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I N F O R M E D E L S E C T O RG A S N A T U R A L 2 0 1 4

I N T R O D U C C I Ó N

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

CANASTA ENERGÉTICA

RESERVAS

PRODUCCIÓN

CONSUMO

PRECIOS INTERNACIONALES

GAS NATURAL VEHICULAR

COMERCIO DE GNL

CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA

CIFRAS NORTEAMÉRICA

28

29

30

31

32

33

35

36

40

CIFRAS DEL SECTOR

Exploración y reservas

Producción y suministro

Transporte de gas por redes

Distribución y comercialización

ESTUDIOS UPME

Balance de gas 2015–2023

Plan energético nacional Colombia:

Ideario energético 2050

CIFRAS FINANCIERAS

DE LAS EMPRESAS

Cifras consolidadas

Distribuidoras de gas natural

Transportadoras de gas natural

44

44

53

57

59

79

79

83

89

90

91

97

C O N T E N I D O

página 09

página 05

C O N T E X T O E C O N Ó M I C O

página 19

E S TA D Í S T I C A S I 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

página 27

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

página 43

PRECIOS DEL GAS NATURAL

Contexto

Marco regulatorio

Evolución de precios en boca de pozo

REGULACIÓN AMBIENTAL PARA

INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE

Normatividad ambiental aplicable al sector

Aspectos relevantes de la licencia ambiental

Otros estudios conexos a la licencia ambiental

Requerimientos y periodos teóricos en el trámite

de licencia ambiental y conexos

Impacto de trámites ambientales en proyectos

de infraestructura de gas

102

102

103

107

109

109

110

110

112

114

ACTUALIDAD REGULATORIA 2014-2015

Normatividad Minminas

Normatividad CREG

DETALLE DE LA COBERTURA NACIONAL

GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS

Y FACTORES DE CONVERSIÓN

DIRECTORIO SECTORIAL

118

122

123

128

154

158

T E M ÁT I C A S R E L E VA N T E SY D E A C T U A L I D A DP A R A E L S E C T O R

página 101

A N E X O S

página 117

B I B L I O G R A F Í A

página 161

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 Temáticasrelevantes 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 NATURAL2014

E CO N O M Í A D E CO LO M B I A

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 _

C A L I F I C AC I Ó N C R E D I T I C I A

L AT I N OA M E R I C A N A

A Ñ O 2 0 14

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

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

Fuente: Moody’s.

EMBI+ (riesgo país) Latinoamérica-2014

Fuente: página web www.ambito.com

Venezuela Brasil

2.649

Argentina Uruguay Colombia México Panamá Perú

624

299 205 192 188 187 171

C O N T E X T O E C O N Ó M I C O

R E S U M E N E J E C U T I VOpágina 11

C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N E L M U N D O

REGIÓN 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

R E S E R V A S P R O B A D A S - T p 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


Reservas-Tpc

43 %

31 %

8 % 8 %6 %

4 %

29 % 27 %

17 %15 %

6 % 5 %

Oriente MedioEuropa y EurasiaAsia PacíficoÁfricaNorteaméricaSur y Centroamérica

Producción-Gpcd

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


CO N S U M O E N E R G É T I CO - M te p

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

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

Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu

2010

4,4

2,8

4,4

79,5

94,193,3

76,9

83,2

66,2

2012 2014 2010 2012 2014 2010 2012 2014

Petróleo WTI - US$/bl Carbón 11.300 Btu - US$/t


C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N CO LO M B I A


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 V A S T O T A 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 525 417 447 _LA 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 7.356 7.643 7.702 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.

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


C I F R AS D E L S E C TO R G AS E N CO LO M B I A


D I S T R I B U C I Ó N

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS 28 28 34 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 324.515 439.907 510.325 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

TA R I FA P RO M E D I O A U S UA R I O F I N A L $ 0 0 0 / fa c t u ra - m e s

SECTOR 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

COMERCIAL (300 m3) 240 311 352 _INDUSTRIAL REGULADO (25.000 m3) 19.902 24.682 28.713 _INDUSTRIAL NO REGULADO (300.000 m3) 175.002 191.397 220.955 _

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

Fuente: CREG.


