 742 3 0 745 76 % 72 % 56 0 0 4.173 40 2 4.215 94 % 93 % 0 0 0 1.688 0 0 1.688 96 % 67 % 0 0 0 1.987 13 0 2.000 96 % 95 % 80 % 35 0 0 5.849 52 1 5.902 82 % 77 % 0 0 0 6.109 83 2 6.194 97 % 95 % 8 0 0 3.659 25 0 3.684 92 % 73 % 0 0 0 3.059 41 1 3.101 95 % 94 % 178 0 0 5.005 137 0 5.142 87 % 79 % 2.971 445 272 60.536 774 24 61.334 100 % 98 % 0 0 0 1.277 16 3 1.296 96 % 94 % 11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 % 0 0 0 1.054 7 1 1.062 99 % 85 % 0 0 0 1.727 6 1 1.734 99 % 80 % 0 0 0 423 1 0 424 100 % 65 % 0 0 0 2.874 15 0 2.889 100 % 87 % 0 0 0 2.137 35 0 2.172 98 % 79 % 61 32 0 2.491 48 0 2.539 98 % 76 % 0 0 0 442 3 0 445 46 % 19 % 3 0 0 6.498 56 1 6.555 97 % 77 % 3 0 0 1.164 5 0 1.169 99 % 78 % 0 0 0 110 19 1 130 5% 5% 0 0 0 692 4 0 696 74 % 49 % 0 0 0 539 0 0 539 75 % 32 % 509 1 1 16.507 159 12 16.678 92 % 79 % 0 0 0 469 2 0 471 13 % 7% 2 0 0 6.925 46 1 6.972 82 % 49 % 1 0 0 4.494 43 0 4.537 99 % 96 % 10 0 0 6.279 32 1 6.312 100 % 83 % 0 0 0 1.330 10 0 1.340 98 % 82 % 97 1 0 6.182 72 1 6.255 87 % 76 % 10.586 1.621 269 127.829 1.466 43 129.338 99 % 95 % 0 0 0 1.087 17 0 1.104 93 % 78 % 0 0 0 4.707 26 0 4.733 99 % 92 % 250 0 2 6.969 77 1 7.047 99 % 94 % 45 1 0 8.118 81 3 8.202 99 % 93 % 209 166 2 7.920 189 0 8.109 93 % 80 % 0 0 0 382 7 0 389 79 % 48 % 0 0 0 2.250 6 1 2.257 93 % 76 % 0 0 0 1.813 10 0 1.823 95 % 68 % 0 0 0 650 7 0 657 22 % 14 % 0 0 0 1.259 4 0 1.263 99 % 90 % 3 0 0 1.457 13 0 1.470 17 % 17 % 1 0 0 5.651 24 0 5.675 19 % 17 % 0 0 0 2.168 6 0 2.174 96 % 78 % 82 % 5 0 0 2.921 22 0 2.943 98 % 0 0 0 1.161 5 0 1.166 95 % 73 % 0 2 0 2.402 15 0 2.417 99 % 94 % 0 0 0 627 5 0 632 93 % 72 % 0 0 0 462 2 0 464 90 % 77 % 0 0 0 1.038 7 0 1.045 99 % 85 % 0 0 0 2.345 21 1 2.367 97 % 91 % 0 0 0 637 10 0 647 100 % 56 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2014 MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL ANILLADOS 1 2 3 VILLARRICA 854 634 138 123 1 VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562 3.332 2.763 402 1.110 116 ALCALÁ ANDALUCÍA 4.910 4.910 522 3.525 62 ANSERMANUEVO 4.963 3.496 942 1.488 256 BOLÍVAR BUENAVENTURA 4.208 1.454 353 528 104 74.843 68.457 28.822 9.101 4.781 BUGALAGRANDE 5.526 3.495 838 1.563 515 CAICEDONIA 8.891 6.878 122 3.330 1.978 630.172 630.172 87.195 158.995 170.177 5.108 4.057 741 1.609 111 CANDELARIA 23.470 23.470 5.403 9.113 3.306 CARTAGO 38.085 38.085 4.453 10.345 13.319 EL CERRITO 549 CALI CALIMA 15.492 15.492 4.409 7.250 EL DOVIO 2.950 2.280 534 706 75 FLORIDA 14.824 14.824 5.804 5.067 981 GINEBRA 5.220 4.201 853 2.047 398 GUACARÍ 8.272 8.272 1.528 5.157 79 GUADALAJARA DE BUGA 34.391 34.391 5.754 14.384 5.163 JAMUNDÍ 28.035 28.035 1.876 14.091 5.593 LA UNIÓN 8.703 8.703 4.755 2.209 344 LA VICTORIA 4.161 3.049 1.179 1.426 64 OBANDO 3.791 2.652 1.011 1.021 7 PALMIRA 95.340 95.340 5.652 45.797 18.510 PRADERA 1.169 11.880 11.880 3.707 4.812 RIOFRÍO 4.064 2.115 811 651 106 ROLDANILLO 9.933 9.174 2.294 3.876 1.199 SAN PEDRO 3.867 2.376 478 1.195 364 SEVILLA 11.401 8.883 1.928 3.674 1.618 TORO 4.240 3.014 551 1.087 243 TRUJILLO 5.015 2.729 375 947 352 TULUÁ 51.962 51.962 3.949 21.106 12.098 ULLOA 1.463 1.143 230 354 43 VERSALLES 2.519 1.374 291 290 305 VIJES 2.904 2.269 143 1.152 224 YOTOCO 4.353 3.009 132 314 45 YUMBO 24.934 24.934 4.460 10.816 2.393 ZARZAL 10.335 10.335 1.530 5.995 915 Fuente: Ministerio de Minas y Energía. A N E XO S página 153 4 5 6 RESIDENCIAL CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIAL POTENCIAL EFECTIVA 0 0 0 262 2 0 264 74 % 31 % 72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 % 0 0 0 1.628 5 0 1.633 83 % 49 % 0 0 0 4.109 25 1 4.135 100 % 84 % 0 0 0 2.686 18 0 2.704 70 % 54 % 0 0 0 985 3 0 988 35 % 23 % 674 0 0 43.378 96 6 43.480 91 % 58 % 0 0 0 2.916 34 0 2.950 63 % 53 % 171 10 0 5.611 91 0 5.702 77 % 63 % 57.954 44.105 14.126 532.552 9.940 222 542.714 100 % 85 % 0 2 0 2.463 11 0 2.474 79 % 48 % 0 0 0 17.822 148 19 17.989 100 % 76 % 2.526 463 156 31.262 258 5 31.525 100 % 82 % 6 0 0 12.214 123 1 12.338 100 % 79 % 0 0 0 1.315 7 0 1.322 77 % 45 % 0 0 0 11.852 66 0 11.918 100 % 80 % 13 0 0 3.311 40 0 3.351 80 % 63 % 0 0 0 6.764 45 2 6.811 100 % 82 % 1.526 766 9 27.602 402 13 28.017 100 % 80 % 2.056 88 3 23.707 