Informe Del Sector Gas Natural 2014

I N F O R M E D E L S E C T O

R G A S N A T U R A L 2 0 1 4

C O N T E N I D O

página 05

I N T R O D U C C I Ó N

página 09 página 19 página 27 página 43R E S U M E N C O N T E X TO E S TA D Í S T I C A S G A S N AT U R A L

E J E C U T I VO E C O N Ó M I C O I N T E R N A C I O N A L E S E N C O LO M B I A

D E L G A S N AT U R A L28 CANASTA ENERGÉTICA 44 CIFRAS DEL SECTOR

29 RESERVAS 44 Exploración y reservas

30 PRODUCCIÓN 53 Producción y suministro

31 CONSUMO 57 Transporte de gas por redes

32 PRECIOS INTERNACIONALES 59 Distribución y comercialización

33 GAS NATURAL VEHICULAR 79 ESTUDIOS UPME

35 COMERCIO DE GNL 79 Balance de gas 2015–2023

36 CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA 83 Plan energético nacional Colombia:

40 CIFRAS NORTEAMÉRICA Ideario energético 2050

89 CIFRAS FINANCIERAS

DE LAS EMPRESAS

90 Cifras consolidadas

91 Distribuidoras de gas natural

97 Transportadoras de gas natural

página 101 página 117 página 161

B I B L I O G R A F Í AT E M ÁT I C A S R E L E VA N T E S A N E XO S

Y D E A C T UA L I D A D

PA R A E L S E C TO R

102 PRECIOS DEL GAS NATURAL 118 ACTUALIDAD REGULATORIA 2014-2015102 Contexto 122 Normatividad Minminas

103 Marco regulatorio 123 Normatividad CREG

107 Evolución de precios en boca de pozo 128 DETALLE DE LA COBERTURA NACIONAL

109 REGULACIÓN AMBIENTAL PARA 154 GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS

INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE Y FACTORES DE CONVERSIÓN

109 Normatividad ambiental aplicable al sector 158 DIRECTORIO SECTORIAL

110 Aspectos relevantes de la licencia ambiental

110 Otros estudios conexos a la licencia ambiental

112 Requerimientos y periodos teóricos en el trámite

de licencia ambiental y conexos

114 Impacto de trámites ambientales en

proyectos de infraestructura de gas

I N T R O D U C C I Ó N

En este documento Promigas ofrece su décima sexta versión del Informe del sector Gas Natural,

versión 2014 en este caso, con el que da continuidad a la tarea prioritaria de todos estos años de

preparar un consolidado anual de la información actualizada de los avances durante el último año,

así como la investigación y el estudio de aspectos de interés general para aportar y propender por la

mejora de temas considerados complejos y que a pesar de los esfuerzos institucionales

y privados pudieran haber generado afectaciones al sector.

El informe se inicia con un Resumen ejecutivo que facilita el entendimiento general de los

principales indicadores cuantitativos más representativos del gas natural en Colombia

y continúa con el desarrollo de cuatro capítulos y sus anexos de soporte.

El primer capítulo, Contexto económico, incluye las variables macroeconómicas que se

consideran influyen en el direccionamiento del sector, algunas de forma directa y otras son

indicadores que reflejan el resultado de la economía nacional.

Las Estadísticas internacionales del gas natural, se ilustran en el segundo capítulo como un referente

indispensable para establecer comparativos de magnitud y evolución de las cifras nacionales.

Gas natural en Colombia, es el tercer capítulo conformado por dos secciones. La primera, contiene las

Cifras del sector en toda la cadena del gas natural: exploración y reservas; producción y suministro;

transporte; distribución y comercialización, e incluye al final los avances del GNL en Colombia.

La segunda, permite dimensionar la visión de futuro del sector con base en dos Estudios UPME

emitidos en el primer semestre de 2015 “Balance de gas 2015-2023” y el “Ideario energético 2050”.

Con el cuarto y último capítulo se pretende institucionalizar en el informe el desarrollo de las Temáticas

relevantes y de actualidad para el sector, con dos secciones especiales: la primera es el Precio del gas

natural, por toda la importancia que tiene para el sector la entrada en vigencia de la regulación del

precio de suministro, el cual representa un porcentaje significativo en la tarifa a usuario final, lo que

genera la necesidad de análisis del impacto en la competitividad del gas natural frente a energéticos

sustitutos. Una segunda temática que ha suscitado las opiniones de alerta del gremio y

consecuentemente el interés por la comprensión de su alcance, es el proceso de gestión requerido por

la Regulación ambiental, específicamente para la obtención de licencias ambientales en la

construcción de infraestructuras de transporte de gas natural.

R E S U M E NE J E C U T I V O

INFORME DEL SECTOR GAS

NATURAL 2014

C O N T E X T O E C O N Ó M I C O

ECONOMÍA DE COLOMBIA

CONCEPTO 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

CRECIMIENTO DEL PIB 4,0 4,0 4,6 BALANZA COMERCIAL - US$MM (772) 1.014 (9.234) INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA - US$MM 6.430 15.039 16.054 DEUDA EXTERNA - US$MM 64.738 78.763 101.231 TRM FIN DE AÑO $/US$ 1.914 1.768 2.392 _

_DEVALUACIÓN (6,4 %) (9,0 %) 24,2 %

VARIACIÓN IPC - FIN DE AÑO 3,2 % 2,4 % 3,7 % _ VARIACIÓN IPP - FIN DE AÑO 4,4 % (3,0 %) 6,3 %

DTF EA - FIN DE AÑO 3,5 % 5,2 % 4,4 % TASA DESEMPLEO 11,3 % 10,2 % 9,1 % _ EMBI+ (RIESGO PAÍS) 172 112 192

Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda.

CALIFICACIÓN CREDITICIA

LATINOAMERICANA

AÑO 2014

PUESTO # PAÍS PUNTAJE

GRADO DE INVERSIÓN

1 CHILE Aa3

2 MÉXICO A3

3 PERÚ A3

4 BRASIL Baa2

5 PANAMÁ Baa2

6 COLOMBIA Baa2

7 URUGUAY Baa2

GRADO DE ESPECULACIÓN

8 COSTA RICA Ba1

9 GUATEMALA Ba1

10 PARAGUAY Ba1

11 EL SALVADOR Ba3

12 BOLIVIA Ba3

13 REPÚBLICA DOMINICANA B1

14 HONDURAS B3

15 NICARAGUA B3

16 ECUADOR B3

17 ARGENTINA Caa1

18 CUBA Caa2

19 VENEZUELA Caa3

EMBI+ (riesgo país) Latinoamérica-20142.649

624

299 205 192 188 187 171

Venezuela Argentina Brasil Uruguay Colombia México Panamá Perú

Fuente: página web www.ambito.com

Fuente: Moody’s.

RESUMEN EJECUTIVO

página 11

C I F R A S I N T E R N A C I O N A L E S

CIFRAS DEL SECTOR GAS EN EL MUNDO

REGIÓN 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

R E S E R VA S P R O B A D A S - Tp c

ORIENTE MEDIO 2.777 2.814 2.819

EUROPA Y EURASIA 1.771 2.027 2.049

ASIA PACÍFICO 515 532 539

ÁFRICA 514 510 500 _

NORTEAMÉRICA 387 392 429

SUR Y CENTROAMÉRICA 266 271 271

_

P R O D U C C I Ó N - G p c d

EUROPA Y EURASIA 99 99 97

NORTEAMÉRICA 79 86 92

ORIENTE MEDIO 47 55 58

ASIA PACÍFICO 48 49 51

ÁFRICA 21 21 20

SUR Y CENTROAMÉRICA 16 17 17

_

__

C O N S U M O - B I L L O N E S D E m 3

EUROPA Y EURASIA 108 104 98 NORTEAMÉRICA 82 87 92 ASIA PACÍFICO 55 62 66 ORIENTE MEDIO 38 42 45 _ SUR Y CENTROAMÉRICA 14 16 16

ÁFRICA 10 12 12 _

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.

Participación por región en las cifras mundiales - año 2014

Oriente Medio

43 % Europa y Eurasia

Asia Pacífico31 % África 29 % 27 %

Norteamérica

Sur y Centroamérica 17 %

15 %

8 % 8 % 6 % 6 % 5 %

4 %

Reservas-Tpc Producción-Gpcd



NATURAL 2014

CONSUMO ENERGÉTICO -Mtep

FUENTES DE ENERGÍA 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

M U N D I A L

PETRÓLEO 4.042 4.133 4.211 CARBÓN 3.611 3.799 3.882 GAS NATURAL 2.880 3.018 3.066 HIDROELECTRICIDAD 784 834 879 _ ENERGÍA NUCLEAR 626 560 574

RENOVABLES 168 243 317 N O R T E A M É R I C A

PETRÓLEO 1.040 1.013 1.024 GAS NATURAL 770 820 866 _ CARBÓN 567 472 489

ENERGÍA NUCLEAR 214 207 216 _HIDROELECTRICIDAD 147 156 154 _RENOVABLES 45 58 74

S U R Y C E N T R O A M É R I C A

PETRÓLEO 286 304 327

_ HIDROELECTRICIDAD 159 165 155

GAS NATURAL 134 146 153 CARBÓN 27 30 32 RENOVABLES 11 15 22 _ ENERGÍA NUCLEAR 5 5 5


Promedio de precios internacionales de combustibles

4,4 4,4 83,2

76,994,1

93,366,2

2,8

79,5

2010 2012 2014 2010 2012 2014 2010 2012 2014

Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu Petróleo WTI - US$/bl Carbón 11.300 Btu - US$/t

Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts.

RESUMEN EJECUTIVO

página 13

C I F R A S D E C O L O M B I A

CIFRAS DEL SECTOR GAS EN COLOMBIA


E X P L O R A C I Ó N

POZOS A3 112 131 113 SÍSMICA - km EQUIVALENTES 25.973 18.259 40.499

R E S E R VA S T O TA L E S - G p c

PROBADAS 5.405 5.720 4.759 PROBABLES Y POSIBLES 1.653 1.310 1.156

P R O D U C C I Ó N - G p c

LLANOS ORIENTALES 818 775 684 LA GUAJIRA 251 220 187 _VALLE DEL MAGDALENA 68 78 74

PUTUMAYO 4 6 8 _ CATATUMBO 2 2 2

CUENCAS MENORES 0 2 3 _S U M I N I S T R O - M p c d

LLANOS ORIENTALES 232 377 525 _ LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 525 417 447LA CRECIENTE 59 62 58 _GIBRALTAR 0 27 31 OTROS 54 57 46 LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN 156 186 85

T R A N S P O R T E

KILÓMETROS DE GASODUCTOS 7.643 7.7027.356

EMPRESAS TRANSPORTADORAS 7 7 7

GAS TRANSPORTADO - Mpcd 915 895 1.028

Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME.

_


NATURAL 2014

CIFRAS DEL SECTOR GAS EN COLOMBIA


D I S T R I B U C I Ó N

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 28 3428

MUNICIPIOS ATENDIDOS 425 512 645

C O N S U M O R E G I Ó N - M p c d

COSTA CARIBE 390 337 429

INTERIOR DEL PAÍS 471 519 578

C O N S U M O S E C T O R - M p c d

REGULADO 179 194 189

NO REGULADO 682 662 818

C O N S U M O S E C T O R R E G U L A D O - M p c d

RESIDENCIAL 112 126 124

NO RESIDENCIAL 67 68 65

N Ú M E R O D E U S U A R I O S

_

__

RESIDENCIALES 5.665.394 6.569.840 7.600.805 NO RESIDENCIALES 102.548 123.983 143.784

G N V

VEHÍCULOS 439.907 510.325324.515

ESTACIONES DE SERVICIO 637 692 716

C O N S U M O D E G N V - M p c d

COSTA CARIBE 16 15 35

INTERIOR DEL PAÍS 56 48 62

Fuente: Acipet, ANH, Concentra, Ecopetrol, empresas del sector, Ministerio de Minas y Energía, SUI, UPME.

TARIFA PROMEDIO A USUARIO FINAL $000/factura-mes

SECTOR 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCESCOMERCIAL (300 m3) 311 352 _240

_INDUSTRIAL REGULADO (25.000 m3) 19.902 24.682 28.713INDUSTRIAL NO REGULADO (300.000 m3) _175.002 191.397 220.955

Fuente: CREG.

RESUMEN EJECUTIVO

página 15

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

Primer semestre Segundo semestre

6,52 6,32 6,90 6,42

5,80 6,04

4,27 4,55

3,89 4,00

Liberado Liberado

2010 2012 2014 2010 2012 2014

La Guajira Opón

Fuente: Ecopetrol.

Tarifa promedio a usuario final regulado $/factura - mes (20 m3) Precio del GNV - $/m3

1.698 1.774

28.623 1.59925.038 1.397 1.487

23.852 1.411

17.654 20.866 985

16.780885

77210.712

7.245 9.277

2010 2012 2014 2010 2012 2014

Residencial estrato 1 MáximoResidencial estrato 4 MínimoResidencial estrato 6 Promedio

Fuente: SUI. Fuente: Gazel, UPME.


NATURAL 2014

C I F R A S F I N A N C I E R A S

CONSOLIDADO CIFRAS FINANCIERAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS

BALANCE GENERAL 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

A C T I V O

DISTRIBUIDORAS 6.223.050 6.900.0024.940.600

TRANSPORTADORAS 6.906.428 8.452.597 9.652.834

P A S I V O

DISTRIBUIDORAS 2.030.222 2.788.604 3.703.967 TRANSPORTADORAS 3.938.831 3.956.811 5.135.968

P AT R I M O N I O

DISTRIBUIDORAS 3.434.447 3.196.0352.910.379

TRANSPORTADORAS 2.967.597 4.495.785 4.516.866

_

Fuente: SUI.

Estructura del balanceSector gas - año 2014

Distribuidoras Transportadoras5 %

24 % 20 % 11 %

48 %

89 %

76 % 34 %

46 % 47 %

Activo corriente Pasivo corriente Patrimonio netoActivo no corriente Pasivo no corriente

Fuente: SUI.

RESUMEN EJECUTIVO

página 17

CONSOLIDADO CIFRAS FINANCIERAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS

ESTADO DE RESULTADOS 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

I N G R E S O O P E R A C I O N A L

DISTRIBUIDORAS 3.239.884 4.301.986 4.830.347

TRANSPORTADORAS 876.547 1.059.631 1.532.771

U T I L I D A D O P E R A C I O N A L

DISTRIBUIDORAS 508.612 477.266 529.621

TRANSPORTADORAS 274.832 451.640 788.208

_

U T I L I D A D N E TA

DISTRIBUIDORAS 621.109 642.824 582.004 TRANSPORTADORAS 357.185 509.317 326.133

Fuente: SUI.

Indicadores financierosSector gas - año 2014

51 % 54 % 53 %

Distribuidoras

Transportadoras21 %

11 % 12 %

Margen operacional Margen neto Endeudamiento Fuente: SUI.

Rentabilidad

Del activo Del patrimonio

21 %

Distribuidoras 19 % 18 %

Transportadoras12 % 11 %

10 % 8 % 8 % 7 %8 %

4 % 5 %

2010 2012 2014 2010 2012 2014

Fuente: SUI.

C O N T E X T OE C O N Ó M I C O


NATURAL 2014

PRODUCTO INTERNO BRUTO COLOMBIANO - VARIACIÓN ANUAL

ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014* TENDENCIA

AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 0,2 2,1 2,5 5,2 2,3

EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS 10,6 14,5 5,6 4,9 (0,2)

INDUSTRIA MANUFACTURERA 1,8 4,7 (1,1) (1,2) 0,2

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 3,9 3,0 2,1 4,9 3,8

CONSTRUCCIÓN (0,1) 8,2 6,0 9,8 9,9

COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 5,2 6,7 4,3 4,3 4,6

TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 6,2 6,6 4,9 3,1 4,2

SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 3,6 6,7 5,0 4,6 4,9

SERVICIOS SOCIALES 3,6 3,1 5,0 5,3 5,5

PRODUCTO INTERNO BRUTO 4,0 6,6 4,0 4,3 4,6

Fuente: DANE. *2014, Cifras preliminares (DANE).

En el periodo en estudio 2010-2014, la economía colombiana creció a un

ritmo muy cercano al 5 % promedio anual, cifra soportada por los altos

precios del petróleo y por el desempeño del sector de la construcción.

PIB-2014

El crecimiento en los precios del petróleo se dio hasta el primer semestre de

2014 y los incrementos que reflejó el sector de la construcción, próximos al

10 %, ocurrieron durante los años 2013 y 2014.

PIB per cápita colombiano

cifras en US$/año

Servicios financieros y empresariales 8.066

20 % Servicios sociales 7.930 7.9307.284

25 % Comercio, restaurantes y hoteles 6.309

Industrias manufactureras15 %

7 % Impuestos

10 % Explotación de minas y canteras

12 % Otras actividades

11 % 2010 2011 2012 2013 2014(p)

Fuente: DANE. Fuente: DANE.

4,6 % 3,7 % Fortalecimiento del dólar

Crecimiento del Inflación de 2014 supera En 24 %, TRM al cierre

PIB de Colombia. la meta del Gobierno. de 2014 de $2.392,Latinoamérica creció En 2016 se espera la más alta del últimoen promedio 1,1 % convergencia hacia el 3 % quinquenio

CONTEXTO ECONÓMICO

página 21

COMERCIO EXTERIOR - CIFRAS EN US$MM

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA

EXPORTACIONES (FOB)

PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS 16.502 28.421 31.559 32.481 28.927

CARBÓN 6.015 8.397 7.805 6.688 6.810

CAFÉ 1.884 2.608 1.910 1.884 2.473

FERRONÍQUEL 967 827 881 680 641

OTROS 14.346 16.662 17.970 17.089 15.945

TOTAL EXPORTACIONES 39.713 56.915 60.125 58.822 54.795

IMPORTACIONES (CIF)

BIENES DE CONSUMO 9.004 11.315 12.941 13.122 14.251

BIENES INTERMEDIOS Y MATERIAS PRIMAS 17.158 22.637 25.580 25.691 27.977

BIENES DE CAPITAL 14.324 20.280 20.591 20.567 21.800

TOTAL IMPORTACIONES 40.486 54.232 59.111 59.381 64.029

BALANZA COMERCIAL

TOTAL BALANZA (772) 2.683 1.014 (559) (9.234)

Fuente: Banco de la República.

El petróleo y la minería en Colombia se han convertido en la mayor

fuente de ingresos para el país, 66,4 % de las exportaciones

pertenecen a estos sectores. Adicionalmente, las exportaciones no

tradicionales, que en el año 2000 alcanzaban una participación de 47,2

%, a partir de 2011 solo llegan en promedio anual a 29 %.

La caída de los precios internacionales del petróleo, iniciada a mediados de

2014, trajo consigo un descenso en los montos de las exportaciones de

este energético. Lo anterior ocasionó que el déficit comercial del país, el

cual a 2013 se mostraba incipiente, se agudizara en el último año.

Exportaciones (FOB) Importaciones (CIF)-201411 %22 %

36 % 29 % 30 % 29 % 29 %

20 %

71 % 70 % 71 % 71 %64 % 12 %

3 % 32 %

2010 2011 2012 2013 2014

Tradicionales

No tradicionales

Bienes de consumo

Combustibles, lubricantes y conexos

Materias primas y productos

intermedios

Materiales de construcción

Bienes de capital

Equipo de transporte

Fuente: DANE. Fuente: DANE.


NATURAL 2014

INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN COLOMBIA - CIFRAS EN US$MM

ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA

SECTOR PETRÓLEO 3.080 4.700 5.471 5.112 4.837

OTROS SECTORES: 3.350 9.948 9.568 11.088 11.216

INDUSTRIA MANUFACTURERA 210 1.214 1.985 2.590 2.928

SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 916 1.160 1.077 1.606 2.478

TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES (356) 1.760 1.245 1.386 1.921

EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS 1.838 2.480 2.474 2.977 1.582

COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 221 2.546 1.339 1.136 840

CONSTRUCCIÓN 302 444 401 378 661

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 43 381 672 395 458

AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 58 156 26 296 199

SERVICIOS COMUNALES 118 (193) 349 324 150

TOTAL IED 6.430 14.648 15.039 16.200 16.054


La inversión extranjera directa -IED- en Colombia durante 2014

sufrió un decrecimiento de 4,5 % con respecto al año anterior,

cuando se alcanzó un máximo histórico para esta cifra. El sector que

más contribuyó a la desaceleración de esta variable

macroeconómica fue Explotación de minas y canteras, que presentó

un descenso de 46 %, al pasar de 2.916 a 1.582 US$MM.

IED en Colombia

14 % 30 %

12 % 45 %

10 %

27 %

12 % 18 %

13 %

16 % 3 %

2010 Sector petróleo

2014 Industria manufacturera

Servicios financieros y empresariales

Transporte, almacenamiento y comunicaciones

Explotación de minas y canteras

Otros sectores

En el país, durante el último quinquenio, la IED se ha soportado,

principalmente, en el auge o las bonanzas del sector petrolero. Sin

embargo, en los últimos dos años se ha visto un incremento de la

IED con destino a otros sectores de la economía colombiana, como

son la industria manufacturera y los servicios financieros

y empresariales, especialmente.

IED según país de origen-2014

17 %

27 %

15 %

7 %

7 % 14 %

13 %

Suiza InglaterraPanamá Bermudas

Estados Unidos Otros países

España

Fuente: Banco de la República. Fuente: Banco de la República.

CONTEXTO ECONÓMICO

página 23

PRINCIPALES INDICADORES DE LA ECONOMÍA COLOMBIANA


TRM - $/US$

PROMEDIO AÑO 1.898 1.848 1.798 1.869 2.001

FIN DE AÑO 1.914 1.943 1.768 1.927 2.392

DEVALUACIÓN (6,4 %) 1,5 % (9,0 %) 9,0 % 24,2 %

VARIACIÓN IPC

FIN DE AÑO 3,2 % 3,7 % 2,4 % 1,9 % 3,7 %

VARIACIÓN IPP

FIN DE AÑO 4,4 % 5,5 % (3,0 %) (0,5 %) 6,3 %

DTF EA

PROMEDIO AÑO 3,7 % 4,1 % 5,3 % 4,3 % 4,1 %

FIN DE AÑO 3,5 % 5,2 % 5,2 % 4,0 % 4,4 %

TOTAL DEUDA EXTERNA - US$MM

FIN DE AÑO 64.738 75.568 78.763 91.879 101.231

INDICADORES SOCIALES

TASA DESEMPLEO 11,3 % 10,4 % 10,2 % 9,7 % 9,1 %

RIESGO PAÍS

EMBI+ 172 195 112 166 192

Fuente: DANE, Banco de la República, Ministerio de Hacienda.


NATURAL 2014

El Gerente del Banco de la República afirma que la subida del dólar en el año 2014 se basa

en tres razones: la primera, que el peso estaba extremadamente revaluado; la segunda, el

fortalecimiento del dólar frente a otras monedas del mundo, y la tercera, la fuerte caída de los

precios del petróleo, siendo Colombia un país exportador de este energético.

Deuda externa como porcentaje del PIB

Pública 23 % 23 % 21 % 24 % 27 %10 %9 % 9 % 10 % 11 %Privada

14 % 13 % 12 % 14 % 16 %

2010 2011 2012 2013 2014


TRM - $/US$ Fin de mes Devaluación

2.500

2.400

2.300

2.200

2.100

2.000

1.900

1.800

1.700

1.600

1.500 abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct

ene10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13

10 %

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

(2 %)

(4 %)

(6 %)

(8 %)

ene abr jul oct14 14 14 14


CONTEXTO ECONÓMICO

página 25

PR OY ECCIONE S CIFR AS M AC RO ECONÓMI CA S 2015

TRM DTF DÉFICIT TASA DE

CONCEPTO PIBI NFLACIÓN FIN DE AÑONOMINAL FISCAL DESEMPLEO

$/US$

ANALISTAS LOCALES

ALIANZA VALORES3 ,50 %3 ,30 %2 .600 4,20 %2 ,80 %9 ,00 %

ANIF3 ,80 %3 ,20 %N D4 ,20 %2 ,80 %9 ,70 %

BANCO DE BOGOTÁ4 ,00 %3 ,06 %2 .315 4,49 %2 ,80 %9 ,30 %

BANCOLOMBIA3 ,90 %3 ,41 %2 .350 4,20 %2 ,60 %8 ,10 %

BBVA COLOMBIA3 ,60 %3 ,50 %2 .355 4,09 %2 ,80 %9 ,40 %

BGT PACTUAL3 ,90 %3 ,30 %2 .250 ND 2,80 %8 ,00 %

CORFICOLOMBIANA4 ,80 %3 ,20 %2 .000 4,75 %2 ,80 %N D

CORPBANCA4 ,30 %3 ,17 %2 .250 4,75 %2 ,30 %8 ,70 %

CORREDORES ASOCIADOS3 ,00 %3 ,62 %2 .475 3,90 %N DN D

CREDICORP CAPITAL3 ,70 %3 ,30 %2 .250 4,30 %1 ,70 %9 ,00 %

DAVIVIENDA 3,50 %3 ,62 %2 .300 4,15 % 3,00 %8 ,50 %

FEDESARROLLO 3,90 %3 ,40 %2 .400 ND 2,90 %N D

ULTRABURSÁTILES4 ,00 %3 ,14 %2 .480 4,70 % ND 9,00 %

PROMEDIO3 ,84 %3 ,32 %2 .335 4,34 %2 ,66 %8 ,87 %

ANALISTAS EXTERNOS

CITIBANK 3,80 %3 ,30 %2 .500 4,50 %2 ,90 %9 ,50 %

DEUTSCHE BANK 3,80 %3 ,80 %2 .570 ND 3,00 %N D

GOLDMAN SACHS 3,20 %3 ,50 %2 .317 ND 3,00 %N D

JP MORGAN3 ,30 %3 ,00 %N DN DN DN D

PROMEDIO3 ,53 %3 ,40 %2 .462 4,50 %2 ,97 % 9,50 %


Nota: proyecciones con cifras hasta diciembre de 2014.

Comportamiento PIB vs. Inflación PIB

Inflación

6,6 %

4,0 % 4,3 % 4,6 %

4,0 % 3,7 % 3,8 % 3,8 %

3,2 % 3,7 % 3,3 % 3,0 %

2,4 % 1,9 %

2010 2011 2012 2013 2014 2015 (p) 2016 (p)

TRM proyectada - $/US$

2.392 2.374

1.914 1.943 1.768 1.927 2.335

2010 2011 2012 2013 2014 2015 (p) 2016 (p)

Fuente: DANE, Banco de la República. (p) proyectado Fuente: Banco de la República. (p) proyectado

E S T A D Í S T I C A SI N T E R N A C I O N A L E S

D E L G A S N AT U R A L


NATURAL 2014

C A N A S TA E N E R G É T I C A

En la actualidad, los combustibles fósiles (petróleo, carbón y gas) soportan 86 % del consumo energético mundial.

CONSUMO ENERGÉTICO MUNDIAL - Mtep

FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

PETRÓLEO 4.042 4.085 4.133 4.179 4.211 1 %

CARBÓN 3.611 3.777 3.799 3.867 3.882 2 %

GAS NATURAL 2.880 2.944 3.018 3.053 3.066 2 %

HIDROELECTRICIDAD 784 795 834 862 879 3 %

ENERGÍA NUCLEAR 626 601 560 564 574 (2 %)

RENOVABLES 168 206 243 283 317 17 %

TOTAL 12.111 12.408 12.586 12.807 12.928 1 %


La composición de la canasta energética mundial, entre 2010 y 2014,

solo sufrió una leve variación. El petróleo, como ha sido constante

desde comienzos de siglo, cedió un punto porcentual ante la

hidroelectricidad y las denominadas energías renovables (solar, eólica,

biocombustibles y biogas, entre otras).

Los crecimientos en el consumo mundial de gas natural y petróleo

presentan un comportamiento similar. Esta tendencia se ha visto

influenciada en los últimos años por el mayor nivel de reservas y de

producción de shale oil y shale gas, lo cual se identifica como uno de los

factores generadores de la disminución en los precios del petróleo.

Canasta energética mundial

14 %32 %

13 %

33 %

24 % 24 %

30 %

30 %

Variación anual consumo

Petróleo 8 % Petróleo

Carbón 6 % Gas natural

Gas natural

Otros 4 %

2 %

2010 0 %

20142010 2011 2012 2013 2014

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.

Gas natural 6.606 Tpc

24 % de Las reservasparticipación en la mundiales de gascanasta energética crecieron 1 % en losdel mundo últimos cinco años

Producción y consumo

2 % de crecimiento

durante el quinquenio

2010-2014

ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS

NATURAL página 29

R E S E R V A S

Reservas mundiales de gas natural - Tpc 2014

N O RT E A M É R I C A

415 422 429

387 392

2010 2011 2012 2013 2014

S U R Y C E N T ROA M É R I C A

266 266 271 270 271

2010 2011 2012 2013 2014

Á F R I C A

514 517 510 501

500

2010 2011 2012 2013 2014 TOTA L

O R I E N T E M E D I O AS I A PAC Í F I CO E U RO PA Y E U R AS I A6.586

6.606

2.825 6.560 6.547

2.813 2.814 2.819

2.021 2.027 2.0312.049 6.229

2.7771.771

532 537 539515 528

Fuente:

2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 BP Statistical Review

of World Energy 2015.

En el último quinquenio continuó la tendencia creciente del nivel de

reservas de gas en el mundo. Esta situación, que se traduce en la

reposición total de la producción más los excedentes que ocasionan

dichos incrementos, ha sido común denominador a lo largo de las

últimas cuatro décadas.

Se destaca el dinamismo reflejado por las reservas de Estados Unidos y

Rusia, países que a pesar de ser los que tienen las mayores producciones

de gas natural a nivel mundial, sus cifras en este rubro muestran una

tendencia de crecimiento en el periodo 2010-2014.

El hallazgo de aproximadamente 258 Tpc de reservas de gas natural en la región de Lolotan Sur en Turkmenistán (Asia Central), a finales de 2009, e incorporadas en 2011, fue en

cuanto a reservas, el hecho sobresaliente de los últimos cinco años.

RESERVAS MUNDIALES PROBADAS DE GAS NATURAL - Tpc

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

IRÁN 1.169 1.187 1.193 1.201 1.201 1 %

RUSIA 1.112 1.123 1.129 1.139 1.153 1 %

QATAR 885 885 879 872 866 (1 %)

TURKMENISTÁN 359 617 617 617 617 15 %

ESTADOS UNIDOS 305 334 308 338 345 3 %

ARABIA SAUDITA 279 283 285 288 288 1 %

EMIRATOS ÁRABES 215 215 215 215 215 0 %

VENEZUELA 195 195 196 197 197 0,3 %

NIGERIA 180 182 181 180 180 0 %

ALGERIA 159 159 159 159 159 0 %

OTROS 1.371 1.380 1.384 1.378 1.384 0,2 %

TOTAL 6.229 6.560 6.547 6.586 6.606 1 %



NATURAL 2014

P R O D U C C I Ó N

Producción mundial de gas natural - Gpcd 2014

N O RT E A M É R I C A86 87 92

84

79

2010 2011 2012 2013 2014


16 16 17 17 17

2010 2011 2012 2013 2014

Á F R I C A

21 20 21 20 20

2010 2011 2012 2013 2014

O R I E N T E M E D I O AS I A PAC Í F I CO E U RO PA Y E U R AS I A TOTA L326 330 335

100 100 32131056 58 99 99

5552 515047 48 48 49 97

Fuente:

BP Statistical Review

2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 of World Energy 2015.

En el periodo en estudio se observa un crecimiento en la producción

mundial de gas natural de 25 Gpcd, soportado básicamente por los

incrementos en Norteamérica (13 Gpcd) y Oriente Medio (11 Gpcd).

En las otras regiones del mundo la producción de gas natural se mantuvo

relativamente estable, con leves disminuciones en Europa – Eurasia (2

Gpcd) y en África (1 Gpcd).

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE GAS NATURAL - Gpcd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5 %

RUSIA 57 59 57 59 56 (0,4 %)

CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 %

IRÁN 15 15 16 16 17 3 %

QATAR 12 16 16 17 17 9 %

NORUEGA 10 10 11 11 11 0,4 %

CHINA 10 11 11 12 13 8 %

ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5 %

ALGERIA 8 8 8 8 8 1 %

INDONESIA 8 8 7 7 7 (4 %)

OTROS 108 108 109 109 110 0,5 %

TOTAL 310 321 326 330 335 2 %

Estados Unidos registra el mayor crecimiento absoluto en lo que respecta a producción

de gas natural (12 Gpcd),

en el último lustro. Esto, como consecuencia de la que se ha denominado “la revolución del shale gas”.



NATURAL página 31

C O N S U M O

Consumo mundial de gas natural - Gpcd 2014

N O RT E A M É R I C A

84 87 90 92

82

2010 2011 2012 2013 2014


14 15 16 16 16

2010 2011 2012 2013 2014

Á F R I C A

10 11 12 12 12

2010 2011 2012 2013 2014

O R I E N T E M E D I O AS I A PAC Í F I CO E U RO PA Y E U R AS I A TOTA L

327 328

316 323108 106 309

66 104 103 9862 64

5945 5538 41 42 42

Fuente:

BP Statistical Review

2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 2010 2011 2012 2013 2014 of World Energy 2015.

Entre 2010 y 2014, el consumo de gas natural tuvo un crecimiento Año tras año se consolida Estados Unidos como el gran consumidor de gas

promedio anual de 2 %, lo que se traduce en un incremento de 19 Gpcd. natural en el mundo. Durante el quinquenio 2010-2014, motivado por el

predominio de precios bajos, alcanzó un incremento de 7 Gpcd.

Con excepción de Europa y Eurasia, que presentó un decrecimiento en

su consumo de gas natural de 11 Gpcd en el mismo periodo, todas las

demás regiones mostraron incrementos.

CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL - Gpcd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 66 67 70 72 73 3 %

RUSIA 40 41 40 40 40 (0,3 %)

CHINA 11 13 15 17 18 14 %

IRÁN 15 16 16 15 16 3 %

JAPÓN 9 10 11 11 11 4 %

ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5 %

CANADÁ 9 10 10 10 10 2 %

MÉXICO 7 7 8 8 8 4 %

ALEMANIA 8 7 8 8 7 (4 %)

REINO UNIDO 9 8 7 7 6 (8 %)

OTROS 126 128 130 130 128 0,3 %

TOTAL 309 316 323 327 328 2 %

China, con un incremento de 7 Gpcd en su consumo, en los últimos cinco años,

es el país con mayor crecimiento relativo (14 %) en este lapso.

En contraste, Reino Unido registró

un decrecimiento de 3 Gpcd (8 %).



NATURAL 2014

P R E C I O S I N T E R N A C I O N A L E S

PRECIOS INTERNACIONALES

COMBUSTIBLES 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

PETRÓLEO WTI - US$/bl

Mínimo 64,8 75,4 82,3 92,0 59,3 (2 %)

Máximo 91,5 113,4 106,2 106,6 105,8 4 %

Promedio 79,5 94,9 94,1 97,9 93,3 4 %

CARBÓN 11.300 Btu - US$/t

Mínimo 58,9 96,9 73,4 63,5 62,4 1 %

Máximo 100,3 120,8 97,6 81,5 74,0 (7 %)

Promedio 76,9 108,4 83,2 71,1 66,2 (4 %)

GAS NATURAL HENRY HUB - US$/Mbtu

Mínimo 3,2 2,8 1,8 3,3 3,5 2 %

Máximo 7,5 4,9 3,8 6,0 6,0 (5 %)

Promedio 4,4 4,0 2,8 4,1 4,4 0,1 %

Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2015, Platts.

Para el periodo en estudio, el precio de referencia de

gas natural Henry Hub logró, en enero de 2010,

un máximo de 7,5 US$/Mbtu; mientras que el mínimo, 1,8 US$/Mbtu, se

dio en abril de 2012, efecto atribuido también al desarrollo del shale gas.

El rápido aumento de la producción de shale gas en Estados Unidos

suscitó una caída de precios del gas natural en este país, llegando a

precios mínimos a mediados de 2012, situación que se transmitió a los

distintos mercados internacionales. Sin embargo, al término de 2014,

dichos precios presentaban valores cercanos a los de finales de 2010.

A mediados de 2014, los precios de referencia del petróleo comenzaron a

sufrir fuertes y continuas bajas, lo que llevó a que se obtuvieran precios

mínimos para este energético, los cuales no se veían desde finales de los

90. La causa principal fueron los incrementos en la producción de shale oil

de Estados Unidos y por ende en sus inventarios.

Precios internacionales Petróleo (WTI - US$/bl) Gas natural (Henry Hub - US$/Mbtu)

120 7

6100

580

460

340

220

10

0

ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov ene mar may jul sep nov10 10 10 10 10 10 11 11 11 11 11 11 12 12 12 12 12 12 13 13 13 13 13 13 14 14 14 14 14 14


113,4 US$/bl 120,8 US$/t

Precio máximo Precio máximo dede petróleo WTI carbón 11.300 Btuentre 2010 y 2014 entre 2010 y 2014

1,72 US$/Mbtu

Precio mínimo de gas Henry Hub en los últimos 18 años


NATURAL página 33

G A S N AT U R A L V E H I C U L A R

VEHÍCULOS CON GNV EN EL MUNDO

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

IRÁN 1.954.925 2.859.386 3.300.000 3.500.000 4.068.632 20 %

CHINA 450.000 611.900 1.500.000 3.000.000 3.994.350 73 %

PAKISTÁN 2.740.000 3.100.000 2.790.000 2.790.000 3.700.000 8 %

ARGENTINA 1.901.116 2.085.882 2.221.038 2.359.673 2.487.349 7 %

INDIA 1.080.000 1.100.376 1.500.000 1.800.000 1.800.000 14 %

BRASIL 1.664.847 1.702.790 1.743.992 1.769.572 1.781.102 2 %

ITALIA 730.000 779.090 746.470 823.000 885.300 5 %

COLOMBIA 324.515 365.182 402.525 476.506 510.325 12 %

UZBEKISTÁN 47.000 310.000 310.000 450.000 450.000 76 %

OTROS 1.766.514 2.148.666 2.764.254 2.941.665 2.737.672 12 %

TOTAL 12.658 917 15.063.272 17.278.279 19.910.416 22.414.730 15 %

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

En 2015 podría darse un cambio en el liderazgo del país con mayor número de vehículos con GNV en el mundo. Al cierre de 2014, China

se acercó a Irán, con 2,5 millones de vehículos convertidos en los últimos

dos años, quedando el gigante asiático con casi 4 millones de vehículos.

Entre Irán, China y Pakistán suman un poco más de la mitad (53 %) de

los vehículos convertidos a GNV del mundo. El acumulado de estas tres

naciones asiáticas asciende a aproximadamente 11,7 millones de vehículos.

En Suramérica, se destaca Argentina, país pionero en este continente en el

uso del gas natural como combustible vehicular, que a 2014 obtuvo una

cifra cercana a los 2,5 millones de vehículos a GNV. Le sigue Brasil con un

poco menos de 1,8 millones de vehículos convertidos a GNV.

Vehículos convertidos a GNV en el mundo-2014

14 % Irán

China2 % 18 %

4 % Pakistán8 % Argentina

18 % India8 %

Brasil

11 % 17 % Italia

Colombia

Otros

Vehículos convertidos a GNV en Suramérica-20146 3 % 2 % Argentina

Brasil

10 % Colombia

33 % 46 % Bolivia

Perú

Otros países

Vehículos Suramérica

5.360.766

Fuente: NGV Journal. Fuente: NGV Journal.