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

Fuente: Ecopetrol.

La Guajira

2010

3,89

5,80

4,27

6,526,32

4,00

4,55

6,04

6,906,42

2012 2014Liberado

Opón

Liberado

Primer semestre Segundo semestre

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

Fuente: SUI.

Residencial estrato 1Residencial estrato 4Residencial estrato 6

2010

7.2459.277 10.712

23.852

28.623

20.866

25.038

16.78017.654

2012 2014

Precio del GNV - $/m3

2010

1.599 1.6981.774

772

1.411 1.397 1.487

885985

2012 2014

Fuente: Gazel, UPME.

MáximoMínimoPromedio

2010 2012 2014


CO N S O L I DA D O C I F R AS F I N A N C I E R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S

BALANCE GENERAL 2010 2012 2014 TENDENCIA AVANCES

A C T I V O

DISTRIBUIDORAS 4.940.600 6.223.050 6.900.002 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 A T R I M O N I O

DISTRIBUIDORAS 2.910.379 3.434.447 3.196.035 _TRANSPORTADORAS 2.967.597 4.495.785 4.516.866

Fuente: SUI.

Estructura del balanceSector gas - año 2014

Fuente: SUI.

Activo corrienteActivo no corriente

Distribuidoras

24 %

76 %

20 % 11 %

34 %

46 %

89 %48 %

47 %

5 %

Transportadoras

Pasivo corrientePasivo no corriente

Patrimonio neto

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


CO N S O L I DA D O C I F R AS F I N A N C I E R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S

ESTADO DE RESULTADOS 2010 2012 2014 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 T A

DISTRIBUIDORAS 621.109 642.824 582.004 TRANSPORTADORAS 357.185 509.317 326.133

Fuente: SUI.

Indicadores financierosSector gas - año 2014

Fuente: SUI.

DistribuidorasTransportadoras

Margen operacional

2010

11 %

51 %

12 %

21 %

54 % 53 %

Margen neto Endeudamiento

Rentabilidad

Fuente: SUI.


Del activo

10 %12 % 11 %

7 %

19 % 18 %

8 % 8 % 8 %

4 %

21 %

2012 2014 2010 2012 2014

5 %

Del patrimonio

C O N T E X T OE C O N Ó M I C O


En el periodo en estudio 2010-2014, la economía colombiana creció a un ritmo muy cercano al 5 % promedio anual, cifra soportada por los altos precios del petróleo y por el desempeño del sector de la construcción.

El crecimiento en los precios del petróleo se dio hasta el primer semestre de 2014 y los incrementos que reflejó el sector de la construcción, próximos al 10 %, ocurrieron durante los años 2013 y 2014.

PIB-2014

Fuente: DANE.

24 %

PIB per cápita colombianocifras en US$/año

Fuente: DANE.

4,6 %

Crecimiento del PIB de Colombia. Latinoamérica creció en promedio 1,1 %

3,7 %

Inflación de 2014 supera la meta del Gobierno. En 2016 se espera convergencia hacia el 3 %

Fortalecimiento del dólar

En 24 %, TRM al cierre de 2014 de $2.392, la más alta del último quinquenio

P R O D U C TO I N T E R N O B R U TO CO LO M B I A N O - VA R I AC I Ó N A N UA L

ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014* 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).

20 %

25 %

15 %

12 %

11 %

10 %

7 %

Servicios financieros y empresariales

Servicios sociales

Comercio, restaurantes y hoteles

Industrias manufactureras

Impuestos

Explotación de minas y canteras

Otras actividades

2010 2011 2012 2013 2014(p)

6.3097.284

7.9308.066

7.930

CONTEXTO ECONÓMICOpágina 21

Fortalecimiento del dólar

En 24 %, TRM al cierre de 2014 de $2.392, la más alta del último quinquenio

Tradicionales

No tradicionales

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.