262 5 23.974 100 % 85 % 0 0 0 7.308 72 1 7.381 100 % 84 % 0 0 0 2.669 23 0 2.692 73 % 64 % 0 0 0 2.039 14 0 2.053 70 % 54 % 5.028 667 14 75.668 740 38 76.446 100 % 79 % 1 0 0 9.689 76 0 9.765 100 % 82 % 0 0 0 1.568 5 0 1.573 52 % 39 % 82 0 0 7.451 61 1 7.513 92 % 75 % 9 0 0 2.046 15 4 2.065 61 % 53 % 58 0 0 7.278 93 2 7.373 78 % 64 % 0 0 0 1.881 5 0 1.886 71 % 44 % 0 0 0 1.674 13 0 1.687 54 % 33 % 2.463 1.846 18 41.480 471 4 41.955 100 % 80 % 0 0 0 627 1 0 628 78 % 43 % 0 0 0 886 5 0 891 55 % 35 % 2 0 0 1.521 5 1 1.527 78 % 52 % 0 0 0 491 0 0 491 69 % 11 % 3 0 0 17.672 311 49 18.032 100 % 71 % 5 0 0 8.445 89 2 8.536 100 % 82 % INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS Y FA C TO R E S D E C O N V E R S I Ó N G LO SA R I O D E T É R M I N O S G LO SA R I O D E T É R M I N O S CONCEPTO CONCEPTO DESCRIPCIÓN A Aire propanado Gas perteneciente a la segunda familia de los gases combustibles con una mezcla de 60 % volumen de propano y 40 % volumen de aire. B Benchmark Comparativo que se realiza para diferentes negocios que guardan cierta similitud o dentro de un mismo tipo de negocio, para diferentes empresas. Ciclo abierto Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible, solo se da en primera fase en donde los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad. C D Ciclo combinado Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad; en la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad. Cobertura efectiva Cálculo porcentual determinado por los usuarios residenciales conectados dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos. Cobertura potencial Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados, dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos. Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales, normalmente energía eléctrica y energía térmica. Coselles Sistema diseñado para el almacenamiento de GNC a altas presiones. Déficit Fiscal El déficit fiscal se puede definir simplemente como la diferencia negativa entre los ingresos y los egresos públicos en un tiempo determinado. O sea lo que se está recaudando en términos de impuestos, retenciones, tasas y otros conceptos, es menor de lo que se gasta en programas y servicios públicos, deudas del Estado, sueldos estatales, etc. Distribución comercialización de energía eléctrica Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de energía eléctrica. Los distribuidores ejercen simultáneamente las actividades de comercialización. E EMBI + Emerging Markets Bond Index. Índice del mercado emergente basado en JP Morgan. F Fracturamiento hidráulico Proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado bajo alta presión de hasta 20.000 psi para lograr la rotura artificial de la roca reservorio con el fin de aumentar la permeabilidad y la producción. Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser calificado como gas de casquete (Libre) o gas en solución (Disuelto). Gas combustible Cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. G Gas de areniscas Tight gas Gas de lutitas Shale gas Gas in situ Estimación del volumen total de gas en el subsuelo antes de que se haya obtenido producción alguna. Incluye el gas ya descubierto y producido y estimaciones de gas que aún no se ha descubierto a través de actividades futuras de exploración. Gas metano de carbón Fuente de gas no convencional, se obtiene a partir de la extracción del metano contenido en las capas de carbón. Las técnicas para la extracción de gas proveniente de estos yacimientos no convencionales difieren de aquellas utilizadas en los yacimientos convencionales de gas natural. Gas licuado de petróleo Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente por propano y butano, extraído del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas, que se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuye principalmente en cilindros y redes urbanas. Gas natural Mezcla de gases de composición variable que se encuentra en función del yacimiento del que se extrae. Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados. Gas natural líquido Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Se almacena a -161 0C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura. Gas natural vehicular Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia. Gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales. Gasoductos dedicados Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar servicios de transporte a terceros. Gasoductos embebidos Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que se encuentra, por razones técnicas de operación, integrado a otros sistemas de transporte de propiedad de una persona natural o jurídica diferente. Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el New York Mercantile Exchange - NYMEX -. Hidratos de metano Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que son los que más abundan en estado natural. Los hidratos de metano constituyen una fuente energética alternativa de gran proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamente duplican las reservas convencionales actualmente reconocidas para los recursos energéticos fósiles. Intensidad energética Cantidad de energía necesaria para producir una unidad de producto o riqueza. Interconexión internacional Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o exportación de gas natural. Licencia ambiental Es un proceso utilizado para la planeación y administración de proyectos que asegura que las actividades humanas y económicas se ajusten a las restricciones ecológicas y de recursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clave para promover el desarrollo sostenible. OPACGNI Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad con plantas térmicas que utilicen gas natural importado. Off shore Fuera o más allá de la costa marítima. On shore Situado u ocure en tierra. Parejas de cargos regulados Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones. G Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de gas. Es el agente encargado del transporte de gas Distribución comercialización combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de de gas puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario. Además, estas empresas son comercializadores cuya actividad es el suministro de gas combustible a título oneroso. H I L O P DESCRIPCIÓN A N E XO S página 155 G LO SA R I O D E T É R M I N O S G LO SA R I O D E T É R M I N O S CONCEPTO CONCEPTO P R DESCRIPCIÓN DESCRIPCIÓN Reservas posibles Aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores. Riesgo país Hace referencia a la probabilidad de que un país, emisor de deuda, sea incapaz de responder a sus compromisos de pago de deuda, en capital e intereses, en los términos acordados. Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales utilizado como un indicador de madurez térmica. Sísmica Sistema de Transmisión Nacional (energía eléctrica). Shale oil/gas Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shale gas/oil). La característica definitoria del shale es que no tiene la suficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesario la aplicación de nuevas tecnologías. Región Caribe Incluye los departamentos de La Guajira, Atlántico, Cesar, Magdalena, Bolívar, Sucre y Córdoba. TACC Tasa de crecimiento anual compuesto, se utiliza frecuentemente para describir el crecimiento sobre un periodo de tiempo de algunos elementos del negocio. Región Orinoquía y Amazonía Incluye los departamentos de Caquetá, Casanare, Meta y Guaviare. Tasa desempleo Relación porcentual entre el número de personas desocupadas y la población económicamente activa . Región Pacífica Incluye los departamentos de Valle del Cauca, Cauca, Nariño y Chocó. Tasa empleo Relación porcentual entre la población ocupada y la población en edad de trabajar. Regional Hace referencia a un gasoducto regional, o sistema regional de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se definen como gasoductos o grupo de gasoductos del sistema nacional de transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de sistemas troncales de transporte. Tonelada equivalente de petróleo Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos. TOC Índice necesario para que un área sea prospectiva, el cual debe ser igual o superior al 2 %. Materiales orgánicos tales como fósiles de microorganismos y materia vegetal proporciona los átomos de carbono, oxígeno e hidrógeno, necesarios para crear gas natural y petróleo. Transporte de gas Actividades ejecutadas por los transportadores desde un punto de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional de transporte y que reúnen las siguientes condiciones: 1. Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte, siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y 2. Que realice la venta del servicio de transporte a cualquier agente mediante contratos de transporte. Transmisión Transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión. Troncal Hace referencia a un gasoducto troncal o sistema troncal de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se define como gasoducto o grupo de gasoductos de un sistema de transporte, diámetros iguales o superiores a 16". Usuarios anillados Usuarios que técnicamente están habilitados para conectarse al servicio de gas natural, en caso de que así lo deseen. Usuarios conectados Usuarios que adquirieron los derechos de conexión frente al distribuidor de gas. Usuarios potenciales Usuarios que reporta el Ministerio de Minas y Energía con base en el catastro del municipio o la localidad, en algunos casos no corresponde a fuente oficial. De igual manera, en el reporte se ajustó la información publicada por Minminas, teniendo en cuenta que los usuarios potenciales deben ser iguales o superiores a los usuarios anillados y conectados. Yacimientos convencionales Yacimientos que pueden ejecutarse o ser producidos a tasas económicas de flujo, lo cual podrá llevar a la producción de ciertos volúmenes económicos de hidrocarburos. Yacimientos no convencionales Todos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de estimación, fracturamiento y recuperación. Pie cúbico Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1.000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura. Pozos A3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada. Población activa Sumatoria de la población ocupada más la población desempleada. Población en edad de trabajar Personas ocupadas más personas desempleadas mayores de 16 años, o la población activa mayor de 16 años. Población inactiva Personas que no tienen trabajo y tampoco lo están buscando. Población ocupada Personas con empleo. Recursos Los recursos minerales son una concentración u ocurrencia de material de interés económico intrínseco en o sobre la corteza de la tierra en forma y cantidad en que haya probabilidades razonables de una eventual extracción económica. Región Andina Incluye a Bogotá, los departamentos de Antioquia, Arauca, Boyacá, Cundinamarca, Huila, Risaralda, Quindío, Caldas, Santander, Norte de Santander y Tolima. Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada. Reservas probadas Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad por parte de la ANH a través de actos administrativos. Reservas probadas desarrolladas Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes. Reservas probadas no desarrolladas Volúmenes que se espera recuperar, bien a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, o por la profundización de pozos existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de nuevas tecnologías. Reservas no probadas Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas como probadas. Reservas probables Aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 % de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables. R S T U Y INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS CONCEPTO CONCEPTO A B C D E Descripción Descripción Acipet Asociación Colombiana de Ingeniería de Petróleos FECF Fondo Especial Cuota de Fomento AIE Agencia Internacional de Energía FEN Financiera Eléctrica Nacional ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos FERC Federal Energy Regulatory Commission ANI Agencia Nacional de Infraestructura FMI Fondo Monetario Internacional ANLA Autoridad Nacional de Licencias Ambientales FNR Fondo Nacional de Regalías AOM Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento FOB Free on Board ASE Áreas de Servicio Exclusivo FSSRI Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos ASNE Áreas de Servicio No Exclusivo