NATURAL 2014

ESTACIONES DE SERVICIO DE GAS NATURAL

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

CHINA 1.350 2.500 2.800 5.730 6.502 48 %

PAKISTÁN 3.285 3.330 2.997 2.997 2.997 (2 %)

IRÁN 1.574 1.800 1.992 2.074 2.268 10 %

ARGENTINA 1.878 1.930 1.922 1.932 1.939 1 %

BRASIL 1.781 1.787 1.790 1.805 1.805 0,3 %

ESTADOS UNIDOS 1.300 1.100 1.438 1.438 1.615 6 %

ITALIA 790 860 909 1.022 1.060 8 %

INDIA 571 724 724 903 936 13 %

ALEMANIA 900 903 904 915 921 1 %

COLOMBIA 637 676 692 703 716 3 %

OTROS 3.522 5.149 3.716 5.773 5.918 14 %

TOTAL 17.588 20.759 19.884 25.292 26.677 11 %

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

El número de EDS de GNV logrado por China a 2014 (6.502) se encuentra acorde con el crecimiento masivo de vehículos a GNV de este país en los últimos años. Su índice de vehículos/EDS (614) es el más bajo entre los 10 países del mundo con más conversiones.

Después de China, Irán fue el país que mayor cantidad de EDS de

GNV implementó en el transcurso del quinquenio 2010-2014,

alcanzando una cifra cercana a 700 nuevas EDS. Situación contraria

se observa en el mercado de GNV en Pakistán, donde a mediados de

este mismo periodo se desmontaron un total de 333 EDS de GNV.

En Suramérica, tanto en Bolivia como en Argentina, si se remite al

índice de vehículos/EDS, el parque de EDS de GNV estaría

mostrando un déficit significativo de estas, toda vez que sus

indicadores, 1.685 y 1.283 vehículos/EDS, se encuentran muy

distantes del referente óptimo de 700 vehículos/EDS.

Índice mundial vehículos /EDS-2014 Índice Suramérica vehículos /EDS-20141.685

2.113 1.283

1.794 1.923 987

1.235 1.283 987 835 713 775 542 544 700

614 713 700

40

Irán Pakistán Argentina Brasil India China Italia Colombia Uzbekistán Argentina Brasil Colombia Bolivia Perú Venezuela Chile Ecuador

Fuente: NGV Journal. Fuente: NGV Journal.

Irán China Colombia

Con más de 4 millones Lidera el ranking mundial Ocupa el puesto 10

de vehículos, es el país de EDS (6.502), su índice entre los paísescon mayor cantidad de de 614 está por debajo con más vehículosvehículos a GNV del estándar de convertidos a GNV

700 vehículos/EDS en el mundo


NATURAL página 35

C O M E R C I O D E G N L

GAS NATURAL LICUADO - GNL - BILLONES DE m3-2014

E X P O RTA D O R E S

IMPORTADORES QATAR MALASIA AUSTRALIA NIGERIA INDONESIA TRINIDAD ALGERIA RUSIA OTROS TOTAL PARTICIPACIÓNY TOBAGO IMPORTACIONES

JAPÓN 21,9 20,3 25,0 6,5 7,8 0,2 1,0 11,5 26,3 120,6 36 %

COREA DEL SUR 17,7 5,1 1,2 4,4 7,1 0,2 0,5 2,6 12,4 51,1 15 %

CHINA 9,2 4,1 5,2 0,6 3,5 0,2 0,3 0,2 4,0 27,1 8 %

INDIA 16,2 0,1 0 1,2 0 0,1 0,2 0 1,2 18,9 6 %

TAIWÁN 8,0 3,9 0,1 0,2 2,8 0,1 0,1 0,1 2,9 18,1 5 %

ESPAÑA 3,0 0 0 2,7 0 2,0 4,9 0 2,8 15,5 5 %

REINO UNIDO 10,4 0 0 0 0 0 0 0 0,9 11,3 3 %

MÉXICO 1,4 0 0 2,5 0,3 0,4 0 0 4,7 9,3 3 %

OTROS 15,6 0,5 0,2 7,3 0,1 16,1 10,2 0,1 10,9 61,1 18 %

TOTAL EXPORTACIONES 103,4 33,9 31,6 25,3 21,7 19,3 17,3 14,5 66,1 333,1 100 %

PARTICIPACIÓN 31 % 10 % 10 % 8 % 7 % 6 % 5 % 4 % 20 % 100 %


En lo que respecta a comercio internacional de GNL, en 2014 se

obtuvo el máximo histórico de 331,1 billones de m3, terminándose con

esta cifra la tendencia a la baja de los años 2012 y 2013.

La región de Asia Pacífico se ha convertido en el epicentro natural del

comercio de GNL. A esta región pertenecen Japón, Corea del Sur, China

y Taiwán, países destinatarios del 64 % del comercio mundial de este

combustible. Adicionalmente, en esta misma región se encuentran

grandes exportadores como Malasia, Australia e Indonesia, los cuales

participan con 28 % del total de las exportaciones mundiales de GNL.

Comercio internacional de GNL - Billones de m3 Variación anual comercio de GNL

331 328 325 333

289

2010 2011 2012 2013 2014

25 %

20 %

15 %

10 %

5 %

0 %

(5 %) 2010 2011 2012 2013 2014


36 % Qatar 70 %

Participación de Japón Líder mundial entre De las importaciones

en la importación los países exportadores mundiales de GNLmundial de GNL de GNL la realizan cinco países

asiáticos


NATURAL 2014

C I F R A S S U R Y C E N T R O A M É R I C A

CONSUMO ENERGÉTICO EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Mtep

FUENTES DE ENERGÍA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

PETRÓLEO 286 297 304 318 327 3 %

HIDROELECTRICIDAD 159 168 165 160 155 (1 %)

GAS NATURAL 134 137 146 152 153 3 %

CARBÓN 27 30 30 34 32 4 %

RENOVABLES 11 13 15 17 22 19 %

ENERGÍA NUCLEAR 5 5 5 5 5 (1 %)

TOTAL 621 650 665 685 693 3 %


El petróleo se afianzó en el último lustro como la fuente de energía de mayor utilización en la región, muy a pesar de la intención de varios países

por implementar una mayor diversificación en sus canastas energéticas.

La generación eléctrica a partir de recursos hídricos es económicamente

muy competitiva. No obstante, como consecuencia del cambio climático de

los últimos años, su participación en la matriz energética de la región se ha

visto desmejorada, perdiendo 3 puntos porcentuales entre 2010 y 2014.

El segmento de renovables en la región se sustenta, básicamente, en la

utilización de biocombustibles como fuente de energía en Brasil. En este

país se producen 15,4 Mtep a partir de esta fuente. Chile, el otro

referente de la región en esta materia, solo produce 2 Mtep.

Canasta energética en Sur y Centroamérica Variación anual

8 % 47 %

7 %

22 % 21 % 46 %

23 % 26 %

Petróleo 8 % Petróleo

Hidroelectricidad 6 % Gas natural

Gas natural

Otros 4 %

2010 2 %

0 %

20142010 2011 2012 2013 2014


3 % Gas natural

Creció el consumo 3 % de crecimientode energía de acorde con el incrementoSur y Centroamérica del consumo de energíaentre 2010 y 2014 de la región

19 Mtep

Incremento de energía

producida con gas natural

en Sur y Centroamérica

en el último quinquenio


NATURAL página 37

RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Tpc

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

VENEZUELA 195,1 195,2 196,4 197,1 197,1 0,3 %

BRASIL 14,7 16,0 16,0 15,9 16,4 3 %

PERÚ 12,5 12,7 15,4 15,0 15,0 5 %

TRINIDAD Y TOBAGO 13,5 13,3 13,1 12,2 12,2 (2 %)

ARGENTINA 12,7 11,7 11,1 11,6 11,6 (2 %)

BOLIVIA 9,9 9,9 11,2 10,5 10,5 1 %

COLOMBIA 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9 (4 %)

OTROS 9,2 8,8 9,1 8,5 8,0 (4 %)

TOTAL 275 274 279 277 277 0,2 %

Fuente: BP Statistical Review or World Energy 2015. Ecopetrol, UPME.

En el lustro 2010-2014, no hubo grandes hallazgos que modificaran significativamente las cifras de reservas de gas natural en nuestra

región. Solo variaciones por recálculos en campos existentes y descuentos normales por producción anual.

Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en

asuntos de crudo y gas, en 2014 el más grande hallazgo de petróleo y gas

de Latinoamérica fue el yacimiento Orca, ubicado en el bloque Tayrona, en

aguas del departamento de La Guajira en Colombia. Sus reservas están

calculadas en 264 millones de barriles equivalentes (crudo y gas), las

cuales, a pesar de no encontrarse aún incorporadas en el cuadro anterior,

resultan ser una información de vital importancia.

Venezuela, país que por sus inmensas reservas de gas natural, debería

ser el referente de la industria gasífera de nuestra región, no muestra

verdaderas señales de iniciar una carrera en aras de desarrollar los

diferentes eslabones de su cadena de gas natural.

Reservas probadas de gas natural en Sur y Centroamérica-2014

Venezuela14 % Brasil

6 % Perú

6 % Otros países74 %

Variación anual reservas de gas natural en Sur y Centroamérica

8 % 7,0 %

6 %

4 %

2 % 1,7 %

0,2 %

0 % 0,2 % (0,3 %)

(2 %) 2010 2011 2012 2013 2014



NATURAL 2014

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Gpcd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014


ARGENTINA 3,9 3,8 3,6 3,4 3,4 (3 %)

VENEZUELA 2,7 2,7 2,8 2,8 2,8 1 %

COLOMBIA 3,1 3,0 3,0 2,9 2,6 (4 %)

BOLIVIA 1,4 1,5 1,7 2,0 2,1 11 %

BRASIL 1,4 1,6 1,9 1,8 1,9 8 %

PERÚ 0,7 1,1 1,1 1,2 1,3 16 %

OTROS 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 (7 %)

TOTAL 17,8 18,1 18,6 18,4 18,4 1 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, ANH, Ministerio de Minas y Energía.

Trinidad y Tobago, país que produce y exporta 6 % del GNL que se comercia en el

mundo, lidera la producción de gas natural en la región Sur y Centroamérica.

Perú, el otro país referente en la región en cuanto a exportaciones de

GNL, a través de su planta de licuefacción de Pampa Melchorita que

entró en funcionamiento a mediados de 2010, prácticamente duplicó su

producción en el último quinquenio al pasar de 0,7 Gpcd a 1,3 Gpcd.

Bolivia viene presentando crecimientos interesantes en sus cifras de

producción de gas natural. Este país, otro exportador nato de gas por

medio de gasoductos, puso en marcha, a partir de 2009, un plan de

sustitución del GLP por gas natural para uso residencial, implementando

subsidios cruzados que comienzan a mostrar muy buenos resultados.

Producción de gas natural en Sur y Centroamérica Factor R/P - Años 2010

206 2014

Trinidad y Tobago45 % 22 % 171 29

Argentina 2522

Colombia 1614

11Otros países 49819 % 33 9 8 7

Venezuela Perú Trinidad Brasil Argentina Bolivia Colombia

14 % y Tobago

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME.

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015. Nota: cálculo realizado con reservas probadas.

74 % 1 % 206 años

Participación de Crecimiento Duración de las reservas

las reservas de la producción de Venezuela, calculadosde Venezuela del de gas natural según niveles detotal de la región en último lustro producción actual


NATURAL página 39

CONSUMO DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA -Gpcd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ARGENTINA 4,2 4,4 4,5 4,6 4,6 2 %

BRASIL 2,6 2,6 3,1 3,6 3,8 10 %

VENEZUELA 2,9 2,9 3,1 3,0 2,9 0,1 %


COLOMBIA 1,0 1,0 1,0 1,2 1,0 (0,2 %)

PERÚ 0,5 0,6 0,7 0,6 0,7 7 %

OTROS 1,1 1,1 1,2 1,3 1,3 4 %

TOTAL 15 15 16 16 16 3 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015, UPME, SUI.

En el periodo en estudio, Brasil tuvo el mayor crecimiento en el

consumo de gas natural en la región, con un incremento de 1,2 Gpcd.

La industria de gas natural en Brasil viene presentando un

importante crecimiento a partir de 2012, sustentado a partir de las

ya tradicionales importaciones desde Bolivia y más recientemente a

través de GNL, además del aumento en su producción nacional

liderado por la estatal Petrobras.

En los últimos años, el gobierno peruano ha venido promoviendo la

masificación del gas natural en ese país. A partir de 2008, adicional a los

subsidios cruzados a nivel tarifario aplicados en Lima, se incluyó un

esquema de promoción que subsidia el costo de las instalaciones internas

necesarias para la conversión de clientes residenciales.

Variación anual consumo de gas natural en Sur y Centroamérica Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica-20147,8 % 32 % 28 % Argentina

5,7 % Brasil

5,0 % Venezuela

2,3 % (0,5 %) Otros países

2010 2011 2012 2013 2014 17 % 23 %


3 %

Crecimiento del consumo

de gas natural que

supera el crecimiento de

la producción del 1 %

Argentina

El mayor consumidor

de gas natural en la

región, 4,6 Gpcd

5º puesto

Lugar que ocupa Colombia, en la región, en consumo de

gas natural


NATURAL 2014

770 789 820 846 866 3 %

567 537 472 489 489

214 212 207 214 216

147 166 156 156 154 1 %

45 51 58 67 74

Canasta energética en Norteamérica

31 % 96 Mtep Carbón


NATURAL página 41

RESERVAS DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA -Tpc

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 305 334 308 338 345 3 %

CANADÁ 70 68 71 72 72 1 %

MÉXICO 12 13 13 12 12 (0,4 %)

TOTAL 387 415 392 422 429 3 %


PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA -Gpcd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5 %

CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 %

MÉXICO 6 6 6 6 6 0,2 %

TOTAL 79 84 86 87 92 4 %


Norteamérica cumplió en el periodo

en estudio con la premisa de

reemplazar en sus reservas hasta

la última molécula de gas natural

que se consuma. Inclusive, le

alcanzó a Estados Unidos para

incrementar sus reservas en un

poco más de 10 %, con respecto a

las cifras iniciales de 2010.

En Norteamérica, solo Estados

Unidos registró un crecimiento

sostenido en la producción de

gas natural entre 2010 y 2014,

soportado por el auge de esta en

los denominados yacimientos no

convencionales, con el shale gas

a la vanguardia.

CONSUMO DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA -Gpcd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 66 67 70 72 73 3 %

CANADÁ 9 10 10 10 10 2 %

MÉXICO 7 7 8 8 8 4 %

TOTAL 82 84 87 90 92 3 %


En conjunto, los tres países

de esta región reflejaron

crecimientos interesantes en

su consumo de gas natural

en el último quinquenio.

México,

con un balance deficitario entre

su producción y su consumo,

cubre estos faltantes a través de

importaciones de GNL y

exportaciones menores en zonas

fronterizas con Estados Unidos.

G A S N AT U R A LE N C O L O M B I A


NATURAL 2014

C I F R A S D E L S E C T O R

E X P L O R A C I Ó N Y R E S E R VA S

POZOS A3

TIPO DE CONTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ANH - E&P 87 109 122 99 98 3 %

ECOPETROL - ASOCIADOS 16 12 4 12 7 (19 %)

ECOPETROL - ANH 9 5 5 4 8 (3 %)

TOTAL 112 126 131 115 113 0,2 %

Fuente: ANH.

Para 2014 se establecióuna meta de 130 pozos A3 y fueron

perforados 113, lo que equivale

a un cumplimiento de 87 %.

Para sísmica, la meta impuesta por el Gobierno Nacional en 2014 era

de 25.750 km equivalentes, la cual fue ejecutada en 157 %.

Existen grandes expectativas para 2015, solo la propuesta de Andarko

en su oferta presentada en la Ronda 2014, implica la realización de

20.000 km de exploración sísmica 3D, que equivale a 32.000 km de sísmica 2D.

Según palabras de Amilkar Acosta, en ese entonces Ministro de

Minas y Energía, al término del evento: “Es la oferta más agresiva de

toda la historia del país... esa sola empresa está ofreciendo una

sísmica que no se ha hecho nunca en el país”.

Andarko se adjudicó en dicha ronda, tres de los cinco bloques en

aguas profundas y ultraprofundas del Caribe colombiano, sobre los

cuales existen grandes expectativas de obtener un gran hallazgo.

ACTIVIDAD EXPLORATORIA

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

SÍSMICA - Km EQUIVALENTES 25.965 23.963 18.205 28.529 40.473 12 %

ANH DIRECTO 170 0 1.349 9.311 11.103 184 %

OTROS CONTRATANTES 25.795 23.963 16.856 19.218 29.370 3 %

CONTRATOS FIRMADOS 8 76 54 2 26 34 %

Fuente: ANH.

Ronda Colombia 2014 Actividad sísmica 2014 Potenciales de gas

26 contratos 80 % realizada Orca: pozo off-shore

firmados reportan en costa afuera de 1,5 Tpc Clarinete:297 US$MM y 20 % en zona pozo on-shorede inversión adicional continental de 0,23 Tpc

GAS NATURAL EN COLOMBIA - RESERVAS DE GAS NATURAL

página 45

DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS DE GAS NATURAL - Gpc

TIPO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

PROBADAS 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759 (3 %)

77 % 82 % 81 % 86 % 80 %

PROBABLES Y POSIBLES 1.653 1.160 1.310 900 1.156 (9 %)

23 % 18 % 19 % 14 % 20%

TOTAL RESERVAS 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915 (4 %)

Fuente: Ecopetrol, UPME.

Las reservas totales (3P) de 2014 disminuyeron 8 % con respecto al año anterior. Por segundo

año consecutivo se sigue en deuda con

la premisa “cada molécula de gas usada hay que reemplazarla”, expresado por Eduardo Pizano en

el marco del Congreso Naturgas 2015.

Las reservas probadas (1P) se redujeron en el último año en 13,5 %,

unos 750 Gpc aproximadamente. De esta disminución, 75 %, es decir

562 Gpc, se soporta en descensos en el nivel de reservas de los

campos de La Guajira.

Reservas de gas natural por operador-2014

10 % 30 % Equión

11 % EcopetrolChevron

24 % Pacific Stratus Energy

Otras empresas25 %

Fuente: UPME.

Estimación de reservas de gas natural - Tpc

Reservas 20141,7

Potenciales de gas

5,9

7,6

En lo referente a reservas probables y posibles, estas presentaron

un incremento de 28 %, 256 Gpc. Lo anterior resulta del neto entre

la incorporación de reservas de varios campos menores más

algunas revaluaciones, y el traslado a probadas.

Reservas de gas natural-2014

Chuchupa - Ballena

2 %2 %

9 % 24 %Cupiagua

Cusiana4 %

Pauto4 %

La Creciente7 %

19 % Guama

11 % Gibraltar

Bonga - Mamey

18 % El Difícil

Otros campos

Fuente: UPME.

La cifra de reservas potenciales, 1,7 Tpc,

es la resultante de las reservas estimadas

del descubrimiento Orca, 1,5 Tpc, y el

incremento en sus reservas reportado por

Canacol con base en los hallazgos de

Clarinete, Palmer y la revisión positiva del

campo Nelson.

Fuente: UPME, ANH.


NATURAL 2014

P R I N C I P A L E S C A M P O S C O N R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L

1

10

7

95

6

8

4

32

Fuente: UPME.

De las reservas totales (3P) del país, 59 % se soporta en sus cuatro campos

históricos, Ballena - Chuchupa (1973-1975), Cusiana (1989) y Cupiagua (1993).

En la última década se han descubierto otros campos con un nivel de reservas

interesantes que alcanzan una participación de 18 % del total, Gibraltar (2004),

La Creciente (2006), Guama (2010) y Bonga - Mamey (2012).

Se destaca la incorporación de reservas del campo productor El

Difícil, ya que 20 años después de haber cerrado operaciones será

reabierto. Para ello, la firma Petróleos Sudamericanos invirtió

aproximadamente 70 US$MM, entre la adquisición del campo a

Ecopetrol y la construcción de una planta en el complejo.

Fuente: http: //www.portafolio.co/economia/reviven-el-campo-gas-el-dificil.

PRINCIPALES CAMPOS CON RESERVAS DE GAS NATURAL 2014 - Gpc

# NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA TOTAL RESERVAS

1 Chuchupa La Guajira Chevron Petroleum Company 1.125

2 Cupiagua Casanare Ecopetrol 1.084

3 Cusiana Casanare Equión 1.079

4 Pauto Casanare Equión 669

5 La Creciente Sucre Pacific Stratus Energy 405

6 Ballena La Guajira Chevron Petroleum Company 273

7 Guama Sucre Pacific Stratus Energy 250

8 Gibraltar Boyacá - Santander Ecopetrol 239

9 Bonga - Mamey Sucre Hocol 183

10 El Difícil Magdalena Petróleos Sudamericanos 124

TOTAL 5.431

Fuente: UPME.


página 47

C A M P O S C O N M E N O R E S R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L

31

42 24 26

11 47 17

36 46

16

30 49

14 12 21

13 4033 54

27 1820

45 38

23 19

44 25 48 52

35

22 53

29

32 34

15 50

28 37

41 51

39 43

C A M P O S

# NOMBRE

11 Nelson

12 Provincia

13 Payoa

14 Llanito

15 Maná

16 Cerro Gordo

17 Tibú

18 Nutria

19 Toqui Toqui

20 La Salina

21 Payoa West

22 Kananaskis

23 Corrales

24 Apamate

25 Ramiriquí

26 Aguas Blancas

27 Gala

28 Dina

29 La Casona

30 Yariguí - Cantagallo

31 Riohacha

32 Río Opia

33 Lisama

34 Corazón

35 Puli

36 Katana

37 Río Ceibas

38 Bolívar

39 Tempranillo

40 Tesoro

41 Tenay

42 Arianna

43 Santa Clara

44 Guaduas

45 Opón

46 Cañaflecha

47 Serafín

48 La Punta

49 Cerrito

50 Matachín Sur

51 La Hocha

52 Rancho Hermoso

53 Santo Domingo

54 Liebre



NATURAL 2014

CAMPOS MENORES DE RESERVAS DE GAS NATURAL 2014 - Gpc

# NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA RESERVAS

11 Nelson Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 108,4

12 Provincia Santander Ecopetrol 86,3

13 Payoa Santander Petrosantander Colombia Inc 70,1

14 Llanito Santander Ecopetrol 31,1

15 Maná Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 25,5

16 Cerro Gordo Norte de Santander Well Logging 21,7

17 Tibú Norte de Santander Ecopetrol 11,9

18 Nutria Santander Ecopetrol 11,9

19 Toqui Toqui Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 11,3

20 La Salina Santander Petrosantander Colombia Inc 10,7

21 Payoa West Santander Petrosantander Colombia Inc 10,2

22 Kananaskis Casanare Parex Resources 10,2

23 Corrales Boyacá Unión Temporal Omega Energy 9,8

24 Apamate Sucre Pacific Stratus Energy Colombia Corp 8,6

25 Ramiriquí Boyacá Cepcolsa 8,0

26 Aguas Blancas Cesar Ecopetrol 6,5

27 Gala Santander Ecopetrol 4,6

28 Dina Huila Ecopetrol 4,6

29 La Casona Casanare Parex Resources 4,1

30 Yariguí - Cantagallo Bolívar Ecopetrol 3,9

31 Riohacha La Guajira Chevron Petroleum Company 3,5

32 Río Opia Tolima Interoil Colombia Exploración y Producción 2,4

33 Lisama Santander Ecopetrol 2,2

34 Corazón Tolima Petrosantander Colombia Inc 1,9

35 Puli Cundinamarca Interoil Colombia Exploración y Producción 1,7

36 Katana Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 1,4

37 Río Ceibas Huila Ecopetrol SA 1,4

38 Bolívar Boyacá Unión Temporal Omega Energy 1,4

39 Tempranillo Huila Ecopetrol 1,2

40 Tesoro Santander Ecopetrol 1,0

41 Tenay Huila Ecopetrol 0,9

42 Arianna Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 0,7

43 Santa Clara Huila Ecopetrol 0,6

44 Guaduas Cundinamarca Pacific Stratus Energy Colombia Corp 0,5

45 Opón Santander Petrocolombia SA - Copp SA 0,5

46 Cañaflecha Córdoba Geoproduction Oil And Gas Company 0,4

47 Serafín Cesar Petróleos del Norte 0,4

48 La Punta Casanare Ecopetrol 0,4

49 Cerrito Norte de Santander Pacific Stratus Energy Colombia Corp 0,4

50 Matachín Sur Tolima Perenco Colombia Limited 0,4

51 La Hocha Huila Hocol 0,3

52 Rancho Hermoso Casanare Canacol Energy Colombia 0,3

53 Santo Domingo Casanare Vetra Exploración Colombia 0,3

54 Liebre Santander Petrosantander Colombia Inc 0,1

Total 483,8

Fuente: UPME.


página 49

R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L P O R R E G I O N E S - 2 0 1 4

Costa Caribe

16 campos

2.494 Gpc

Oriente

15 campos

504 Gpc

Llanos Orientales

9 campos

2.855 Gpc

Interior del país

14 campos

62 Gpc

Costa Caribe

Oriente

Llanos Orientales

Interior del país

Fuente: UPME.

La costa Caribe es la región de Colombia con mayor cantidad de campos

(16) que aportan volúmenes de gas a las reservas totales del país.

Adicional a los 3 campos históricos de La Guajira (Ballena, Chuchupa

y Riohacha) y al campo de El Difícil (Magdalena), descubierto en los años

sesenta, en la última década se han incorporado una docena de campos

en las cuencas VIM (Valle Inferior del Magdalena) y Sinú - San Jacinto, en

los departamentos de Bolívar, Sucre y Córdoba, que proyectan esta región

como un jugador importante a futuro en el desarrollo del sector.

Los Llanos Orientales, y más específicamente el pie de monte

llanero, es la región del país con mayores reservas de gas natural,

2.855 Gpc. De este nivel, 75 % se soporta en los grandes campos

de Cusiana y Cupiagua, dejando el 25 % restante a 7 campos más,

entre los que sobresale Pauto por su nivel de reservas.

En la región Oriental, 47 % de las reservas recae en el campo

Gibraltar y el 53 % restante está repartido en 14 campos

menores, en su mayoría descubiertos hace más de 20 años.


NATURAL 2014

P O T E N C I A L E S D E G A S O F F - S H O R E

Bloque TayronaPozo Orca 1

Bloque Tayrona

Bloque Fuerte Norte Andarko-Ecopetrol Pozo Calasu 1 50/50

Bloque Fuerte SurPozo Kronos 1

Fuente: ANH.

En diciembre de 2014, la operadora brasileña Petrobras anunció el descubrimiento de una “acumulación de gas natural en el pozo exploratorio Orca 1, en el bloque Tayrona, en aguas profundas del Caribe colombiano”. Se trata del primer descubrimiento en aguas profundas en Colombia y el segundo en el mar Caribe del país, después de Chuchupa (1973).

Aspectos relevantes de exploración off-shore en Colombia

El contrato Tayrona fue el primero firmado por la ANH a

mediados de 2004 y los socios son: Petrobras (40 %), Ecopetrol

(30 %), Repsol (20 %) y Statoil (10 %).

Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie,

experta en asuntos de petróleo y gas, las reservas probadas iniciales

de este descubrimiento están calculadas en 264 Mbep, equivalentes

a 1,5 Tpc, que representan un 25 % de las reservas actuales.

24 contratos Ronda Colombia 2014: Términos de Estudio de la Universidad Implementación

vigentes: costa 5 bloques adjudicados referencia 2014: Nacional de Colombia (2012): de decreto de zonasCaribe 23 contratos y compromisos exploratorios mejores el potencial de recursos francas para lay costa Pacífica por 540 US$MM, de los cuales condiciones off-shore, podría multiplicar actividad de off-shore.1 contrato. 212 US$MM corresponden a económicas. por 6 las reservas de crudo

inversión adicional. y por 3 las de gas en Colombia.

Fuente: ANH.


página 51

P O T E N C I A L E S D E G A S O N - S H O R E

Bullerengue

(Hocol)

Contrato VIM-05 (Canacol)Pozo Clarinete 1Inicio estimado dic 2015 Contrato Esperanza (Canacol)24,7 Mpcd Pozo Palmer 1: 7 a 8 Mpcd

Pozo Corozo 1(pendiente completamientoinicio estimado dic 2015)

Contrato Niscota (Equión) Pozo HurónInicio estimado julio 2016

40 Mpcd

Fuente: ANH.

A comienzos de 2015, Canacol anunció un aumento de 234 Gpc en sus

reservas de gas 2P, asociadas con sus recientes hallazgos Clarinetey Palmer y a una revisión positiva en su campo Nelson. En ese sentido,

afirma Canacol, sus reservas de gas 2P ajustadas a su participación

a febrero 28 de 2015 son 345 Gpc. Cabe anotar que las reservas 3P,a 2014, reportadas por UPME solo incluyen el campo Nelson con 108 Gpc.

Ecopetrol en su informe trimestral de marzo de 2015 destacó el hallazgo

de Bullerengue 1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la

cuenca Sinú - San Jacinto, cerca del municipio de Sabanalarga (Atlántico),

el cual, afirma la estatal colombiana, fortalecerá el desarrollo de las

fuentes de gas en la costa Atlántica. La ANH estima que el Gas Original

en Sitio -GOES-, para este campo, se encuentra alrededor de 0,04 Gpc.

Yacimientos potenciales no convencionales

Bloque CAT 3

Bloque VMM 5

Bloque VMM 9

Bloque VMM 16 Bloque VMM 29

Bloque COR 62

Estudios registran recursos de gas

original en sitio -GOES- de 308 Tpc y

se estima que se pueden recuperar

55 Tpc, unos en las cuencas

Catatumbo, VMM y Llanos orientales.

YACIMIENTOS POTENCIALES NO CONVENCIONALES

BLOQUE CUENCA COMPAÑÍA INVERSIÓN ESTIMADA(US$MM)

COR 62 Cordillera Ecopetrol/Exxon 143

VMM 16 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol 148

VMM 29 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol/Exxon 155

CAT 3 Catatumbo Ecopetrol 157

VMM 5 Valle Medio del Magdalena Ecopetrol 159

VMM 9 Valle Medio del Magdalena Parex Resources 193

TOTAL 955

Fuente: ANH.


NATURAL 2014

PROSPECTOS GAS 2014

COMPAÑÍA PROSPECTOS CUENCA GOES - GPC GOES - GPCMÁS PROBABLE (P50) MÍN. (P90)

ECOPETROL Magallanes COR 163,9 58,9

ECOPETROL - REPSOL Siluro GUA OFF 1.655,2 91,7

ECOPETROL - ONGC VIDESH Molusco GUA OFF 540,2 165,3

HOCOL Champeta VIM 105,5 38,6

Pereré VIM 59,3 24,4

Toposi VMM 31,9 9,4

LEWIS La Estancia VMM 17,6 2,9

Caramelo VMM 14,4 5,3

Merecumbé 1 SSJN 0,1 0,0

Gua - C (Pedernalito) VIM 680,0 296,0

Maguey SSJN 221,8 37,9

Vueltiao SSJN 152,5 37,6

Apamate Este VIM 146,4 71,5

DW VIM 114,6 51,0

G Oeste SSJN 72,0 8,0

PACIFIC Apamate Sur VIM 53,7 25,8

Chinú Oeste SSJN 42,0 22,0

Chimá SSJN 35,2 16,1

G Este VIM 31,0 4,7

Chinú South SSJN 21,7 11,3

K VIM 19,2 5,4

L VIM 15,9 9,0

Gua-A (Guama A) VIM 2,7 0,2

TOTAL GOES 4.196,9 993,0

FACTOR RECUPERACIÓN (%) 69 % 61 %

TOTAL RECURSOS 2.896 606

Fuente: ANH.

Prospectos de gas-20144 %

4 % 2 % Ecopetrol - Repsol

Pacific13 % 39 % Ecopetrol - Ongc Videsh

Hocol

Ecopetrol

38 % Lewis

Para la ANH, en un escenario de probabilidad media

(percentil 50) y estableciendo el supuesto de un factor de

recuperación -FR- de 69 %, los recursos de gas natural por

estos prospectos alcanzarían los 2.896 Gpc, mientras que

en un escenario pesimista (percentil 90) y con un supuesto

FR de 61 %, dichos recursos estarían en

el orden de los 606 Gpc.

Fuente: ANH.

GAS NATURAL EN COLOMBIA - PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

página 53

P R O D U C C I Ó N Y S U M I N I S T R O

PRODUCCIÓN FISCALIZADA - Gpc

CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

LLANOS ORIENTALES 818 787 775 735 684 (4 %)

LA GUAJIRA 251 236 220 219 187 (7 %)

VALLE DEL MAGDALENA 68 72 78 78 74 2 %

MEDIO 24 27 31 32 30 6 %

SUPERIOR 20 19 19 16 15 (6 %)

INFERIOR 24 25 29 29 29 4 %

PUTUMAYO 4 5 6 8 8 17 %

CATATUMBO 2 2 2 1 2 (1 %)

CUENCAS MENORES 0 1 2 3 3 218 %

TOTAL Gpc 1.143 1.102 1.083 1.044 958 (4 %)

Mpcd 3.133 3.020 2.968 2.860 2.624

Fuente: ANH, Acipet, Ministerio de Minas y Energía.

En la producción se evidencia una

declinación sostenida en los campos

de La Guajira. Entre 2010 y 2014,

estos campos disminuyeron su

producción en 64 Gpc.

La disminución en la producción fiscalizada de gas natural en Colombia, en el periodo en estudio, está motivada en los continuos descensos que presentan en esta actividad los campos de los Llanos Orientales y de La Guajira. Para los Llanos, la reducción es a causa de una menor reinyección de gas, mientras que en La Guajira esta se origina por la declinación sostenida de sus campos.

En la actualidad, Ecopetrol lidera la producción de gas natural en

Colombia. Esta empresa asumió, a partir de julio de 2010, la operación

directa del campo Cupiagua e inició la puesta en marcha de una planta

de tratamiento en la que invirtió 222 millones de dólares.

La producción del campo Cupiagua en 2014 ascendió a 363 Gpc.

Producción de gas natural

Empresa Campo

6 % 37 % B.P Exploration

5 % Ecopetrol

17 % 38 % Cupiagua5 % Cusiana

50 %

20 % 22 %

23 %

Equion Energia Limited 10 % 11 % 37 % Chuchupa

Chevron - Texaco 20 % Pauto Sur

Otras empresas Otros campos16 % 27 %

37 % 2010 2010

2014 19 % 2014

Fuente: ANH.

La Guajira 6 % 13,6-11,0

7 % promedio anual, Crecimiento promedio Factor R/P con reservas

disminución de anual del suministro totales y probadas,producción y suministro para consumo de gas respectivamente

en Colombia


NATURAL 2014

Usos del gas en Colombia

TotalQuemado 2,8 %producido

Consumo en campo 4,6 % 958 Gpc

Transformado en planta 5,2 %

Entregado a gasoducto 42,1 %

(suministro)

Inyectado al yacimiento 45,2 %

En el gráfico se aprecia la relación entre producción y

suministro. En Colombia, el suministro alcanza 42 % del total

de la producción, siendo la reinyección el principal destino

de la producción nacional, 45 %.

La técnica de reinyección se utiliza en los campos de gas

asociado a petróleo con el propósito de mejorar los métodos de

producción de crudo. Es un hecho que los pozos productores

donde se usa pueden mantener la tasa de producción a un nivel

más elevado durante la vida productiva del campo.

Expertos aseguran que el gas reinyectado no siempre se

recupera en su totalidad y que el nivel de recuperación varía

dependiendo de características intrínsecas de cada campo y de

los métodos de reinyección empleados. Sin embargo, parece

existir consenso en que por lo menos un volumen cercano a las

dos terceras partes de este gas se puede recuperar.

Fuente: ANH.

SUMINISTRO DE GAS NATURAL - Mpcd

CAMPO/CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

LLANOS ORIENTALES 232 287 377 479 525 23 %

LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 525 432 417 414 447 (4 %)

LA CRECIENTE 59 58 62 59 58 (1 %)

GIBRALTAR 0 0 27 30 31 8 %

OTROS 54 48 57 108 46 (4 %)

SUBTOTAL Mpcd 870 825 940 1.090 1.106 (6 %)

Gpc 318 301 343 398 404

LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN (Mpcd) 156 205 186 176 85 (14 %)

TOTAL Mpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191 4 %

Gpc 374 376 411 462 435

En el último lustro, los campos de los Llanos Orientales (Cusiana y Cupiagua) pasaron de aportar 26 % a 47 % del gas

suministrado en el país. Otro aporte positivo a la producción es la entrada

del campo Gibraltar en 2012.

Fuente: UPME, Concentra y cálculos realizados por Estudios y Consultorías.

GAS NATURAL EN COLOMBIA - SUMINISTRO DE GAS NATURAL

página 55

DECLARATORIA DE PRODUCCIÓN - Gbtud

CAMPO PODER CALORÍFICO 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024Btu/pc

CHUCHUPA 997

Potencial de producción 417 412 407 401 398 392 387 380 373 368

Gas de operación 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Producción comprometida 389 370 352 334 318 302 286 273 263 253

CUSIANA 1.130


Gas de operación 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41


CUPIAGUA 1.143


Gas de operación 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42


PAUTO SUR 1.130


Gas de operación 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12


BALLENA 997


Gas de operación 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1


FLOREÑA 1.200


Gas de operación 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4


GIBRALTAR 1.084


Gas de operación 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3


OTROS 1.103


Gas de operación 80 80 75 73 69 63 59 56 51 49


TOTAL 1.082

Potencial de producción 1.337 1.379 1.370 1.359 1.348 1.331 1.321 1.306 1.283 1.213

Gas de operación 190 190 185 183 179 173 168 165 160 158

Producción comprometida 1.309 1.323 1.285 1.257 1.231 1.185 1.094 1.072 1.045 970

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

Declaratoria de producción - Gbtud Potencial de producción

Producción comprometida

1.600 % Comprometida/Potencial1.400 98 % 96 % 94 % 93 %

91 % 89 %1.200

83 % 82 %1.000 81 %

80 %

800

600

400

200

0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

A través de la Resolución 31289 de 2015,

el Ministerio de Minas y Energía publica la

declaratoria de producción para los próximos

10 años. Esta información fue suministrada

por productores y productores - comercializadores

de gas natural, en cumplimiento con lo dispuesto en

el Decreto 1073 de 2015, donde se especifica que

deben declarar esta información al Ministerio de

Minas y Energía.



NATURAL 2014

FACTOR R/P

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

RESERVAS PROBADAS Tpc 5,4 5,5 5,7 5,5 4,8 (3 %)

Gpc 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759

RESERVAS TOTALES Tpc 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9 (4 %)

Gpc 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915

PRODUCCIÓN Mpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191 4 %

Gpc 374 376 411 462 435

FACTOR R/P Probadas 14,4 14,5 13,9 11,9 11,0 (7 %)

AÑOS Totales 18,8 17,6 17,1 13,9 13,6 (8 %)

Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.

Nota: el concepto de producción refleja las cifras de suministro de gas natural.