Importaciones (CIF)-2014

Fuente: DANE.

Exportaciones (FOB)

Fuente: DANE.

22 %

12 %

32 %3 %

20 %

11 %

Bienes de consumo

Combustibles, lubricantes y conexos

Materias primas y productos

intermedios

Materiales de construcción

Bienes de capital

Equipo de transporte2010 2011 2012 2013 2014

CO M E R C I O E X T E R I O R - C I F R AS E N U S $ M M

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TENDENCIA

EXPORTACIONES (FOB)

PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS 16.502 28.421 31.559 32.481 28.927

CARBÓN 6.015 8.397 7.805 6.688 6.810

CAFÉ 1.884 2.608 1.910 1.884 2.473

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.

36 %

64 %

29 %

71 %

29 %

71 %

29 %

71 %

30 %

70 %


I N V E R S I Ó N E X T R A N J E R A D I R E C TA E N CO LO M B I A - C I F R AS E N U S $ M M

ACTIVIDAD ECONÓMICA 2010 2011 2012 2013 2014 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.

En el país, durante el último quinquenio, la IED se ha soportado, principalmente, en el auge o las bonanzas del sector petrolero. Sin embargo, en los últimos dos años se ha visto un incremento de la IED con destino a otros sectores de la economía colombiana, como son la industria manufacturera y los servicios financieros y empresariales, especialmente.

IED en Colombia


Sector petróleo

Industria manufacturera

Servicios financieros y empresariales

Transporte, almacenamiento y comunicaciones

Explotación de minas y canteras

Otros sectores

IED según país de origen-2014


24 %

17 %

27 %

15 %

14 %

13 %

7 %

7 %

Suiza

Panamá

Estados Unidos

España

12 %

13 %

16 %

12 %

27 %10 %

18 %

3 %

14 % 30 %

45 %

20102014 Inglaterra

Bermudas

Otros países


P R I N C I PA L E S I N D I C A D O R E S D E L A E CO N O M Í A CO LO M B I A N A


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.


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.

Pública

Privada

Deuda externa como porcentaje del PIB


2010 2011 2012 2013 2014

36 %9 %

14 % 14 % 16 %

9 %

12 %

10 % 10 % 11 %

13 %

23 % 23 % 21 % 24 % 27 %

2.500

2.400

2.300

2.200

2.100

2.000

1.900

1.800

1.700

1.600

1.500ene10

ene12

TRM - $/US$

abr10

abr12

jul10

jul12

10 %

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

(2 %)

(4 %)

(6 %)

(8 %)

Fin de mes Devaluación


ene11

ene13

abr11

abr13

jul11

oct13

ene14

abr14

oct14

oct10

oct11

oct12

jul13

jul14

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

CONCEPTO PIBI NFLACIÓNTRM

FIN DE AÑO$/US$

DTFNOMINAL

DÉFICITFISCAL

TASA DEDESEMPLEO

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 A SOCIADOS3 ,00 %3 ,62 %2 .475 3,90 %N DN D

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

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 EXTERNO S

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

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

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

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

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


Fuente: Banco de la República.Nota: proyecciones con cifras hasta diciembre de 2014.

1.914

TRM proyectada - $/US$

Fuente: Banco de la República. (p) proyectado

2010 2011 2012 2013 2014

PIBInflación

Comportamiento PIB vs. Inflación

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

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

4,0 % 4,0 %

6,6 %

4,3 %4,6 %

3,8 % 3,8 %

2015 (p) 2016 (p)

1.9431.768

1.927

2.392

2.335

2.374

3,2 %

3,7 %

2,4 %1,9 %

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

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 SD E L G A S N A T U R A L


CO N S U M O E N E R G É T I CO M U N D I A L - M te p

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 %


C A N A S T A E N E R G É T I C A

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.