Funseam Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental bl Barril Gasur Gases del Sur de Santander BEO Boletín Electrónico de Operaciones Gbtud Giga british thermal unit per day Bm3 Billones de metros cúbicos gal Galón BP British Petroleum GOES Gas Original en Sitio Btu British thermal unit g/GJ Gramo contaminante por gigajoules de combustible consumido CBM Coal Bed Methane GLP Gas Licuado de Petróleo CCO Complejo Criogénico de Occidente GNC Gas Natural Comprimido CDP Capacidad Disponible Primaria GN Gas Natural Cenac Centro de Estudios de la Construcción y el Desarrollo Urbano Regional GNI Gas Natural Importado Cepal Comisión Económica para América Latina y el Caribe Gpc Giga pie cúbico CFE Comisión Federal de Energía GNL Gas Natural Licuado (Liquid Natural Gas) CFI Corporación Financiera Internacional GNV o GNCV Gas Natural Vehicular CI Costo de interrupción del servicio de gas Gasoriente Gas Natural del Oriente CIF Cost Insurance and Freight Gastol Gasoducto del Tolima CMMI Council of Mining and Metallurgical Institutions Gpcd Giga pie cúbico diario CNE Comisión Nacional de Energía GWh Gigawatts hora CNO Consejo Nacional de Operación ha Hectárea CO2 Dióxido de carbono hp Horses Power (Caballos de Fuerza) COGB Centro de Operaciones del Gasoducto Ballena - Barrancabermeja IANGV International Association for Natural Gas Vehicles Conpes Consejo Nacional de Política Económica y Social IEA International Energy Agency CPC Centro Principal de Control IED Inversión Extranjera Directa en Colombia CRE Comisión de Regulación de Energía IGAC Instituto Geográfico Agustín Codazzi CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas IGCC Integrated Gasification Combined Cycle Cte. Corriente In Inch (pulgada) CTL Coal To Liquid INEI Instituto Nacional de Estadística e Informática de Perú DAFP Departamento Administrativo de la Función Pública IO Índice de Odorización DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas IPC Índice de Precios al Consumidor DEA Data Envolvement Analysis (Análisis Envolvente de Datos) IPLI Índice de Presión en Líneas Individuales DES Duración Equivalente de Interrupción del Servicio IPM Índice de Precios al por Mayor DNP Departamento Nacional de Planeación IPP Índice de Precios al Productor DTF Depósito a término fijo IRST Índice de Respuesta a Servicio Técnico Dt Cargo de distribución ISA Interconexión Eléctrica SA EA Efectivo anual IVA Impuesto al Valor Agregado Ecogas Empresa Colombiana de Gas JNT Junta Nacional de Tarifas Ecopetrol Empresa Colombiana de Petróleos km Kilómetro/kilómetros EDS Estaciones de servicio KNOC Korea National Oil Corporation EEB Empresa de Energía de Bogotá Kpc Mil pies cúbicos EIA Energy Information Administration (USA) Kst Cargo de ajuste a la fórmula tarifaria E&P Contratos de exploración y producción de la ANH kV Kilovoltios EMBI + Emerging Markets Bond Index kWh Kilovatios hora ENAP Empresa Nacional del Petróleo l Litro/litros Enerca Empresa de Energía de Casanare m2 Metros cuadrados EPM Empresas Públicas de Medellín m3 Metros cúbicos ESMAP Energy Sector Management Assistance Program Mb Millones de barriles ESP Empresa de Servicios Públicos Mbd Miles de barriles por día EUA Estados Unidos de América Mbtu Millones de unidades térmicas británicas MCIT Ministerio de Comercio, Industria y Turismo F G H I J K L M A N E XO S página 157 A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS CONCEPTO CONCEPTO M N O P R Descripción Descripción $000 Miles de pesos colombianos SDL Sistema de Distribución Local $MM Millones de pesos colombianos Servigas Servicios Públicos y Gas Mbep Millones de barriles equivalentes de petróleo SENER Secretaría de Energía de México Mha Millones de hectáreas SGR Sistema General de Regalías SIC Superintendencia de Industria y Comercio SIN Sistema Interconectado Nacional SNG Syntetic Natural Gas (Gas Natural Sintético) SNT Sistema Nacional de Transporte SRT Sistema Regional de Transporte SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios STM Sistema de Transporte Masivo STTMP Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros STN Sistema de Transmisión Nacional (Energía Eléctrica) STT Sistema Troncal de Transporte SUI Sistema Único de Información Surgas