El factor R/P calculado con las reservas totales disminuyó 5,2 años entre

2010 y 2014, mientras que el calculado con reservas probadas registrauna disminución de 3,4 años

para el mismo periodo.

Cabe resaltar que si bien el factor R/P a diciembre de 2014 fue calculado con la

producción del último año, esta incluye los volúmenes de las exportaciones a Venezuela,

las cuales llegaron a su final en junio de 2015. Por lo anterior, un cálculo de este

indicador sin exportaciones sería más razonable y se muestra a continuación.

FACTOR R/P SIN EXPORTACIONES

CONCEPTO 2014

RESERVAS PROBADAS 4.759

RESERVAS TOTALES Gpc 5.915

PRODUCCIÓN SIN EXPORTACIONES 404

FACTOR R/P - RESERVAS PROBADAS AÑOS 11,8

FACTOR R/P - RESERVAS TOTALES 14,7

Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.

Factor R/P - Reservas totales (años)

18,8 17,6

17,1

13,9 13,6

2010 2011 2012 2013 2014

Variación anual factor R/P

2010 2011 2012 2013 2014

0 %

(2 %)

(4 %)

(6 %)

(8 %)

(10 %)

(12 %)

(14 %)

(16 %)

(18 %)

(20 %)

Fuente: Ecopetrol, UPME. Fuente: Ecopetrol, UPME.

GAS NATURAL EN COLOMBIA - TRANSPORTE DE GAS NATURAL

página 57

T R A N S P O R T E D E G A S P O R R E D E S

GAS TRANSPORTADO - Mpcd

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

INTERIOR DEL PAÍS 524 527 558 596 668 6 %

COINOGAS 3 3 3 5 5 10 %

PROGASUR 14 16 17 17 19 8 %

PROMIORIENTE 12 13 34 28 51 44 %

TGI 422 420 422 454 494 4 %

TRANSMETANO 37 41 45 46 49 7 %

TRANSOCCIDENTE 36 34 36 47 50 9 %

COSTA CARIBE - PROMIGAS 390 345 337 365 368 (1 %)

TOTAL 915 872 895 961 1.036 3 %

Fuente: empresas del sector.

Nota: las empresas Progasur y TGI contienen las cifras de Transgastol y Transcogas.

En 2014, se alcanzó un máximo histórico de gas transportado por redes para un año en Colombia, 1.036 Mpcd.

Promioriente y TGI fueron las transportadoras que, en el último año,

tuvieron mayores incrementos en sus volúmenes de gas transportado. La

primera, por la entrada en pleno de su nuevo gasoducto Gibraltar-

Bucaramanga, y, la segunda, por los mayores volúmenes de gas

demandados por el interior del país, trasladados desde los campos

de La Guajira y Cusiana - Cupiagua.

La capacidad máxima en firme del gasoducto Ballena - Cartagena - Jobo,

gasoducto principal de la infraestructura de Promigas, es de 610,3 Mpcd.

Gas transportado-2014

35 % 65 %


Variación anual

Interior del país

Costa Caribe - Promigas

15 %

10 %

5 %

0 % 2010 2011 2012 2013 2014

(5 %)

(10 %)

(15 %) Fuente: empresas del sector.

Gobierno Costa Caribe Interior del país

Anuncia mecanismos Promigas construirá TGI anuncia ampliaciones

para que nueva infraestructura de infraestructura delinfraestructura de de transporte para orden de 560 US$MMtransporte sea oportuna planta de regasificación


NATURAL 2014

RED DE GASODUCTOS - km

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

COINOGAS 18 17 17 17 17 (0,2 %)

PROGASUR 273 273 339 346 380 9 %

PROMIGAS 2.363 2.363 2.367 2.367 2.367 0 %

PROMIORIENTE 157 333 333 333 333 21 %

TGI 4.386 4.386 4.386 4.386 4.386 0 %

TRANSMETANO 149 189 189 189 189 6 %

TRANSOCCIDENTE 11 11 11 11 11 0 %

TOTAL 7.356 7.572 7.643 7.649 7.684 1 %

Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.

La construcción de gasoductos se ha visto retrasada por situaciones

ajenas a las transportadoras, como son excesivo formalismo en presentación de pliegos y demoras en trámites de licencias ambientales.

Entre 2010 y 2014, Progasur inauguró los gasoductos Pradera/ Jamundí -

Popayán (2012), Sardinata - Cúcuta (2012) y Tane - Pamplona (2014).

Otras transportadoras que dieron entrada a nuevos gasoductos fueron

Promioriente con el gasoducto Gibraltar - Bucaramanga y Transmetano

con su Ramal a Oriente, ambos en 2011.

La infraestructura de TGI, la más grande del país, se extiende desdeLa Guajira en el norte de la costa Caribe, hasta Huila y Tolima en el sur del

país. En el Oriente, desde Casanare y Meta, hasta el Valle en el Occidente,

pasando por la sabana Cundiboyacense donde se encuentra Bogotá

en el centro del país.

Sistema nacional de transporte de gas natural

3

5

2

6 4 1

5

5 2 5

72 2

1 Coinogas

2 Progasur

3 Promigas

4 Promioriente

5 TGI

6 Transmetano

7 Transoccidente

Fuente: Ecopetrol.

GAS NATURAL EN COLOMBIA - DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

página 59

D I S T R I B U C I Ó N Y C O M E R C I A L I Z A C I Ó N

Cobertura

COBERTURA DE GAS NATURAL

TACCCONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 2010-

2014

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 28 28 28 29 34 1 %

MUNICIPIOS ATENDIDOS 425 463 512 563 629 7 %

POBLACIÓN POTENCIAL 7.542.014 8.024.206 8.524.301 9.086.738 9.430.712 6 %

RESIDENCIAL ANILLADOS 7.071.731 7.540.890 7.946.240 8.881.882 8.789.982 6 %

USUARIOS CONECTADOS 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %

RESIDENCIALES 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8 %

ESTRATOS 1, 2 Y 3 4.799.496 5.194.358 5.587.677 5.989.704 6.493.331 8 %

ESTRATOS 4, 5 Y 6 865.898 926.955 982.163 1.042.540 1.107.474 6 %

COMERCIALES 99.205 106.181 120.078 128.103 139.335 9 %

INDUSTRIALES 3.343 2.792 3.905 5.871 4.449 7 %

COBERTURA RESIDENCIAL

POTENCIAL 94 % 94 % 93 % 90 % 93 %

EFECTIVA 75 % 76 % 77 % 77 % 81 %


Las cifras de cobertura del gas en Colombia son fiel reflejo de la “revolución

silenciosa” (Presidente Juan Manuel Santos, Naturgas 2015) que ha provocado el sector gas en el país, convirtiéndose en

todo un modelo mundial de copiar.

Generación de bienestar y mejora en la calidad de vida

llevados a 7,6 millones de hogares colombianos en los

últimos cuarenta años, es la mejor carta de presentación del

sector. Todo lo anterior, resumido por el Presidente de la

República, Juan Manuel Santos, en Naturgas 2015, como

“producto de una estrategia sólida de largo plazo”.

En el último lustro se conectaron, aproximadamente,2,4 millones de usuarios a gas natural en todo el país y se llegó a

más de 204 nuevos municipios. La meta impuesta por el

Gobierno Nacional al sector para el siguiente cuatrienio (2015 -

2018) es lograr la conexión de un millón de nuevos usuarios.

Municipios atendidos Municipios atendidos Usuarios de gas natural conectados por año

Cobertura efectiva629 -

- 2014 578.371563

-512 81 % 472.395

425 463 - 2013

77 % 77 % - 463.537

76 % - 2012

75 %

- 2011 462.344

-

- 2010 420.285

2010 2011 2012 2013 2014 -

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

Colombia

Cuenta con 629

municipios con el

servicio de gas natural

8 % 81 %

Crecimiento de usuarios Cobertura efectiva

de estratos 1, 2 y 3, con de usuarios residenciales

servicio de gas natural en el país


NATURAL 2014

USUARIOS DE GAS NATURAL

REGIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

ANDINA 3.568.777 3.857.966 4.156.191 4.443.145 4.840.054 8 %

CARIBE 1.251.299 1.334.099 1.405.843 1.502.826 1.583.787 6 %

PACÍFICA 755.349 824.231 892.258 953.355 1.029.488 8 %

ORINOQUÍA Y AMAZONÍA 192.517 213.990 239.531 266.892 291.260 11 %

TOTAL USUARIOS 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %


La región Andina presentó un crecimiento de cerca de 1,3

millones de usuarios en el periodo en estudio, siendo esta la de mayor

crecimiento absoluto en el país.

En 2015 se espera llegar a los departamentos de Arauca y Chocó. Para el

primero existe un plan de masificación de gas del cual hacen parte activa la

Gobernación de Arauca, Ecopetrol, Oleoducto Bicentenario, Minminas,

CREG, DNP y las siete alcaldías de los municipios de Saravena, Arauca,

Arauquita, Tame, Puerto Rondón, Cravo Norte y Fortul.

En lo que respecta a Chocó, a mediados de septiembre de 2014, su capital

Quibdó, fue beneficiada con una asignación del Fondo Especial Cuota

de Fomento por 11.000 millones de pesos, aproximadamente, para la

construcción del sistema de distribución y conexiones a usuarios de

menores ingresos, a través de la empresa Universal de Servicios Públicos.

Usuarios de gas natural por regiones-2014 Caribe

Andina

Pacífica

Orinoquía y Amazonía

Departamentos sin gas natural

4 %

13 %

20 %

63 %



página 61


DEPARTAMENTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

Antioquia 566.501 665.890 769.087 881.938 993.063 15 %

Atlántico 436.354 452.382 467.445 492.191 510.028 4 %

Bogotá DC 1.590.163 1.657.607 1.704.176 1.760.435 1.820.350 3 %

Bolívar 253.836 273.212 289.172 303.933 317.365 6 %

Boyacá 101.028 115.016 128.379 140.346 152.975 11 %

Caldas 110.718 119.814 140.771 152.482 162.336 10 %

Casanare 45.484 50.000 53.226 61.933 69.207 11 %

Cauca 27.382 40.053 56.541 61.715 81.789 31 %

Caquetá 18.988 25.858 29.561 30.335 34.056 16 %

Cesar 118.224 130.965 138.321 150.552 162.965 8 %

Córdoba 136.627 146.943 158.453 170.182 181.307 7 %

Cundinamarca 259.285 290.894 340.492 378.900 461.738 16 %

Guaviare 1.302 2.333 3.631 3.988 3.244 26 %

Huila 143.330 154.130 164.327 168.435 190.418 7 %

La Guajira 71.178 75.216 80.183 85.555 92.798 7 %

Magdalena 140.590 156.402 166.208 186.295 195.210 9 %

Meta 126.743 135.799 152.921 168.577 177.083 9 %

Norte de Santander 83.194 95.802 105.287 115.747 135.939 13 %

Nariño 0 0 0 0 11.180 100 %

Putumayo 0 0 192 2.059 7.670 100 %

Quindío 95.313 103.172 110.023 116.262 122.294 6 %

Risaralda 131.782 143.913 159.607 177.238 190.574 10 %

Santander 304.363 314.551 326.291 340.706 361.262 4 %

Sucre 94.490 98.979 106.061 114.118 124.114 7 %

Tolima 183.100 197.177 207.751 210.656 249.105 8 %

Valle 727.967 784.178 835.717 891.640 936.519 7 %

TOTAL 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %


En 2014, Nariño se convirtió en el departamento #26

de Colombia en acceder al servicio de gas natural por

redes. Su capital, Pasto, cuenta a fines de este año

con 11.180 usuarios conectados.

Antioquia, con un poco más de 111.000 nuevas conexiones

en el último año, pasó a ser el segundo departamento

de Colombia con más usuarios conectados a gas

natural, desplazando al Valle y siendo superada solo por

el Distrito Capital, Bogotá.

Usuarios por departamentos-2014

39 % 23 %

13 %

6 % 12 %

7 %

Bogotá DC

Antioquia

Valle

Atlántico

Cundinamarca

Otros



NATURAL 2014


EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

Alcanos de Colombia 417.794 478.247 525.206 534.740 656.607 12 %

Efigas 322.462 349.974 389.613 423.629 450.225 9 %

EPM 533.966 627.308 720.153 828.944 934.856 15 %

Gas Natural 1.691.263 1.766.388 1.831.600 1.905.038 1.993.670 4 %

Gases de La Guajira 71.178 75.216 80.183 85.555 92.798 7 %

Gases de Occidente 738.538 796.945 857.545 917.321 964.292 7 %

Gases del Caribe 646.837 688.766 720.563 774.917 812.584 6 %

Gasoriente 232.177 239.342 246.555 254.385 266.078 3 %

Gases del Oriente 72.825 80.129 86.753 95.418 113.850 12 %

Gas Natural Cundiboyacense 207.923 227.747 254.038 280.907 312.259 11 %

Gasnacer 49.746 56.123 58.864 61.705 64.116 7 %

Llanogas 118.947 127.915 144.863 160.094 165.907 9 %

Metrogas 75.141 83.355 89.431 95.482 104.610 9 %

Surtigas 487.951 518.747 561.965 599.054 632.136 7 %

Otras distribuidoras 101.194 114.084 126.491 149.029 180.601 16 %

TOTAL 5.767.942 6.230.286 6.693.823 7.166.218 7.744.589 8 %


EPM, empresa distribuidora de gas natural cuyo mercado relevante es el departamento de Antioquia, lideró las

conexiones de gas en el país en el periodo 2010-2014, con un poco más de 400.000 nuevos usuarios. Le siguió

Gas Natural, que atiende, principalmente, el Distrito Capital, con una cifra cercana a los 300.000 usuarios.

Usuarios de gas natural-2014 Estratos 1, 2, 3Estratos 4, 5, 6

No residencial

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

Alcanos Efigas EPM Gas Gases Gases Gases Gasoriente Gases Gas Natural Gasnacer Llanogas Metrogas Surtigas Otras

de Natural de La de del del Cundiboyacense distribuidorasColombia Guajira Occidente Caribe Oriente


USUARIOS RESIDENCIALES DE GAS NATURAL

ESTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

ESTRATO 1 1.018.630 1.143.486 1.264.512 1.405.607 1.585.630 12 %

ESTRATO 2 2.142.951 2.318.850 2.500.586 2.667.223 2.874.969 8 %

ESTRATO 3 1.637.915 1.732.022 1.822.579 1.916.874 2.032.731 6 %

ESTRATO 4 520.671 562.014 596.565 634.498 677.701 7 %

ESTRATO 5 210.311 222.102 235.529 249.770 266.369 6 %

ESTRATO 6 134.916 142.839 150.069 158.272 163.404 5 %

TOTAL 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8 %


En el sector residencial, el mayor número de usuarios se encuentran en el estrato 2, con 38 % del total de usuarios.

De los usuarios conectados a gas natural en Colombia, 85 % pertenecen a

los estratos socioeconómicos 1, 2 y 3, sectores menos favorecidos

económicamente de la población. Han sido fundamentales en los últimos

años, para continuar con este crecimiento, los recursos entregados por el

FECF y el SGR a estos usuarios, más el apoyo continuo de las empresas

distribuidoras que financian los valores restantes.

La costa Caribe es la región del país donde los usuarios de estrato 1

conectados a gas natural tienen una mayor participación con respecto al

total, 44 %. Caso contrario sucede en la región Andina, donde la

participación del estrato 1 solo alcanza 12 % de la totalidad de usuarios.

Usuarios residenciales de gas natural-2014 Usuarios residenciales de gas natural por regiones-2014

E1 E3 E5 Caribe

E2 E4 E6 1.559.920

2 % 2 % 1 % 1 % 0,3 %

4 % 2 % 5 % 5 %5 % Andina11 % 8 %

14 % 23 %26 % 4.742.692

Orinoquía31 %

32 % 39 % y Amazonía

283.19839 % 39 %

44 %

21 % 32 %

12 % Pacífica

1.014.995

Andina Caribe Pacífica Orinoquía y Amazonía


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



NATURAL 2014

DEMANDA DE GAS NATURAL - Mpcd

SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

COSTA CARIBE 390 343 337 395 427 2 %

Eléctrico 230 182 166 197 220 (1 %)

Otros sectores 160 161 171 198 207 7 %

Industrial y comercial 96 92 96 108 92 (1 %)

Residencial 24 27 26 26 27 3 %

Petroquímico 11 12 18 21 19 15 %

Refinerías y otros* 12 14 14 23 34 29 %

GNV 17 16 16 19 35 21 %

INTERIOR DEL PAÍS 471 440 519 587 581 5 %

Eléctrico 65 32 57 88 110 14 %

Otros sectores 406 408 463 499 471 4 %

Industrial y comercial 171 162 170 149 156 (2 %)

Residencial 85 91 100 102 103 5 %

Petroquímico 1 1 1 1 1 (0,1 %)

Refinerías y otros* 87 91 131 177 149 14 %

GNV 62 63 62 70 62 (0,2 %)

Demanda nacional Mpcd 861 783 856 982 1.007 4 %

Mm3 8.899 8.093 8.848 10.148 10.412 4 %

Exportaciones - Mpcd 156 205 186 176 85 (14 %)

TOTAL DEMANDA Mpcd 1.017 988 1.043 1.158 1.092 2 %

Mm3 10.506 10.208 10.775 11.970 11.285 2 %

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

En 2014, el sector eléctrico lideró la

demanda de gas natural en Colombia, alcanzando una participación de 33 %en la demanda nacional.

Cabe anotar que este mismo año, aun cuando no llegó a consolidarse el fenómeno de El Niño, sí fue un año de menor

cantidad de lluvias, según Idean.

En el periodo en estudio se destaca el

crecimiento de refinerías en la costa

Caribe. Las proyecciones de demanda de

este sector en la región son mucho más

altas con la entrada en operación para

2015 del complejo Reficar, en Cartagena,

el cual a 2014 tuvo un avance de

construcción del 93 %, con muchas de sus

plantas en etapa de alistamiento.

Demanda de gas natural costa Caribe-2014 Demanda de gas natural interior del país-2014

8 % 51 % Eléctrico8 % Industrial y comercial

5 % Residencial

Petroquímico6 %

Refinerías y otros

GNV

22 %

Fuente: UPME, SUI.

11 % 19 %

25 %

27 %

0 % 18 %

Fuente: UPME, SUI.

Eléctrico

Industrial y comercial

Residencial

Petroquímico

Refinerías y otros

GNV

4 % Costa Caribe 81 %-20 %

Crecimiento Alta volatilidad Composición mercado

demanda nacional en la demanda no regulado - reguladode gas natural del sector eléctrico


página 65

DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL

SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

Mpcd

REGULADO 179 185 194 198 205 3 %

RESIDENCIAL 112 118 126 128 131 4 %

NO RESIDENCIAL 67 67 68 70 74 3 %

NO REGULADO 682 598 662 784 802 4 %

TOTAL 861 783 856 982 1.007 4 %

Mm3

REGULADO 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3 %

RESIDENCIAL 1.159 1.218 1.301 1.324 1.349 4 %

NO RESIDENCIAL 688 695 707 722 769 3 %

NO REGULADO 7.052 6.180 6.841 8.102 8.294 4 %

TOTAL 8.899 8.093 8.848 10.148 10.412 4 %

Fuente: UPME, SUI.

Entre 2010 y 2014 se dieron traslados de usuarios del mercado regulado

al mercado no regulado, específicamente en la

categoría no residencial.

Mientras que el crecimiento promedio anual de los

usuarios residenciales en el periodo en estudio es de 8

%, el consumo residencial crece a un menor ritmo,

4 %. Lo anterior motivado en que año tras año

aumenta la participación de los estratos 1 y 2 en el

total de usuarios y estos reflejan un consumo de gas

menor

que el promedio de toda la categoría.

DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3

REGIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

ANDINA 1.223 1.274 1.353 1.379 1.338 2 %

CARIBE 400 393 399 398 454 3 %

PACÍFICA 184 200 206 219 267 10 %

ORINOQUÍA Y AMAZONÍA 40 46 49 51 60 11 %

TOTAL 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3 %

Fuente: CREG, SUI.

Las regiones Andina y Caribe muestran ser mercados maduros

con crecimientos vegetativos;

en contraste, la Pacífica y Orinoquía - Amazonía se muestran aún como mercados en desarrollo.

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014 Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014

Residencial No residencial

3 % Andina13 % Caribe

Pacífica 32 % 37 % 41 % 31 %

63 % Orinoquía y Amazonía

21 % 68 % 63 % 59 % 69 %

Andina Caribe Pacífica Orinoquía

y Amazonía

Fuente: UPME, SUI. Fuente: UPME, SUI.


NATURAL 2014

DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

Alcanos de Colombia 95 117 126 132 123 7 %

EPM 172 196 215 228 230 8 %

Efigas 94 102 108 111 105 3 %

Gas Natural 641 624 667 668 675 1 %

Gases del Caribe 217 226 227 233 241 3 %

Gases de La Guajira 19 18 22 22 23 5 %

Gases de Occidente 182 195 199 210 208 3 %

Gas Natural Cundiboyacense 100 111 108 111 114 3 %

Gases del Oriente 17 18 19 22 23 9 %

Gasoriente 77 81 79 76 74 (1 %)

Gasnacer 11 12 13 14 15 8 %

Llanogas 26 29 32 32 34 7 %

Metrogas 20 23 24 25 41 20 %

Surtigas 154 137 138 132 168 2 %

Otras distribuidoras 21 23 28 28 43 19 %

TOTAL 1.847 1.913 2.007 2.046 2.118 3,5 %

Fuente: SUI, empresas distribuidoras.

La composición promedio país del mercado regulado (Residencial – No Residencial) se

encuentra en el orden de 64 % - 36 %, siendo Alcanos la empresa con la mayor participación del

componente residencial (80 %) y Gases de Occidente y EPM las empresas con la menor

participación de este componente, 58 %.

Las cifras de consumo de algunas empresas, en 2014, se ven afectadas por el ajuste por poder

calorífico de acuerdo con lo consignado en la

Resolución CREG 127 de 2013, a diferencia del

periodo 2010-2013 en el que no se registra.

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3 Residencial No Residencial

Alcanos de Colombia 80 % 20 %

EPM 58 % 42 %

Efigas 68 % 32 %

Gas Natural63 % 37 %

Gases del Caribe59 % 41 %

Gases de La Guajira 67 % 33 %

Gases de Occidente 58 % 42 %

Gas Natural Cundiboyacense 61 % 39 %

Gases del Oriente 69 % 31 %

Gasoriente 63 % 37 %

Gasnacer 76 % 24 %

Llanogas64 % 36 %

Metrogas61 % 39 %

Surtigas 69 % 31 %

Otras distribuidoras 80 % 20 %

Fuente: SUI.

7 %

6 %

Cali

5 %

8 %

8 %

2014 GNV Estaciones GNV


NATURAL 2014

ESTACIONES DE SERVICIO DE GNV

CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014* TACC2010-2014

Armenia 8 8 8 9 9 3 %

Barranquilla 61 65 65 65 67 2 %

Bogotá 148 154 156 159 160 2 %

Bucaramanga 13 14 15 15 15 4 %

Cali 77 77 78 78 79 1 %

Cartagena 23 23 23 24 24 1 %

Ibagué 19 19 19 19 19 0 %

Medellín 47 47 51 51 52 3 %

Montería 8 9 9 9 10 6 %

Neiva 10 10 10 10 10 0 %

Pereira 17 17 17 17 17 0 %

Santa Marta 15 16 16 16 16 2 %

Sincelejo 8 8 8 9 9 3 %

Villavicencio 19 20 20 20 20 1 %

Otras ciudades 164 189 197 207 209 6 %

TOTAL 637 676 692 708 716 3 %

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. *Cifras a agosto de 2014.

El ritmo de crecimiento promedio anual de las

conversiones en el último lustro fue de 12 % y las EDS solo crecieron 3 %.

Esta situación se ve reflejada en el incremento

del indicador vehículos/EDS, en varias ciudades del interior del

país como Bucaramanga, Pereira, Armenia y Bogotá.

Vehículos/EDS-2014 Índice/Ciudad

Minminas1.350

1.115 1.110 1.015 1.142

906819

741 713700

665 589 583 671 655

505

234

Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali CartagenaIbaguéMedellín Montería Neiva PereiraSanta Marta Sincelejo Villavicencio Otras Total

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. ciudades país

El sector gas le apuesta a que los sistemas masivos de transporte del país se muevan

con GNV. En Medellín, Metroplus, que opera desde 1995, se expandió en 2013 con la

inclusión de 300 buses a GNV. Transcaribe, en Cartagena, movilizará con GNV la

totalidad de su sistema, conformado por más de 600 buses entre articulados y

padrones. Naturgas, en cabeza de su Presidente, Eduardo Pizano, ha insistido a

algunas ciudades con sistemas locales sobre la importancia de usar GNV.


página 69

P R E C I O S Y TA R I FA S

Tarifa usuarios regulados de gas

B O C A D E P O Z O T R A N S P O R T E D I S T R I B U C I Ó N C O M E R C I A L I Z A C I Ó NG t T t D t C m

Subsidio: E1: hasta 60 % y E2: 50 %.

Contribución: E5 y E6: 20 %, comercial e industrial: 8,9 %.

TA R I FA AU S U A R I O

F I N A L

Promedio histórico costa Caribe componentes tarifariosGt: boca de pozo

PRECIOS MÁXIMOS DE GAS NATURAL EN BOCA DE POZO - US$/Mbtu

13 %37 %

37 % 14 %

32 %

43 % 11 %

13 %

Gt

Tt

Dt

Cm

2010 = $850/m3

2014 = $991/m3

CAMPO/PERIODO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

LA GUAJIRA

Febrero - Julio 3,89 4,25 5,80 5,90 3,97 15 %

Agosto - Diciembre 4,00 5,81 6,04 5,65 3,97 12 %

OPÓN

Febrero - Julio 4,27 4,67 6,52 6,56 6,32 10 %

Agosto - Diciembre 4,55 6,28 6,90 6,42 6,42 9 %

Fuente: Ecopetrol.

Tt: transporte

Promedio histórico interior del país componentes tarifariosEl cargo de transporte está expresado en dólares, se actualiza anualmente con el PPI de Estados Unidos de América. Este costo en dólares se incluye en la tarifa del usuario final multiplicado por la tasa representativa del mercado del mes correspondiente.

7 %39 %

8 %32 %

29 % 36 %

24 %

25 %

Gt

Tt

Dt

Cm

2010 = $788/m3

2014 = $1.239/m3

Dt: distribución

El cargo de distribución se actualiza mensualmente con la evolución

del IPP y la aplicación del factor de productividad para distribución.

Cm: comercialización

El cargo de comercialización es expresado en $/factura, se actualiza con

base en el IPC anual y en un factor de productividad de comercialización.

Tarifa a usuario final Costa Caribe 2010-2014 Interior 2010-2014

La Resolución CREG 4 %, crecimiento 12 %, crecimiento

137 de 2013 define los promedio anual promedio anual tarifacriterios de traslado de tarifa usuario regulado usuario reguladolos costos a tarifa final


NATURAL 2014

TA R I FA A U S U A R I O F I N A L

TARIFA A USUARIO FINAL

Estrato 1 - Residencial $/factura - mes (20 m3)

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

ALCANOS DE COLOMBIA 7.127 7.408 7.975 8.117 11.374 12 %

EFIGAS 4.961 5.560 7.805 7.925 9.908 19 %

EPM 6.576 8.101 8.663 9.152 9.666 10 %

GAS NATURAL 7.641 9.280 9.744 9.937 11.334 10 %

GASES DE LA GUAJIRA 8.258 10.625 10.887 11.045 11.401 8 %

GASES DE OCCIDENTE 7.648 8.964 9.247 9.814 12.036 12 %

GASES DEL CARIBE 7.350 8.560 8.800 8.960 9.240 6 %

GASES DEL ORIENTE 9.206 12.835 13.470 13.470 13.711 10 %

GASORIENTE 6.558 8.402 8.636 8.747 9.550 10 %

LLANOGAS 6.585 6.773 7.478 8.478 8.822 8 %

METROGAS 7.437 8.222 9.314 9.478 11.285 11 %

SURTIGAS 7.580 8.862 9.300 9.920 10.220 8 %

PROMEDIO ARITMÉTICO 7.244 8.633 9.277 9.587 10.712 10 %

Fuente: SUI.

Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye subsidios.

Los usuarios residenciales de estrato 1 se benefician con un subsidio que oscila entre 45 % y 60 %, siendo el promedio de 55 %.

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

Máximo

Promedio

Mínimo

12.835 13.470 13.470 13.711

9.277 9.587 10.712

9.206 8.633 7.925 8.822

7.244 7.478

4.961 5.560

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: SSPD., UPME.


página 71


Estratos 3 y 4 - Residencial $/factura - mes (20 m3)

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014


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 DEL CARIBE 16.996 19.990 19.830 19.718 20.246 4 %


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 %


Fuente: SUI.

Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas.

Los usuarios residenciales de estratos 3 y 4 no reciben subsidios en su tarifa a

usuario final, sin afectarse con contribución

a usuarios de menores ingresos.

Tarifa a usuario final - Estratos 3 y 4 ($/factura) 20 m3

Máximo

Promedi

o

Mínimo31.328 32.158 32.158 28.962

22.409 23.852

19.846 20.866 20.84520.052

17.62716.791 16.831

11.319 12.253

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: SSPD, SUI.


NATURAL 2014


Estratos 5 y 6 - Residencial $/factura - mes (20 m3)

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014


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 DEL CARIBE 20.395 23.984 23.792 23.661 24.303 4 %


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 %


Fuente: SUI.

Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye contribuciones.

En la tarifa a usuario final de los usuarios residenciales de estratos 5 y 6

se aplica una contribución del 20 %.

Tarifa a usuario final - Estratos 5 y 6 ($/factura) 20 m3

Máximo

Promedio

Mínimo

37.593 38.589 38.589 34.754

26.891 25.014 28.623

23.814 25.038 24.062

19.895 21.152 20.197

13.583 14.704

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: SSPD. SUI.


página 73


Sector comercial (300 m3) - $000/factura - mes

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

ALCANOS DE COLOMBIA 330 304 366 391 407 5 %

EFIGAS 223 220 297 353 360 13 %

EPM 192 212 263 283 287 11 %

GAS NATURAL 197 259 296 313 407 20 %

GASES DE LA GUAJIRA 211 212 301 291 309 10 %

GASES DE OCCIDENTE 229 208 313 329 399 15 %

GASES DEL CARIBE 205 278 275 273 280 8 %

GASES DEL ORIENTE 334 414 414 414 414 6 %

GASORIENTE 242 285 294 250 346 9 %

LLANOGAS 231 224 251 241 301 7 %

METROGAS 277 277 349 350 425 11 %

SURTIGAS 208 262 313 317 293 9 %

PROMEDIO ARITMÉTICO 240 263 311 317 352 10 %

Fuente: CREG.

Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.

En la tarifa a usuario final del sector comercial se aplica

una contribución del 8,9 %.

Tarifa a usuario final sector comercial - $000/factura mes

Máximo

Promedio

414 414 414 425 Mínimo

334 352

311 317

280263240 251 241

208192

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: SSPD. SUI.


NATURAL 2014


Sector industrial regulado (25.000 m3) - $000/factura - mes

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014


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 DEL CARIBE 18.928 22.903 22.603 22.229 23.079 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 %


Fuente: CREG.


Los usuarios industriales pagan contribución del 8,9 %. Por excepción,

los usuarios que cumplan con requisitos definidos mediante el Decreto 4956

de 2011 no pagan contribución.

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

Máximo

Promedio

Mínimo

34.200 34.200 34.200 34.200

27.669 25.419 28.713

22.508 24.68222.127

19.90219.742 18.966

16.152

11.812

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: SSPD. SUI.


página 75


Sector industrial no regulado (300.000 m3) - $000/factura - mes

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

EFIGAS 144.345 144.345 144.345 144.345 144.345 0 %

EPM 201.795 261.384 202.767 209.964 208.557 1 %

GAS NATURAL 261.588 311.778 274.461 297.960 397.833 11 %



GASES DEL CARIBE 117.906 156.870 151.800 154.779 150.663 6 %


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 %


Fuente: CREG.


La contribución que deben pagar los usuarios industriales, del 8,9 %, afecta tanto al mercado regulado como al no

regulado y aplican las mismas excepciones del Decreto 4956 de 2011.

Tarifa a usuario final sector industrial no regulado - $000/factura mes

Máximo

Promedio

397.833 Mínimo

311.778 311.102 297.960

261.588

197.959 197.403 227.668

177.162 193.947

40.189 40.189 40.189 40.189 40.189

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: SSPD. SUI.


NATURAL 2014

S U B S I D I O S Y C O N T R I B U C I O N E S

SUBSIDIOS - $MM

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014


EFIGAS 8.872 10.144 14.796 14.277 18.353 20 %

EPM 12.355 15.285 19.075 25.741 28.915 24 %

GAS NATURAL 54.900 67.134 79.250 76.337 84.160 11 %

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 6.019 6.644 8.758 7.578 8.036 7 %



GASES DEL CARIBE 32.705 36.625 41.722 44.629 46.784 9 %

GASES DEL ORIENTE 5.456 6.722 8.520 6.120 4.504 (5 %)

GASNACER 3.780 4.298 5.024 5.054 4.550 5 %

GASORIENTE 7.490 7.648 8.520 8.196 8.549 3 %

LLANOGAS 3.630 2.390 6.492 6.316 7.458 20 %

METROGAS 2.819 3.589 4.396 5.001 5.778 20 %

SURTIGAS 33.270 37.921 43.318 45.549 47.003 9 %

OTRAS EMPRESAS 6.968 8.785 6.013 5.317 6.770 (1 %)

TOTAL 233.453 270.647 322.632 335.335 371.252 12 %

Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía.

El incremento de usuarios conectados al servicio de gas natural, entre los que predominan los de estratos bajos a

quienes se aplican subsidios de hasta 60 % parael estrato 1 y hasta 50 % para el estrato 2, ha ocasionado

un crecimiento de los requerimientos de recursos

de subsidios, de 12 % promedio anual.

Variación anual subsidios Subsidios-2014

25 % 23 %

20 % 26 %

15 %

10 % 12 % 13 %

5 %

0 % 13 % 13 %

2010 2011 2012 2013 2014

Gas Natural

Alcanos

Gases del

Caribe Surtigas

Gases de Occidente

Otras empresas

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


página 77

CONTRIBUCIONES - $MM

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

ALCANOS DE COLOMBIA 4.739 8.726 1.927 2.208 2.346 (16 %)

EFIGAS 4.516 4.714 3.148 3.172 3.626 (5 %)

EPM 13.405 16.746 8.269 8.339 7.699 (13 %)

GAS NATURAL 31.048 39.074 28.492 27.241 25.711 (5 %)

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 9.139 11.229 2.166 2.030 1.987 (32 %)

GASES DE LA GUAJIRA 616 360 460 438 366 (12 %)

GASES DE OCCIDENTE 11.415 12.640 6.305 6.114 6.395 (13 %)

GASES DEL CARIBE 11.671 14.060 6.019 5.813 5.691 (16 %)

GASES DEL ORIENTE 106 58 73 75 53 (16 %)

GASNACER 67 81 99 101 127 17 %

GASORIENTE 5.938 7.525 2.448 2.257 1.912 (25 %)

LLANOGAS 547 286 708 853 924 14 %

METROGAS 450 537 585 603 630 9 %

SURTIGAS 14.102 16.402 2.772 2.834 3.742 (28 %)

OTRAS EMPRESAS 227 331 248 283 399 15 %

TOTAL 107.985 132.769 63.722 62.362 61.608 (13 %)

Fuente: SUI, Ministerio de Minas y Energía.

Con base en el Decreto 4956 de 2011, algunas industrias fueron eximidas del pago de la contribución

del 8,9 %. Esto generó que los recursos recibidos por contribuciones presentaran un decrecimiento

en el periodo evaluado 2010-2014, del 13 %.

Variación anual contribuciones Contribuciones-2014

120 %

100 %

80 % Gas Natural

60 %

EPM

40 % Gases de Occidente35 %

20 % 42 % Otras empresas

0 %

(20 %) 2010 2011 2012 2013 2014

(40 %) 10 %

(60 %) 13 %

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


NATURAL 2014

P R E C I O S D E L G N V

PRECIOS DE GAS NATURAL VEHICULAR A USUARIO FINAL - $/m3

CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014 TACC2010-2014

BARRANQUILLA 1.515 1.545 1.698 1.572 1.575 1 %

BOGOTÁ 1.362 1.351 1.356 1.273 1.320 (1 %)

BUCARAMANGA 1.449 1.450 1.623 1.480 1.499 1 %

CALI 1.599 1.615 1.387 1.638 1.511 (1 %)

CARTAGENA 1.544 1.574 1.358 1.603 1.582 1 %

IBAGUÉ 1.479 1.477 1.616 1.676 1.774 5 %

MANIZALES 1.544 1.553 1.689 1.696 1.597 1 %

MEDELLÍN 1.325 1.270 1.343 1.395 1.417 2 %

NEIVA 1.277 1.295 1.436 1.494 1.608 6 %

PEREIRA 1.535 1.574 1.562 1.564 1.596 1 %

SANTA MARTA 1.324 1.445 1.545 1.549 1.599 5 %

TUNJA 1.357 1.450 1.402 1.348 1.266 (2 %)

VALLEDUPAR 772 1.113 885 885 985 6 %

PROMEDIO 1.411 1.365 1.397 1.306 1.487 1 %

Fuente: Gazel, UPME.

Los precios del GNV reflejan un crecimiento del 1 %, lo que le ha permitido mantener la competitividad frente al ACPM, sustituto que tuvo un crecimiento en sus precios del 6 % durante el periodo evaluado.

Precio del GNV - $/m3 Máximo

Promedio

Mínimo

1.599 1.615 1.698 1.696 1.774

1.4871.411 1.365 1.397 1.306

1.113985

772 885 885

2010 2011 2012 2013 2014

Variación anual GNV

ACPM

30 %

20 %

10 %

0 %

2010 2011 2012 2013 2014

(10 %)

Fuente: Gazel, UPME. Fuente: Gazel, UPME.

ESTUDIOS UPME - BALANCE DE GAS 2015-2023

página 79

E S T U D I O S U P M E

Balance de

gas 2015-2023

Suministro de gas natural

En cuanto a las expectativas de

suministro, el estudio se presenta sobre la

base de las reservas totales a 31 de

diciembre de 2013 y se proyectan al año

2023, clasificándolas en probadas,

probables y posibles. El cálculo del

suministro u oferta se complementa con la

declaratoria de producción publicada en

Resolución Minminas 72206 de 2014.

En este documento, publicado en febrero del año 2015, •SUMINISTRO DE GAS NATURAL

la UPME realiza un análisis detallado de los diferentes •OFERTA DE GAS NATURAL

escenarios de la oferta y la demanda de gas natural. •DEMANDA DE GAS NATURAL

Este análisis consta de: •BALANCE NACIONAL DE GAS NATURAL

•CONCLUSIONES

Evolución de las reservas de gas natural - Tpc

Histórico Proyectado6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Fuente: UPME.