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

Canasta energética mundial


30 %

30 %

33 %13 %

14 %

24 %

32 %

24 %

PetróleoCarbónGas naturalOtros

20102014

PetróleoGas natural

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

Variación anual consumo


2010 2011 2012 2013 2014

Gas natural

24 % de participación en lacanasta energética del mundo

6.606 Tpc

Las reservas mundiales de gas crecieron 1 % en los últimos cinco años

Producción y consumo

2 % de crecimiento durante el quinquenio 2010-2014

ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DEL GAS NATURALpágina 29

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.


R E S E R V A S

Reservas mundiales de gas natural - Tpc 2014


2010 2011 2012 2013 2014

266 266 271 270 271

Á F R I C A

2010 2011 2012 2013 2014

514 517510

501 500

O R I E N T E M E D I O

2010 2011 2012 2013 2014

2.777

2.813 2.8142.825 2.819

A S I A PA C Í F I C O

2010 2011 2012 2013 2014

515528 532 537 539

2010 2011 2012 2013 2014

1.7712.021 2.027 2.031 2.049

2010 2011 2012 2013 2014

6.229

6.560 6.5476.586

6.606


2010 2011 2012 2013 2014

387415 392

422 429

E U R O PA Y E U R A S I A

T O TA L

R E S E RVAS M U N D I A L E S P R O B A DAS D E G AS N AT U R A L - Tp c

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

IRÁN 1.169 1.187 1.193 1.201 1.201 1 %

RUSIA 1.112 1.123 1.129 1.139 1.153 1 %

QATAR 885 885 879 872 866 (1 %)

TURKMENISTÁN 359 617 617 617 617 15 %

ESTADOS UNIDOS 305 334 308 338 345 3 %

ARABIA SAUDITA 279 283 285 288 288 1 %

EMIRATOS ÁRABES 215 215 215 215 215 0 %

VENEZUELA 195 195 196 197 197 0,3 %

NIGERIA 180 182 181 180 180 0 %

ALGERIA 159 159 159 159 159 0 %

OTROS 1.371 1.380 1.384 1.378 1.384 0,2 %

TOTAL 6.229 6.560 6.547 6.586 6.606 1 %


CO N S U M O E N E R G É T I CO M U N D I A L - M te p


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 %


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 %


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.



P R O D U C C I Ó N

Producción mundial de gas natural - Gpcd 2014


2010 2011 2012 2013 2014

Á F R I C A

O R I E N T E M E D I O A S I A PA C Í F I C O


2010 2011 2012 2013 2014

E U R O PA Y E U R A S I A T O TA L

7984

86 8792

16 16 17 17 17

2010 2011 2012 2013 2014

2120

2120 20

2010 2011 2012 2013 2014

4752 55 56 58

2010 2011 2012 2013 2014

48 48 49 50 51

2010 2011 2012 2013 2014

99100

99100

97

2010 2011 2012 2013 2014

310 321 326 330 335

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).

P R O D U CC I Ó N M U N D I A L D E G AS N AT U R A L - G p cd PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5 %

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

CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 %

IRÁN 15 15 16 16 17 3 %

QATAR 12 16 16 17 17 9 %

NORUEGA 10 10 11 11 11 0,4 %

CHINA 10 11 11 12 13 8 %

ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5 %

ALGERIA 8 8 8 8 8 1 %

INDONESIA 8 8 7 7 7 (4 %)

OTROS 108 108 109 109 110 0,5 %

TOTAL 310 321 326 330 335 2 %

Estados Unidos registra elmayor crecimiento absoluto en

lo que respecta a producciónde gas natural (12 Gpcd),

en el último lustro. Esto, como consecuencia

de la que se ha denominado“la revolución del shale gas”.