Surcolombiana de Gas Surtigas Surtidora de Gas del Caribe TACC Tasa de Crecimiento Anual Compuesto TA Trimestre Anticipado TEA Contratos de Evaluación Técnica de la ANH Tep Tonelada equivalente de petróleo TGI Transportadora de Gas Internacional THT Tetra Hidro Tiofeno Tkc Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad Tkv Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen TOC Total Organic Carbon t Tonelada Tpc Tera pies cúbicos Trim Trimestre TRM Tasa Representativa del Mercado TSO Operador del Sistema de Transporte UPME Unidad de Planeación Minero Energética USA United States of America US$ Dólares US$ MM Millones de dólares VIM Valle Inferior del Magdalena VMM Valle Medio del Magdalena VSM Valle Superior del Magdalena WACC Weighted Average Cost of Capital WTI West Texas Intermediate Minminas o MME Ministerio de Minas y Energía Ml Millones de litros mm Milímetros Mm3 Millón de metros cúbicos Mm3d Millones de metros cúbicos por día Mpcd Millón de pies cúbicos diarios MRV Mercados Relevantes Virtuales Mst Cargo promedio máximo por unidad Mtep Millones de toneladas equivalentes de petróleo m Metro/Metros mv Mes vencido MWh Megavatios hora MW Megavatios Naturgas Asociación Colombiana de Gas Natural NBP National Balancing Point NEV New Energy Vehicles NGV Natural Gas Vehicles NSU Nivel de Satisfacción del Usuario NTC Norma Técnica Colombiana # Número NYMEX New York Mercantile Exchange OCG Opción de Compra de Gas OEF Obligaciones de Energía Firme OIT Organización Internacional del Trabajo OPACGNI Opción para participar en las asignaciones del cargo por confiabilidad con plantas o unidades térmicas que utilicen gas natural importado. Osinergmin Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú OR Operador de Red PAC Programa Anual de Caja Pcd Pie cúbico día PDOF Producción Disponible para Ofertar en Firme PDVSA Petróleos de Venezuela SA Pecsa Peruana de Combustibles SA Pemex Petróleos Mexicanos PEN Plan Energético Nacional PGN Presupuesto General de la Nación PIB Producto Interno Bruto PNG Pressurised Natural Gas (Gas Natural Presurizado) PNI Programa de Nuevas Inversiones PPI Producer Price Index PQR Peticiones, Quejas y Reclamos PwC Price Waterhouse Coopers Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales RSC Responsabilidad Social Corporativa R/P Relación reservas/producción RSE Responsabilidad Social Empresarial RTR Recursos Técnicamente Recuperables RUT Reglamento Único de Transporte S T U V W INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 FAC TO R E S DE CO NVE RS IÓ N FACTO RES DE CON VE RSIÓN UNIDADES DE VOLUMEN Metro cúbico - m3 6,2898104 Metro cúbico - m3 264,28 Metro cúbico - m3 1.000 Metro cúbico - m3 35,31467 Metro cúbico - m3 61.024 Metro cúbico - m3 1,308 E NT R E COMB U S TIB LE S UNIDADES DE MASA Barriles - bl Kilogramo - kg 2 Libras - lb Galones - gal Kilogramo - kg 0,001 Toneladas - t Litros - l Kilogramo - kg 35,274 Onzas - oz UNIDAD British Thermal Unit - Btu 252 Calorías - cal Yardas cúbicas - yd3 British Thermal Unit - Btu 1.055,06 Joules - J British Thermal Unit - Btu 0,000000025 Tonelada de Petróleo - tep British Thermal Unit - Btu 0,293072222 Gas natural 35,31 Tonelada Bagazo 452.000,00 Metro cúbico - m3 Biogás 18,00 Tonelada Carbón 30,40 Tonelada Coque de carbón 32,40 Tonelada Diésel 434.000,00 Kilovatio hora - kWh Electricidad 3,44 Tonelada Fuel oil 408.000,00 Galón GLP 93,57 Tonelada Gasolina de motor 452.000,00 Watt hora - W h PREFIJ O S DECIM A LE S FACTOR DE MULTIPLICACIÓN PREFIJO SÍMBOLO Peta 10 15 P Tera 10 12 T Giga 10 9 G Mega 10 6 M Kilo 10 3 K Billones 10 9 B PODER CALORÍFICO Mbtu (,) Metro cúbico - m3 UNIDADES DE ENERGÍA Pies cúbicos - pc Pulgadas cúbicas - in3 COMBUSTIBLE Metro cúbico - m3 Leña 5,66 Tonelada Queroseno 441.200,00 (*) Se basa en supuestos de contenido energético. Directorio sectorial D I R E C TO R I O I N T E R N AC I O N A L EMPRESA Asociación Brasileña de Empresas Distribuidoras de Gas -ABEGAS- CIUDAD PAÍS Rio de Janeiro Agencia Reguladora de EnergÍa y Saneamiento Básico de Río de Janeiro Rio de Janeiro -AGENERSA - A C E G I M O S DIRECCIÓN TELÉFONO Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - CEP: 20050-005 (21) - 3970-1001 