Declaración de producción Resolución Minminas 72206 de 2014

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

02014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023


Chuchupa

Cusiana

Cupiagua

Pauto Sur

Ballena

Floreña

Gibraltar

Otros

400 Mpcd Demanda de gas Año 2022

Oferta media incluye 3,4 %, crecimiento Se mantiene

suministro adicional promedio esperado el abastecimientoplanta de regasificación para el periodo en escenarioen 2017 2015-2023 oferta media


NATURAL 2014

Oferta de gas naturalLa oferta baja se establece únicamente con la declaratoria de producción

de 2014, que a su vez tiene en cuenta solo las reservas probadas y sin

considerar nuevos descubrimientos ni proyectos de regasificación.

El escenario de oferta media incluye la entrada, en enero de 2017, de la

planta de regasificación ubicada en cercanías de la ciudad de Cartagena, con

un valor adicional equivalente al volumen de 400 Mpcd. La UPME afirma en

su estudio que el escenario medio es el de menor incertidumbre.

La oferta alta se fundamenta en el escenario medio más el aporte esperado

por las reservas probables y posibles, cuyos volúmenes se prevé tienen una

probabilidad de 50 % y 10 % respectivamente. Sobre esto último, la UPME

enfatiza que por la situación actual de los precios bajos del petróleo, los

planes de inversiones podrían retrasarse y por tanto sería más baja la

probabilidad de producción con base en estas reservas.

Oferta nacional gas natural - Gbtud Alta Media Baja

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep15 15 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 22 22 22 23 23 23 24 24 24

Fuente: UPME.

Demanda de gas naturalDespués de realizar el análisis de los diferentes escenarios de demanda

y oferta estimados por la UPME, el documento describe las bases de las

proyecciones para cada uno de los sectores de uso del gas natural,

explicando que se identifican señales de alerta las cuales servirían para

detectar situaciones de desequilibrio entre la oferta y la demanda

proyectadas. Estas situaciones son reveladas por medio de una

resolución mensual, con el fin de evitar promedios anuales que de

alguna manera podrían enmascarar eventos de desabastecimiento.

Demanda nacional gas natural - Gbtud Alta Media Baja

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago ene jun nov abr sep feb jul dic may oct mar ago15 15 15 16 16 17 17 17 18 18 19 19 20 20 20 21 21 22 22 22 23 23 24 24

Fuente: UPME.

ESTUDIOS UPME - BALANCE DE GAS 2015-2023

página 81

Balance nacional de gas naturalLos escenarios de oferta junto con los escenarios de demanda mostrados Se identifican periodos críticos como el año 2017 que requiere de

en el siguiente gráfico, constituyen lo que el estudio denomina “Balance la puesta en operación de la planta de regasificación para un balance

de Gas Natural”. de abastecimiento confiable.

Balance nacional gas natural - Gbtud

Demanda alta

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600


Demanda media

Demanda baja

Oferta baja

Oferta media

Oferta alta

Fuente: UPME.

Balance de gas natural costa CaribeLa oferta de la costa Caribe comprende los campos de La Guajira y del

Valle Inferior del Magdalena. Por su parte, la demanda incluye los

departamentos de la costa Atlántica, Antioquia y parte del de Santander.

El gráfico refleja el escenario de demanda media frente al escenario

de oferta baja y media, que como ya se ha mencionado abarca el

proyecto de la planta de regasificación ubicada en esta región.

Balance costa Caribe - Gbtud

1.100

1.000

900

800

700

600

500

400

300

200

100


Oferta baja

Oferta media

Demanda media

Fuente: UPME.


NATURAL 2014

Balance de gas natural interior del paísEl interior del país se abastece con las reservas de los valles Medioy Superior del Magdalena, Catatatumbo, Llanos Orientales y Putumayo.

En el gráfico se aprecia que para el escenario de oferta, en enero de

2018, existirían faltantes para los escenarios de demanda media y

alta; y enero de 2020 sería el mes previsto de inicio de desbalances

en caso de que la demanda se comporte segun el escenario bajo.

Balance interior del país - Gbtud Oferta baja Demanda media

800

600

500

400

300

200

100

ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep ene may sep15 15 15 16 16 16 17 17 17 18 18 18 19 19 19 20 20 20 21 21 21 22 22 22 23 23 23 24 24 24

Fuente: UPME.

ConclusionesTodos los escenarios de oferta baja

indican un déficit desde el año 2017.

El escenario de oferta media refleja

déficit para escenarios de demanda

media y alta, a partir de los años

2023 y 2022, respectivamente.

Con el escenario de oferta alta,

que adiciona al escenario medio

reservas probables y posibles sin

nuevos hallazgos, no se tendría

desabastecimiento frente a ninguno

de los tres escenarios de demanda.

Desbalance oferta de gas natural - Gbtud

Feb - 22 Feb - 17 Ene - 18

140132 138 Feb - 18

Feb - 23 115

95

Oferta media Oferta media Oferta baja Oferta baja Oferta baja

Demanda alta Demanda media Demanda alta Demanda media Demanda baja

Fuente: UPME.

ESTUDIOS UPME - IDEARIO ENERGÉTICO 2050

página 83

P L A N E N E R G É T I C O N A C I O N A L C O L O M B I A : I D E A R I O E N E R G É T I C O 2 0 5 0

La UPME inicia el desarrollo de este documento, explicando que el estudio

fue diseñado con el fin de exponer algunas ideas sobre el futuro del sector

energético en Colombia y que podrían al mismo tiempo servir

como base para la elaboración e implementación de una política energética.

Subraya la UPME que el documento se denomina “ideario energético”

por cuanto señala pautas y líneas de acción recomendables,

pero no incluye mapas de ruta para los objetivos propuestos.

PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL

El documento

1.PANORAMA

2.CONTEXTO

se desarrolla a ENERGÉTICO ECONÓMICO

través de cuatro INTERNACIONAL

4.capítulos:

3. OBJETIVOS ESCENARIOS

ESPECÍFICOS Y ENERGÉTICOS

A 2050TRANSVERSALES

CONTEXTO ECONÓMICO

S E R E S A LTA :

Las nuevas opciones en el

portafolio energético

relacionadas, entre otros,

con gases crudos no

convencionales que traen

consigo mayores inversiones

en investigación y desarrollo.

Eficiencia energética en Preocupación

todos los eslabones de por disminuirla cadena en la totalidad impactode los usos energéticos. ambiental.

T E M A S R E L E VA N T E S S E C T O R G A S :

Crecimiento económico Crecimiento Pronóstico de una recuperación

moderada de los precios delde Colombia en 2014, esperadogas, el cual pasaría deel mejor de 2015-2050,3,5 US$/Mbtu en diciembreLatinoamérica, 4,8 %. 4,1 %.de 2014 a 4,1 US$/Mbtu en

diciembre de 2016.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES

C O N I N C I D E N C I A D I R E C TA E N G A S N AT U R A L :

Garantizar el abastecimiento Tarifas eficientes de Diversificar la canasta Promover la Normalidad y calidad del

de gas combustible y la precios del gas natural. de combustibles para el internacionalización servicio de gas combustible.infraestructura asociada. transporte de gas natural. del gas natural.

ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050

Este último capítulo presenta un

resumen de las proyecciones de

demanda de energía total en Colombia,

con un horizonte hasta el año 2050.

En cuanto a la proyección de demanda

para el escenario base, la UPME aclara

que tomó como datos base los

consumos de los años 2010 a 2012 del

Balance Energético Nacional -BEN-, con

los siguientes principales supuestos:

a. Crecimiento anual de la

economía de 4,6 % constante

desde 2014 hasta 2030 y de

3,5 % de 2031 a 2050.

d. Disminución de uso de leña,

especialmente en el sector residencial rural, en beneficio del uso de gas natural, GLP

y electricidad.

b. Crecimiento de la demanda

de energía eléctrica a una

tasa de 2 % promedio anual.

e. Ampliación de la cobertura

de los servicios de gas

natural y electricidad.

c. Crecimiento de gas natural a una tasa del 2,98 % promedio anualpara los sectores de consumo

final y de 2,6 % para los

procesos de transformación.

f. Penetración del gas natural como energético para el segmento

de transporte de carga.

4,1 % 4,1 US$/Mbtu Gas natural

Crecimiento económico Precio del gas natural 2,98 %, caso base con

de Colombia para proyectado para crecimiento promedio anual2015-2050 finales de 2016 esperado 2015-2050


NATURAL 2014

E S C E N A R I O B A S E

Para efectos de este informe, se

seleccionaron los cuatro energéticos

con mayor demanda de los 17

proyectados en el ideario: Diesel Oil,

Electricidad, Gas Natural y Gasolina

Motor, dejando en el grupo de otros:

leña, carbón mineral, kerosene, bagazo,

GLP, petróleo, diésel, residuos, carbón

de leña, alcohol carburante, fuel oil,

coque y energía solar.

Escenario base de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil

50 Electricidad

40 Gas natural

Gasolina motor30

Otros20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

Para el año 2050, se espera en este

escenario que la demanda de energía

sea de 55 Mtep, un crecimiento

promedio anual de 1,7 % con respecto a

2015, que se estima cierre en 26 Mtep.

El gas natural crece en dicho periodo

1,9 %, ganando participación al pasar

de 17 % en 2015 a 18 % en 2050.

Se prevé que los cuatro energéticos de

mayor demanda alcancen, en 2015,

una participación de 73 % dentro de la

canasta energética, incrementando

Canasta energética

escenario 21 %

25 % base

27 % 23 %

15 % 14 % 19 % 21 %

17 %

18 %

Diesel oil 2015

Electricidad 2050

Gas natural

Gasolina

motor Otros

Fuente: UPME.

esta a 79 % en el año 2050.

Se observa que el sector transporte de

gas natural es el de mayor consumo

durante el periodo de proyección, con

una participación de 38 % para 2015 y

de 47 % para 2050.

Escenario base de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM

20 Industria

Residencial15

Servicios

10 Transporte

5

- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

El documento también estudia la

evolución de los procesos de

transformación. La UPME explica

“En este sector se analiza el consumo

por energéticos que son utilizados en

generación de subproductos”.

En este escenario, la demanda del gas

natural para procesos de transformación

mantiene su participación de 14 %,

durante el periodo de proyección.

Escenario base de demanda procesos de transformación - Mtep

70 Petróleo

Hidroelectricidad60

Gas natural50

Carbón mineral40

Otros30

20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.


página 85

E S C E N A R I O S A LT E R N AT I V O S

E S C E N A R I OT E C N O L Ó G I C O 1 – T 1

Este escenario parte del base,

suponiendo un mayor consumo de

gas natural y energía eléctrica, en

detrimento del uso de energéticos

tradicionales y del carbón mineral.

Lo anterior, con el propósito de generar

disminuciones de gases de efecto

invernadero, además de buscar mayor

eficiencia en los procesos industriales.

Escenario T1 de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil

50 Electricidad

40 Gas natural

Gasolina motor30

Otros20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

En el escenario denominado tecnológico

1, el gas natural registra el mayor

crecimiento en el periodo de proyección,

2,3 %, mientras que las cifras

proyectadas para el total de la canasta

energética muestran un crecimiento

de 1,5 %. De manera conjunta en este

escenario, el diesel, la electricidad, el

gas natural y la gasolina aumentan su

participación, pasando de 78 % en

2015 a 87 % en 2050.

Canasta energética escenario T1

14 % 23 %

9 % 22 % 23 %

14 % 21 %

20 %

28 % 26 %

Diesel oil 2015

Electricidad 2050

Gas natural

Gasolina

motor Otros

Fuente: UPME.

La agricultura, construcción y minería -

ACM- y la industria son los sectores para

los que se espera mayores incrementos

en su participación, al pasar de 8 % y 22

% respectivamente en 2015 a 11 % y 24

% en 2050. Esto, principalmente, por el

supuesto de búsqueda de mayores

eficiencias en los procesos industriales ya

que se asumió una reducción significativa

de los energéticos tradicionales leña y

carbón de leña.

Escenario T1 de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM

25 Industria

Residencial20

Servicios15

Transporte10

5

- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

La demanda de energéticos para los

procesos de transformación, en este

escenario T1, se esperaría se mantenga

en términos generales, dentro de la

misma participación que el escenario

base, para el año 2015. La demanda del

gas natural para los procesos

de transformación incrementa su

participación al lograr 16 % en 2050 con

respecto al año 2015 prevista en 14 %.

Escenario T1 de demanda procesos de transformación - Mtep

Petróleo60

Hidroelectricidad50

Gas natural40 Carbón mineral30

Otros

20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.


NATURAL 2014

E S C E N A R I O T E C N O L Ó G I C O 2 – T 2

Es un escenario que se construye

a partir de la base del escenario

tecnológico 1, proyectando de

manera adicional la aplicación de

políticas de impulso a las fuentes no

convencionales de energía, que podrían

verse reflejadas en un mayor desarrollo

rural, aumentando la participación

de la biomasa en la matriz

energética nacional.

Escenario T2 de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil

50 Electricidad

40 Gas natural

Gasolina motor30

Otros20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

Para el año 2050 se pronostica que los

“otros” energéticos de la canasta

tengan una participación de 17 %,

superior si se compara con el 12 % que

aparece en el escenario tecnológico

1, debido, como ya se mencionó, a la

mayor participación de la biomasa.

Canastaenergéticaescenario T2

17 % 22 %

7 % 23 % 23 %

14 % 20 % 27 %

20 %

27 %

Diesel oil 2015

Electricidad 2050

Gas natural

Gasolina

motor Otros

Fuente: UPME.

La composición por sectores de

consumo muestra resultados muy

similares entre los dos escenarios

denominados tecnológicos, solo con

leves diferencias en las participaciones

producto del incremento en el consumo

del bagazo, de los residuos, del

biodiesel y del alcohol carburante, como

parte de una política de impulso a las

biomasas.

Escenario T2 de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM

25 Industria

Residencial20

Servicios15

Transporte10

5

- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

En este escenario, el petróleo pierde 5

puntos porcentuales de su participación

de la demanda. No obstante, al igual que

en los anteriores escenarios, es el

energético de mayor participación en

procesos de transformación, su consumo

está sujeto a la cantidad de barriles

que puedan procesar diariamente

las refinerías de Barrancabermeja

y Cartagena.

Escenario T2 de demanda procesos de transformación - Mtep

60 Petróleo

Hidroelectricidad50

Gas natural40

Carbón mineral30

Otros

20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

En el escenario “mundo eléctrico”

la energía eléctrica es el factor

determinante. La demanda de energía

total resultante se incrementa durante

el periodo de proyección en solo 0,9

%, crecimiento menor que el reflejado

en el escenario base, de 1,7 %. El

escenario supone la sustitución, donde

sea posible, de todos los energéticos

por la energía eléctrica.

En el año 2050, la electricidad terminaría

con una participación cercana al 90 %, el

otro 10 % de la canasta se abastecería de

gas natural. La sustitución total se da en

todos los demás energéticos como son,

entre otros, diesel oil, gasolina motor,

bagazo, kerosene, GLP, biodiesel. La

reducción del total de la energía

consumida se sustenta, como se indica en

el documento, en una mayor eficiencia

que se espera lograr en los procesos

gracias al cambio tecnológico.


página 87

E S C E N A R I O M U N D O E L É C T R I C O - M E

Escenario ME de demanda por energéticos principales - Mtep

45 Diesel oil40

Electricidad35

Gas natural30

25 Gasolina motor

20 Otros15

10

5

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

Canasta 1 %

energética 10 %

escenario ME Diesel oil 2015

25 % 23 %

Electricidad 2050

12 % 21 % 89 % Gas natural

Gasolina motor19 %

Otros

Fuente: UPME.

Los servicios y la industria evidencian

crecimientos en el periodo de proyección

2015-2050 por encima del crecimiento

total, de 1,7 % y 1,3 % respectivamente.

Este escenario explica dos alternativas

de suministro de energía eléctrica:

Fuentes Convencionales de Energía -

FCE-, donde se requiere mayor cantidad

de energía primaria, y Fuentes no

Convencionales de Energía -FNCE-,

donde la demanda de energía en los

procesos de transformación es menor,

como consecuencia del uso intensivo de

renovables no convencionales para la

generación de energía eléctrica.

Escenario ME de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM

25 Industria

Residencial20

Servicios15

Transporte10

5

- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

Escenario ME FCE de demanda procesos de transformación - Mtep Escenario ME FNCE de demanda procesos de transformación - Mtep45

70 40

Petróleo 60 35

30Hidroelectricidad 50

25Gas natural 40

20Carbón mineral 30

Otros 1520

10

10 5

Fuente: UPME. - 2015 2020 2025 2030 2035 2040

2045 2050 - 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050


NATURAL 2014

E S C E N A R I O E F I C I E N C I A E N E R G É T I C A - E E

El escenario de EE refleja los supuestos

iniciales del caso base, adicionando

aumentos de eficiencia en procesos

agrícolas, industriales, de cocción y

calentamiento de agua en el sector

residencial. Igualmente, la UPME

proyectó para este escenario ingresos

de energía eólica y solar en procesos

de transformación.

Escenario EE de demanda por energéticos principales - Mtep60 Diesel oil

50 Electricidad

40 Gas natural

Gasolina motor30

Otros20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

La demanda de energía final con

respecto al escenario base para el

año 2050, disminuiría 12 % para este

escenario, debido principalmente a la

sustitución de energéticos.

El petróleo continuaría siendo el

energético más utilizado dentro de la

canasta energética de este escenario,

28 %, seguido de la electricidad 26 %.

Canastaenergéticaescenario EE 28 % 23 %

27 % 24 %

14 % 19 % 26 %

7 %16 %

16 %

Diesel oil 2015

Electricidad 2050

Gas natural

Gasolina

motor Otros

Fuente: UPME.

Al igual que en todos los escenarios,

el sector transporte de gas natural

es el que presentaría el mayor

consumo durante todo el horizonte de

proyección. Cabe destacar que el sector

ACM incrementaría su participación

3 puntos porcentuales en 2050, con

respecto a la esperada en 2015.

Escenario EE de demanda por sectores de consumo - Mtep ACM

25 Industria

Residencial20

Servicios15

Transporte10

5

- 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

En las proyecciones de la demanda de

procesos de transformación en este

escenario de eficiencia energética, es el

carbón mineral el que más incrementa

su participación, pasa de un 12 % a un

18 %, contra disminuciones de 2 puntos

porcentuales de la hidroelectricidad, el

petróleo y el gas natural.

Escenario EE de demanda procesos de transformación - Mtep

60 Petróleo

Hidroelectricidad50

Gas natural40

Carbón mineral30

Otros

20

10

-

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Fuente: UPME.

GAS NATURAL EN COLOMBIA - CIFRAS FINANCIERAS

página 89

C I F R A S F I N A N C I E R A S D E L A S E M P R E S A S

Participación por activos del sector gas

Distribuidoras

Transportadoras

58 % 42 % Fuente: SUI.

DATOS GENERALES DEL SECTOR GAS

CIFRAS EN MILLONES DE PESOS

ACTIVOS 16.552.836

PASIVOS 8.839.935

INGRESOS OPERACIONALES 6.363.118

UTILIDAD NETA 908.137

Fuente: SUI.

DETALLE PARTICIPACIÓN POR ACTIVOS Margen operacional del sector gas

DISTRIBUIDORAS 2014 TRANSPORTADORAS 2014 46 % 51 %

GAS NATURAL 20 % TGI 58 % 43 % 41 %

GASES DEL CARIBE 17 % PROMIGAS 33 % 31 %

GASES DE OCCIDENTE 12 % PROMIORIENTE 6 %

EPM 11 % TRANSMETANO 2 % 16 %13 % 12 %ALCANOS 10 % PROGASUR 1 % 11 % 11 %

SURTIGAS 10 % TRANSOCCIDENTE 0,1 %

EFIGAS 6 %

LLANOGAS 3 %

GASORIENTE 2 % 2010 2011 2012 2013 2014

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 2 % DistribuidorasGASES DE LA GUAJIRA 1 %

TransportadorasOTRAS DISTRIBUIDORAS 5 % Fuente: SUI. Fuente: SUI.

Sector gas 19 6

Para el estudio Empresas Empresas

de las cifras financieras distribuidoras transportadorasdel sector, se analizaron25 empresas


NATURAL 2014

C I F R A S C O N S O L I D A D A S

CONSOLIDADO DISTRIBUIDORAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 4.940.600 5.493.702 6.223.050 6.596.369 6.900.002

PASIVO 2.030.222 2.304.739 2.788.604 3.031.211 3.703.967

PATRIMONIO 2.910.379 3.188.963 3.434.447 3.565.159 3.196.035

ESTADO DE RESULTADOS

INGRESO OPERACIONAL 3.239.884 3.609.633 4.301.986 4.848.374 4.830.347

UTILIDAD OPERACIONAL 508.612 458.096 477.266 562.570 529.621

UTILIDAD NETA 621.109 579.409 642.824 680.646 582.004

INDICADORES FINANCIEROS

MARGEN OPERACIONAL 16 % 13 % 11 % 12 % 11 %

MARGEN NETO 19 % 16 % 15 % 14 % 12 %

ENDEUDAMIENTO 41 % 42 % 45 % 46 % 54 %

Fuente: SUI.

CONSOLIDADO TRANSPORTADORAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 6.906.428 8.070.910 8.452.597 9.271.115 9.652.834

PASIVO 3.938.831 4.055.270 3.956.811 4.251.836 5.135.968

PATRIMONIO 2.967.597 4.015.640 4.495.785 5.019.279 4.516.866


INGRESO OPERACIONAL 876.547 921,206 1.059.631 1.306.405 1.532.771


UTILIDAD NETA 357.185 235.760 509.317 614.873 326.133



MARGEN NETO 41 % 26 % 48 % 47 % 21 %

ENDEUDAMIENTO 57 % 50 % 47 % 46 % 53 %

Fuente: SUI.


página 91

D I S T R I B U I D O R A S D E G A S N AT U R A L

ALCANOS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 430.953 494.193 500.390 641.134 691.118

PASIVO 87.313 114.590 116.939 203.542 318.806

PATRIMONIO 343.640 379.603 383.452 437.592 372.312


INGRESO OPERACIONAL 190.310 236.526 259.424 280.506 325.919


UTILIDAD NETA 49.080 49.194 53.391 49,920 57.140



MARGEN NETO 26 % 21 % 21 % 18 % 18 %

ENDEUDAMIENTO 20 % 23 % 23 % 32 % 46 %

Fuente: SUI.

EFIGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 251.621 301.575 353.309 357.601 381.314

PASIVO 98.927 140.698 180.443 170,781 190.995

PATRIMONIO 152.694 160.877 172.866 186,820 190.319




UTILIDAD NETA 40.615 38.068 47.562 46.459 41.142



MARGEN NETO 24 % 19 % 17 % 16 % 17 %

ENDEUDAMIENTO 39 % 47 % 51 % 48 % 50 %

Fuente: SUI.


NATURAL 2014

EPM - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


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




UTILIDAD NETA 16.723 16.416 28.960 35.894 52.548



MARGEN NETO 5 % 4 % 6 % 6 % 9 %

ENDEUDAMIENTO 41 % 42 % 43 % 46 % 51 %

Fuente: SUI.

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 114.492 121.176 131.932 143.011 161.921

PASIVO 57.568 66.114 71.483 68.650 85.053

PATRIMONIO 56.924 55.062 60.450 74.361 76.868




UTILIDAD NETA 14.334 9.220 10.551 15.462 14.671



MARGEN NETO 17 % 9 % 9 % 13 % 12 %

ENDEUDAMIENTO 50 % 55 % 54 % 48 % 53 %

Fuente: SUI.


página 93

GASORIENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 163.778 157.920 170.814 174.003 169.088

PASIVO 37.896 57.350 31.672 47.140 63.955

PATRIMONIO 125.882 100.569 139.142 126.863 105.133




UTILIDAD NETA 4.450 6.443 15.577 13.112 12.048



MARGEN NETO 5 % 6 % 14 % 12 % 11 %

ENDEUDAMIENTO 23 % 36 % 19 % 27 % 38 %

Fuente: SUI.

GAS NATURAL - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 1.095.551 1.457.154 1.572.722 1.503.562 1.385.185

PASIVO 345.542 403.792 491.589 404.706 601.771

PATRIMONIO 750.009 1.053.362 1.081.133 1.098.856 783.415


INGRESO OPERACIONAL 903.732 1.066.631 1.215.610 1.273.465 1.335.979


UTILIDAD NETA 205.668 214.868 211.416 215.961 138.814



MARGEN NETO 23 % 20 % 17 % 17 % 10 %

ENDEUDAMIENTO 32 % 28 % 31 % 27 % 43 %

Fuente: SUI.


NATURAL 2014

GASES DE LA GUAJIRA - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 54.652 60.687 69.320 73.793 84.962

PASIVO 20.680 25.416 30.036 32.318 41.930

PATRIMONIO 33.972 35.271 39.284 41.475 43.032



UTILIDAD OPERACIONAL 2.063 1.731 1.501 1.960 841

UTILIDAD NETA 4.963 4.852 5.577 6.375 5.958



MARGEN NETO 21 % 17 % 17 % 18 % 16 %

ENDEUDAMIENTO 38 % 42 % 43 % 44 % 49 %

Fuente: SUI.

GASES DE OCCIDENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 598.246 664.648 817.212 871.581 857.934

PASIVO 353.832 421.770 533.315 572.158 570.276

PATRIMONIO 244.414 242.878 283.897 299.423 287.657




UTILIDAD NETA 65.939 69.166 78.534 92.562 55.671



MARGEN NETO 14 % 15 % 13 % 12 % 8 %

ENDEUDAMIENTO 59 % 63 % 65 % 66 % 66 %

Fuente: SUI.


página 95

GASES DEL CARIBE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 731.703 688.034 802.305 916.819 1.147.413

PASIVO 401.003 356.952 410.417 495.625 729.609

PATRIMONIO 330.700 331.082 391.888 421.194 417.804




UTILIDAD NETA 106.747 103.827 112.844 119.652 126.264



MARGEN NETO 22 % 21 % 20 % 17 % 18 %

ENDEUDAMIENTO 55 % 52 % 51 % 54 % 64 %

Fuente: SUI.

LLANOGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 165.911 174.922 197.598 205.132 210.810

PASIVO 73.119 75.968 98.856 87.700 87.978

PATRIMONIO 92.792 98.955 98.742 117.432 122.832




UTILIDAD NETA 3.670 4.094 3.655 4.107 7.574



MARGEN NETO 5 % 5 % 4 % 4 % 6 %

ENDEUDAMIENTO 44 % 43 % 50 % 43 % 42 %

Fuente: SUI.


NATURAL 2014

SURTIGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


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




UTILIDAD NETA 87.306 43.788 47.389 50.581 49.247



MARGEN NETO 26 % 13 % 11 % 10 % 10 %

ENDEUDAMIENTO 51 % 62 % 69 % 75 % 65 %

Fuente: SUI.

OTRAS DISTRIBUIDORAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 214.283 236.428 281.607 327.611 355.789

PASIVO 48.130 68.270 95.106 111.474 176.465

PATRIMONIO 166.153 168.158 186.500 216.137 179.324




UTILIDAD NETA 21.614 19.475 27.369 30.562 20.928



MARGEN NETO 21 % 19 % 21 % 22 % 15 %

ENDEUDAMIENTO 22 % 29 % 34 % 34 % 50 %

Fuente: SUI.


página 97

T R A N S P O R TA D O R A S D E G A S N AT U R A L

PROMIGAS - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


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




UTILIDAD NETA 265.484 186.507 240.869 442.350 365.461



MARGEN NETO 101 % 82 % 98 % 151 % 90 %

ENDEUDAMIENTO 46 % 45 % 42 % 42 % 46 %

Fuente: SUI.

PROMIORIENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 458.029 488.489 516.126 506.550 620.161

PASIVO 373.516 316.404 343.459 324.624 317.671

PATRIMONIO 84.514 172.085 172.667 181.926 302.489




UTILIDAD NETA 6.075 4.267 1.942 17.458 30.987



MARGEN NETO 58 % 23 % 3 % 23 % 36 %

ENDEUDAMIENTO 82 % 65 % 67 % 64 % 51 %

Fuente: SUI.


NATURAL 2014

PROGASUR - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 55.182 82.253 79.761 74.663 85.787

PASIVO 13.636 28.225 22.939 18.465 25.806

PATRIMONIO 41.547 54.028 56.821 56.198 59.982




UTILIDAD NETA 4.479 7.113 4.989 5.838 9.960



MARGEN NETO 49 % 63 % 33 % 31 % 37 %

ENDEUDAMIENTO 25 % 34 % 29 % 25 % 30 %

Fuente: SUI.

TRANSOCCIDENTE - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 12.625 15.751 15.416 13.373 12.687

PASIVO 1.634 2.130 2.096 936 1.292

PATRIMONIO 10.991 13.621 13.320 12.438 11.395




UTILIDAD NETA 1.118 2.305 1.757 1.669 1.524



MARGEN NETO 33 % 46 % 35 % 33 % 35 %

ENDEUDAMIENTO 13 % 14 % 14 % 7 % 10 %

Fuente: SUI.


página 99

TGI - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 4.050.323 4.971.224 5.087.326 5.739.842 5.569.836

PASIVO 2.497.241 2.594.881 2.467.177 2.700.530 3.278.275

PATRIMONIO 1.553.082 2.376.343 2.620.149 3.039.312 2.291.561




UTILIDAD NETA 69.831 25.614 247.680 130.067 -102.582



MARGEN NETO 12 % 4 % 35 % 15 % -11 %

ENDEUDAMIENTO 62 % 52 % 48 % 47 % 59 %

Fuente: SUI.

TRANSMETANO - CIFRAS EN MILLONES DE PESOS


BALANCE GENERAL

ACTIVO 125.814 129.969 146.178 148.786 162.624

PASIVO 34.885 34.788 22.631 27.139 26.083

PATRIMONIO 90.929 95.180 123.547 121.648 136.540




UTILIDAD NETA 10.198 9.953 12.080 17.491 20.783



MARGEN NETO 32 % 30 % 38 % 44 % 46 %

ENDEUDAMIENTO 28 % 27 % 15 % 18 % 16 %

Fuente: SUI.

T E M ÁT I C A SR E L E VA N T E S Y

D E A C T U A L I D A D

PA R A E L S E C TO R


NATURAL 2014

Con la institucionalización de este capítulo se pretende abrir un espacio en el informe anual del gas natural en Colombia, donde se puedan exponer temáticas relevantes a las que se está

enfrentando el sector en la actualidad y que ameriten su estudio, con el propósito de tener un mayor entendimiento y claridad por parte de todos los agentes interesados en el sector.

Para este año, se presentan dos temas de vital importancia sectorial: los precios del gas natural en Colombia, específicamente el incremento que de estos se espera para la región Caribe,

y el cuello de botella en que se han convertido las licencias ambientales para el desarrollo de la infraestructura de transporte de gas en Colombia.

P R E C I O S D E L G A S N AT U R A L

C O N T E X T O

A raíz de los severos incrementos en los precios del gas natural a los

que se vería sometida la región Caribe en el transcurso de 2015, de

aplicarse la regulación vigente a diciembre de 2014 para ello, y la gran

controversia que esto ha generado entre los diferentes estamentos,

agentes del sector y en general en toda la opinión pública de esta

sección del país, se decidió incluir esta situación como uno de los dos

temas que se desarrollarán en este nuevo capítulo del informe.

Es válido aclarar que aun cuando la fórmula con la que se calcula la tarifa de

gas natural al usuario final es la misma para todos los usuarios de gas en el

país, no necesariamente su aplicación produce el mismo resultado para las

diferentes regiones, y es así como esta coyuntura de incrementos relevantes

que estaría viviendo la región Caribe en 2015, no es replicable en las demás

regiones de Colombia, donde por el contrario se pudieran estar generando

unas mínimas disminuciones en el precio de este energético.

En la actualidad, la tarifa de gas al usuario final en Colombia

consta de cuatro componentes que se ilustran a continuación.

TA R I FA D EG A S U S U A R I O

F I N A L

C O S T O D EG A S E N B O C A

D E P O Z O ( G )

C O S T O C O S T O C O S T OT R A N S P O R T E D I S T R I B U C I Ó N C O M E R C I A L I Z A C I Ó NG A S ( T ) ( D ) ( C )

Gas de La Guajira Gas de Cusiana US$ 6,04/Mbtu

Sufriría un incremento Presentaría una Precio máximo histórico

de 25 % en su precio disminución en su del gas de La Guajira,para 2015, si se aplicase precio para 2015 de bajo mecanismo regulado,indexador actual aplicarse indexador actual alcanzado en segundo

semestre de 2012estre de 2012.

TEMÁTICAS RELEVANTES Y DE ACTUALIDAD PARA EL SECTOR

página 103

En el desarrollo de esta temática se hará énfasis en el componente del

costo de gas en boca de pozo o (G), por ser el factor motivante de los

incrementos del precio de gas en la región Caribe, aunque el costo de

transporte o (T) por estar expresado 70 % en dólares,

aproximadamente, también repercute en dichos incrementos.

Inicialmente, se hará un breve recorrido por la historia regulatoria en lo

que a precios de gas natural en Colombia se refiere, mencionando los

aspectos más relevantes de regulaciones antes aplicadas. Además, se

procede a desglosar la regulación actual por la cual se rigen los precios

del gas natural en Colombia, a través de un repaso a la Resolución

CREG 089 de 2013 en la que se establecen, entre otros aspectos, los

mecanismos de comercialización y la fórmula de indexación de los

precios de este hidrocarburo, ítems determinantes para poder entender

esta problemática.

Seguidamente, se presenta el escenario de incremento de precios de gas

natural que originó esta coyuntura, apartes de la movilización que se

generó en la región Caribe para evitar esta escalada alcista, considerada

injusta y en contra de los intereses por mantener una industria competitiva

en la región; además, las medidas temporales determinadas

por la CREG y algunas de las alternativas planteadas por agentes del

sector a la regulación, específicamente al indexador existente para el

precio de gas natural, con lo cual se solventaría esta crisis.

Se finaliza este tema con un breve análisis con el que se quiere

visualizar la competitividad del gas natural a través del tiempo y en los

diferentes sectores en que participa.

M A R C O R E G U L AT O R I O

Antecedentes Regulación actual

Los precios de gas natural en boca de pozo en nuestro país, en un

comienzo eran regulados y el recorrido para llegar a la liberación actual

de precios fue largo. La primera norma que se expidió en Colombia para

fijar el precio de gas natural en boca de pozo fue la Resolución 039 de

1975, para el gas de La Guajira, emitida por la Comisión de Precios del

Petróleo y Gas. Previo a esto, las tarifas eran fijadas por el MME con

base en lo reglamentado por el Código de Petróleos.

Más adelante, mediante la Resolución 061 de 1983, se decretaron

precios para el gas asociado y no asociado del interior del país.

Ya en la era de la CREG, la Resolución 023 de 2000 acogió las

anteriores resoluciones vigentes para la fecha y años más tarde, con la

Resolución 119 de 2005, se modificó el esquema de actualización de

precios máximos regulados de manera específica para los campos de La

Guajira, Opón y Cusiana. Los dos primeros se ajustarían

semestralmente, con la variación del índice del “New York Harbor

Residual Fuel Oil 1,0 % Sulfur LP Spot Price”, mientras que para el gas

de Cusiana establecía US$ 1,40/ Mbtu como tope máximo si la

capacidad de la planta de tratamiento del gas asociado era igual o

inferior a los 180 Mpcd y lo liberaba cuando se sobrepasara dicha

capacidad, lo que aconteció en julio de 2006. Asimismo, definió que para

cualquier campo futuro, los precios serían sin sujeción a topes máximos.

En octubre de 2006, la CREG determinó para los precios del gas en

boca de pozo del campo de La Guajira, dos alternativas: en la

modalidad contractual “take or pay”, el precio acordado debía ser

menor que el tope máximo instituido en la Resolución 119 de 2005,

mientras que en la modalidad contractual OCG, el precio podía

superar los límites a estos establecidos en dicha resolución.

Por medio de la Resolución CREG 089 de 2013, la Comisión fijó el

conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro

y transporte de gas natural que se llevan a cabo en los mercados

primario y secundario de gas natural.

Con la puesta en marcha de este nuevo marco de comercialización

reglamentado por la CREG para el gas natural, los precios de este

energético en el mercado mayorista pueden ser definidos mediante

negociaciones bilaterales entre productores y compradores.

Normalmente, el resultado de estas negociaciones redunda en

contratos de largo plazo (5 o más años), en los cuales el precio pactado

se debe actualizar anualmente de acuerdo con la formulación planteada

para tal fin en la resolución antes mencionada, siendo precisamente la

aplicación de esta fórmula de indexación la principal causante de los

excesivos incrementos no previstos por el ente regulador.


NATURAL 2014

Resolución CREG 089

2013 de agosto 14.

Firma Contratos de

Suministro en Firme

hasta noviembre 30.

C R O N O L O G Í A

Circular CREG 059 Resolución CREG

de agosto 12.

2014 Circular CREG 108 2015 017 de febrero 27.CREG publicará nuevo

de noviembre 27.Resolución CREG 183 indexador a partir de

abril 30.de diciembre 26.

V E N D E D O R E S

Productores -

Comercializadores

Comercializadores

de gas importado

M E C A N I S M O S D E C O M E R C I A L I Z A C I Ó N

M E R C A D O P R I M A R I O

CO M P R A D O R E SComercializadores

N E G I Ó N Usuarios no regulados

SEGÚN BALANCE UPMEOferta>Demanda Oferta<=Demanda

en al menos 3 de 5 en al menos 3 de 5

años siguientes años siguientes

Negociación Negociación

directa (durante mediante

periodo definido) subasta

Tipos de contratos

•Firme

•Firmeza condicionada

•OCG

•OCG contra exportación

•Suministro de contingencia


página 105

F Ó R M U L A D E I N D E X A C I Ó N D E P R E C I O S

Esta fórmula de indexación de los precios establecidos

en los contratos para suministro de gas natural en

firme y a largo plazo, firmados entre los productores y

los compradores, fue definida por la CREG en el

anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013.

Donde:

Ptƒ,d,ai:

precio del gas natural contratado bajo la modalidad t ,de la fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el año

ai . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.

Ptƒ,d,a1:

precio del gas natural contratado bajo la modalidad t, de la

fuente ƒ , con duración d , aplicable durante el primer año

de vigencia del contrato a1 . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.

P¯cfƒ,1,ai:

promedio ponderado por cantidades de los precios de los

contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año,

negociados para el año ai . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.

P¯cfƒ,1,a1:

promedio ponderado por cantidades de los precios de los

contratos firmes, de la fuente ƒ , con duración de un año,

negociados para el año a1 . Este valor se expresará en dólares de los Estados Unidos de América por Mbtu.

Ptƒ,d,ai = Ptƒ,d,a1 X (P¯P¯

cfcf

ƒƒ,,1

1,,ai

a1) I N D E X A D O R

T : modalidad bajo la cual se contrató el gas natural. Podrá ser un

contrato firme -cf- , un contrato de suministro con firmeza

condicionada -cfg-, o un contrato de opción de compra de

gas -ocg-.

ƒ: punto de entrega del gas natural contratado. Se

entenderá por punto de entrega el campo, punto de entrada al SNT o punto del SNT que corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos de gasoductos definidos para efectos tarifarios.

d : duración del contrato de suministro.

ai : año durante el cual se aplicará el precio del gas natural. El año se iniciará un 1 de diciembre y terminará el 30 de

noviembre siguiente. La variable i tomará los valores de

1 a d, siendo a1 el primer año de vigencia del contrato objeto

de actualización de precios.