C O N S U M O

Consumo mundial de gas natural - Gpcd 2014


2010 2011 2012 2013 2014

Á F R I C A

O R I E N T E M E D I O A S I A PA C Í F I C O


E U R O PA Y E U R A S I A T O TA L

14 15 16 16 16

2010 2011 2012 2013 2014

10 11 12 12 12

2010 2011 2012 2013 2014

38 41 42 4245

2010 2011 2012 2013 2014

55 59 62 64 66

2010 2011 2012 2013 2014

108 106 104 103 98

2010 2011 2012 2013 2014

309 316 323 327328

Entre 2010 y 2014, el consumo de gas natural tuvo un crecimiento promedio anual de 2 %, lo que se traduce en un incremento de 19 Gpcd.

Con excepción de Europa y Eurasia, que presentó un decrecimiento en su consumo de gas natural de 11 Gpcd en el mismo periodo, todas las demás regiones mostraron incrementos.

Año tras año se consolida Estados Unidos como el gran consumidor de gas natural en el mundo. Durante el quinquenio 2010-2014, motivado por el predominio de precios bajos, alcanzó un incremento de 7 Gpcd.

CO N S U M O M U N D I A L D E G AS N AT U R A L - G p cd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 66 67 70 72 73 3 %

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

CHINA 11 13 15 17 18 14 %

IRÁN 15 16 16 15 16 3 %

JAPÓN 9 10 11 11 11 4 %

ARABIA SAUDITA 8 9 10 10 10 5 %

CANADÁ 9 10 10 10 10 2 %

MÉXICO 7 7 8 8 8 4 %

ALEMANIA 8 7 8 8 7 (4 %)

REINO UNIDO 9 8 7 7 6 (8 %)

OTROS 126 128 130 130 128 0,3 %

TOTAL 309 316 323 327 328 2 %

China, con un incrementode 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 %).


2010 2011 2012 2013 2014

82 84 87 90 92


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.

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.

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

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

COMBUSTIBLES 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

PETRÓLEO WTI - US$/bl

Mínimo 64,8 75,4 82,3 92,0 59,3 (2 %)

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

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

CARBÓN 11.300 Btu - US$/t

Mínimo 58,9 96,9 73,4 63,5 62,4 1 %

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

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.

113,4 US$/bl

Precio máximode petróleo WTIentre 2010 y 2014

120,8 US$/t

Precio máximo de carbón 11.300 Btu entre 2010 y 2014

1,72 US$/Mbtu

Precio mínimo de gas Henry Hub en los últimos 18 años

120

100

80

60

40

20

0

ene10

Precios internacionales

mar10

may10

jul10

sep10

nov10

ene11

mar11

may11

jul11

sep11

nov11

ene12

mar12

may12

jul12

sep12

nov12

ene13

mar13

may13

jul13

sep13

nov13

ene14

mar14

may14

jul14

sep14

nov14

7

6

5

4

3

2

1

0

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



V E H Í C U LO S CO N G N V E N E L M U N D O

PAÍS 2010 2011 2012 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.

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 tresnaciones 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

Fuente: NGV Journal.

18 %

17 %

18 %

14 %2 %

4 %

8 %

8 %

11 %

IránChinaPakistánArgentinaIndiaBrasilItaliaColombiaOtros

Vehículos convertidos a GNV en Suramérica-2014

Vehículos Suramérica5.360.766


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.

18 %

17 %

18 %

14 %

2 %3 %6 %

8 %

8 %

11 %

ArgentinaBrasilColombiaBoliviaPerúOtros países

10 %

33 % 46 %

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



E S TAC I O N E S D E S E RV I C I O D E G AS N AT U R A L

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

CHINA 1.350 2.500 2.800 5.730 6.502 48 %

PAKISTÁN 3.285 3.330 2.997 2.997 2.997 (2 %)

IRÁN 1.574 1.800 1.992 2.074 2.268 10 %

ARGENTINA 1.878 1.930 1.922 1.932 1.939 1 %

BRASIL 1.781 1.787 1.790 1.805 1.805 0,3 %

ESTADOS UNIDOS 1.300 1.100 1.438 1.438 1.615 6 %

ITALIA 790 860 909 1.022 1.060 8 %

INDIA 571 724 724 903 936 13 %

ALEMANIA 900 903 904 915 921 1 %

COLOMBIA 637 676 692 703 716 3 %

OTROS 3.522 5.149 3.716 5.773 5.918 14 %

TOTAL 17.588 20.759 19.884 25.292 26.677 11 %

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

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.