Brasil Av. Treze de Maio, #23 (Edifício Dark) - Centro RJ - CEP 20031-902 (21) - 2332-6469 Agencia de Hidrocarburos Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - 20031-201 (21) - 3804-0000 Agencia Nacional de Energía Eléctrica -ANEEL- Brasilia Brasil SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar (55) - 61-21928714 Agencia Nacional de Petróleo -ANP- Rio de Janeiro Brasil Avenida Río Branco #65-13 (55) - 21-21128370 Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329634 Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos San José Costa Rica Apdo. 936 - 1000 - Sabana Sur (506) - 2200102 Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -ANSP- Panamá Panamá Vía España, Edificio Office Park (507) - 5084624 Cálidda Lima Perú Calle Morelli 150, C.C La Rambla – Torre 2, San Borja (51) - 1 - 6149000 Comisión Nacional de Energía -CNE- Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329618 Comisión Reguladora de Energía -CRE- México D. F. México Av. Horacio 1750, Colonia Los Morales (52) - 55 - 52831550 Enargas Buenos Aires Argentina Suipacha #636 (54) -11- 43252500 Energy Information Administration Washington Estados Unidos National Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585 (1) -202/586 - 0727 Gases del PacÍfico Lima Perú Calle Las Orquídeas 5-85 San Isidro, Edificio Fibra (51) 1 - 2012030 International Asociation for Gas Natural Vehicles Auckland Nueva Zelanda PO Box 128446, Remuera, Auckland (64) - 9 - 523 3567 (502) - 24424999 Ministerio de Energía y Minas Guatemala Guatemala Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas Ministerio de Industria, Energía y Minería Montevideo Uruguay Paysandú s/n esq. Av. Libertador Brig Gral Lavalleja (598) - 2 - 9008533 Olade Quito Ecuador Av. Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y (593) - 2 - 2598-122 Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERG- Lima Perú Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar SIGET San Salvador El Salvador 6ª 10ª Calle Poniente y 37 (503) - 22574412 Superintendencia de Competencia San Salvador El Salvador Edificio Madreselva 1er nivel (503) - 25236600 (51) - 1 - 2193409 Superintendencia de Electricidad La Paz Bolivia Av. 16 de Julio (El Prado) 1571 (591) - 2 - 2312401 Superintendencia de Hidrocarburos La Paz Bolivia La Paz, BolÍvia Correo Central (591) - 2 - 2434000 A N E XO S página 159 D I R E C TO R I O N AC I O N A L EMPRESA CIUDAD DIRECCIÓN TELÉFONOS PÁGINA WEB EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Alcanos de Colombia Neiva Carrera 9 #7-25 (578) 8714416 www.alcanosesp.com EPM Medellín Carrera 58 #42-125 Piso 12 (574) 83808080 www.epm.com.co Espigas Moniquirá Calle 17 #5-46 (578) 7280742 www.espigas.net Caldas Manizales Av. Kevin Angel #70-70 (576) 8982323 www.efigas.com.co Quindío Armenia Calle 15 norte #12-34 (5767) 7378000 Risaralda Pereira Av. 30 de Agosto #32B-41 (576) 3391430 Efigas Gases de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 #22-46 (577) 6228145 - 6228587 [email protected] Gases del Caribe Barranquilla Carrera 54 #59-144 (575) 3306000 - 3612499 www.gasesdelcaribe.com Gases del Cusiana Yopal Carrera 20 #18-66 (578) 6357951 [email protected] Gases de La Guajira Riohacha Carrera 15 #14 C-33 (575) 7273464 - 7273343 [email protected] Gases de Occidente Cali Centro comercial Chipichape Bodega 2, Piso 3 (572) 4187300 - 6847300 [email protected] Gases del Oriente Cúcuta Avenida 0 #6-06 (5775) 5752545 [email protected] Gas Natural Bogotá Calle 71 A #5-38 (571) 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.co Gas Natural Cundiboyacense Bogotá Carrera 10 #9-08 (571) 8637966 EXT 116 [email protected] Gas Natural del Cesar Bucaramanga Carrera 37 #37-27 (5776) 6437862 - 6437148 www.gasnacer.com Gasoriente Bucaramanga Diagonal 13 #60 A-54 (5776) 6443888 - 6443382 [email protected] Llanogas Villavicencio Calle 47 A #30-08 (578) 6643030 [email protected] Madigas Acacías - Meta Carrera 23 #18-24 (578) 6569555 www.madigas.com.co Metrogas Floridablanca Centro Comercial Cañaveral Local 165 (577) 6384526 - 6384935 [email protected] Promesa Bucaramanga Calle 51 #23-62 (5776) 6477302 - 6478307 [email protected] Surtigas Cartagena Calle 31 #47-30 (575) 