Básicamente, la actualización del precio se obtiene al multiplicar el

precio inicial pactado por el resultado de la división del precio

promedio de los contratos firmes negociados a un año, para el

periodo determinado, sobre el precio promedio de los contratos

firmes a un año negociados para el año inicial.


NATURAL 2014

E S C E N A R I O D E P R E C I O S D E G A S N AT U R A L B A J O R E G U L A C I Ó N A C T U A L P A R A 2 0 1 5

Cálculo de indexador según fuente

P¯cfn,1,ai Precio promedio de gas natural de los contratos

= firmes negociados a un año para el año actual

(P¯cfn,1,a1)Precio de gas natural promedio de los contratos

firmes negociados a un año para el año inicial

La CREG, a través de las circulares 059 y 108 de 2014 de agosto 12y noviembre 27 de 2014 respectivamente, hizo públicos los valores de los

componentes (denominador y numerador) con que se debería calcular el

factor de actualización para los precios de los contratos suministro

de gas con duración superior a un año, para cada uno de los puntos

de entrega al SNT (Ballena y Cusiana).

A continuación se muestran los cálculos del indexador en cuestión, para

cada una de las fuentes, siguiendo las directrices estipuladas por la

CREG, según anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013.

Punto de

P¯cfƒ,1,a2= 5,4529 US$/Mbtu = 1,251

entrada a SNTde Ballena

P¯cfƒ,1,a1= 4,3566 US$/Mbtu

Punto de Medidas temporales y

entrada a SNT alternativas planteadasde Cusiana para nuevo indexador

P¯cfƒ,1,a2= 3,4478 US$/Mbtu

= 0,969

P¯cfƒ,1,a1= 3,5581 US$/Mbtu Producto del malestar generado en la región Caribe por el inminente

incremento de precios que se avecinaba, se organizó una mesa de

trabajo entre los agentes del sector, dirigentes gremiales, empresarios yrepresentantes del Gobierno Nacional, de la cual se obtuvo la congelación

por tres meses de los precios y la no aplicación inmediata del indexador

previamente explicado. Esto quedó refrendado a través de la Resolución

Como se pudo apreciar en los resultados anteriores, mientras CREG 183 de 2014 y su vigencia aplicaba hasta el 28 de febrero de 2015.

que los precios de gas para el interior del país (Campo de Posteriormente, por medio de la Resolución CREG 016 de 2015 se dispuso

Cusiana - Cupiagua), en 2015 sufrirían una reducción del una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas3 % como resultado de la aplicación del indexador de 0,969, natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opciónla situación para la costa Caribe (punto entrada a SNT de de compra, acordaran modificar tanto el precio de los contratos suscritosBallena) sería completamente contraria, con incrementos en 2014, como el indexador de precios de los contratos de más de un añodel orden de 25 %, al tener que aplicar a los precios fijados suscritos en 2013 y 2014. Adicionalmente, la Comisión fijó como límite elen los contratos de suministro de gas natural vigentes, un 30 de abril de 2015 para establecer el indexador definitivo del precio delindexador de 1,2516. Esta situación generó, a finales de 2014, gas que sustituirá al definido en la Resolución CREG 089 de 2013.el inmediato rechazo de los empresarios, dirigentes gremiales,

bancada costeña en el congreso y agentes del sector gas de la A continuación se presentan unas alternativas planteadas por diferentes

región, quienes se declararon en alerta y se dieron a la tarea de agentes del sector y de los gremios allegados a este, en lo que respectabuscar acercamientos con el Gobierno Nacional para encontrar al nuevo indexador por definir.soluciones de fondo a esta problemática.

Naturgas y otros agentes del sector

En diciembre de 2014, esta entidad presentó una opción similar a

la planteada por la CREG antes de que se emitiera la Resolución

CREG 089 de 2013, consistente en un indexador mixto, un

componente relacionado con los precios locales del gas y otro con

los precios internacionales del petróleo.

Esta opción fue firmada por productores, térmicos y distribuidores y

según Eduardo Pizano, Presidente de Naturgas, “el único que no firmó

fue la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia -ANDI-.

Comité Intergremial del Atlántico

En la vocería de su Presidenta Ejecutiva, Beatriz Vélez, propuso que la

fórmula de actualización de precios fuera corregida por la CREG; sin

embargo, esta debía someterse a un estudio y análisis mucho más

profundos. En síntesis, para este gremio 2015 debía entenderse como

un año de transición en el esquema regulatorio, el cual se debe

estudiar a fondo y emitir una nueva formulación que aplique a partir

de 2016.

Gases del Caribe SA ESP

Esta distribuidora propuso eliminar el efecto del precio de compra

de las térmicas, es decir que para efectos del cálculo del

indexador solo sean tenidos en cuenta los contratos con destino a

los sectores residencial e industrial.

Impacto de la TRM en el precio del gas natural

De los cuatro componentes que hacen parte de la tarifa de gas al

usuario final, dos de ellos, el de producción o (G) y el de transporte o

(T), están expresados en dólares.

Como se pudo percibir en la temática antes expuesta, el (G) se tasa en

su totalidad en dólares, mientras que en el (T) esta divisa participa,

aproximadamente, en 70 % del total del valor de este componente.

Es por todo lo anterior, que ante fuertes variaciones en la TRM, como las

acontecidas entre finales de 2014 y comienzos de 2015, se produzcan

incrementos posteriores en el valor de la tarifa de gas a los usuarios finales.

Ahora bien, no a todos los sectores les impacta por igual los

incrementos en la TRM en su tarifa, y esto tiene su razón en que la

participación de los cuatro componentes que conforman la fórmula

tarifaria de gas no es la misma para todos los sectores.

Manuel Vives, Subgerente Comercial de Gases del Caribe, considera

que “el sector que se ve más afectado con las fluctuaciones del dólar

es el industrial ya que 80 % del aumento del dólar lo asumen estos

clientes, quienes a su vez asumen más del 80 % en la tarifa final en

suministro y transporte, que como fue mencionado anteriormente se

fijan en esta divisa” (Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo).

En lo que respecta al sector residencial, si bien la situación es

preocupante no resulta tan crítica como en el sector industrial, toda vez

que la participación de los componentes dolarizados, el (G) y el (T), solo

alcanza a ser de 40 %, aproximadamente. No obstante, como lo expresa

el mismo Manuel Vives “ambos mercados se ven afectados por la

devaluación de la moneda, la cual fue muy alta y en un periodo muy corto”

(Pág 20-21; Revista +N; marzo 2015; El Heraldo).

E V O L U C I Ó N D E P R E C I O S E N B O C A D E P O Z OPrecios regulados de La Guajira y Cusiana La Guajira Cusiana

7,0 5,90

6,0 3,32

5,0

4,0

3,0 2,35 3,97

1,812,0

1,0 0,70

0,0 1,01

feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago feb ago

feb ago 78 78 79 79 80 80 81 81 82 82 83 83 84 84 85 85 86 86 87 87 88 88 89 89 90 90 91 91 92 92 93 93 94 94 95 95 96 96 97 97 98 98 99 99 00 00 01 01 02 02 03 03 04 04 05 05 06 06 07 07 08 08 09 09 10 10 11 11 12 12 13 13 14 14

Fuente: UPME.

Cuando se hace una retrospectiva de los precios de La Guajira, se

puede apreciar que a pesar de ser regulados presentaron en el

segundo semestre de 2008 y en el periodo 2011-2012 una coyuntura de

incrementos similar a la que se vislumbraba para 2015, de aplicarse el

indexador como estaba previsto. En estos periodos el sector industrial

del país que se abastecía de este campo fue de los más

perjudicados con estos incrementos, llegándose inclusive al desmonte

de operaciones de plantas que funcionaban a gas como las cementeras

de la costa Atlántica, que regresaron a operar con carbón.

Los precios de Cusiana históricamente han sido menos propensos a

fuertes fluctuaciones; mientras estuvieron regulados su comportamiento

fue totalmente estable.


NATURAL 2014

P R E C I O S P O T D E G N L

Como se expone en el Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético Nacional 2050, UPME 2015: “una

de las alternativas para garantizar el abastecimiento de la demanda de gas es promover la internacionalización

del gas natural en Colombia mediante la construcción de una planta de regasificación y permitir así la

importación de gas proveniente del mercado externo”, y ante la probabilidad de concreción de dicha

infraestructura en el país que posibilita que el GNL se convierta en una nueva y adicional fuente de suministro

de gas natural, a continuación se presenta una información con la que se muestra un panorama general de la

situación de los precios de GNL a nivel mundial, para finales de 2014 e inicios de 2015, que puede servir de

referencia para estimar un potencial precio de esta fuente de suministro.

La oferta mundial de GNL se

mantuvo al alza, en particular

por la entrada en operación del

proyecto Papua Nueva Guinea

(PNG LNG) de ExxonMobil.

Los precios de GNL en Japón

ascendieron a 10 US$/Mbtu el

15 de diciembre de 2014,

después de haber caído desde

alrededor de 16 US$/Mbtu

a inicios de ese mismo año.

En China, la desaceleración dela demanda de gas ha suscitado la

preocupación sobre cómo absorber

el GNL contratado: el doble de los

niveles actuales en solo 3 años.

En Argentina, el mayor importador

de GNL de América en la actualidad,

las importaciones crecieron de forma

exponencial desde 2008, cuando

empezaron a llegar los primeros

cargamentos. El aumento de la

importación argentina respondió

principalmente a la puesta en

marcha de la segunda terminal

de regasificación en Escobar

(Buenos Aires). El precio a pagar

en septiembre de 2014 estuvo

alrededor de los 13 US$/Mbtu.

Para el mercado europeo, un

estudio de Wood Mackenzie estimó

que una interrupción prolongada en

el suministro gasífero proveniente de

Rusia –a raíz del conflicto que esa

nación mantiene con Ucrania–

estrechará aún más el mercado del

GNL, ya que el sur de Europa

deberá competir con Asia para

satisfacer su demanda.

Precios mundiales estimados de GNL-2015 US$/Mbtu

UK Belgium

US$ 8,45 US$ 8,23Cove Point Canaport Spain Korea

US$ 16,74US$ 7,47 US$ 10,00US$ 8,82 Japan

Lake Charles US$ 10,00

US$ 3,29 India China

US$ 9,50 US$ 9,80

Altamira

US$ 9,40

Río de Janeiro

US$ 9,24

Bahía Blanca

US$ 9,61

Fuente: Waterborne Energy, Inc.


página 109

R E G U L A C I Ó N A M B I E N TA L

P A R A I N F R A E S T R U C T U R A D E T R A N S P O R T E

N O R M AT I V I D A D A M B I E N TA L A P L I C A B L E A L S E C T O R

N O R M AT I V I D A D D E C A R Á C T E R G E N E R A LCausen deterioro grave

Ley 99 Proyectos, a recursos naturales no

Licencia renovables o al medio ambientede 1993 OBLIGA A obras y QUE

ambientalAmbiental actividades Introduzcan modificaciones

considerables o notorias

al paisaje

N O R M AT I V I D A D P A R T I C U L A R D E L S E C T O R

Decreto 2041

de 2014 OBLIGA

EXENCIÓN EN EL SECTOR

Licencia

ambiental

Proyectos del sector eAPROBADAhidrocarburos

POR ANLA A

Distribución LicenciaEXENTA

de gas natural ambiental

Actividades relacionadas con la distribución de

gas natural de uso domiciliario, comercial o

industrial

DOWNSTREAM

(oil and gas)

•Exploración sísmica

•Perforación exploratoria

•Explotación

UPSTREAM

(gas natural)

•Transporte

Construcción gasoductos >= 6”

Incluyendo: estaciones de

bombeo, de reducción de presión

e infraestructura de

almacenamiento

Terminales de entrega y

estaciones de transferencia

(infraestructura de

almacenamiento asociada al

transporte de gas por ductos)

A S P E C T O S

R E L E VA N T E S D E L A

L I C E N C I A A M B I E N TA L

Lleva implícitos todos los permisos,

autorizaciones y concesiones para el

uso, el aprovechamiento o la

afectación de los recursos naturales

renovables que sean necesarios por el

tiempo de vida útil del proyecto.

• Debe obtenerse previamente a

la iniciación del proyecto.

• Ningún proyecto requiere más de

una licencia ambiental.

• Son autoridades competentes para

otorgar o negar licencia ambiental,

conforme a la normativa existente,

las siguientes entidades:

La Autoridad Nacional de Licencias

Ambientales -ANLA-. (Aplica para sector

hidrocarburos).

Las Corporaciones Autónomas Regionales y

las de Desarrollo Sostenible.

Los municipios, distritos y áreas metropolitanas cuya población urbana sea superior a un millón de habitantes dentro de su perímetro urbano.

Las autoridades ambientales creadas

mediante la Ley 768 de 2002.

Las Corporaciones Autónomas Regionales y demás autoridades ambientales no pueden otorgar permisos, concesiones o autorizaciones ambientales cuando estos formen parte de un proyecto cuya licencia ambiental sea de competencia privativa de la ANLA.

• La obtención de la licencia ambiental, es

condición previa para el ejercicio de los

derechos que surjan de los permisos,

autorizaciones, concesiones, contratos y

licencias que expidan otras autoridades

diferentes a las ambientales.

• La licencia ambiental se otorgará

por la vida útil del proyecto, la obra

o la actividad y cobijará las fases

de construcción, montaje,

operación, mantenimiento,

desmantelamiento, restauración

final, abandono y terminación.


NATURAL 2014

O T R O S E S T U D I O S C O N E X O S A L A L I C E N C I A A M B I E N TA L

Diagnóstico ambiental de alternativas -DAA-Su alcance es presentar las diferentes opciones de trazado del proyecto y definir la de mayor viabilidad ambiental. Se debe solicitar a ANLA que determine si el proyecto, la obra o la actividad requiere o no de la elaboración y presentación de DAA. Entre la

información mínima que se requiere en este estudio se encuentra:

1.

2. Descripción general de las alternativas de

localización del proyecto, la obra o la actividad, caracterizando ambientalmente el área de interés e identificando las áreas de manejo especial así como las características del entorno social y económico para cada alternativa presentada.

3. Información sobre la compatibilidad del proyecto con

los usos del suelo establecidos en el Plan de Ordenamiento Territorial o su equivalente.

4. Identificación y análisis comparativo de los potenciales riesgos y efectos sobre el medioambiente; así como el uso o aprovechamiento de los recursos naturales requeridos para las diferentes alternativas estudiadas.

5. Identificación de las comunidades y de los mecanismos utilizados para informarles sobre el proyecto, la obra o la actividad.

6. Un análisis costo-beneficio ambiental de

las alternativas.

7. Selección y justificación de la alternativa escogida.

Para el caso particular del transporte de gas natural

que se desarrolla por fuera de los campos de

explotación y que implique la construcción de

gasoductos con diámetros iguales o superiores a 6”,

se debe solicitar pronunciamiento de la ANLA sobre la

necesidad de presentar el DAA. Sin embargo, este

Objetivo, alcance y descripción del proyecto, obra o actividad.

t

r

á

m

i

t

e

n

o

e

s

n

e

c

e

s

a

r

i

o

e

n

a

q

u

e

l

l

o

s

c

a

s

o

s

d

e

n

u

e

v

o

s

t

r

a

m

o

s

c

u

y

o

trayecto se vaya a realizar por derechos de vía o

servidumbres existentes.


página 111

Estudio de impacto ambiental -EIA-Es el instrumento básico para la toma de decisiones sobre los proyectos, obras

o actividades que requieran licencia ambiental. Entre la información mínima que

se necesita en este estudio se encuentra:

1.Información del proyecto relacionada con localización,

7.Plan de manejo ambiental del proyecto expresado

infraestructura, actividades del proyecto y demás que en términos de programa de manejo, cada uno de

se considere pertinente. ellos diferenciado en proyectos y sus costos de

implementación.

2.Caracterización del área de influencia del proyecto,

para los medios abiótico, biótico y socioeconómico.

3.Demanda de recursos naturales por parte del

proyecto; se presenta la información requerida para

la solicitud de permisos relacionados con la captación

de aguas superficiales, vertimientos, ocupación

de cauces, aprovechamiento de materiales de

construcción, aprovechamiento forestal, recolección

de especímenes de la diversidad biológica con fines

no comerciales, emisiones atmosféricas, gestión de

residuos sólidos, exploración y explotación de aguas

subterráneas.

4.Información relacionada con la evaluación de impactos

ambientales y análisis de riesgos.

5.Zonificación de manejo ambiental, definida para el

proyecto, la obra o la actividad para la cual se identifican

las áreas de exclusión, las áreas de intervención con

restricciones y las áreas de intervención.

6.Evaluación económica de los impactos positivos

y negativos del proyecto.

8.Programa de seguimiento y monitoreo para cada uno

de los medios abiótico, biótico y socioeconómico.

9.Plan de contingencia para la construcción y operación

del proyecto, que incluya la actuación para derrames,

incendios, fugas, emisiones y vertimientos por fuera

de los límites permitidos.

10.Plan de desmantelamiento y abandono, en el que se

define el uso final del suelo, las principales medidas de

manejo, restauración y reconformación morfológica.

11.Plan de inversión del 1 %, en el cual se incluyen los

elementos y costos considerados para estimar la

inversión y la propuesta de proyectos de inversión.

12.Plan de compensación por pérdida de biodiversidad

de acuerdo con lo establecido en la Resolución 1517

del 31 de agosto de 2012.


NATURAL 2014

G E S T I Ó N G L O B A L P A R A O B T E N E R U N A L I C E N C I A A M B I E N TA L

Elaboración Aprobación Certificación Desarrollo Trámite de Trámite permisos

del diagnóstico de alternativa de de estudios la licencia en corporaciones

ambiental de de trazado comunidades ambientales ambiental (cuando aplique)

alternativas étnicas ante la ANLA

IMPLICA: Proceso de Permiso de investigación científica Permiso de prospección arqueológica y

consulta previa Identificación de predios aprobación del plan de manejo arqueológico

Fuente: Promigas.

R E Q U E R I M I E N T O S Y P E R I O D O S T E Ó R I C O S E N

E L T R Á M I T E D E L I C E N C I A A M B I E N TA L Y C O N E X O S

N E C E S I D A D D E D I A G N Ó S T I C O

A M B I E N TA L D E A LT E R N AT I VA S -D A A-

DESCRIPCIÓN, OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO, Y

LOCALIZACIÓN MEDIANTE COORDENADAS Y PLANOS

Presentación de solicitud si el proyecto requiere DAA

t: 15 días hábiles

Evaluación de la solicitud

Requiere: alternativas de trazado, plano SI NO

de localización, actividades, riesgos,

costos, comunidades, análisis ambiental Contratación y DAA

elaboración del DAA

Costos aproximados del proyecto t: 150 días

Solicitud de autoliquidación de la evaluación Radicación del DAA –

Acto administrativo iniciot: 40 días

trámite de evaluaciónLiquidación de costos de t: 15 días hábiles

evaluación y notificaciónEvaluación del DAA - Visita

t: 15 díast: 3 días hábiles

Pago y notificación a la autoridad

Solicitud mayor información

NO SIDAA cumple requisitos Entrega información

NO SIt: 10 días hábiles NO

Archiva solicitud

Negada y Se elige alternativa

trámite y se inicia trámite

terminado para EIAFuente: elaboración propia del consultor.

t: un mes

prorrogable

TIEMPO TEÓRICO

PROCESO:

Con DAA: 240 días

Sin DAA: 22 días


página 113

L I C E N C I A A M B I E N TA L

O M O D I F I C A C I Ó N

Requiere: trazado, información sobre la

infraestructura, información de recursos

(tala, vertimientos, residuos), accesos,

cruces de cuerpos de agua, obras de

geotecnia, costos, predios

Costos aproximados del proyecto

Solicitud de autoliquidación de la evaluación

t: 40 díasLiquidación de costos de

evaluación y notificación

t: 15 días

Pago y notificación

a la autoridad

Fuente: elaboración propia del consultor.

Descripción general del proyecto y

trazado y área de influencia

Solicitud sobre presencia comunidades étnicas

t: 25 días

Presencia de comunidades

NO SI

Contratación y Consulta previa y

elaboración del EIA acuerdos

t: 90 a 180 díasSolicitud de licencia ambiental -

Acta inicio trámite


Visita y evaluación del estudio

t: 10 días hábiles t: un mes

prorrogable

Reunión solicitar Información Entrega Archiva

adicional a peticionario SI información NO solicitud

SI

t: 10 días hábiles t: 20 días

Solicitud de información Entrega

a otras autoridades SI información hábiles

SI


Otorga o niega licencia ambiental

Vigencia: 5años TIEMPO TEÓRICO PROCESO: 350 días, sin contar con consultaprevia a comunidades

Otros permisos ambientalesPermiso de prospección arqueológica: se solicita para

evaluar el potencial de restos arqueológicos en el área de un

proyecto durante el desarrollo de EIA.

Consulta previa: aplica cuando certifiquen la presencia en

territorios de comunidades étnicas (indígenas, negras, raizales,

ROM) que puedan ser impactadas por el proyecto, en el área de

influencia directa (incluye zonas de interés de la comunidad:

accesos, territorios ancestrales, zona habitada). Puede aplicar

tanto en el trámite de licencia como en los permisos ambientales.

Modificación de licencia ambiental: aplica para variaciones o

ampliación del trazado de un gasoducto licenciado o de las

estaciones compresoras, que contemple también nuevos

impactos y aprovechamiento de recursos naturales.

Modificación menor de un proyecto licenciado: aplica cuando en un

proyecto licenciado se realice:

•Cambios en la localización o número de válvulas autorizadas.•Instalación de nuevas líneas en el mismo derecho de vía licenciado (∑ø ≤ 6¨)

•Uso de corredores viales para la construcción de líneas de flujo entre

locaciones autorizadas y en el mismo derecho de vía autorizado por la

licencia ambiental y que no implique la intervención de nuevas áreas.

Autorización para intervención de playas y zonas costeras (DIMAR).


NATURAL 2014

I M P A C T O D E T R Á M I T E S A M B I E N TA L E S

E N P R O Y E C T O S D E I N F R A E S T R U C T U R A D E G A S

A continuación se presenta un Diagrama de Gantt de la construcción de un gasoducto promedio con el objeto

de exponer el tiempo de dedicación previsto en la gestión ambiental requerida por ley para un proyecto de

este tipo con respecto al tiempo total que se gasta una empresa en el desarrollo de dicho proyecto.

CONCEPTO AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

GERENCIA DE PROYECTO

Planeación proyecto

Adquisición levantamiento topográfico

Adquisición estudios ambientales

Adquisición ingeniería de detalle

DISEÑO & TOPOGRAFÍA

Preliminares e ingeniería conceptual

Ingeniería básica

Ingeniería detallada

GESTIÓN AMBIENTAL

Estudio DAA

Evaluación ANLA del estudio DAA

Levantamiento información

base -estudios ambientales

Contratación estudios ambientales

Estudio EIA

Evaluación ANLA estudio EIA

LEGAL

Permisos tierras y ambientales CRA

Permisos de tierras

Permisos de construcción ANI, municipios, etc.

PLANEACIÓN CONSTRUCCIÓN

Estrategia de construcción

Inicio licitaciones de compras

Contratación de los recursos

Adquisición servicios por especiales

CONSTRUCCIÓN


página 115

Duración de actividades en construcción de gasoducto promedio - # de meses

43

26

19

60 % 12

Duración Gestión Diseño y Construcción

del proyecto ambiental topografía

Fuente: elaboración propia del consultor.

El sentir general del sector con respecto a esta temática es que la gestión ambiental, toma mucho tiempo, debido a la necesidad

de adelantar gestiones con diferentes instituciones que aprueban permisos

conexos al trámite de la licencia.

El Instituto Colombiano de Antropología e Historia -ICAHN- está

encargado de expedir los permisos de prospección arqueológica y aprobar

el plan de manejo arqueológico para los proyectos. El Ministerio del

Interior se encarga de expedir la certificación de la existencia

de comunidades étnicas y, con participación de la ANLA, brindar

acompañamiento en el análisis con las comunidades de los

impactos sociales y ambientales del proyecto.

La ANLA debe determinar la necesidad de la elaboración del

Diagnóstico Ambiental de Alternativas -DAA- y expedir el permiso de

colecta (Permiso de Investigación Científica), necesarios para la

elaboración del Estudio de Impacto Ambiental. Asimismo, el Ministerio

de Ambiente y Desarrollo Sostenible -MADS- se encarga de autorizar

el levantamiento de vedas, en caso de ser requerido.

Si bien el Decreto 1076 de 2015, por el cual se modifica el título VIII de la

Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales, contempla unos tiempos

menores a los establecidos en el Decreto 2820, la articulación

interinstitucional requerida a la hora de completar los requisitos exigidos para

el estudio y la aprobación de la licencia ambiental de un proyecto, conlleva a

que en la práctica el tiempo que transcurre desde que se inicia la gestión

ambiental hasta que se logra obtener la licencia, sea mucho mayor.

El tiempo que transcurre desde el inicio de la gestión de un proyecto hasta

el cumplimiento de los requisitos para la obtención de una licencia

ambiental oscila entre 20 y 26 meses, dependiendo del proyecto. Para los

proyectos PINES hay consideraciones de articulación institucional que

minimizan la complejidad de este tipo de trámites y permiten que las

empresas obtengan las licencias en los tiempos establecidos; sin

embargo, se debería implementar un mecanismo de articulacion que

funcione para todo tipo de proyectos.

A N E X O S


NATURAL 2014

A C T U A L I D A D R E G U L AT O R I A 2 0 1 4-2 0 1 5

ÍNDICE RESOLUCIONES MINMINAS 2014-2015

NORMA FECHA DESCRIPCIÓN

RACIONAMIENTOS RES 90456 29/04/14 Declara inicio de un racionamiento programado de gas natural, se suspenden las exportaciones de gas natural a Venezuela

PROGRAMADOS y se adoptan otras medidas.

RES 90049 15/01/14 Distribuir la suma de $10.231 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.

RES 90747 16/07/14 Distribuir la suma de $38.558 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.

RES 90971 15/09/14 Distribuir la suma de $13.414 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.

ASIGNACIÓN RES 91571 29/12/14 Distribuir la suma de $69.881 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.

DE RECURSOS RES 91572 29/12/14 Distribuir la suma de $26.603 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.PARA PAGOS

DE SUBSIDIOS RES 40249 24/2/15 Distribuir la suma de $5.838 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.




RES 90338 26/03/14 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2014.

MERCADO Y RES 72206 13/06/14 En cumplimiento del artículo 9 del Decreto de 2011, se publica la información relativa a la declaración de producción de gas natural.

SUMINISTRO RES 40324 12/03/15 Establece medidas en materia de producción y comercialización de gas natural.DE GAS

RES 40334 16/03/15 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2015.

RES 31289 3/06/15 Publicó la declaración de producción de gas natural.


ÍNDICE RESOLUCIONES CREG 2014-2015

CREG # FECHA DESCRIPCIÓN

006 30/01/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica la Resolución 124 de 2013.


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.


017 24/02/14 Resuelve los recursos interpuestos contra la Resolución 010 de 2014.

019 25/02/14 Proyecto de resolución de carácter general que da apertura al proceso de selección del gestor del mercado y establece las reglas para

realizar dicho proceso.

MERCADO 021 7/03/14 Da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas para realizar dicho proceso.

Y SUMINISTRO 025 7/03/14 Define nuevo plazo para acogerse a la opción para asignaciones del cargo por confiabilidad con GNI durante el periodoDE GAS

2015-2016 para las plantas del grupo térmico.



033 20/03/14 Proyecto de resolución que modifica la fecha de entrega de contratos de construcción de infraestructura de GNI para

OPACGNI 2015-2016 para las plantas del grupo térmico.

051 10/04/14 Resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado

mediante Resolución 021 de 2014.

055 30/04/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 051 de 2014.

058 14/05/14 Modifica la garantía de construcción para la infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016.

080 12/06/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 089 de 2013.

A N E XO S

página 119

MERCADOY SUMINISTRO

DE GAS

086 17/06/14 Determinan los precalificados elegibles dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante laResolución 021 de 2014.

089 20/06/14 Modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 098 de 2013.

090 20/06/14 Determina el orden de elegibilidad dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante

la Resolución 021 de 2014.

094 2/07/14 Selecciona a la Bolsa Mercantil de Colombia como el gestor del mercado de gas natural.


Proyecto de resolución de carácter general por el cual se reglamentan los aspectos comerciales aplicables a la compraventa

101 11/07/14 de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamentode operación de gas natural.


136 19/09/14 Reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales

en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.

142 22/10/14 Adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011.

157 21/11/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se dictan disposiciones para la constitución de los instrumentos

fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.

163 15/12/14 Dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.

158 21/11/14 Proyecto de resolución que modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

159 28/11/14 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

173 22/12/14 Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural acuerden

diferir y modificar la aplicación de la actualización del precio del gas natural en los contratos suscritos en 2013.

Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural

183 28/12/14 en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritosen 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.

Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural

016 25/02/15 en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritosen 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.

Establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza

017 27/02/15 condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación deactualización de los precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014.

022 5/03/15 Modifica el plazo establecido en el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013.

023 13/03/15 Define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio

de subastas de contratos bimestrales en el suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.

032 27/03/15 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

034 1/04/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 54 y el anexo 3 de la Resolución 089 de 2013 y se dictan otras disposiciones sobre

desbalances en el sistema nacional de transporte de gas natural.

045 23/04/15 Modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015.

050 23/04/15 Modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136 de 2014.

069 28/05/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 032 de 2015.

082 5/06/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 045 de 2015.

085 5/06/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 16 y el anexo 4 de la Resolución 089 de 2013.

Otras disposiciones

014 7/02/14 Modifica el artículo 14 de la Resolución 059 de 2012.

043 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Yumbo - Cali, que hace parte del sistema de transporte de Transoccidente.

TRANSPORTE044 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Guando - Fusagasugá, que hace parte del sistema de transporte de Progasur.


NATURAL 2014

ÍNDICE RESOLUCIONES CREG 2014-2015

CREG # FECHA DESCRIPCIÓN

045 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga, que hace parte del sistema de transporte de Promioriente.

Pone en conocimiento a las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados acerca de las bases

047 4/04/14 sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividadde transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario.

050 10/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Cali - Popayán, que hace parte del sistema de transporte de Prograsur.

082 12/06/14 Ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas.

161 1/12/14 Cargos regulados para el gasoducto Ariari, que hace parte del sistema de transporte de Llanopetrol.

015 20/02/15 Proyecto de resolución de carácter general por el cual se establecen mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firmes

y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo.

TRANSPORTEEstablece mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firme y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo

065 8/05/15o véndalo de largo plazo.

Recursos de reposición

Resuelve la solicitud hecha por Promigas (a través de la Resolución 126 de 2010) estableciendo el costo de reposición a nuevo

018 24/02/14 y el valor a reconocer para los activos de dicha empresa que se mantengan en operación, en aquellos gasoductos que cumplieronla vida útil normativa en 2013 o antes.

105 18/07/14 Designa un perito dentro del trámite de las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG en virtud de las solicitudes

presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010.

126 12/09/14 Amplía el dictamen pericial decretado a través de la Resolución 105 de 2014.

160 1/12/14 Resuelve solicitud de revision tarifaria presentado por TGI.

037 20/03/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013.

052 10/04/14 Modifica los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución 202 de 2013.

076 5/06/14 Proyecto de resolución de carácter general en la que se define un cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado

primario del año 2014.

085 17/06/14 Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014.

Proyecto de resolución de carácter general que establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de

091 20/06/14 distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presentenla solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución 202 de 2013.

DISTRIBUCIÓN YCOMERCIALIZACIÓN



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.


120 28/08/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por el Fondo Nacional de Regalías contra la Resolución 197 de 2013.

148 7/11/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Pácora (Caldas).

149 7/11/14 Resuelve el recurso de reposición interpuesto por Efigas contra acto administrativo de autoridades del municipio de Aguadas (Caldas)

y el corregimiento de Arma.

152 7/11/14 Resuelve una solicitud de revocatoria directa.

174 22/12/14 Proyecto de resolución que establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas.

184 28/12/14 Establece opción tarifaria para el componente variable del costo unitario de la prestación del servicio de gas.

A N E XO S

página 121

Cargos de distribución y comercialización de gas natural

062 20/05/14 Anzoátegui, en el departamento de Tolima.

065 20/05/14 Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, Topaipí y Villagómez, en el departamento de Cundinamarca.

066 20/05/14 Paujil y San José de Fragua, en el departamento de Caquetá.

001 9/01/15 Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica, en el departamento de Bolívar.

002 9/01/15 Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, en el departamento de Santander.

003 9/01/15 Villagarzón, en el departamento de Putumayo.

004 9/01/15 Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, Jamundí, La Unión,

La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo, San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal, en el departamento de Valle del Cauca.

005 9/01/15 Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, en el departamento de Caldas.

006 9/01/15 Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, en el departamento de Quindío.

007 9/01/15 Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal, en el departamento de Risaralda.

Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza, Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón, Simijaca, Sopó,

Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá, Ubaté, Zipacón y Zipaquirá, en el departamento de Cundinamarca.008 9/01/15 Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá,

Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa,Nobsa y Tuta, en el departamento de Boyacá.Albania, Florián y La Belleza, en el departamento de Santander.

Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis

DISTRIBUCIÓN Y y Venadillo, en el departamento de Tolima.COMERCIALIZACIÓN 028 13/03/15 Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar, en el departamento de Cundinamarca.

La Dorada, Manzanares y Victoria, en el departamento de Caldas.Puerto Boyacá, en el departamento de Boyacá.

053 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.

054 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.

055 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.

056 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.

057 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.

058 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.

Otras disposiciones

013 7/02/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica el parágrafo del artículo 3 y los artículos 7, 8, 13 y 19 de la Resolución 127

de 2013 y se adiciona un artículo.

067 29/05/14 Modifica los literales a) y c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.

Establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería

165 15/12/14 en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodologíaprevista en la Resolución CREG 202 de 2013.

172 15/12/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.

185 18/12/15 Modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.

033 1/04/15 Modifica los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013.

016 24/02/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG.

139 9/10/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG.

GENERAL014 20/02/15 Proyecto de resolución por el cual se adopta el protocolo operativo de coordinación de mantenimientos e intervenciones

en instalaciones de producción, transporte y distribución.

42 23/04/15 Proyecto de resolución por el cual se adoptan criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación

de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.

Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.


NATURAL 2014

N O R M AT I V I D A D M I N M I N A S

La normatividad expedida por el Ministerio de Minas y Energía durante 2014

y hasta el 18 de Junio de 2015, se agrupa según la temática con la que se relaciona, así:

RACIONAMIENTOS ASIGNACIÓN DE RECURSOS

3.MERCADO Y

1. PROGRAMADOS 2. PARA PAGO DE SUBSIDIOS

SUMINISTRO DE GAS

RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS

Resolución 90456 de 2014: declaró el inicio de un racionamiento programado de gas natural; motivo por el cual fueron restringidos

temporalmente los compromisos de exportación de los campos de La Guajira con el fin de garantizar la atención de la demanda nacional,

incluyendo la correspondiente a la generación eléctrica. También se estableció el orden de atención prioritaria de la demanda.

ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS

Resolución 90049 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF

por valor de $10.230.630.209 para la cofinanciación de proyectos.

Resolución 90747 de 2014: distribuyó recursos por valor de

$38.558.542.646 para cubrir los déficits estimados en subsidios

por menores tarifas.

Resolución 90971 de 2014: aprobó la asignación de recursos al FECF

por valor de $13.413.671.696 para la cofinanciación de proyectos.


$69.881.797.005 para cubrir los déficits estimados en subsidios por

menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.


$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.


$80.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en

subsidios por menores tarifas.


$23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por

menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.


$23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en

subsidios por menores tarifas.

MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS

Resolución 90338 de 2014: definió el 16 de mayo de 2014, como

fecha límite para presentar la declaración de producción de gas

natural de 2014.

Resolución 72206 y 72215 de 2014: publicó la información

relativa a la declaración de producción certificada por

productores/ comercializadores para el periodo 2014-2023.

Resolución 40324 de 2015: deroga la Resolución 90814 de 2014, la

cual estableció que los productores comercializadores de gas natural

que manejaran gas proveniente de regalías por volúmenes superiores a

los quince millones de pies cúbicos diarios, tenían la obligación

de destinar 50 % de dicho volumen promedio diario con fines de

exportación, para las contrataciones a realizarse a partir

de 2018 y hasta por un término de 20 años; situación que

se desvirtuó teniendo en cuenta un déficit para la atención

de la demanda de la costa Atlántica.

Resolución 40334 de 2015: estableció el plazo para presentar

la declaración de producción de gas natural 2015 cuya fecha

límite será el 24 de abril.

Resolución 31289 de 2015: publicó la información relativa a

la declaración de producción certificada por productores/

comercializadores para el periodo 2015-2024.

A N E XO S

página 123

N O R M AT I V I D A D C R E G

Mercado y sumistro de gas

Regulación relacionada con la temática del gas natural importado -GNI-

CREG 025 y 033 de 2014: el cronograma de fechas y CREG 058 de 2014: ordenó hacer público un

plazos concernientes a las obligaciones de energía proyecto de resolución que modificó la garantía de

en firme con GNI, fue redefinido en la Resolución construcción para la infraestructura de GNI para

033 de 2014 (precedida por el proyecto de OPACGNI 2015-2016 y generación de seguridad

Resolución 025 de 2014). para las plantas del grupo térmico.

CREG 142 de 2014: adiciona un parágrafo al

artículo 6 de la Resolución 106 de 2011, que

define una opción con GNI para respaldar

obligaciones de energía firme del cargo por

confiabilidad y se adoptan otras disposiciones.

Regulación relacionada con el mercado mayorista de gas natural

CREG 080, 089, 100, 122, 158, 159 de 2014

y 022, 032, 034, 069, 085 de 2015: estas

resoluciones modificaron aspectos de la

CREG 089 de 2013, la cual reglamentó

aspectos comerciales del mercado

mayorista de gas natural que hacen parte

del reglamento de operación del sector.

CREG 101, 136 de 2014 y 050 de 2015: la Resolución 136

(precedida por la Resolución 101) reglamentó los aspectos

comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante

contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas

natural, como parte del reglamento de operación del sector.

La Resolución 050 modificó el plazo establecido en el

numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136.

CREG 173, 183 de 2014, 016, 017, 045 y

082 de 2015: estas resoluciones

definieron opción para que las partes de

los contratos de suministro de gas

suscritos en 2013 y 2014 se modifiquen y

difieran actualización de precios.

Regulación relacionada con la selección del gestor del mercado

CREG 006, 007, 010, 011, 012, 017, 019, Dentro del proceso la CREG negó la solicitud a:

021, 031, 032 de 2014 •Consorcio Maq Efficient Market Operator

•Consorcio Enex.Co - GasCREG 051, 055, 086, 090 de 2014: •Consorcio Gestor del Mercado de Gas Colombia

resuelve las solicitudes de precalificacióndentro del proceso de selección del gestor CREG 094 de 2014: seleccionó como gestor del mercado de gas

del mercado de gas natural, aceptando los natural a la Bolsa Mercantil de Colombia.

siguientes precalificados en el orden deelegibilidad relacionado a continuación: CREG 157 y 163 de 2014: la Resolución 163 (precedida por la

1.Bolsa Mercantil de Colombia Resolución 157) dicta disposiciones para la constitución de los

2.Consorcio Megsa - Cajval instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas

3.Consorcio XM - Omie - BVC - Concentra natural.