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.

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

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

1.794

1.283

987

713

1.685

775542 544

40

1.235 1.283987

1.923

614835

713

2.113

700

Irán

Con más de 4 millones de vehículos, es el país con mayor cantidad de vehículos a GNV

China

Lidera el ranking mundial de EDS (6.502), su índice de 614 está por debajo del estándar de 700 vehículos/EDS

Colombia

Ocupa el puesto 10 entre los paísescon más vehículos convertidos a GNV en el mundo

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.

700



G AS N AT U R A L L I C UA D O - G N L - B I L LO N E S D E m 3 - 2 0 14

E X P O RTA D O R E S

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

IMPORTACIONES PARTICIPACIÓN

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

COREA DEL SUR 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

2010 2011 2012 2013 2014

289

331

36 %

Participación de Japón en la importación mundial de GNL

Qatar

Líder mundial entrelos países exportadoresde GNL

70 %

De las importaciones mundiales de GNL la realizan cinco países asiáticos

328 325333

25 %

20 %

15 %

10 %

5 %

0 %

(5 %)

Variación anual comercio de GNL


2010 2011 2012 2013 2014

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


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.

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

CO N S U M O E N E R G É T I CO E N S U R Y C E N T R OA M É R I C A - M te p


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.


Canasta energética en Sur y Centroamérica


23 %26 %

46 %

8 %

22 %

47 %

21 %

PetróleoHidroelectricidadGas naturalOtros

20102014

PetróleoGas natural

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

Variación anual


2010 2011 2012 2013 2014

7 %

3 %

Creció el consumo de energía de Sur y Centroamérica entre 2010 y 2014

Gas natural

3 % de crecimientoacorde con el incremento del consumo de energía de la región

19 Mtep

Incremento de energía producida con gas natural en Sur y Centroaméricaen el último quinquenio


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


VenezuelaBrasilPerúOtros países

R E S E RVAS P R O B A DAS D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T R OA M É R I C A - Tp c

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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

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

PERÚ 12,5 12,7 15,4 15,0 15,0 5 %

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

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

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

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

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

TOTAL 275 274 279 277 277 0,2 %

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

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

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

14 %

8 % 74 %

7,0 %

0,2 %

6 %

6 %

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

(2 %)

Variación anual reservas de gas natural en Sur y Centroamérica


2010 2011 2012 2013 2014

(0,3 %)0,2 %

1,7 %

CO N S U M O E N E R G É T I CO E N S U R Y C E N T R OA M É R I C A - M te p


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 %


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.

P R O D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T R OA M É R I C A - G p cd

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 %

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.

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

Producción de gas natural en Sur y Centroamérica


22 %45 %

19 %

14 %

Trinidad y TobagoArgentinaColombiaOtros países

20102014

Factor R/P - Años

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

74 %

Participación delas reservasde Venezuela del total de la región

1 %

Crecimientode la producción de gas natural en último lustro

206 años

Duración de las reservas de Venezuela, calculados según niveles de producción actual

Venezuela Perú Trinidady Tobago

Brasil

171

49 9

29

7

25

14

206

33 8

22

8

1611

Argentina Bolivia Colombia


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.

CO N S U M O D E G AS N AT U R A L E N S U R Y C E N T R OA M É R I C A - G p cd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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

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

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


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 %

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.