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co BP Exploration Company Colombia Ltd. Bogotá Carrera 9A #99-02 Piso 7 (571) 6284000 www.bogota.cpweb.bp.com Canacol Energy Colombia SA Bogotá Calle 113 #7-45 Torre B Of 1501 (571) 6211747 www.canacolenergy.com Chevron Texaco Petroleum Company Bogotá Calle 100 #7A-81 (571) 6107366 - (571) 2578400 www.texaco.com Empresa Colombiana de Petróleos SA Bogotá Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 - (571) 2880071 www.ecopetrol.com.co Equion Energia Ltd. Bogotá Carrera 9 A #99-02 Piso 7 (571) 6284700 www.equion-energia.com Geoproduction Oil & Gas Company of Colombia Bogotá Calle 98 #22-64 Of 507 (571) 6360723 www.geoproduction.com Hocol SA Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre A Piso 2 (571) 3174405 - (571) 3174404 www.hocol.com.co Interoil Colombia E & P Bogotá Carrera 7 #114-43 Of 1202 (571) 6205450 www.interoil.com.co Mercantile Colombia Oil And Gas Bogotá Avenida 7 #115-60 Zona F Of 506 (571) 6121464 - (571) 2145433 [email protected] Pacific Stratus Energy Colombia Bogotá Calle 99 #9A-54 Torre 3 Of 1402 (571) 6283970 www.pacificrubiales.com.co Perenco Colombia Ltda Bogotá Carrera 7 #71-52 Torre A Piso 12 (571) 3264800 www.perenco.com Petrobras Colombia Limited Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre B Piso 17 (571) 3135000 - (571) 3135087 www.ecopetrol.com.co Petróleos del Norte SA Bogotá Av. Calle 127 #6a-76 Of 503 (571) 16279621 www.petronor.com Petrosantander (Colombia) Inc. Bogotá Calle 70 #7-60 Of 601 (571) 3451766 www.petrosantander.com.co Unión Temporal Omega Energy Bogotá Carrera 9 #113-52 Edificio Torres Unidas 2, Pisos 9 y 21. (571) 7423338 www.omegaenergy.co Floridablanca Calle 31A #26-15, Of 711 Centro Empresarial La Florida Cañaveral (577) 6782165 http://coinogas.com Progasur Neiva Calle 7 #8-79, Edificio Centro Empresarial del Huila Local 3 (578) 8714416 EXT 136, (578) 8710632 www.progasur.com.co Promigas Barranquilla Calle 66 #67-123 (575) 3713444 - 3713555 www.promigas.com.co TGI Bucaramanga Carrera 34 #41-51 (5776) 6320002 www.tgi.com.co Transcogas Bogotá Calle 71 #11-10 Of 204 (571) 6090187 www.transcogas.com.co Transmetano Medellín Calle 29 #41-105, Edificio S.O.H.O. Of 901 (574) 4447072 - 3317473 www.transmetano.com.co Transoccidente Cali Calle 64 N #5 BN-146 Of 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.co Transoriente Bucaramanga Carrera 27 #36-14 (5776) 6347177 - 6347234 www.transoriente.com.co Bogotá Av. Calle 26 #59-65 Piso 2 (57+1) 593 17 17 www.anh.gov.co Agencia Nacional de Infraestructura Bogotá Calle 24 A #59-42 Edificio T3 Torre 4 Piso 2. Ciudadela Empresarial Sarmiento Angulo. (571) 3791720 www.ani.gov.co Banco de la República Bogotá Entrada principal: carrera 7 #14-78 (571) 343 1111 www.banrep.gov.co CREG Bogotá Av. Calle 116 #7-15. Edifico Cusezar Int. 2 Of. 901 (571) 6032020 - 018000512734 www.creg.gov.co DANE Bogotá Carrera 59 #26-70 Interior I - CAN (571) 5978300 - (571) 5978399 www.dane.gov.co Ministerio de Minas y Energía Bogotá Calle 43 #57-31 CAN (571) 220 0300 www.minminas.gov.co Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios Bogotá Carrera 18 #84-35 Piso 4 (571) - 6913005 www.superservicios.gov.co Unidad de Planeación Minero Energética Bogotá Calle 26 #69D-91 Piso 9, Edificio Arrecife Torre 1 018000911729 - (571) 2220601 www.upme.gov.co CNO Gas Bogotá Avenida El Dorado #68 C-61, Of 532 (571) 6121464 - (571) 2145433 www.cnogas.org.co Corficolombia Bogotá Carrera 13 #26-45 Piso 8 018000522238 - (571) 286 33 00 www.corficolombiana.com Ecopetrol Bogotá Edificio Principal Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 www.ecopetrol.com.co Gazel Bogotá Carrera 7 #75-51 (571) 3175353 www.terpel.com/en/homeProductos-y-Servicios/Industria-GNV Naturgas Bogotá Calle 72 #10-70 Torre A Of 705 (571) 2124543 - (571) 2170713 www.naturgas.com.co EMPRESAS PRODUCTORAS E M P R E S A S T R A N S P O R TA D O R A S Coinogas E N T I D A D E S G U B E R N A M E N TA L E S Agencia Nacional de Hidrocarburos OTRAS ENTIDADES BIBLIOGRAFÍA INFORME DEL SECTOR GAS NATURAL 2014 D O C U M E N TO S CONCEPTO Descripción Alcanos de Colombia. 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