CREG 023 de 2015: define el porcentaje de

incremento del ingreso anual del gestor del

mercado de gas natural por la prestación del

nuevo servicio de subastas de contratos

bimestrales suministro en firme establecido

en la Resolución 136 de 2014.

Otras disposicionesCREG 014 de 2014: modificó el artículo 14 de la

Resolución 059 de 2012, que está relacionada con

los plazos mínimos y máximos para la revisión de

las instalaciones de gas natural.


NATURAL 2014

Transporte

Relacionadas con la remuneración del sistema

CREG 043 de 2014: decide la solicitud de

revisión tarifaria de los cargos del gasoducto

Yumbo - Cali realizada por Transoccidente, no se

reconocen inversiones para el programa de

nuevas inversiones y se definen nuevos valores

de cargos regulados que remuneran la inversión.

CREG 044 de 2014: establece los cargos regulados

para el gasoducto Guando - Fusagasugá del sistema

de transporte de Progasur.

CREG 045 de 2014: establece los cargos regulados

para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga

del sistema de transporte de Promioriente.

CREG 047 de 2014: a través de esta resolución se

pone en conocimiento a las empresas prestadoras

del servicio de gas natural, los usuarios y demás

interesados acerca de las bases sobre las cuales se

efectuará el estudio para determinar la metodología y

el esquema general de cargos para remunerar

la actividad de transporte de gas natural en

el siguiente periodo tarifario.

CREG 050 de 2014: establece los cargos

regulados para el gasoducto Cali - Popayán del

sistema de transporte de Progasur.

CREG 082 de 2014: ajusta los cargos regulados

del sistema de transporte de Promigas.

CREG 160 de 2014: ajusta los cargos

regulados del sistema de transporte de TGI.

CREG 161 de 2014: establece los cargos

regulados para el gasoducto del Ariari del

sistema de transporte de Llanopetrol.

CREG 015 y 065 de 2015: (precedida por el proyecto

de Resolución 015 de 2015) establece mecanismos

de cobertura en subastas de contratos firmes

y en las subastas de capacidad de transporte

en los procesos úselo o véndalo de largo plazo.


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

RESOLUCIONES A EMPRESAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

CARGOS QUE REMUNERAN INVERSIÓN CARGOS QUEREMUNERAN AOM

RESOLUCIÓN CREG GASODUCTOFijo 100 % US$ Variable 100 % US$ Fijo $Col/kpcd-año

por kpcd-año por kpc

DE DICIEMBRE 31 DE 2009

TRANSOCCIDENTE

043 DE 2014 Yumbo - Cali 15,9 0,1 21.937

PROGASUR

044 DE 2014 Guando - Fusagasugá 590,4 2,1 710.170

PROMIORIENTE

045 DE 2014 Gibraltar - Bucaramanga 904,4 2,9 187.823

FECF

050 DE 2014 Cali - Popayán 316,3 1,5 351.966

PROMIGAS

082 DE 2014 Ballena - La Mami 51,8 0,3 51.596

La Mami - Barranquilla 81,1 0,4 50.953

Barranquilla - Cartagena 54,5 0,2 78.943

Cartagena - Sincelejo 139,6 0,5 45.873

Sincelejo - Jobo 121,5 0,4 165.747

Creciente - Sincelejo 63,6 0,2 27.799

SRT - Mamonal 9,4 0,0 8.826

TGI

160 DE 2014 Barranca - Sebastopol 66,96 0,49 96.724

Sebastopol - Vasconia 27,65 0,27 21.828

Vasconia - Mariquita 64,16 0,31 73.340

Mariquita - Gualanday 231,30 0,77 182.163

Gualanday - Neiva 429,20 1,51 428.979

Montañuelo - Gualanday 8.594,80 27,13 11.092

Vasconia - La Belleza 104,15 0,50 52.178

La Belleza - Cogua 55,53 0,24 36.640

Cusiana - Apiay 191,58 0,63 164.209

Apiay - Usme 133,19 0,42 231.506

Apiay - Villavicencio - Ocoa 81,14 0,28 68.819

El Porvenir - La Belleza 153,84 0,69 118.132

Cusiana - El Porvenir 20,62 0,09 8.108

Gasoducto de La Sabana 93,32 0,39 130.687

Morichal - Yopal 34,57 0,11 71.036

Ballena - Barrancabermeja 237,57 1,19 408.209

Mariquita - Pereira 135,77 0,71 248.791

Pereira - Armenia 47,71 0,27 84.924

Armenia - Cali 109,66 0,64 189.025

Gasoducto Boyacá - Santander 177,78 0,78 250.545

Estampilla ramales (2) 23,55 0,11 27.755

Mariquita - Gualanday (estación compresora Mariquita) 25.580

Vasconia - La Belleza (Loop La Belleza - El Camilo) 16,4 0,08 0,000

El Porvenir - La Belleza (Loop Porvenir - Miraflores) 16,2 0,07 0,000

El Porvenir - La Belleza (Loop Miraflores - Samacá) 11,9 0,05 0,000

El Porvenir - La Belleza (Loop Santa Sofía - Puente Guillermo) 3,0 0,01 0,000

Cusiana - El Porvenir (Loop Cusiana - El Porvenir) 11,5 0,05 1.211

Gasoducto de la Sabana (estación compresora de Chía) 28,3 0,15 91.776

Grupo de gasoducto ramales (Loop Armenia) 2,5 0,01 1.485

Grupo de gasoducto ramales (Loop Chinchiná - Santa Rosa - Dosquebradas) 0,3 0,00 162.000

LLANOPETROL

161 DE 2014 Ariari 1.474,4

Fuente: resoluciones CREG.


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.


CREG 120 de 2014: resuelve el recurso de

reposición interpuesto por el Fondo Nacional de

Regalías, contra la Resolución CREG 197 de

2013 que estableció los cargos de distribución y

comercialización para el municipio de

Campohermoso en el departamento de Boyacá,

ratificando lo expuesto en ella.

CREG 148 y 149 de 2014: niega el recurso de

reposición interpuesto por la empresa Efigas,

relacionado con respuesta de las autoridades

del municipio de Pácora, el municipio de

Aguadas y el corregimiento de Arma (Caldas).

CREG 152 de 2014: resuelve una solicitud de revocatoria directa, confirmando en todas sus partes la Resolución 197 de 2013, en la que se aprueba el cargo promedio de distribución por uso del sistema de distribución y el cargo máximo base de comercialización de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados, para el mercado relevante conformado por el municipio de Campohermoso ubicado en el departamento de Boyacá, según solicitud tarifaria presentada por Publiservicios.

Otras disposiciones

CREG 013, 067, 172 y 185 de 2014:estas resoluciones modificaron aspectos de la

Resolución 127 de 2013, que adoptó el Código

de Distribución de Gas Combustible por Redes.

CREG 165 de 2014: establece los parámetros para

que los distribuidores que prestan el servicio de

distribución de gas combustible por redes de

tubería en zonas geográficas que dejan de ser

áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de

cargos de distribución bajo la metodología prevista

en la Resolución CREG 202 de 2013.

CREG 033 de 2015: modificó los artículos 13 y

18 de la Resolución 127 de 2013 que a su vez

modificó el anexo general de la Resolución 067

de 1995 en la que se adoptó el Código de

Distribución de Gas Combustible por Redes.

CREG 089 de 2015: proyecto de resolución que

dicta disposiciones para la comercialización de

gas natural en el año 2015.

A N E XO S

página 127

CARGO PROMEDIO DE DISTRIBUCIÓN Y MÁXIMO BASE DE COMERCIALIZACIÓN

RESOLUCIÓN 31 de Cargo promedio de Cargo máximo baseAÑO EMPRESA DISTRIBUIDORA DEPARTAMENTO - MUNICIPIOS de comercialización

CREG diciembre de: distribución $/m3$/factura

062 2014 Edalgas Tolima: Anzoátegui 2012 809,46 1.720,17

065 Yavegas Cundinamarca: Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, 2012 809,40 2.940,43Topaipí y Villagómez,

066 Edalgas Caquetá: Paujil y San José de Fragua, 2012 1.277,02 2.451,76

001 2015 Surtigas Bolívar: Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica 2013 2.046,55 2.972,68

002 Proviservicios Santander: Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, 2013 3.174,72 4.305,75

003 Surcolombiana de Gas Putumayo: Villagarzón 2013 1.088,14 2.997,28

Valle del Cauca: Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande,004 Gases de Occidente Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, 2013 2.379,22

Jamundí, La Unión, La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo,San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal,

005 Efigas Caldas: Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, 2013

006 Efigas Quindío: Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, 2013

Calarcá, Filandia y Salento,

007 Efigas Risaralda: Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, 2013

Marsella y Santa Rosa de Cabal,

Cundinamarca: Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza,

Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón,Simijaca, Sopó, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá,Ubaté, Zipacón y Zipaquirá,

008 Gas Natural Cundiboyacense Boyacá: Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, 2013

Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva,Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa,Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta,

Santander: Albania, Florián y La Belleza,

Tolima: Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal,

Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras,028 Alcanos de Colombia San Luis y Venadillo, 2013

Cundinamarca: Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar,Caldas: La Dorada, Manzanares y Victoria,Boyacá: Puerto Boyacá,

2.482,12

2.293,91

2.577,54

1.882,80

3.245,03

053 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, 2013 2.351, 80

054 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, 2013 2.444,41

055 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, 2013 2.697, 36San Mateo, Jericó, Chita y Socotá,

056 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, 2013 2.444,65San Mateo, Jericó, Chita y Socotá,

057 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara 2013 751,57de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal,

058 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara 2013 1.391,26de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal,

Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

General

CREG 016 de 2014: designa Director Ejecutivo CREG 014 de 2015: define protocolo operativo

de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. del proceso de control de mantenimientos e

intervenciones en instalaciones de producción,CREG 139 de 2014: designa Director Ejecutivo transporte y distribución.de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

CREG 042 de 2015: proyecto de resolución mediante

la cual se establecen criterios de administración

de riesgos de lavado de activos y de financiación

de actividades delictivas y de terrorismo de los

participantes en el mercado de gas natural.


NATURAL 2014


NATURAL 2014

D E TA L L E D E L A C O B E R T U R A N A C I O N A L

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014

DEPARTAMENTO POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS

ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948

ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306

BOGOTÁ 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198

BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060

BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123

CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069

CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669

CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544

CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319

CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290

CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923

CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974

GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36

HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190

LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604

MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789

META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777

NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848

NORTE DE SANTANDER (11) 231.289 190.586 35.127 66.925 24.200

PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126

QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027

RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051

SANTANDER (34) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649

SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776

TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673

VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562

TOTAL (629) 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731

(#) Número de municipios por departamento.


USUARIOS DE

GAS NATURALMUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3EN COLOMBIA ANILLADOS

2014 TOTAL PAÍS 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731

CIUDADES CAPITALES 4.126.754 3.841.816 551.967 1.181.322 1.042.171

MUNICIPIOS 5.585.899 4.948.297 1.033.664 1.693.648 990.560

ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948

ABEJORRAL 2.691 2.691 311 903 96

AMAGÁ 4.231 4.231 495 2.732 189

AMALFI 3.677 3.677 294 630 551

ANDES 5.220 4.750 454 883 102

APARTADÓ 30.101 20.375 6.625 5.300 1.243

ARBOLETES 2.384 2.169 534 835 136

BARBOSA 12.999 6.881 562 3.569 711

BELLO 119.498 119.498 15.197 35.164 37.431

BETANIA 2.322 1.128 75 563 94

BETULIA 3.495 1.259 274 521 203

CÁCERES 4.560 3.984 1.321 205 0

CALDAS 18.760 16.945 215 8.146 3.772

CAÑASGORDAS 1.587 1.070 66 897 45

CAREPA 9.497 7.631 1.866 3.313 413

CAUCASIA 13.500 13.298 5.812 3.723 2.348

CHIGORODÓ 12.432 12.048 4.627 4.041 194

CISNEROS 2.132 1.627 250 1.082 248

CIUDAD BOLÍVAR 34.038 4.820 530 1.160 1.087

COCORNÁ 3.773 2.546 105 783 413

CONCORDIA 4.906 1.983 109 822 507

A N E XO

S página

129

A N E XO S

página 129

4 5 6 RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL COBERTURA RESIDENCIALCONECTADOS POTENCIAL EFECTIVA

92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %

38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %

235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %

14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %

9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %

15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %

1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %

4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %

272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %

4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %

27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %

0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %

2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %

9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %

10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %

0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %

8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 %

0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %

8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %

21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %

70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %

3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %

11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %

72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 %

677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %


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 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014

MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIAL 1 2 3ANILLADOS

COPACABANA 19.722 19.199 438 8.563 5.110

DON MATÍAS 4.428 3.952 1 1.862 770

EL BAGRE 7.101 4.010 2.561 1.322 79

EL CARMEN DE VIBORAL 8.240 8.168 142 1.981 1.716

EL SANTUARIO 7.416 7.237 927 3.213 975

ENTRERRÍOS 1.643 1.643 7 150 853

ENVIGADO 71.164 71.164 780 9.375 19.975

FREDONIA 5.472 2.466 253 905 683

FRONTINO 4.464 2.417 159 901 814

GIRARDOTA 12.013 8.613 62 5.650 1.150

GRANADA 2.623 2.565 142 320 746

GUARNE 16.616 4.828 74 1.144 1.605

GUATAPÉ 2.172 2.172 40 1.312 287

HISPANIA 1.266 1.083 71 395 106

ITAGÜÍ 76.277 76.277 2.355 23.155 27.929

ITUANGO 2.604 2.002 279 947 227

JARDÍN 3.455 2.516 257 879 603

JERICÓ 3.235 2.474 124 980 709

LA CEJA 10.712 10.712 10 1.056 3.048

LA ESTRELLA 14.490 14.490 307 5.387 4.262

LA UNIÓN 4.800 3.170 141 1.518 448

LIBORINA 2.520 845 99 141 134

MACEO 409 28 0 11 13

MARINILLA 21.335 11.429 336 2.237 3.539

MEDELLÍN 691.858 691.858 25.264 182.000 168.956

NECOCLÍ 10.344 2.402 584 612 76

OLAYA 708 274 37 85 2

PEÑOL 4.081 3.583 62 2.448 339

PUERTO BERRÍO 9.144 6.518 4.249 1.919 334

PUERTO NARE 3.636 3.636 880 2.109 246

PUERTO TRIUNFO 3.107 1.573 87 487 1

RETIRO 6.581 2.234 1 398 966

RIONEGRO 44.243 26.114 376 3.587 6.643

SABANALARGA 2.324 1 40 66 85

SABANETA 24.037 24.037 105 4.586 9.264

SALGAR 4.437 1.867 330 642 375

SAN CARLOS 3.154 2.616 232 837 642

SAN JERÓNIMO 10.472 1.481 81 752 181

SAN JUAN DE URABÁ 4.367 1.497 716 241 1

SAN PEDRO 5.753 4.134 9 1.185 1.288

SAN RAFAEL 3.850 2.725 72 1.760 157

SAN ROQUE 2.462 536 55 424 45

SANTA BÁRBARA 6.360 3.069 164 924 1.092

SANTA ROSA DE OSOS 8.843 5.364 181 2.963 665

SANTA FE DE ANTIOQUIA 4.931 4.790 555 1.507 595

SANTO DOMINGO 3.072 114 8 79 6

SEGOVIA 8.005 4.942 1.060 624 37

SONSÓN 4.716 4.716 80 1.767 1.530

SOPETRÁN 2.291 1.967 142 835 290

TARAZÁ 5.000 4.991 1.324 408 2

TURBO 27.982 15.742 6.062 3.712 878

URRAO 10.465 1.881 57 291 137

VALDIVIA 3.666 287 21 86 2

YARUMAL 9.827 7.286 815 2.549 2.504

YONDÓ 1.626 1.577 981 474 44

ZARAGOZA 3.836 2.918 980 458 1

A N E XO S

página 131


4 1 24 14.140 155 24 14.319 97 % 72 %

34 0 0 2.667 44 0 2.711 89 % 60 %

0 0 0 3.962 1 0 3.963 56 % 56 %

0 0 0 3.839 65 1 3.905 99 % 47 %

1 0 0 5.116 46 0 5.162 98 % 69 %

194 4 0 1.208 19 0 1.227 100 % 74 %

11.924 12.630 1.637 56.321 797 68 57.186 100 % 79 %

2 0 1 1.844 3 0 1.847 45 % 34 %

52 0 0 1.926 3 0 1.929 54 % 43 %

16 8 7 6.893 146 24 7.063 72 % 57 %

1 0 0 1.209 5 0 1.214 98 % 46 %

40 0 0 2.863 60 12 2.935 29 % 17 %

4 0 0 1.643 36 0 1.679 100 % 76 %

0 0 0 572 2 0 574 86 % 45 %

2.649 2 30 56.120 1.012 257 57.389 100 % 74 %

1 0 0 1.454 0 0 1.454 77 % 56 %

18 0 0 1.757 13 0 1.770 73 % 51 %

0 0 0 1.813 4 0 1.817 76 % 56 %

388 78 0 4.580 34 1 4.615 100 % 43 %

925 158 3 11.042 246 58 11.346 100 % 76 %

2 0 0 2.109 30 2 2.141 66 % 44 %

0 0 0 374 0 0 374 34 % 15 %

0 0 0 24 0 0 24 7 % 6 %

120 0 0 6.232 90 2 6.324 54 % 29 %

63.055 51.691 30.737 521.703 8.914 608 531.225 100 % 75 %

2 0 0 1.274 0 0 1.274 23 % 12 %

0 0 0 124 0 0 124 39 % 18 %

0 0 0 2.849 40 0 2.889 88 % 70 %

27 0 0 6.529 1 0 6.530 71 % 71 %

1 0 0 3.236 0 0 3.236 100 % 89 %

0 0 0 575 0 0 575 51 % 19 %

195 123 2 1.685 39 0 1.724 34 % 26 %

2.417 568 18 13.609 304 15 13.928 59 % 31 %

1 0 0 192 0 0 192 0 % 8 %

5.165 50 8 19.178 409 84 19.671 100 % 80 %

0 0 0 1.347 0 0 1.347 42 % 30 %

1 0 0 1.712 6 0 1.718 83 % 54 %

2 1 0 1.017 1 0 1.018 14 % 10 %

0 0 0 958 0 0 958 34 % 22 %

30 0 0 2.512 43 0 2.555 72 % 44 %

0 0 0 1.989 3 0 1.992 71 % 52 %

1 0 0 525 0 0 525 22 % 21 %

0 0 0 2.180 0 0 2.180 48 % 34 %

34 0 0 3.843 70 1 3.914 61 % 43 %

63 0 0 2.720 6 0 2.726 97 % 55 %

0 0 0 93 0 0 93 4 % 3 %

0 0 0 1.721 0 0 1.721 62 % 21 %

23 0 0 3.400 37 0 3.437 100 % 72 %

2 0 0 1.269 2 0 1.271 86 % 55 %

0 0 0 1.734 1 0 1.735 100 % 35 %

4 0 0 10.656 0 0 10.656 56 % 38 %

1 0 0 486 0 0 486 18 % 5 %

0 0 0 109 0 0 109 8 % 3 %

41 0 0 5.909 53 0 5.962 74 % 60 %

0 0 0 1.499 53 0 1.552 97 % 92 %

0 0 0 1.439 0 0 1.439 76 % 38 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306

BARANOA 12.019 11.848 4.574 4.026 2.165

BARRANQUILLA 309.137 306.909 86.628 60.359 63.173

CAMPO DE LA CRUZ 3.663 3.585 366 1.773 772

CANDELARIA 2.668 2.646 1.427 816 0

GALAPA 11.072 10.105 5.129 2.831 1.308

JUAN DE ACOSTA 3.522 3.444 984 1.225 519

LURUACO 5.607 5.448 2.475 1.616 120

MALAMBO 25.809 25.503 19.805 3.220 144

MANATÍ 3.244 3.216 1.589 1.057 0

PALMAR DE VARELA 5.172 5.148 1.527 2.321 806

PIOJÓ 926 826 565 132 0

POLONUEVO 3.133 3.112 1.228 1.253 272

PONEDERA 4.176 4.117 1.955 1.319 164

PUERTO COLOMBIA 14.182 13.490 2.610 4.163 4.093

REPELÓN 5.040 4.995 3.048 817 45

SABANAGRANDE 5.843 5.788 2.291 2.367 476

SABANALARGA 16.521 16.340 7.569 3.913 2.498

SANTA LUCÍA 1.849 1.829 908 548 19

SANTO TOMÁS 5.212 5.172 1.357 2.516 778

SOLEDAD 122.534 120.164 48.881 54.990 8.635

SUAN 1.957 1.900 787 657 212

TUBARÁ 2.505 2.426 765 751 7

USIACURÍ 1.804 1.786 737 652 100

BOGOTÁ. DC (1) 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198

BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060

CANTAGALLO 855 777 225 532 0

SAN PABLO 3.860 3.840 2.991 752 1

ARROYOHONDO 1.191 1.187 727 252 0

CALAMAR 4.543 4.525 2.640 902 3

CLEMENCIA 190 188 134 5 0

SAN CRISTÓBAL 1.488 1.484 1.132 128 0

SAN ESTANISLAO 3.588 3.564 1.866 1.010 49

SOPLAVIENTO 2.027 2.027 1.123 541 83

ARJONA 12.270 11.735 8.508 2.550 497

CARTAGENA 205.960 205.780 77.150 60.040 34.360

CICUCO 1.750 1.694 730 419 0

CLEMENCIA 1.787 1.633 1.013 545 2

CÓRDOBA 1.237 1.145 461 99 0

EL CARMEN DE BOLÍVAR 11.370 9.470 4.591 3.949 810

EL GUAMO 1.240 1.043 600 95 1

MAGANGUÉ 21.531 18.760 8.461 9.558 176

MAHATES 4.560 4.551 2.832 78 0

MARÍA LA BAJA 5.215 5.209 2.971 1.490 99

MOMPÓS 5.227 5.081 2.998 1.336 453

SAN JACINTO 3.775 3.642 2.871 703 19

SAN JUAN NEPOMUCENO 5.990 5.840 2.700 2.987 30

SANTA CATALINA 2.670 2.667 1.528 179 3

SANTA ROSA 3.488 3.238 2.744 278 0

TALAIGUA NUEVO 1.276 1.228 825 300 0

TURBACO 19.350 19.162 7.956 8.667 1.473

TURBANA 2.614 2.474 1.100 1.344 1

VILLANUEVA 3.500 2.896 2.533 177 0

ZAMBRANO 2.210 1.998 812 169 0

A N E XO S

página 133


38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %

45 0 0 10.810 156 6 10.972 99 % 90 %

36.291 13.440 11.142 271.033 6.935 398 278.366 99 % 88 %

0 0 0 2.911 28 0 2.939 98 % 79 %

0 0 0 2.243 15 1 2.259 99 % 84 %

1 0 0 9.269 96 17 9.382 91 % 84 %

48 25 3 2.804 54 0 2.858 98 % 80 %

0 0 0 4.211 45 3 4.259 97 % 75 %

20 0 0 23.189 220 26 23.435 99 % 90 %

0 0 0 2.646 16 1 2.663 99 % 82 %

0 0 0 4.654 37 0 4.691 100 % 90 %

0 0 0 697 1 0 698 89 % 75 %

1 0 0 2.754 35 3 2.792 99 % 88 %

0 0 0 3.438 32 2 3.472 99 % 82 %

1.308 114 177 12.465 321 11 12.797 95 % 88 %

0 0 0 3.910 23 1 3.934 99 % 78 %

0 0 2 5.136 100 6 5.242 99 % 88 %

316 12 0 14.308 170 1 14.479 99 % 87 %

0 0 0 1.475 9 0 1.484 99 % 80 %

8 0 0 4.659 83 2 4.744 99 % 89 %

10 0 0 112.516 1.063 26 113.605 98 % 92 %

0 0 0 1.656 17 1 1.674 97 % 85 %

231 0 0 1.754 19 4 1.777 97 % 70 %

0 0 0 1.489 17 0 1.506 99 % 83 %

235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %

14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %

0 0 0 757 20 0 777 91 % 89 %

0 0 0 3.744 81 0 3.825 99 % 97 %

0 0 0 979 6 0 985 100 % 82 %

0 0 0 3.545 15 0 3.560 100 % 78 %

0 0 0 139 1 0 140 99 % 73 %

0 0 0 1.260 0 0 1.260 100 % 85 %

0 0 0 2.925 15 0 2.940 99 % 82 %

0 0 0 1.747 4 0 1.751 100 % 86 %

0 0 0 11.555 78 1 11.634 96 % 94 %

13.564 7.882 9.826 202.822 2.776 152 205.750 100 % 98 %

0 0 0 1.149 8 0 1.157 97 % 66 %

1 0 0 1.561 6 2 1.569 91 % 87 %

0 0 0 560 0 0 560 93 % 45 %

0 0 0 9.350 100 4 9.454 83 % 82 %

0 0 0 696 0 0 696 84 % 56 %

223 0 0 18.418 180 3 18.601 87 % 86 %

0 0 0 2.910 4 0 2.914 100 % 64 %

0 0 0 4.560 24 0 4.584 100 % 87 %

0 0 0 4.787 45 0 4.832 97 % 92 %

0 0 0 3.593 40 0 3.633 96 % 95 %

0 0 0 5.717 66 1 5.784 97 % 95 %

0 0 0 1.710 2 0 1.712 100 % 64 %

0 0 0 3.022 9 0 3.031 93 % 87 %

0 0 0 1.125 3 0 1.128 96 % 88 %

657 16 0 18.769 159 5 18.933 99 % 97 %

0 0 0 2.445 11 0 2.456 95 % 94 %

0 0 0 2.710 8 0 2.718 83 % 77 %

0 0 0 981 0 0 981 90 % 44 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123

ARCABUCO 1.350 306 2 279 25

BELÉN 1.398 1.180 10 1.145 25

BERBEO 223 223 23 194 0

BOYACÁ 259 215 51 125 1

BRICEÑO 152 152 27 101 0

CALDAS 87 63 3 60 0

CAMPOHERMOSO 323 323 88 127 0

CERINZA 437 437 138 245 11

CHIQUINQUIRÁ 9.790 9.790 717 4.056 4.998

CHITARAQUE 1.723 218 62 137 19

CIÉNEGA 472 413 13 308 8

CÓMBITA 314 314 10 142 81

CUCAITA 316 316 55 229 2

DUITAMA 28.566 26.799 2.348 12.574 9.367

FLORESTA 348 348 3 305 19

GARAGOA 3.365 3.365 519 1.987 397

GUATEQUE 2.556 2.556 269 1.071 368

JENESANO 948 846 17 326 379

LA CAPILLA 413 413 34 316 16

MIRAFLORES 1.200 1.200 313 858 18

MONIQUIRÁ 2.850 2.750 300 1.088 998

MOTAVITA 145 145 44 77 2

NOBSA 2.333 2.237 299 1.752 122

NUEVO COLÓN 441 408 18 229 0

OICATÁ 83 61 12 47 0

PÁEZ 460 460 9 437 0

PAIPA 5.283 5.273 100 4.359 721

PUERTO BOYACÁ 8.877 8.796 1.802 5.212 1.601

RAMIRIQUÍ 1.526 1.517 17 612 163

RÁQUIRA 377 372 23 143 136

SÁCHICA 535 535 207 193 15

SAMACÁ 1.522 1.522 218 881 411

SAN EDUARDO 320 320 153 163 0

SAN JOSÉ DE PARE 409 409 26 313 6

SANTA ROSA DE VITERBO 1.718 1.718 82 1.124 399

SANTA SOFÍA 262 262 3 149 74

SANTANA 1.884 474 16 390 68

SOGAMOSO 25.898 25.898 1.281 17.170 6.503

SORA 143 143 31 73 13

SOTAQUIRÁ 1.014 1.014 675 306 28

SUTAMARCHÁN 409 409 5 130 219

SUTATENZA 292 292 24 168 26

TENZA 621 621 117 470 14

TIBANÁ 689 657 30 429 0

TIBASOSA 870 838 8 435 385

TINJACÁ 197 197 1 92 51

TOGÜÍ 1.427 163 2 145 16

TUNJA 42.747 40.906 5.064 11.134 16.761

TUNUNGUÁ 82 69 32 36 1

TURMEQUÉ 751 721 23 318 81

TUTA 858 858 170 641 27

VENTAQUEMADA 635 565 74 360 30

VILLA DE LEYVA 1.800 1.728 208 724 518

VIRACACHÁ 216 201 72 57 0

ZETAQUIRÁ 359 359 43 271 0

A N E XO S

página 135


9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %

0 0 0 306 20 0 326 23 % 23 %

0 0 0 1.180 78 0 1.258 84 % 84 %

0 0 0 217 6 0 223 100 % 97 %

0 0 0 177 8 0 185 83 % 68 %

0 0 0 128 3 0 131 100 % 84 %

0 0 0 63 5 0 68 72 % 72 %

0 0 0 215 4 0 219 100 % 67 %

0 0 0 394 18 0 412 100 % 90 %

19 0 0 9.790 364 0 10.154 100 % 100 %

0 0 0 218 1 0 219 13 % 13 %

0 0 0 329 14 0 343 88 % 70 %

10 0 0 243 10 0 253 100 % 77 %

0 0 0 286 7 0 293 100 % 91 %

2.129 305 54 26.777 906 2 27.685 94 % 94 %

0 0 0 327 12 0 339 100 % 94 %

1 0 0 2.904 46 0 2.950 100 % 86 %

3 0 0 1.711 36 0 1.747 100 % 67 %

0 0 0 722 17 0 739 89 % 76 %

0 0 0 366 6 0 372 100 % 89 %

0 0 0 1.189 34 7 1.230 100 % 99 %

44 0 0 2.430 66 0 2.496 96 % 85 %

0 0 0 123 9 0 132 100 % 85 %

64 0 0 2.237 84 0 2.321 96 % 96 %

1 0 0 248 8 0 256 93 % 56 %

0 0 0 59 10 0 69 73 % 71 %

0 0 0 446 14 0 460 100 % 97 %

93 0 0 5.273 242 3 5.518 100 % 100 %

0 0 0 8.615 79 0 8.694 99 % 97 %

317 0 0 1.109 57 0 1.166 99 % 73 %

0 0 0 302 89 0 391 99 % 80 %

0 0 0 415 20 0 435 100 % 78 %

2 0 0 1.512 65 0 1.577 100 % 99 %

0 0 0 316 4 0 320 100 % 99 %

1 0 0 346 4 0 350 100 % 85 %

0 0 0 1.605 68 0 1.673 100 % 93 %

0 1 0 227 14 0 241 100 % 87 %

0 0 0 474 7 0 481 25 % 25 %

945 1 0 25.900 820 11 26.731 100 % 100 %

0 0 0 117 6 0 123 100 % 82 %

0 0 0 1.009 5 0 1.014 100 % 100 %

0 0 0 354 35 0 389 100 % 87 %

0 0 0 218 7 0 225 100 % 75 %

0 0 0 601 6 0 607 100 % 97 %

0 0 0 459 16 0 475 95 % 67 %

10 0 0 838 39 0 877 96 % 96 %

1 0 0 145 17 0 162 100 % 74 %

0 0 0 163 1 0 164 11 % 11 %

5.574 2.358 0 40.891 1.293 2 42.186 96 % 96 %

0 0 0 69 3 0 72 84 % 84 %

0 0 0 422 15 0 437 96 % 56 %

0 0 0 838 43 0 881 100 % 98 %

0 0 0 464 54 3 521 89 % 73 %

268 12 0 1.730 195 1 1.926 96 % 96 %

0 0 0 129 6 0 135 93 % 60 %

0 0 0 314 10 0 324 100 % 87 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069

ANSERMA 9.479 6.878 744 1.289 1.977

ARANZAZU 1.916 1.520 122 121 39

BELALCÁZAR 3.340 1.535 306 486 231

CHINCHINÁ 11.463 10.914 1.480 4.767 2.779

FILADELFIA 2.052 1.412 86 250 291

LA DORADA 17.359 17.152 3.212 9.787 2.419

LA MERCED 889 705 44 276 130

MANIZALES 101.431 101.431 6.943 23.115 35.039

MANZANARES 2.499 2.404 507 1.447 298

MARQUETALIA 4.886 4.886 1.028 2.281 267

NEIRA 7.196 3.641 494 1.534 1.567

NORCASIA 1.624 1.374 283 494 27

PALESTINA 5.148 3.701 767 988 134

RIOSUCIO 10.026 7.670 2.058 1.282 1.700

RISARALDA 2.446 1.533 292 559 173

SAN JOSÉ 1.671 567 89 285 1

SUPÍA 9.997 4.132 143 1.601 849

VICTORIA 1.332 1.325 584 497 193

VILLAMARÍA 14.098 11.815 1.699 4.202 5.074

VITERBO 3.702 3.702 868 950 881

CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319

FLORENCIA 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319

CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669

AGUAZUL 16.247 12.948 1.420 5.703 447

HATO COROZAL 2.983 1.724 228 647 23

MANI 2.785 2.785 798 1.306 28

MONTERREY 7.073 4.005 1.960 1.590 4

NUNCHÍA 2.197 2.024 217 677 4

OROCUÉ 3.607 1.998 581 773 31

PAZ DE ARIPORO 6.668 4.775 2.617 1.595 2

PORE 1.980 1.565 518 843 17

SABANALARGA 759 759 52 624 35

SAN LUIS DE PALENQUE 1.932 1.663 184 422 21

TÁMARA 1.762 1.762 189 262 5

TAURAMENA 4.804 4.726 2.204 1.572 503

TRINIDAD 3.597 2.138 758 852 6

VILLANUEVA 5.300 5.099 1.610 2.691 770

YOPAL 63.829 55.546 8.396 14.802 6.773

CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544

CAJIBÍO 998 921 266 233 0

CALOTO 9.652 2.490 1.356 135 17

CORINTO 5.719 4.239 1.380 1.221 93

EL TAMBO 1.331 1.242 438 304 7

GUACHENÉ 2.231 2.231 1.579 52 0

MIRANDA 7.785 7.333 2.489 2.299 19

MORALES 1.163 1.068 320 208 9

PADILLA 2.219 1.739 655 288 0

PATÍA 5.096 4.887 961 760 18

A N E XO S

página 137


15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %

49 0 0 4.059 30 0 4.089 73 % 43 %

0 0 0 282 0 0 282 79 % 15 %

1 0 0 1.024 10 0 1.034 46 % 31 %

1.408 112 0 10.546 160 5 10.711 95 % 92 %

0 0 0 627 6 0 633 69 % 31 %

115 1 0 15.534 119 2 15.655 99 % 89 %

0 0 0 450 5 0 455 79 % 51 %

13.349 4.386 7.514 90.346 1.906 81 92.333 100 % 89 %

11 0 0 2.263 26 0 2.289 96 % 91 %

2 0 0 3.578 3 0 3.581 100 % 73 %

0 0 0 3.595 76 0 3.671 51 % 50 %

0 0 0 804 0 0 804 85 % 50 %

13 5 8 1.915 32 0 1.947 72 % 37 %

2 0 0 5.042 46 0 5.088 77 % 50 %

0 0 0 1.024 23 0 1.047 63 % 42 %

1 0 0 376 3 0 379 34 % 23 %

4 0 0 2.597 14 0 2.611 41 % 26 %

1 0 0 1.275 5 0 1.280 99 % 96 %

509 4 55 11.543 158 6 11.707 84 % 82 %

17 2 0 2.718 22 0 2.740 100 % 73 %

272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %

3 0 7 7.580 264 2 7.846 80 % 47 %

0 0 0 898 15 0 913 58 % 30 %

1 0 2 2.135 25 0 2.160 100 % 77 %

0 0 0 3.554 133 0 3.687 57 % 50 %

0 0 3 901 9 0 910 92 % 41 %

0 0 0 1.385 30 1 1.416 55 % 38 %

0 0 11 4.225 100 1 4.326 72 % 63 %

0 0 1 1.379 29 0 1.408 79 % 70 %

0 0 3 714 8 0 722 100 % 94 %

1 0 7 635 12 0 647 86 % 33 %

0 0 1 457 3 0 460 100 % 26 %

5 0 1 4.285 189 1 4.475 98 % 89 %

0 0 17 1.633 26 0 1.659 59 % 45 %

17 0 0 5.088 217 1 5.306 96 % 96 %

1.719 17 28 31.735 1.526 11 33.272 87 % 50 %

4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %

0 0 0 499 3 0 502 92 % 50 %

0 0 0 1.508 5 1 1.514 26 % 16 %

1 0 0 2.695 11 0 2.706 74 % 47 %

0 0 0 749 7 0 756 93 % 56 %

0 0 0 1.631 2 2 1.635 100 % 73 %

0 0 0 4.807 13 1 4.821 94 % 62 %

0 0 0 537 3 0 540 92 % 46 %

0 0 0 943 1 0 944 78 % 42 %

0 0 0 1.739 7 0 1.746 96 % 34 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


PIENDAMÓ 6.332 5.089 1.061 1.440 338

POPAYÁN 70.981 70.586 11.997 15.140 10.822

PUERTO TEJADA 10.449 9.265 310 2.338 2.060

ROSAS 683 625 196 125 4

SANTANDER DE QUILICHAO 21.188 15.239 2.486 4.256 1.977

SILVIA 2.368 1.745 311 429 176

TIMBÍO 4.623 4.401 1.312 962 4

TOTORÓ 410 326 148 42 0

VILLA RICA 3.741 3.741 1.458 1.083 0

CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290

AGUACHICA 18.830 16.612 8.146 5.556 1.673

AGUSTÍN CODAZZI 9.681 9.135 2.052 5.651 370

BECERRIL 2.512 2.492 960 1.424 0

BOSCONIA 6.679 5.995 1.253 1.188 78

CHIRIGUANÁ 3.890 3.701 1.125 809 1.097

CURUMANÍ 5.800 5.693 2.996 2.369 0

EL COPEY 5.436 4.408 1.756 519 0

EL PASO 7.436 6.860 2.243 799 0

GAMARRA 1.621 1.607 453 822 41

LA GLORIA 2.717 2.649 1.763 576 16

LA JAGUA DE IBIRICO 4.488 4.451 2.339 1.852 1

LA PAZ 4.499 1.650 894 657 6

MANAURE 4.299 4.299 1.536 2.068 341

PAILITAS 3.108 3.080 1.492 1.356 0

PELAYA 2.632 2.586 2.041 397 50

SAN ALBERTO 4.450 4.417 1.987 1.666 678

SAN DIEGO 3.144 3.019 1.815 848 7

SAN MARTÍN 2.254 2.248 801 1.070 93

TAMALAMEQUE 1.198 1.193 667 392 6

VALLEDUPAR 104.910 98.464 31.201 31.031 16.833

CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923

AYAPEL 5.710 5.699 2.075 1.627 56

BUENAVISTA 1.860 1.258 958 229 1

CANALETE 1.012 913 552 4 0

CERETÉ 14.350 14.287 5.159 6.282 1.349

CHIMÁ 688 634 471 107 0

CHINÚ 5.682 5.580 2.953 1.835 653

CIÉNAGA DE ORO 5.500 5.129 3.166 1.495 323

COTORRA 1.950 1.804 1.405 2 1

LA APARTADA 3.518 3.460 1.157 380 0

LORICA 10.950 10.187 5.703 2.860 629

LOS CÓRDOBAS 970 722 625 5 0

MOMIL 2.023 1.968 1.164 452 2

MONTELÍBANO 13.300 13.179 6.062 2.942 2.442

MONTERÍA 84.000 83.700 47.148 19.540 9.163

MOÑITOS 2.208 1.973 373 22 0

PLANETA RICA 9.500 9.391 3.723 3.875 1.329

PUEBLO NUEVO 3.000 2.280 1.130 754 54

PUERTO ESCONDIDO 1.001 869 371 5 0

PUERTO LIBERTADOR 3.279 2.426 996 198 0

PURÍSIMA 2.800 2.761 907 471 14

SAHAGÚN 11.765 11.698 4.748 4.660 1.724

SAN ANDRÉS SOTAVENTO 1.804 1.682 913 680 52

SAN ANTERO 5.976 4.136 2.067 899 114

SAN BERNARDO DEL VIENTO 2.476 2.229 933 184 6

A N E XO S

página 139


0 0 0 2.839 13 0 2.852 80 % 45 %

3.941 1.387 263 43.550 335 5 43.890 99 % 61 %

1 0 0 4.709 27 5 4.741 89 % 45 %

0 0 0 325 2 0 327 92 % 48 %

70 0 0 8.789 62 2 8.853 72 % 41 %

4 1 0 921 5 0 926 74 % 39 %

0 0 0 2.278 5 0 2.283 95 % 49 %

0 0 0 190 4 0 194 80 % 46 %

0 0 0 2.541 11 7 2.559 100 % 68 %

7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %

238 5 0 15.618 115 0 15.733 88 % 83 %

65 6 0 8.144 42 0 8.186 94 % 84 %

0 0 0 2.384 9 0 2.393 99 % 95 %

0 0 0 2.519 16 1 2.536 90 % 38 %

0 0 0 3.031 12 0 3.043 95 % 78 %

0 0 0 5.365 29 0 5.394 98 % 93 %

0 0 0 2.275 9 0 2.284 81 % 42 %

0 0 0 3.042 19 0 3.061 92 % 41 %

0 0 0 1.316 5 0 1.321 99 % 81 %

0 0 0 2.355 15 0 2.370 97 % 87 %

0 0 0 4.192 24 0 4.216 99 % 93 %

0 0 0 1.557 13 0 1.570 37 % 35 %

0 0 0 3.945 53 2 4.000 100 % 92 %

0 0 0 2.848 20 0 2.868 99 % 92 %

0 0 0 2.488 11 0 2.499 98 % 95 %

3 0 0 4.334 39 0 4.373 99 % 97 %

0 0 0 2.670 13 0 2.683 96 % 85 %

0 0 0 1.964 4 0 1.968 100 % 87 %

0 0 0 1.065 3 0 1.068 100 % 89 %

7.407 2.498 942 89.912 1.438 49 91.399 94 % 86 %

4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %

0 0 0 3.758 25 0 3.783 100 % 66 %

0 0 0 1.188 4 0 1.192 68 % 64 %

0 0 0 556 0 0 556 90 % 55 %

516 8 0 13.314 120 22 13.456 100 % 93 %

0 0 0 578 5 0 583 92 % 84 %

2 0 0 5.443 73 1 5.517 98 % 96 %

14 0 0 4.998 28 2 5.028 93 % 91 %

0 0 0 1.408 1 0 1.409 93 % 72 %

0 0 0 1.537 4 0 1.541 98 % 44 %

3 0 0 9.195 88 1 9.284 93 % 84 %

0 0 0 630 0 0 630 74 % 65 %

0 0 0 1.618 10 0 1.628 97 % 80 %

32 63 109 11.650 111 4 11.765 99 % 88 %

3.808 1.703 1.281 82.643 970 30 83.643 100 % 98 %

0 0 0 395 0 0 395 89 % 18 %

45 0 0 8.972 120 4 9.096 99 % 94 %

0 0 0 1.938 25 0 1.963 76 % 65 %

0 0 0 376 0 0 376 87 % 38 %

0 0 0 1.194 1 0 1.195 74 % 36 %

0 0 0 1.392 4 0 1.396 99 % 50 %

362 0 0 11.494 165 3 11.662 99 % 98 %

0 0 0 1.645 22 0 1.667 93 % 91 %

0 0 0 3.080 38 0 3.118 69 % 52 %

0 0 0 1.123 0 0 1.123 90 % 45 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


SAN CARLOS 1.200 1.078 710 71 1

SAN JOSÉ DE URE 897 894 620 5 0

SAN PELAYO 3.300 3.223 1.177 594 9

TIERRALTA 7.910 7.555 3.241 152 0

TUCHÍN 1.130 1.126 772 29 1

VALENCIA 5.586 5.333 1.670 206 0

CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974

AGUA DE DIOS 4.179 3.910 590 2.216 103

ALBÁN 741 540 27 302 26

ANAPOIMA 2.911 770 0 37 456

APULO 1.832 1.649 369 666 180

ARBELÁEZ 1.845 1.782 16 957 341

BELTRÁN 298 200 78 35 0

BITUIMA 326 285 17 106 21

BOJACÁ 1.510 1.510 83 1.061 211

CABRERA 402 386 22 285 0

CAJICÁ 15.856 15.856 755 4.798 6.433

CÁQUEZA 1.630 1.357 135 938 234

CHAGUANÍ 559 558 21 301 3

CHÍA 25.803 25.803 828 9.428 8.781

CHIPAQUE 550 467 4 130 306

CHOCONTÁ 24.600 1.808 193 1.098 3

COGUA 1.974 1.974 404 931 430

COTA 3.093 3.093 18 791 1.506

CUCUNUBÁ 396 396 11 196 108

EL COLEGIO 3.461 107 0 93 14

EL ROSAL 4.846 2.889 10 1.517 1.362

FACATATIVÁ 21.562 21.197 2.945 10.161 5.144

FOSCA 506 502 91 386 5

FUNZA 18.260 18.260 1.438 4.559 12.006

FÚQUENE 241 241 1 105 81

FUSAGASUGÁ 37.579 37.096 4.305 12.547 7.879

GACHANCIPÁ 2.098 2.098 97 625 397

GIRARDOT 29.578 29.089 3.695 8.825 6.877

GUACHETÁ 1.309 1.309 203 570 517

GUADUAS 5.160 5.043 1.167 3.011 96

GUASCA 12.109 747 3 152 103

GUATAQUÍ 733 519 249 54 2

GUAYABAL DE SIQUIMA 657 403 10 288 47

GUAYABETAL 945 863 29 332 1

JERUSALÉN 422 372 76 163 1

LA CALERA 3.775 2.443 15 1.624 756

LA MESA 8.354 3.627 1 1.887 1.442

LA PEÑA 593 443 59 204 9

LA VEGA 1.830 1.787 1 576 610

LENGUAZAQUE 761 761 26 620 103

MADRID 17.116 17.116 531 8.052 7.273

MEDINA 1.196 1.133 124 941 28

MOSQUERA 27.403 27.403 2.003 9.925 12.004

NARIÑO 1.234 637 210 267 1

NEMOCÓN 1.363 1.363 206 646 269

NILO 1.346 836 74 566 12

NIMAIMA 499 400 37 217 0

NOCAIMA 1.007 950 18 336 131

PACHO 24.485 2.922 573 1.369 711

PANDI 758 646 11 437 3

A N E XO S

página 141


0 0 0 782 3 0 785 90 % 65 %

0 0 0 625 0 0 625 100 % 70 %

0 0 0 1.780 18 0 1.798 98 % 54 %

0 0 0 3.393 7 0 3.400 96 % 43 %

0 0 0 802 10 0 812 100 % 71 %

0 0 0 1.876 5 0 1.881 95 % 34 %

27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %

0 0 0 2.909 26 0 2.935 94 % 70 %

0 0 0 355 0 0 355 73 % 48 %

261 16 0 770 22 0 792 26 % 26 %

0 0 0 1.215 6 0 1.221 90 % 66 %

88 2 0 1.404 23 0 1.427 97 % 76 %

0 0 0 113 0 0 113 67 % 38 %

0 0 0 144 2 0 146 87 % 44 %

5 0 0 1.360 92 0 1.452 100 % 90 %

0 0 0 307 2 0 309 96 % 76 %

2.551 752 239 15.528 368 14 15.910 100 % 98 %

2 0 0 1.309 55 0 1.364 83 % 80 %

0 0 0 325 1 0 326 100 % 58 %

4.262 1.425 925 25.649 848 4 26.501 100 % 99 %

0 0 0 440 29 0 469 85 % 80 %

0 0 0 1.294 1 0 1.295 7 % 5 %

209 0 0 1.974 80 1 2.055 100 % 100 %

141 348 158 2.962 114 1 3.077 100 % 96 %

0 0 0 315 32 0 347 100 % 80 %

0 0 0 107 0 0 107 3 % 3 %

0 0 0 2.889 39 0 2.928 60 % 60 %

2.880 0 0 21.130 458 5 21.593 98 % 98 %

0 0 0 482 20 0 502 99 % 95 %

249 0 0 18.252 479 7 18.738 100 % 100 %

0 0 0 187 8 0 195 100 % 78 %

7.033 410 1 32.175 296 0 32.471 99 % 86 %

10 0 0 1.129 40 0 1.169 100 % 54 %

1.086 127 0 20.610 339 3 20.952 98 % 70 %

0 0 0 1.290 19 0 1.309 100 % 99 %

127 0 0 4.401 27 1 4.429 98 % 85 %

0 0 0 258 0 0 258 6 % 2 %

0 0 0 305 0 0 305 71 % 42 %

0 0 0 345 0 0 345 61 % 53 %

0 0 0 362 24 0 386 91 % 38 %

0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 %

48 0 0 2.443 52 0 2.495 65 % 65 %

297 0 0 3.627 35 0 3.662 43 % 43 %

0 0 0 272 1 0 273 75 % 46 %

141 0 0 1.328 26 0 1.354 98 % 73 %

2 0 0 751 10 0 761 100 % 99 %

863 0 0 16.719 358 3 17.080 100 % 98 %

0 0 0 1.093 18 0 1.111 95 % 91 %

3.132 0 0 27.064 550 15 27.629 100 % 99 %

0 0 0 478 3 0 481 52 % 39 %

83 0 0 1.204 56 0 1.260 100 % 88 %

1 0 0 653 2 0 655 62 % 49 %

0 0 0 254 0 0 254 80 % 51 %

0 0 0 485 2 0 487 94 % 48 %

63 0 0 2.716 35 0 2.751 12 % 11 %

0 0 0 451 2 0 453 85 % 59 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


PARATEBUENO 1.256 1.106 231 676 28

PASCA 926 758 96 364 143

PUERTO SALGAR 4.075 3.933 1.940 766 179

PULÍ 422 372 76 163 1

QUEBRADANEGRA 229 229 18 122 7

QUETAME 709 557 25 453 50

QUIPILE 497 419 21 125 59

RICAURTE 3.563 2.903 763 166 523

SAN BERNARDO 1.878 1.104 105 644 119

SAN FRANCISCO 2.106 1.742 9 629 418

SAN JUAN DE RIOSECO 1.598 1.410 18 702 255

SASAIMA 1.169 933 14 414 145

SESQUILÉ 11.730 800 0 0 0

SIBATÉ 7.281 6.307 423 4.767 1.116

SILVANIA 2.481 2.421 99 883 675

SIMIJACA 1.644 1.504 324 575 571

SOACHA 171.941 155.241 27.310 84.708 43.222

SOPÓ 3.406 3.406 424 1.732 1.211

SUBACHOQUE 1.935 1.935 9 789 700

SUPATÁ 1.124 992 6 305 177

SUSA 518 518 35 247 117

SUTATAUSA 337 337 3 139 193

TABIO 2.704 2.704 30 1.021 1.331

TAUSA 290 170 39 66 64

TENJO 1.350 1.350 5 989 290

TIBACUY 455 417 1 210 3

TOCAIMA 3.898 3.735 566 1.615 555

TOCANCIPÁ 5.146 5.146 399 2.428 1.751

UNE 961 850 15 611 115

ÚTICA 1.287 949 279 375 0

VENECIA 615 597 15 374 24

VERGARA 699 671 90 328 2

VIANÍ 745 681 134 295 10

VILLA DE SAN DIEGO DE UBATÉ 6.431 6.431 1.307 3.477 1.410

VILLETA 5.426 5.117 752 2.534 775

YACOPÍ 16.672 850 71 609 0

ZIPACÓN 450 384 5 254 72

ZIPAQUIRÁ 23.622 23.622 3.042 11.141 6.637

GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36

SAN JOSÉ DEL GUAVIARE 5.648 4.760 2.053 1.117 36

HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190

AGRADO 1.526 1.506 805 388 7

AIPE 3.982 3.595 1.233 2.129 135

ALGECIRAS 4.325 4.288 1.550 1.692 72

ALTAMIRA 793 695 113 569 11

BARAYA 1.226 1.214 717 276 42

CAMPOALEGRE 7.909 7.852 3.628 3.082 497

GARZÓN 12.947 12.858 3.597 6.248 1.779

GIGANTE 6.216 6.134 2.125 3.192 120

GUADALUPE 1.949 1.693 604 860 59

HOBO 2.158 2.116 842 720 2

LA PLATA 8.361 8.111 2.270 3.865 1.052

NEIVA 120.944 119.297 24.280 53.014 12.376

PAICOL 942 914 186 533 100

A N E XO S

página 143


3 1 0 939 31 1 971 88 % 75 %

0 0 0 603 9 0 612 82 % 65 %

0 0 0 2.885 24 1 2.910 97 % 71 %

0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 %

0 0 0 147 0 0 147 100 % 64 %

0 0 0 528 34 0 562 79 % 74 %

0 0 0 205 1 0 206 84 % 41 %

159 2 0 1.613 29 0 1.642 81 % 45 %

0 0 0 868 5 0 873 59 % 46 %

1 0 0 1.057 1 0 1.058 83 % 50 %

1 0 0 976 2 0 978 88 % 61 %

1 0 0 574 3 0 577 80 % 49 %

0 0 0 0 0 0 0 7 % 0 %

1 0 0 6.307 153 13 6.473 87 % 87 %

105 3 0 1.765 27 1 1.793 98 % 71 %

4 0 0 1.474 64 3 1.541 91 % 90 %

0 1 0 155.241 1.716 29 156.986 90 % 90 %

39 0 0 3.406 142 1 3.549 100 % 100 %

9 3 0 1.510 39 0 1.549 100 % 78 %

1 0 0 489 2 0 491 88 % 44 %

0 0 0 399 15 0 414 100 % 77 %

1 0 0 336 10 0 346 100 % 100 %

319 3 0 2.704 110 0 2.814 100 % 100 %

1 0 0 170 10 0 180 59 % 59 %

6 0 0 1.290 60 0 1.350 100 % 96 %

0 0 0 214 4 0 218 92 % 47 %

2 0 0 2.738 51 0 2.789 96 % 70 %

355 0 0 4.933 133 11 5.077 100 % 96 %

0 0 0 741 54 0 795 88 % 77 %

0 0 0 654 0 0 654 74 % 51 %

0 0 0 413 2 0 415 97 % 67 %

0 0 0 420 0 0 420 96 % 60 %

0 0 0 439 0 0 439 91 % 59 %

129 0 0 6.323 238 2 6.563 100 % 98 %

25 1 0 4.087 36 0 4.123 94 % 75 %

0 0 0 680 2 0 682 5 % 4 %

3 0 0 334 15 0 349 85 % 74 %

2.741 2 0 23.563 660 2 24.225 100 % 100 %

0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %

0 0 0 1.200 1 0 1.201 99 % 79 %

3 0 0 3.500 19 0 3.519 90 % 88 %

0 0 0 3.314 28 0 3.342 99 % 77 %

0 0 0 693 0 0 693 88 % 87 %

0 0 0 1.035 9 0 1.044 99 % 84 %

0 0 0 7.207 39 1 7.247 99 % 91 %

212 1 1 11.838 80 0 11.918 99 % 91 %

2 0 0 5.439 30 0 5.469 99 % 88 %

0 0 0 1.523 3 0 1.526 87 % 78 %

0 0 0 1.564 7 1 1.572 98 % 72 %

4 0 0 7.191 94 0 7.285 97 % 86 %

6.959 1.469 114 98.212 1.365 24 99.601 99 % 81 %

0 0 0 819 11 0 830 97 % 87 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


PALERMO 5.597 5.290 1.661 2.447 472

PITAL 1.399 1.399 664 554 20

PITALITO 18.596 17.787 7.797 6.393 2.311

RIVERA 5.803 5.725 1.484 3.175 418

SAN AGUSTÍN 2.675 2.156 520 945 219

SUAZA 1.483 1.320 841 542 38

TARQUI 3.691 3.653 2.145 643 8

TELLO 2.257 2.252 1.354 578 75

TERUEL 1.519 1.480 379 732 112

TESALIA 2.652 2.605 1.739 605 36

TIMANÁ 2.521 2.422 1.144 907 58

VILLAVIEJA 2.111 2.070 1.200 648 1

YAGUARÁ 2.162 2.068 458 1.255 170

LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604

ALBANIA 5.299 2.811 688 829 0

BARRANCAS 5.771 5.310 804 2.761 801

DIBULLA 4.427 3.847 936 2.193 0

DISTRACCIÓN 2.283 1.805 460 941 186

EL MOLINO 1.745 1.552 361 634 135

FONSECA 11.243 8.781 3.835 2.313 1.958

HATONUEVO 3.275 2.970 738 946 480

LA JAGUA DEL PILAR 458 448 209 213 0

MAICAO 24.810 21.353 5.060 10.818 3.093

MANAURE 1.838 1.524 322 800 174

RIOHACHA 37.389 35.676 14.778 12.186 4.367

SAN JUAN DEL CESAR 9.537 7.849 2.403 2.699 1.603

URIBIA 2.157 2.111 501 857 33

URUMITA 2.050 1.795 758 980 9

VILLANUEVA 5.673 5.635 1.485 2.677 767

MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789

ALGARROBO 2.092 2.091 1.064 13 0

ARACATACA 6.616 6.433 2.214 3.868 1

CERRO SAN ANTONIO 1.201 1.201 971 101 0

CHIBOLO 2.693 2.693 1.009 120 0

CIÉNAGA 21.751 19.980 6.788 8.322 2.317

CONCORDIA 2.627 2.627 1.680 0 0

EL BANCO 7.543 7.510 3.464 1.904 544

EL PIÑÓN 2.581 2.581 1.740 288 0

EL RETÉN 3.014 3.014 2.086 406 0

FUNDACIÓN 13.868 13.561 8.311 3.362 934

PEDRAZA 1.556 1.556 889 65 0

PIVIJAY 7.525 7.524 2.809 1.997 215

PLATO 8.823 8.142 2.116 1.306 450

PUEBLOVIEJO 3.598 3.440 1.860 600 1

REMOLINO 1.091 1.091 332 392 0

SALAMINA 2.356 2.330 1.030 789 28

SANTA ANA 3.015 2.369 1.173 934 12

SANTA MARTA 127.419 125.648 24.055 31.483 33.280

SITIONUEVO 3.895 3.849 2.742 150 0

TENERIFE 2.774 2.774 1.049 117 0

ZAPAYÁN 828 828 522 0 0

ZONA BANANERA 9.715 9.393 5.495 2.166 7

META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777

ACACÍAS 27.982 23.998 4.110 9.554 5.089

A N E XO S

página 145


4 0 0 4.584 60 1 4.645 95 % 82 %

0 0 0 1.238 2 0 1.240 100 % 88 %

61 1 0 16.563 44 0 16.607 96 % 89 %

89 1 1 5.168 76 1 5.245 99 % 89 %

0 0 0 1.684 2 0 1.686 81 % 63 %

0 0 0 1.421 0 0 1.421 89 % 96 %

1 0 0 2.797 4 0 2.801 99 % 76 %

0 0 0 2.007 5 0 2.012 100 % 89 %

0 0 0 1.223 10 0 1.233 97 % 81 %

0 0 0 2.380 19 0 2.399 98 % 90 %

0 0 0 2.109 6 0 2.115 96 % 84 %

0 0 0 1.849 10 0 1.859 98 % 88 %

0 0 0 1.883 25 0 1.908 96 % 87 %

2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %

0 0 0 1.517 21 525 2.063 53 % 29 %

0 0 0 4.366 49 0 4.415 92 % 76 %

0 0 0 3.129 48 3 3.180 87 % 71 %

2 0 0 1.589 15 2 1.606 79 % 70 %

0 0 0 1.130 6 0 1.136 89 % 65 %

51 0 0 8.157 67 5 8.229 78 % 73 %

300 0 0 2.463 44 1 2.508 91 % 75 %

0 0 0 422 5 0 427 98 % 92 %

348 0 0 19.319 225 14 19.558 86 % 78 %

0 0 0 1.296 34 1 1.331 83 % 71 %

1.293 275 0 32.898 427 25 33.350 95 % 88 %

48 0 0 6.753 52 4 6.809 82 % 71 %

0 0 0 1.391 33 5 1.429 98 % 64 %

0 0 0 1.747 15 1 1.763 88 % 85 %

17 0 0 4.946 46 2 4.994 99 % 87 %

9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %

0 0 0 1.077 2 0 1.079 100 % 51 %

0 0 0 6.083 37 1 6.121 97 % 92 %

0 0 0 1.072 1 0 1.073 100 % 89 %

0 0 0 1.129 2 0 1.131 100 % 42 %

20 0 0 17.447 202 45 17.694 92 % 80 %

0 0 0 1.680 1 0 1.681 100 % 64 %

20 0 0 5.932 69 0 6.001 100 % 79 %

0 0 0 2.028 2 0 2.030 100 % 79 %

0 0 0 2.492 7 1 2.500 100 % 83 %

53 0 0 12.660 157 2 12.819 98 % 91 %

0 0 0 954 0 0 954 100 % 61 %

0 0 0 5.021 16 0 5.037 100 % 67 %

0 0 0 3.872 13 0 3.885 92 % 44 %

0 0 0 2.461 28 0 2.489 96 % 68 %

0 0 0 724 4 0 728 100 % 66 %

0 0 0 1.847 10 0 1.857 99 % 78 %

0 0 0 2.119 20 0 2.139 79 % 70 %

9.402 4.243 8.988 111.451 2.049 93 113.593 99 % 87 %

0 0 0 2.892 15 0 2.907 99 % 74 %

0 0 0 1.166 2 0 1.168 100 % 42 %

0 0 0 522 0 1 523 100 % 63 %

0 0 0 7.668 49 84 7.801 97 % 79 %

10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %

655 1 0 19.409 497 9 19.915 86 % 69 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


BARRANCA DE UPÍA 834 832 550 242 0

CABUYARO 1.098 976 439 149 0

CASTILLA LA NUEVA 2.176 1.723 431 414 631

CUBARRAL 945 913 399 501 5

CUMARAL 4.579 4.463 701 2.397 908

EL CASTILLO 960 826 439 195 0

EL DORADO 965 842 482 52 0

FUENTE DE ORO 1.450 1.157 298 548 6

GRANADA 13.004 10.088 1.638 5.821 1.462

GUAMAL 2.977 2.926 475 1.034 261

PUERTO CONCORDIA 727 551 335 18 0

PUERTO GAITÁN 1.415 1.368 245 712 9

PUERTO LLERAS 980 884 267 358 0

PUERTO LÓPEZ 3.460 3.249 1.147 1.980 100

PUERTO RICO 1.056 1.019 766 184 0

RESTREPO 3.902 3.839 1.099 826 1.190

SAN CARLOS DE GUAROA 1.665 1.663 987 468 2

SAN JUAN DE ARAMA 1.320 967 264 517 1

SAN MARTÍN 5.221 5.077 552 1.812 515

VILLAVICENCIO 121.452 120.126 21.897 35.772 45.598

NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848

PASTO 103.062 38.865 3.302 7.025 848

NORTE DE SANTANDER (11) 231.289 190.586 35.127 66.925 24.200

CHITAGÁ 2.438 1.257 229 778 1

CÚCUTA 139.358 121.529 18.518 44.992 17.114

EL ZULIA 5.173 978 0 0 0

LABATECA 1.679 582 4 355 0

LOS PATIOS 16.007 13.535 666 6.576 1.247

OCAÑA 26.840 22.770 11.024 6.994 3.151

PAMPLONA 12.687 12.046 1.216 2.154 1.438

SARDINATA 4.441 2.193 665 846 32

SILOS 1.466 508 30 264 0

TOLEDO 4.399 2.278 89 1.163 257

VILLA DEL ROSARIO 16.801 12.910 2.686 2.803 960

PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126

MOCOA 5.736 5.736 2.066 602 90

PUERTO ASÍS 8.900 8.540 3.238 1.086 36

PUERTO CAICEDO 1.050 929 292 250 0

QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027

ARMENIA 91.402 91.402 17.825 21.578 20.252

CALARCÁ 16.911 16.911 2.021 9.414 3.396

CIRCASIA 7.608 6.829 2.066 2.762 923

FILANDIA 3.636 2.498 479 1.413 344

LA TEBAIDA 7.777 7.777 1.682 5.264 329

MONTENEGRO 11.600 9.595 2.619 4.469 793

QUIMBAYA 13.613 7.803 987 4.818 838

SALENTO 2.308 1.258 102 814 152

RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051

APÍA 4.211 1.893 130 530 495

BALBOA 1.675 458 55 116 181

BELÉN DE UMBRÍA 7.444 3.629 79 1.124 875

DOSQUEBRADAS 59.891 59.501 6.570 20.937 20.437

GUÁTICA 4.338 2.162 205 782 203

LA CELIA 2.242 894 71 428 235

A N E XO S

página 147


0 0 0 792 32 0 824 100 % 95 %

0 0 0 588 7 0 595 89 % 54 %

0 0 0 1.476 29 0 1.505 79 % 68 %

0 0 0 905 25 0 930 97 % 96 %

0 0 0 4.006 152 1 4.159 97 % 87 %

0 0 0 634 8 0 642 86 % 66 %

0 0 0 534 6 0 540 87 % 55 %

0 0 0 852 10 0 862 80 % 59 %

180 0 0 9.101 170 0 9.271 78 % 70 %

4 0 0 1.774 46 1 1.821 98 % 60 %

0 0 0 353 5 0 358 76 % 49 %

0 0 0 966 71 0 1.037 97 % 68 %

0 0 0 625 11 0 636 90 % 64 %

0 0 0 3.227 75 0 3.302 94 % 93 %

0 0 0 950 3 0 953 96 % 90 %

23 2 0 3.140 125 1 3.266 98 % 80 %

0 0 0 1.457 10 0 1.467 100 % 88 %

0 0 0 782 7 0 789 73 % 59 %

3 0 0 2.882 42 0 2.924 97 % 55 %

9.978 3.424 639 117.308 3.956 23 121.287 99 % 97 %

0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %

0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %

8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 %

0 0 0 1.008 0 0 1.008 52 % 41 %

7.737 503 0 88.864 157 5 89.026 87 % 64 %

0 0 0 0 0 0 0 19 % 0 %

0 0 0 359 0 0 359 35 % 21 %

21 2 0 8.512 9 0 8.521 85 % 53 %

766 0 0 21.935 153 1 22.089 85 % 82 %

227 0 0 5.035 0 0 5.035 95 % 40 %

0 0 0 1.543 0 0 1.543 49 % 35 %

0 0 0 294 0 0 294 35 % 20 %

7 0 0 1.516 0 0 1.516 52 % 34 %

92 0 0 6.541 6 1 6.548 77 % 39 %

0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %

0 0 0 2.758 6 0 2.764 100 % 48 %

0 0 0 4.360 4 0 4.364 96 % 49 %

0 0 0 542 0 0 542 88 % 52 %

8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %

7.074 5.603 1.103 73.435 1.263 41 74.739 100 % 80 %

736 19 2 15.588 249 4 15.841 100 % 92 %

179 52 6 5.988 71 3 6.062 90 % 79 %

0 0 0 2.236 50 0 2.286 69 % 61 %

15 40 7 7.337 95 5 7.437 100 % 94 %

18 7 6 7.912 123 2 8.037 83 % 68 %

25 1 0 6.669 108 0 6.777 57 % 49 %

1 0 1 1.070 45 0 1.115 55 % 46 %

21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %

7 0 0 1.162 8 1 1.171 45 % 28 %

2 0 0 354 12 0 366 27 % 21 %

130 0 0 2.208 23 0 2.231 49 % 30 %

4.402 38 0 52.384 714 38 53.136 99 % 87 %

0 0 10 1.200 0 0 1.200 50 % 28 %

2 0 0 736 25 0 761 40 % 33 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


LA VIRGINIA 8.051 8.051 1.897 2.125 2.661

MARSELLA 4.779 2.787 486 1.368 415

PEREIRA 132.926 132.926 17.837 35.795 21.371

QUINCHÍA 8.074 2.842 310 447 714

SANTA ROSA DE CABAL 17.331 15.017 1.251 5.645 4.993

SANTUARIO 2.161 1.718 149 389 471

SANTANDER (35) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649

AGUADA 200 200 5 174 0

ALBANIA 108 99 3 86 3

BARBOSA 7.574 3.982 187 2.084 1.711

BARRANCABERMEJA 49.102 48.166 11.184 17.505 8.547

BOLÍVAR 3.908 290 18 178 94

BUCARAMANGA 144.100 141.459 13.178 21.810 37.014

CHIPATÁ 1.465 306 11 258 37

CURITÍ 1.620 1.474 260 444 4

EL CARMEN DE CHUCURÍ 693 693 220 401 14

EL PEÑÓN 433 433 52 331 1

FLORIÁN 438 385 49 317 10

FLORIDABLANCA 81.550 80.263 8.829 28.320 21.850

GIRÓN 31.691 30.802 8.464 10.078 10.011

GUEPSA 1.010 1.010 561 380 22

GUAVATÁ 447 447 22 422 0

JESÚS MARÍA 943 516 7 464 45

LA BELLEZA 591 580 89 368 8

LA PAZ 539 539 256 179 3

LEBRIJA 3.650 3.608 439 1.653 1.323

PÁRAMO 606 606 51 218 70

PIEDECUESTA 32.059 31.063 1.098 8.832 18.304

PINCHOTE 562 502 15 162 30

PUENTE NACIONAL 1.310 1.260 150 621 424

PUERTO WILCHES 5.011 4.888 3.244 1.188 332

RIONEGRO 1.158 1.151 500 603 0

SABANA DE TORRES 4.410 4.268 1.085 1.897 1.198

SAN BENITO 276 276 112 158 0

SAN GIL 12.544 7.645 17 695 598

SAN VICENTE DE CHUCURÍ 3.733 3.558 1.049 2.208 285

SOCORRO 7.097 6.328 223 1.788 611

SUAITA 1.002 1.002 99 492 234

SUCRE 2.959 86 19 43 24

VALLE DE SAN JOSÉ 727 727 0 1 0

VÉLEZ 5.372 2.736 615 1.109 764

VILLANUEVA 1.755 1.755 79 341 78

SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776

BUENAVISTA 2.244 1.619 1.268 264 0

CAIMITO 1.100 1.028 640 14 0

CHALÁN 618 514 502 4 0

COLOSÓ 1.500 1.458 543 0 0

COROZAL 12.431 12.338 6.334 5.294 406

COVEÑAS 4.500 2.700 1.388 1.109 38

EL ROBLE 1.040 1.009 584 3 0

GALERAS 2.824 2.718 1.940 671 84

LA UNIÓN 1.452 1.416 737 120 0

LOS PALMITOS 2.480 2.250 1.566 641 0

MORROA 2.300 2.100 1.398 589 37

A N E XO S

página 149


130 0 0 6.813 130 2 6.945 100 % 85 %

6 0 0 2.275 57 0 2.332 58 % 48 %

15.692 9.091 5.257 105.043 1.821 41 106.905 100 % 79 %

8 0 0 1.479 16 0 1.495 35 % 18 %

725 123 9 12.746 252 4 13.002 87 % 74 %

7 0 0 1.016 14 0 1.030 80 % 47 %

70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %

0 0 0 179 0 0 179 100 % 90 %

3 0 0 95 9 0 104 92 % 88 %

0 0 0 3.982 65 0 4.047 53 % 53 %

7.373 667 0 45.276 982 1 46.259 98 % 92 %

0 0 0 290 5 0 295 7 % 7 %

47.613 5.281 8.614 133.510 4.696 20 138.226 98 % 93 %

0 0 0 306 2 0 308 21 % 21 %

0 0 0 708 0 0 708 91 % 44 %

0 0 0 635 3 0 638 100 % 92 %

0 0 0 384 0 0 384 100 % 89 %

2 0 0 378 14 0 392 88 % 86 %

12.606 4.731 1.528 77.864 449 11 78.324 98 % 95 %

1.106 12 3 29.674 645 24 30.343 97 % 94 %

3 0 0 966 14 0 980 100 % 96 %

0 0 0 444 3 0 447 100 % 99 %

0 0 0 516 7 0 523 55 % 55 %

13 0 0 478 25 0 503 98 % 81 %

0 0 0 438 0 0 438 100 % 81 %

46 0 0 3.461 103 0 3.564 99 % 95 %

0 0 0 339 3 0 342 100 % 56 %

1.837 122 129 30.322 553 4 30.879 97 % 95 %

0 0 0 207 0 0 207 89 % 37 %

0 0 0 1.195 45 0 1.240 96 % 91 %

0 0 0 4.764 81 0 4.845 98 % 95 %

0 0 0 1.103 0 0 1.103 99 % 95 %

0 0 0 4.180 80 0 4.260 97 % 95 %

0 0 0 270 0 0 270 100 % 98 %

7 0 0 1.317 1 0 1.318 61 % 10 %

0 0 0 3.542 16 0 3.558 95 % 95 %

38 6 0 2.666 4 0 2.670 89 % 38 %

0 0 0 825 3 0 828 100 % 82 %

0 0 0 86 5 0 91 3 % 3 %

0 0 0 1 0 0 1 100 % 0 %

1 0 0 2.489 0 0 2.489 51 % 46 %

0 0 0 498 1 0 499 100 % 28 %

3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %

0 0 0 1.532 13 0 1.545 72 % 68 %

0 0 0 654 0 0 654 93 % 59 %

0 0 0 506 0 0 506 83 % 82 %

0 0 0 543 0 0 543 97 % 36 %

157 13 0 12.204 107 4 12.315 99 % 98 %

0 0 0 2.535 157 1 2.693 60 % 56 %

0 0 0 587 0 0 587 97 % 56 %

0 0 0 2.695 16 0 2.711 96 % 95 %

0 0 0 857 3 0 860 98 % 59 %

0 0 0 2.207 21 0 2.228 91 % 89 %

0 0 0 2.024 23 0 2.047 91 % 88 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


OVEJAS 2.625 2.270 1.390 661 51

PALMITO 1.035 789 741 1 0

SAMPUÉS 4.500 4.220 2.408 1.570 139

SAN BENITO ABAD 2.520 2.425 1.688 0 0

SAN JUAN DE BETULIA 2.100 2.015 1.223 745 19

SAN LUIS DE SINCÉ 7.550 6.193 4.390 1.026 398

SAN MARCOS 6.400 6.227 2.869 2.358 882

SAN ONOFRE 5.035 4.639 2.287 1.122 242

SAN PEDRO 3.271 3.112 2.341 674 44

SANTIAGO DE TOLÚ 6.300 5.477 2.288 1.844 695

SINCELEJO 61.535 61.460 32.342 18.779 5.727

TOLÚ VIEJO 1.357 1.301 848 415 14

TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673

ALVARADO 1.233 1.224 271 779 4

AMBALEMA 2.151 2.134 1.040 610 77

ANZOÁTEGUI 651 651 201 220 2

ARMERO 3.296 3.296 1.452 1.412 10

CAJAMARCA 2.720 2.674 198 1.392 547

CARMEN DE APICALÁ 3.284 3.231 243 1.739 416

CASABIANCA 2.371 1.097 174 268 0

CHAPARRAL 8.470 8.241 2.841 2.804 850

COELLO 1.486 1.468 403 720 38

COYAIMA 2.092 110 8 102 0

CUNDAY 1.416 1.052 237 447 8

DOLORES 1.688 1.267 221 296 22

ESPINAL 20.828 19.102 3.900 9.121 2.975

FALÁN 7.015 878 225 243 1

FLANDES 14.273 11.701 206 3.671 3.046

FRESNO 4.686 4.621 1.222 2.442 829

GUAMO 7.588 7.553 2.521 3.525 223

HERVEO 1.622 1.596 374 948 8

HONDA 8.129 7.062 1.774 3.714 596

IBAGUÉ 134.493 132.946 19.846 61.474 34.033

ICONONZO 1.386 1.289 357 723 7

LÉRIDA 5.135 5.067 1.239 3.370 98

LÍBANO 7.389 7.299 941 4.024 1.752

MARIQUITA 8.762 8.635 3.755 3.822 495

MELGAR 9.873 9.155 1.487 3.514 2.542

MURILLO 795 626 182 186 14

NATAGAIMA 2.971 2.761 799 1.230 221

ORTEGA 2.672 2.549 482 1.107 224

PALOCABILDO 4.698 1.041 191 346 113

PIEDRAS 1.397 1.387 692 567 0

PRADO 8.761 1.520 899 553 2

PURIFICACIÓN 33.173 6.277 3.429 2.089 132

ROVIRA 2.771 2.650 1.459 625 84

SALDAÑA 3.580 3.504 1.156 1.629 131

SAN ANTONIO 1.581 1.504 487 561 113

SAN LUIS 2.562 2.547 1.048 1.346 6

SANTA ISABEL 873 814 339 287 1

SUÁREZ 598 541 173 289 0

VALLE DE SAN JUAN 1.221 1.203 484 554 0

VENADILLO 2.564 2.475 1.137 1.202 6

VILLAHERMOSA 1.139 1.139 182 409 46

A N E XO S

página 151


0 0 0 2.102 22 0 2.124 86 % 80 %

0 0 0 742 3 0 745 76 % 72 %

56 0 0 4.173 40 2 4.215 94 % 93 %

0 0 0 1.688 0 0 1.688 96 % 67 %

0 0 0 1.987 13 0 2.000 96 % 95 %

35 0 0 5.849 52 1 5.902 82 % 77 %

0 0 0 6.109 83 2 6.194 97 % 95 %

8 0 0 3.659 25 0 3.684 92 % 73 %

0 0 0 3.059 41 1 3.101 95 % 94 %

178 0 0 5.005 137 0 5.142 87 % 79 %

2.971 445 272 60.536 774 24 61.334 100 % 98 %

0 0 0 1.277 16 3 1.296 96 % 94 %

11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %

0 0 0 1.054 7 1 1.062 99 % 85 %

0 0 0 1.727 6 1 1.734 99 % 80 %

0 0 0 423 1 0 424 100 % 65 %

0 0 0 2.874 15 0 2.889 100 % 87 %

0 0 0 2.137 35 0 2.172 98 % 79 %

61 32 0 2.491 48 0 2.539 98 % 76 %

0 0 0 442 3 0 445 46 % 19 %

3 0 0 6.498 56 1 6.555 97 % 77 %

3 0 0 1.164 5 0 1.169 99 % 78 %

0 0 0 110 19 1 130 5 % 5 %

0 0 0 692 4 0 696 74 % 49 %

0 0 0 539 0 0 539 75 % 32 %

509 1 1 16.507 159 12 16.678 92 % 79 %

0 0 0 469 2 0 471 13 % 7 %

2 0 0 6.925 46 1 6.972 82 % 49 %

1 0 0 4.494 43 0 4.537 99 % 96 %

10 0 0 6.279 32 1 6.312 100 % 83 %

0 0 0 1.330 10 0 1.340 98 % 82 %

97 1 0 6.182 72 1 6.255 87 % 76 %

10.586 1.621 269 127.829 1.466 43 129.338 99 % 95 %

0 0 0 1.087 17 0 1.104 93 % 78 %

0 0 0 4.707 26 0 4.733 99 % 92 %

250 0 2 6.969 77 1 7.047 99 % 94 %

45 1 0 8.118 81 3 8.202 99 % 93 %

209 166 2 7.920 189 0 8.109 93 % 80 %

0 0 0 382 7 0 389 79 % 48 %

0 0 0 2.250 6 1 2.257 93 % 76 %

0 0 0 1.813 10 0 1.823 95 % 68 %

0 0 0 650 7 0 657 22 % 14 %

0 0 0 1.259 4 0 1.263 99 % 90 %

3 0 0 1.457 13 0 1.470 17 % 17 %

1 0 0 5.651 24 0 5.675 19 % 17 %

0 0 0 2.168 6 0 2.174 96 % 78 %

5 0 0 2.921 22 0 2.943 98 % 82 %

0 0 0 1.161 5 0 1.166 95 % 73 %

0 2 0 2.402 15 0 2.417 99 % 94 %

0 0 0 627 5 0 632 93 % 72 %

0 0 0 462 2 0 464 90 % 77 %

0 0 0 1.038 7 0 1.045 99 % 85 %

0 0 0 2.345 21 1 2.367 97 % 91 %

0 0 0 637 10 0 647 100 % 56 %


NATURAL 2014

USUARIOS DE

GAS NATURAL

EN COLOMBIA

2014


VILLARRICA 854 634 138 123 1

VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562

ALCALÁ 3.332 2.763 402 1.110 116

ANDALUCÍA 4.910 4.910 522 3.525 62

ANSERMANUEVO 4.963 3.496 942 1.488 256

BOLÍVAR 4.208 1.454 353 528 104

BUENAVENTURA 74.843 68.457 28.822 9.101 4.781

BUGALAGRANDE 5.526 3.495 838 1.563 515

CAICEDONIA 8.891 6.878 122 3.330 1.978

CALI 630.172 630.172 87.195 158.995 170.177

CALIMA 5.108 4.057 741 1.609 111

CANDELARIA 23.470 23.470 5.403 9.113 3.306

CARTAGO 38.085 38.085 4.453 10.345 13.319

EL CERRITO 15.492 15.492 4.409 7.250 549

EL DOVIO 2.950 2.280 534 706 75

FLORIDA 14.824 14.824 5.804 5.067 981

GINEBRA 5.220 4.201 853 2.047 398

GUACARÍ 8.272 8.272 1.528 5.157 79

GUADALAJARA DE BUGA 34.391 34.391 5.754 14.384 5.163

JAMUNDÍ 28.035 28.035 1.876 14.091 5.593

LA UNIÓN 8.703 8.703 4.755 2.209 344

LA VICTORIA 4.161 3.049 1.179 1.426 64

OBANDO 3.791 2.652 1.011 1.021 7

PALMIRA 95.340 95.340 5.652 45.797 18.510

PRADERA 11.880 11.880 3.707 4.812 1.169

RIOFRÍO 4.064 2.115 811 651 106

ROLDANILLO 9.933 9.174 2.294 3.876 1.199

SAN PEDRO 3.867 2.376 478 1.195 364

SEVILLA 11.401 8.883 1.928 3.674 1.618

TORO 4.240 3.014 551 1.087 243

TRUJILLO 5.015 2.729 375 947 352

TULUÁ 51.962 51.962 3.949 21.106 12.098

ULLOA 1.463 1.143 230 354 43

VERSALLES 2.519 1.374 291 290 305

VIJES 2.904 2.269 143 1.152 224

YOTOCO 4.353 3.009 132 314 45

YUMBO 24.934 24.934 4.460 10.816 2.393

ZARZAL 10.335 10.335 1.530 5.995 915


A N E XO S

página 153


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 %


NATURAL 2014

G L O S A R I O D E T É R M I N O S , S I G L A S

Y F A C T O R E S D E C O N V E R S I Ó N

GLOSARIO DE TÉRMINOS GLOSARIO DE TÉRMINOS

CONCEPTO DESCRIPCIÓN

A Aire propanado Gas perteneciente a la segunda familia de los gases combustibles con unamezcla de 60 % volumen de propano y 40 % volumen de aire.

B Benchmark Comparativo que se realiza para diferentes negocios que guardan ciertasimilitud o dentro de un mismo tipo de negocio, para diferentes empresas.

Ciclo abierto Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como

combustible, solo se da en primera fase en donde los gases de combustióndel gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad.

Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como

combustible. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustiónCiclo del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad;combinado en la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape,

mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de

C vapor para generar aún más electricidad.

Cobertura Cálculo porcentual determinado por los usuarios residenciales conectadosdividido entre la población potencial que puede atender una empresa

efectivaprestadora de servicios públicos.

Cobertura Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados, dividido entre la

población potencial que puede atender una empresa prestadora de serviciospotencial

públicos.

Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles

a los procesos industriales, normalmente energía eléctrica y energía térmica.

Coselles Sistema diseñado para el almacenamiento de GNC a altas presiones.

El déficit fiscal se puede definir simplemente como la diferencia negativa entre

Déficit Fiscal los ingresos y los egresos públicos en un tiempo determinado. O sea lo que seestá recaudando en términos de impuestos, retenciones, tasas y otrosconceptos, es menor de lo que se gasta en programas y servicios públicos,deudas del Estado, sueldos estatales, etc.

Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación,

D expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de unDistribución - sistema de distribución de gas. Es el agente encargado del transporte de gascomercialización combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras dede gas puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un

usuario. Además, estas empresas son comercializadores cuya actividad es elsuministro de gas combustible a título oneroso.

Distribución - Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación,

comercialización expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidadde energía de un sistema de distribución de energía eléctrica. Los distribuidores ejerceneléctrica simultáneamente las actividades de comercialización.

E EMBI + Emerging Markets Bond Index. Índice del mercado emergente basado en JP Morgan.

F Fracturamiento Proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado

bajo alta presión de hasta 20.000 psi para lograr la rotura artificial de la rocahidráulico

reservorio con el fin de aumentar la permeabilidad y la producción.

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto o disuelto en el aceite crudo del

yacimiento. Este puede ser calificado como gas de casquete (Libre) o gas ensolución (Disuelto).

Cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles

Gas (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyascaracterísticas permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido

G combustibleen la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen,sustituyan o complementen.

Gas de areniscas Tight gas

Gas de lutitas Shale gas

Gas in situ Estimación del volumen total de gas en el subsuelo antes de que se haya obtenido

producción alguna. Incluye el gas ya descubierto y producido y estimaciones degas que aún no se ha descubierto a través de actividades futuras de exploración.


Fuente de gas no convencional, se obtiene a partir de la

Gas metano extracción del metano contenido en las capas de carbón.Las técnicas para la extracción de gas proveniente de estos

de carbónyacimientos no convencionales difieren de aquellas utilizadasen los yacimientos convencionales de gas natural.

Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente

Gas licuado por propano y butano, extraído del procesamiento del gasnatural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas,

de petróleoque se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuyeprincipalmente en cilindros y redes urbanas.

Mezcla de gases de composición variable que se encuentra

en función del yacimiento del que se extrae. Está compuestoGas natural principalmente por metano en cantidades que comúnmente

pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases comonitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y

G trazas de hidrocarburos más pesados.

Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un

Gas natural líquido proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural600 veces con respecto a su volumen original. Se almacenaa -161 0C y a presión atmosférica en tanques criogénicosespeciales para baja temperatura.

Gas natural Gas natural cuya presión se aumenta a través de un procesovehicular de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

Gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen

aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona

Gasoductos natural o jurídica que permite la conducción de gas de maneradedicados independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar

servicios de transporte a terceros.

Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona

Gasoductos natural o jurídica que se encuentra, por razones técnicasembebidos de operación, integrado a otros sistemas de transporte de

propiedad de una persona natural o jurídica diferente.

Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA.

Henry Hub Se utiliza como referencia para establecer los contratos defuturos del gas natural que son negociados en el New YorkMercantile Exchange - NYMEX -.

H Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que

son los que más abundan en estado natural. Los hidratos deHidratos de metano metano constituyen una fuente energética alternativa de gran

proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamenteduplican las reservas convencionales actualmente reconocidaspara los recursos energéticos fósiles.

Intensidad Cantidad de energía necesaria para producir una unidad

I energética de producto o riqueza.

Interconexión Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusivainternacional a la importación o exportación de gas natural.

Es un proceso utilizado para la planeación y administración

L Licencia ambiental de proyectos que asegura que las actividades humanas yeconómicas se ajusten a las restricciones ecológicas y derecursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clavepara promover el desarrollo sostenible.

OPACGNI Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad

O con plantas térmicas que utilicen gas natural importado.

Off shore Fuera o más allá de la costa marítima.

On shore Situado u ocure en tierra.

P Parejas de cargos Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperarlos costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo

reguladosy un cargo variable en diferentes proporciones.

A N E XO S

página 155

GLOSARIO DE TÉRMINOS


Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir

Pie cúbico el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un piecúbico de gas natural es igual a 1.000 unidades térmicasbritánicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

Pozos A3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo

P que se perfora en un área geológicamente inexplorada.

Población activa Sumatoria de la población ocupada más la población desempleada.

Población en edad Personas ocupadas más personas desempleadas mayoresde trabajar de 16 años, o la población activa mayor de 16 años.

Población inactiva Personas que no tienen trabajo y tampoco lo están buscando.

Población ocupada Personas con empleo.

Los recursos minerales son una concentración u ocurrencia de

Recursos material de interés económico intrínseco en o sobre la cortezade la tierra en forma y cantidad en que haya probabilidadesrazonables de una eventual extracción económica.

Región Andina Incluye a Bogotá, los departamentos de Antioquia, Arauca,

Boyacá, Cundinamarca, Huila, Risaralda, Quindío, Caldas,Santander, Norte de Santander y Tolima.

Región Caribe Incluye los departamentos de La Guajira, Atlántico, Cesar,

Magdalena, Bolívar, Sucre y Córdoba.

Región Orinoquía Incluye los departamentos de Caquetá, Casanare, Meta y Guaviare.y Amazonía

Región Pacífica Incluye los departamentos de Valle del Cauca, Cauca, Nariño y Chocó.

Hace referencia a un gasoducto regional, o sistema regional

Regional de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se definencomo gasoductos o grupo de gasoductos del sistema nacionalde transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas,derivados de sistemas troncales de transporte.

Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán

recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas auna fecha dada.

Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis

de la información geológica y de ingeniería, se estima con

R razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas,a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y

Reservas probadas bajo las condiciones económicas operacionales y regulacionesgubernamentales existentes. Estas pueden clasificarseen reservas probadas desarrolladas y reservas probadas nodesarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburosen cantidades determinadas se consideran reservas probadasa partir de la declaración de comercialidad por parte de la ANHa través de actos administrativos.

Reservas probadas Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades dedesarrolladas producción y métodos operacionales existentes.

Volúmenes que se espera recuperar, bien a partir de nuevos

Reservas probadas no pozos en áreas no perforadas, o por la profundización de pozosdesarrolladas existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia

del desarrollo de nuevas tecnologías.

Volúmenes calculados a partir de información geológica e

Reservas no probadas ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificaciónde las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica,económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas comoprobadas.

Aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la

información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiereReservas probables que son más factibles de ser comercialmente recuperables,

que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas parasu evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 %de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores quela suma de las reservas probadas más probables.

GLOSARIO DE TÉRMINOS


Aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información

geológica y de ingeniería sugiere que es menos seguraReservas posibles su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo

con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas,la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá

R al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidadesrealmente recuperadas sean iguales o mayores.

Riesgo país Hace referencia a la probabilidad de que un país, emisor de deuda,sea incapaz de responder a sus compromisos de pago de deuda,en capital e intereses, en los términos acordados.

Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales utilizadocomo un indicador de madurez térmica.

Sísmica Sistema de Transmisión Nacional (energía eléctrica).

S Shale oil/gas

Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shalegas/oil). La característica definitoria del shale es que no tiene lasuficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser

extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesariola aplicación de nuevas tecnologías.

TACC Tasa de crecimiento anual compuesto, se utiliza frecuentementepara describir el crecimiento sobre un periodo de tiempo dealgunos elementos del negocio.

Tasa desempleo Relación porcentual entre el número de personas desocupadasy la población económicamente activa .

Tasa empleo Relación porcentual entre la población ocupada y la poblaciónen edad de trabajar.

Tonelada equivalente Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos.de petróleo

Índice necesario para que un área sea prospectiva, el cual debe

TOC ser igual o superior al 2 %. Materiales orgánicos tales como fósilesde microorganismos y materia vegetal proporciona los átomos de

T carbono, oxígeno e hidrógeno, necesarios para crear gas natural

y petróleo.

Actividades ejecutadas por los transportadores desde un punto

de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional deTransporte de gas transporte y que reúnen las siguientes condiciones: 1. Capacidad de

decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte, siemprey cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y 2. Que realicela venta del servicio de transporte a cualquier agente mediantecontratos de transporte.

Transmisión Transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión.

Hace referencia a un gasoducto troncal o sistema troncal de

Troncal transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se define comogasoducto o grupo de gasoductos de un sistema de transporte,diámetros iguales o superiores a 16".

Usuarios anillados Usuarios que técnicamente están habilitados para conectarse

al servicio de gas natural, en caso de que así lo deseen.

Usuarios conectados Usuarios que adquirieron los derechos de conexión frente al

distribuidor de gas.

U Usuarios que reporta el Ministerio de Minas y Energía con base

en el catastro del municipio o la localidad, en algunos casos noUsuarios potenciales corresponde a fuente oficial. De igual manera, en el reporte se

ajustó la información publicada por Minminas, teniendo en cuentaque los usuarios potenciales deben ser iguales o superiores a losusuarios anillados y conectados.

Yacimientos Yacimientos que pueden ejecutarse o ser producidos a tasas

económicas de flujo, lo cual podrá llevar a la producción de ciertosconvencionales

volúmenes económicos de hidrocarburos.

YTodos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas

Yacimientosde flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la

no convencionalesaplicación de estimación, fracturamiento y recuperación.


NATURAL 2014

ABREVIATURAS Y SIGLAS

CONCEPTO Descripción

Acipet Asociación Colombiana de Ingeniería de Petróleos

AIE Agencia Internacional de Energía

ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos

A ANI Agencia Nacional de Infraestructura

ANLA Autoridad Nacional de Licencias Ambientales

AOM Gastos de Administración, Operación y Mantenimiento

ASE Áreas de Servicio Exclusivo

ASNE Áreas de Servicio No Exclusivo

bl Barril

BEO Boletín Electrónico de Operaciones

B Bm3 Billones de metros cúbicos

BP British Petroleum

Btu British thermal unit

CBM Coal Bed Methane

CCO Complejo Criogénico de Occidente

CDP Capacidad Disponible Primaria

Cenac Centro de Estudios de la Construcción y el Desarrollo Urbano Regional

Cepal Comisión Económica para América Latina y el Caribe

CFE Comisión Federal de Energía

CFI Corporación Financiera Internacional

CI Costo de interrupción del servicio de gas

CIF Cost Insurance and Freight

C CMMI Council of Mining and Metallurgical Institutions

CNE Comisión Nacional de Energía

CNO Consejo Nacional de Operación

CO2 Dióxido de carbono

COGB Centro de Operaciones del Gasoducto Ballena - Barrancabermeja

Conpes Consejo Nacional de Política Económica y Social

CPC Centro Principal de Control

CRE Comisión de Regulación de Energía

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

Cte. Corriente

CTL Coal To Liquid

DAFP Departamento Administrativo de la Función Pública

DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas

D DEA Data Envolvement Analysis (Análisis Envolvente de Datos)

DES Duración Equivalente de Interrupción del Servicio

DNP Departamento Nacional de Planeación

DTF Depósito a término fijo

Dt Cargo de distribución

EA Efectivo anual

Ecogas Empresa Colombiana de Gas

Ecopetrol Empresa Colombiana de Petróleos

EDS Estaciones de servicio

EEB Empresa de Energía de Bogotá

EIA Energy Information Administration (USA)

E E&P Contratos de exploración y producción de la ANH

EMBI + Emerging Markets Bond Index

ENAP Empresa Nacional del Petróleo

Enerca Empresa de Energía de Casanare

EPM Empresas Públicas de Medellín

ESMAP Energy Sector Management Assistance Program

ESP Empresa de Servicios Públicos

EUA Estados Unidos de América



FECF Fondo Especial Cuota de Fomento

FEN Financiera Eléctrica Nacional

FERC Federal Energy Regulatory Commission

F FMI Fondo Monetario Internacional

FNR Fondo Nacional de Regalías

FOB Free on Board

FSSRI Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos

Funseam Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental

Gasur Gases del Sur de Santander

Gbtud Giga british thermal unit per day

gal Galón

GOES Gas Original en Sitio

g/GJ Gramo contaminante por gigajoules de combustible consumido

GLP Gas Licuado de Petróleo

GNC Gas Natural Comprimido

G GN Gas Natural

GNI Gas Natural Importado

Gpc Giga pie cúbico

GNL Gas Natural Licuado (Liquid Natural Gas)

GNV o GNCV Gas Natural Vehicular

Gasoriente Gas Natural del Oriente

Gastol Gasoducto del Tolima

Gpcd Giga pie cúbico diario

GWh Gigawatts hora

H ha Hectárea

hp Horses Power (Caballos de Fuerza)

IANGV International Association for Natural Gas Vehicles

IEA International Energy Agency

IED Inversión Extranjera Directa en Colombia

IGAC Instituto Geográfico Agustín Codazzi

IGCC Integrated Gasification Combined Cycle

In Inch (pulgada)

INEI Instituto Nacional de Estadística e Informática de Perú

I IO Índice de Odorización

IPC Índice de Precios al Consumidor

IPLI Índice de Presión en Líneas Individuales

IPM Índice de Precios al por Mayor

IPP Índice de Precios al Productor

IRST Índice de Respuesta a Servicio Técnico

ISA Interconexión Eléctrica SA

IVA Impuesto al Valor Agregado

J JNT Junta Nacional de Tarifas

km Kilómetro/kilómetros

KNOC Korea National Oil Corporation

K Kpc Mil pies cúbicos

Kst Cargo de ajuste a la fórmula tarifaria

kV Kilovoltios

kWh Kilovatios hora

L l Litro/litros

m2 Metros cuadrados

m3 Metros cúbicos

M Mb Millones de barriles

Mbd Miles de barriles por día

Mbtu Millones de unidades térmicas británicas

MCIT Ministerio de Comercio, Industria y Turismo

A N E XO S

página 157



$000 Miles de pesos colombianos

$MM Millones de pesos colombianos

Mbep Millones de barriles equivalentes de petróleo

Mha Millones de hectáreas

Minminas Ministerio de Minas y Energía

o MME

Ml Millones de litros

mm Milímetros

M Mm3 Millón de metros cúbicos

Mm3d Millones de metros cúbicos por día

Mpcd Millón de pies cúbicos diarios

MRV Mercados Relevantes Virtuales

Mst Cargo promedio máximo por unidad

Mtep Millones de toneladas equivalentes de petróleo

m Metro/Metros

mv Mes vencido

MWh Megavatios hora

MW Megavatios

Naturgas Asociación Colombiana de Gas Natural

NBP National Balancing Point

NEV New Energy Vehicles

N NGV Natural Gas Vehicles

NSU Nivel de Satisfacción del Usuario

NTC Norma Técnica Colombiana

# Número

NYMEX New York Mercantile Exchange

OCG Opción de Compra de Gas

OEF Obligaciones de Energía Firme

O OIT Organización Internacional del Trabajo

OPACGNI Opción para participar en las asignaciones del cargo por confiabilidadcon plantas o unidades térmicas que utilicen gas natural importado.

Osinergmin Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú

OR Operador de Red

PAC Programa Anual de Caja

Pcd Pie cúbico día

PDOF Producción Disponible para Ofertar en Firme

PDVSA Petróleos de Venezuela SA

Pecsa Peruana de Combustibles SA

Pemex Petróleos Mexicanos

P PEN Plan Energético Nacional

PGN Presupuesto General de la Nación

PIB Producto Interno Bruto

PNG Pressurised Natural Gas (Gas Natural Presurizado)

PNI Programa de Nuevas Inversiones

PPI Producer Price Index

PQR Peticiones, Quejas y Reclamos

PwC Price Waterhouse Coopers

Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales

RSC Responsabilidad Social Corporativa

R R/P Relación reservas/producción

RSE Responsabilidad Social Empresarial

RTR Recursos Técnicamente Recuperables



SDL Sistema de Distribución Local

Servigas Servicios Públicos y Gas

SENER Secretaría de Energía de México

SGR Sistema General de Regalías

SIC Superintendencia de Industria y Comercio

SIN Sistema Interconectado Nacional

SNG Syntetic Natural Gas (Gas Natural Sintético)

SNT Sistema Nacional de Transporte

S SRT Sistema Regional de Transporte

SSPD Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

STM Sistema de Transporte Masivo

STTMP Sistema de Transporte Terrestre Masivo de Pasajeros

STN Sistema de Transmisión Nacional (Energía Eléctrica)

STT Sistema Troncal de Transporte

SUI Sistema Único de Información

Surgas Surcolombiana de Gas

Surtigas Surtidora de Gas del Caribe

TACC Tasa de Crecimiento Anual Compuesto

TA Trimestre Anticipado

TEA Contratos de Evaluación Técnica de la ANH

Tep Tonelada equivalente de petróleo

TGI Transportadora de Gas Internacional

THT Tetra Hidro Tiofeno

T Tkc Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad

Tkv Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen

TOC Total Organic Carbon

t Tonelada

Tpc Tera pies cúbicos

Trim Trimestre

TRM Tasa Representativa del Mercado

TSO Operador del Sistema de Transporte

UPME Unidad de Planeación Minero Energética

U USA United States of America

US$ Dólares

US$ MM Millones de dólares

VIM Valle Inferior del Magdalena

V VMM Valle Medio del Magdalena

VSM Valle Superior del Magdalena

W WACC Weighted Average Cost of Capital

WTI West Texas Intermediate

RUT Reglamento Único de Transporte


NATURAL 2014

FACTORES DE CONVERSIÓN

UNIDADES DE VOLUMEN UNIDADES DE MASA

Metro cúbico - m3 6,2898104 Barriles - bl Kilogramo - kg 2 Libras - lb

Metro cúbico - m3 264,28 Galones - gal Kilogramo - kg 0,001 Toneladas - t

Metro cúbico - m3 1.000 Litros - l Kilogramo - kg 35,274 Onzas - oz

Metro cúbico - m3 35,31467 Pies cúbicos - pc UNIDADES DE ENERGÍA

Metro cúbico - m3 61.024 Pulgadas cúbicas - in3 British Thermal Unit - Btu 252 Calorías - cal

Metro cúbico - m3 1,308 Yardas cúbicas - yd3 British Thermal Unit - Btu 1.055,06 Joules - J

British Thermal Unit - Btu 0,000000025 Tonelada de Petróleo - tep

British Thermal Unit - Btu 0,293072222 Watt hora - W h

PREFIJOS DECIMALES

PREFIJO FACTOR DE SÍMBOLOMULTIPLICACIÓN

Peta 10 15 P

Tera 10 12 T

Giga 10 9 G

Mega 10 6 M

Kilo 10 3 K

Billones 10 9 B

FACTORES DE CONVERSIÓN

ENTRE COMBUSTIBLES

PODERUNIDAD COMBUSTIBLE CALORÍFICO -

Mbtu (,)

Metro cúbico - m3 Gas natural 35,31

Tonelada Bagazo 452.000,00

Metro cúbico - m3 Biogás 18,00

Tonelada Carbón 30,40

Tonelada Coque de carbón 32,40

Tonelada Diésel 434.000,00

Kilovatio hora - kWh Electricidad 3,44

Tonelada Fuel oil 408.000,00

Galón GLP 93,57

Tonelada Gasolina de motor 452.000,00

Metro cúbico - m3 Leña 5,66

Tonelada Queroseno 441.200,00

(*) Se basa en supuestos de contenido energético.

Directorio sectorial

DIRECTORIO INTERNACIONAL

EMPRESA CIUDAD PAÍS DIRECCIÓN TELÉFONO

Asociación Brasileña de Empresas Distribuidoras de Gas -ABEGAS- Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - CEP: 20050-005 (21) - 3970-1001

Agencia Reguladora de EnergÍa y Saneamiento Básico de Río de Janeiro Rio de Janeiro Brasil Av. Treze de Maio, #23 (Edifício Dark) - Centro - (21) - 2332-6469

-AGENERSA - RJ - CEP 20031-902Agencia de Hidrocarburos Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - 20031-201 (21) - 3804-0000

A Agencia Nacional de Energía Eléctrica -ANEEL- Brasilia Brasil SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar (55) - 61-21928714

Agencia Nacional de Petróleo -ANP- Rio de Janeiro Brasil Avenida Río Branco #65-13 (55) - 21-21128370

Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329634

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos San José Costa Rica Apdo. 936 - 1000 - Sabana Sur (506) - 2200102

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -ANSP- Panamá Panamá Vía España, Edificio Office Park (507) - 5084624

Cálidda Lima Perú Calle Morelli 150, C.C La Rambla – Torre 2, San (51) - 1 - 6149000Borja

CComisión Nacional de Energía -CNE- Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329618

Comisión Reguladora de Energía -CRE- México D. F. México Av. Horacio 1750, Colonia Los Morales (52) - 55 - 52831550

Enargas Buenos Aires Argentina Suipacha #636 (54) -11- 43252500

E Energy Information Administration National Energy Information Center, EI30 EnergyWashington Estados Unidos Information Administration, Forrestal Building, (1) -202/586 - 0727

Washington, DC 20585

G Gases del PacÍfico Lima Perú Calle Las Orquídeas 5-85 San Isidro, Edificio Fibra (51) 1 - 2012030

I International Asociation for Gas Natural Vehicles Auckland Nueva Zelanda PO Box 128446, Remuera, Auckland (64) - 9 - 523 3567

M Ministerio de Energía y Minas Guatemala Guatemala Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas (502) - 24424999

Ministerio de Industria, Energía y Minería Montevideo Uruguay Paysandú s/n esq. Av. Libertador Brig Gral Lavalleja (598) - 2 - 9008533

O

S

Olade Quito Ecuador Av. Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y (593) - 2 - 2598-122Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERG- Lima Perú Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar (51) - 1 - 2193409

SIGET San Salvador El Salvador 6ª 10ª Calle Poniente y 37 (503) - 22574412

Superintendencia de Competencia San Salvador El Salvador Edificio Madreselva 1er nivel (503) - 25236600

Superintendencia de Electricidad La Paz Bolivia Av. 16 de Julio (El Prado) 1571 (591) - 2 - 2312401

Superintendencia de Hidrocarburos La Paz Bolivia La Paz, BolÍvia Correo Central (591) - 2 - 2434000

A N E XO S

página 159

DIRECTORIO NACIONAL

EMPRESA CIUDAD DIRECCIÓN TELÉFONOS PÁGINA WEB

E M P R E S A S D I S T R I B U I D O R A S

Alcanos de Colombia Neiva Carrera 9 #7-25 (578) 8714416 www.alcanosesp.com

EPM Medellín Carrera 58 #42-125 Piso 12 (574) 83808080 www.epm.com.co

Espigas Moniquirá Calle 17 #5-46 (578) 7280742 www.espigas.net

Efigas

Caldas Manizales Av. Kevin Angel #70-70 (576) 8982323 www.efigas.com.co

Quindío Armenia Calle 15 norte #12-34 (5767) 7378000

Risaralda Pereira Av. 30 de Agosto #32B-41 (576) 3391430

Gases de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 #22-46 (577) 6228145 - 6228587 [email protected]

Gases del Caribe Barranquilla Carrera 54 #59-144 (575) 3306000 - 3612499 www.gasesdelcaribe.com

Gases del Cusiana Yopal Carrera 20 #18-66 (578) 6357951 [email protected]

Gases de La Guajira Riohacha Carrera 15 #14 C-33 (575) 7273464 - 7273343 [email protected]

Gases de Occidente Cali Centro comercial Chipichape Bodega 2, Piso 3 (572) 4187300 - 6847300 [email protected]

Gases del Oriente Cúcuta Avenida 0 #6-06 (5775) 5752545 [email protected]

Gas Natural Bogotá Calle 71 A #5-38 (571) 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.co

Gas Natural Cundiboyacense Bogotá Carrera 10 #9-08 (571) 8637966 EXT 116 [email protected]

Gas Natural del Cesar Bucaramanga Carrera 37 #37-27 (5776) 6437862 - 6437148 www.gasnacer.com

Gasoriente Bucaramanga Diagonal 13 #60 A-54 (5776) 6443888 - 6443382 [email protected]

Llanogas Villavicencio Calle 47 A #30-08 (578) 6643030 [email protected]

Madigas Acacías - Meta Carrera 23 #18-24 (578) 6569555 www.madigas.com.co

Metrogas Floridablanca Centro Comercial Cañaveral Local 165 (577) 6384526 - 6384935 [email protected]

Promesa Bucaramanga Calle 51 #23-62 (5776) 6477302 - 6478307 [email protected]

Surtigas Cartagena Calle 31 #47-30 (575) 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co

E M P R E S A S P R O D U C T O R A S

BP Exploration Company Colombia Ltd. Bogotá Carrera 9A #99-02 Piso 7 (571) 6284000 www.bogota.cpweb.bp.com

Canacol Energy Colombia SA Bogotá Calle 113 #7-45 Torre B Of 1501 (571) 6211747 www.canacolenergy.com

Chevron Texaco Petroleum Company Bogotá Calle 100 #7A-81 (571) 6107366 - (571) 2578400 www.texaco.com

Empresa Colombiana de Petróleos SA Bogotá Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 - (571) 2880071 www.ecopetrol.com.co

Equion Energia Ltd. Bogotá Carrera 9 A #99-02 Piso 7 (571) 6284700 www.equion-energia.com

Geoproduction Oil & Gas Company of Colombia Bogotá Calle 98 #22-64 Of 507 (571) 6360723 www.geoproduction.com

Hocol SA Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre A Piso 2 (571) 3174405 - (571) 3174404 www.hocol.com.co

Interoil Colombia E & P Bogotá Carrera 7 #114-43 Of 1202 (571) 6205450 www.interoil.com.co

Mercantile Colombia Oil And Gas Bogotá Avenida 7 #115-60 Zona F Of 506 (571) 6121464 - (571) 2145433 [email protected]

Pacific Stratus Energy Colombia Bogotá Calle 99 #9A-54 Torre 3 Of 1402 (571) 6283970 www.pacificrubiales.com.co

Perenco Colombia Ltda Bogotá Carrera 7 #71-52 Torre A Piso 12 (571) 3264800 www.perenco.com

Petrobras Colombia Limited Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre B Piso 17 (571) 3135000 - (571) 3135087 www.ecopetrol.com.co

Petróleos del Norte SA Bogotá Av. Calle 127 #6a-76 Of 503 (571) 16279621 www.petronor.com

Petrosantander (Colombia) Inc. Bogotá Calle 70 #7-60 Of 601 (571) 3451766 www.petrosantander.com.co

Unión Temporal Omega Energy Bogotá Carrera 9 #113-52 Edificio Torres Unidas 2, Pisos 9 y 21. (571) 7423338 www.omegaenergy.co

E M P R E S A S T R A N S P O R TA D O R A S

Coinogas Floridablanca Calle 31A #26-15, Of 711 Centro Empresarial (577) 6782165 http://coinogas.comLa Florida Cañaveral

Progasur Neiva Calle 7 #8-79, Edificio Centro Empresarial (578) 8714416 EXT 136, (578) 8710632 www.progasur.com.codel Huila Local 3

Promigas Barranquilla Calle 66 #67-123 (575) 3713444 - 3713555 www.promigas.com.co

TGI Bucaramanga Carrera 34 #41-51 (5776) 6320002 www.tgi.com.co

Transcogas Bogotá Calle 71 #11-10 Of 204 (571) 6090187 www.transcogas.com.co

Transmetano Medellín Calle 29 #41-105, Edificio S.O.H.O. Of 901 (574) 4447072 - 3317473 www.transmetano.com.co

Transoccidente Cali Calle 64 N #5 BN-146 Of 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.co

Transoriente Bucaramanga Carrera 27 #36-14 (5776) 6347177 - 6347234 www.transoriente.com.co

E N T I D A D E S G U B E R N A M E N TA L E S

Agencia Nacional de Hidrocarburos Bogotá Av. Calle 26 #59-65 Piso 2 (57+1) 593 17 17 www.anh.gov.co

Agencia Nacional de Infraestructura Bogotá Calle 24 A #59-42 Edificio T3 Torre 4 Piso 2. (571) 3791720 www.ani.gov.coCiudadela Empresarial Sarmiento Angulo.

Banco de la República Bogotá Entrada principal: carrera 7 #14-78 (571) 343 1111 www.banrep.gov.co

CREG Bogotá Av. Calle 116 #7-15. Edifico Cusezar Int. 2 Of. 901 (571) 6032020 - 018000512734 www.creg.gov.co

DANE Bogotá Carrera 59 #26-70 Interior I - CAN (571) 5978300 - (571) 5978399 www.dane.gov.co

Ministerio de Minas y Energía Bogotá Calle 43 #57-31 CAN (571) 220 0300 www.minminas.gov.co

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios Bogotá Carrera 18 #84-35 Piso 4 (571) - 6913005 www.superservicios.gov.co

Unidad de Planeación Minero Energética Bogotá Calle 26 #69D-91 Piso 9, Edificio Arrecife Torre 1 018000911729 - (571) 2220601 www.upme.gov.co

O T R A S E N T I D A D E S

CNO Gas Bogotá Avenida El Dorado #68 C-61, Of 532 (571) 6121464 - (571) 2145433 www.cnogas.org.co

Corficolombia Bogotá Carrera 13 #26-45 Piso 8 018000522238 - (571) 286 33 00 www.corficolombiana.com

Ecopetrol Bogotá Edificio Principal Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 www.ecopetrol.com.co

Gazel Bogotá Carrera 7 #75-51 (571) 3175353 www.terpel.com/en/home-Productos-y-Servicios/Industria-GNV

Naturgas Bogotá Calle 72 #10-70 Torre A Of 705 (571) 2124543 - (571) 2170713 www.naturgas.com.co

B I B L I O G R A F Í A


NATURAL 2014

D O C U M E N TO S


Alcanos de Colombia. Boletín Informativo de Tarifas número 2013-07.

ANH. Indicadores y estrategias 2014-2015

A ANH. Producción fiscalizada gravable. Marzo 2015.

ANH. XVIII Congreso Naturgas 2015

ANH. Contratos firmados Ronda Colombia 2014

Banco de la República de Colombia. Índice de precios al consumidor, 2014.

Banco de la República de Colombia. Deuda externa de Colombia. Febrero 2014.

Banco de la República de Colombia. Flujo de inversión extranjera directa en Colombia según país de origen, 2013.

B Banco de la República de Colombia. Informe sobre inflación. Marzo 2014.

Banco de la República de Colombia. Informe de la junta directiva al congreso de la república. Marzo 2014.

BP Statistical Review of World Energy, world book, 2015.

BP Statistical Review of World Energy Full Report, 2015.

C Corpresearch. Informe de riesgo país: Colombia. Abril 2013.

CREG. Resoluciones expedidas en junio - diciembre 2013 y enero - mayo 2014.

DANE. Comunicado de prensa, índice de precios al consumidor. Bogotá, abril 1 de 2014.

DANE. Importaciones enero 2014. Bogotá, marzo 10 de 2014.

D DANE. Exportaciones enero 2014. Bogotá, marzo 3 de 2014.

Dane. Producto interno bruto - Colombia: cuarto trimestre y total anual de 2013, base 2005. Bogotá, marzo 20 de 2014.

Departamento Nacional de Planeación. Desafíos del progreso económico de Colombia en los últimos años. Agosto 15 de 2013.

EIA. NYMEX coal futures near-month contract final settlement price, 2015.

EIA. WTI Spot Price FOB, 2015.

E Efigas. Componentes tarifarios año 2014.

Efigas. Consumo de gas natural año 2014.

Efigas. Subsidios y contribuciones año 2014.

Ministerio de Minas y Energía. Cobertura del Servicio de Gas Natural. Diciembre 2014.

M Ministerio de Minas y Energía. Consolidado Estadístico de Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular. Agosto 2014.

Ministerio de Minas y Energía. Producción Fiscalizada de Gas por Campo. Enero - diciembre 2014.

Ministerio de Minas y Energía. Relación de Vehículos Convertidos a Gas Natural Vehicular. Diciembre 2014.

N NGV Comunication Group. Prensa Vehicular. Marzo 2014.

Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por departamento, 2014.

Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por municipios, 2014.

S Sistema Único de Información. Subsidios y contribuciones por empresas, 2014.

Sistema Único de Información. Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural, 2014.

Sistema Único de Información. Estados financieros de las empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural, 2014.

Unidad de Planeación Minero Energética. Balance de Gas Natural en Colombia 2015-2023. Febrero 2015.

Unidad de Planeación Minero Energética. Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético 2050. Enero 2015.

UUnidad de Planeación Minero Energética. Precios de Gas Natural Vehicular Principales Ciudades, 2014. Unidad

de Planeación Minero Energética. Precios de Gasolina Corriente Principales Ciudades, 2014.

B I B L I O G R A

F Í A página

163

PÁGINAS WEB


A Agencia Nacional de Hidrocarburos, www.anh.gov.co

Asociación Colombiana de Gas Natural, www.naturgas.com.co

B Banco de la República, www.banrep.gov.co

British Petroleum, www.bp.com

Comisión de Regulación de Energía y Gas, www.creg.gov.co

C Corporación Financiera Colombiana SA, www.corficolombiana.com.co

Coinogas, www.coinogas.com

D Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas, www.dane.gov.co

Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, www.dian.gov.co

E Ecopetrol, www.ecopetrol.com.co

Energy Information Administration, www.eia.doe.gov

G Gazel, www.gazel.com.co

M Ministerio de Minas y Energía, www.minminas.gov.co

N NGV Group, www.ngvgroup.com

Prensa Vehicular, www.prensavehicular.com

P Promigas, www.promigas.com

Promotora de Gases del Sur SA ESP, www.progasur.com.co

Sistema de Información Minero Colombiano, www.simco.gov.co

S Sistema Único de Información, www.sui.gov.co

Superintendencia de Electricidad y Combustibles, www.sec.cl

Superintendencia Financiera, www.superfinanciera.gov.co

T The World Bank, http://data.worldbank.org

Transportadora de Gas del Interior, www.tgi.com.co

U Unidad de Planeación Minero Energética, www.upme.gov.co

Documents

Informe Del Sector Gas Natural 2014