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

Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica-2014


28 %32 %

23 %17 %

ArgentinaBrasilVenezuelaOtros países

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

7,8 %

2,3 %

Variación anual consumo de gas natural en Sur y Centroamérica


2010 2011 2012 2013 2014

(0,5 %)

5,7 %

5,0 %

CO N S U M O E N E R G É T I CO E N N O RT E A M É R I C A - M te p


PETRÓLEO 1.040 1.030 1.013 1.025 1.024 (0,4 %)

GAS NATURAL 770 789 820 846 866 3 %

CARBÓN 567 537 472 489 489 (4 %)

ENERGÍA NUCLEAR 214 212 207 214 216 0,3 %


RENOVABLES 45 51 58 67 74 13 %

TOTAL 2.784 2.785 2.726 2.796 2.823 0,3 %

31 % 96 Mtep Carbón


Canasta energética en Norteamérica


R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - Tp c

PAÍS 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 %

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.


P R O D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - G p cd

PAÍS 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTADOS UNIDOS 58 63 66 67 70 5 %

CANADÁ 15 15 15 15 16 0,3 %

MÉXICO 6 6 6 6 6 0,2 %

TOTAL 79 84 86 87 92 4 %

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.Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2015.

CO N S U M O D E G AS N AT U R A L E N N O RT E A M É R I C A - G p cd

PAÍS 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 A T U R A LE N C O L O M B I A


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 V A S

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.

Para 2014 se establecióuna meta de 130 pozos A3 y fueron

perforados 113, lo que equivale a un cumplimiento de 87 %.

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.

Fuente: ANH.

P OZO S A 3

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

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

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

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

TOTAL 112 126 131 115 113 0,2 %

Fuente: ANH.

AC T I V I DA D E X P LO R ATO R I A

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 %

Ronda Colombia 2014

26 contratos firmados reportan 297 US$MM de inversión adicional

Actividad sísmica 2014

80 % realizada en costa afuera y 20 % en zona continental

Potenciales de gas

Orca: pozo off-shore de 1,5 Tpc Clarinete: pozo on-shore de 0,23 Tpc

G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - R E S E RVAS D E G AS N AT U R A Lpágina 45

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.

Las reservas totales (3P) de 2014 disminuyeron8 % con respecto al año anterior. Por segundo

año consecutivo se sigue en deuda conla premisa “cada molécula de gas usada hayque reemplazarla”, expresado por Eduardo

Pizano en el marco del Congreso Naturgas 2015.

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.

Fuente: Ecopetrol, UPME.

D I S T R I B U C I Ó N D E R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L - G p c

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 %)

Reservas de gas natural por operador-2014

Fuente: UPME.

30 %

25 %

24 %

11 %

10 % Equión Ecopetrol Chevron Pacific Stratus EnergyOtras empresas

Reservas 2014Potenciales de gas

Reservas de gas natural-2014

Fuente: UPME.

Chuchupa - BallenaCupiaguaCusianaPautoLa CrecienteGuamaGibraltarBonga - MameyEl DifícilOtros campos

24 %9 %

19 %

18 %

11 %

7 %

4 %

4 %2 %

2 %

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.

Estimación de reservas de gas natural - Tpc

1,7

5,9

7,6


16

10

759

8

43

2

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 V A S D E G A S N A T U R A L

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.

P R I N C I PA L E S C A M P O S CO N R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L 2 0 14 - G p c

# NOMBRE DEPARTAMENTO EMPRESA TOTAL RESERVAS

1 Chuchupa La Guajira Chevron Petroleum Company 1.125

2 Cupiagua Casanare Ecopetrol 1.084

3 Cusiana Casanare Equión 1.079

4 Pauto Casanare Equión 669

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.

Fuente: UPME.

31

262442

47

49

27

29

28

4143

20

25

22

23

5253

48

19

45

4435

32 34

37

39

51

5015

5440

30

11 17

12 2114 13

33

38

18

1636 46

C A M P O S C O N M E N O R E S R E S E R V A S D E G A S N A T U R A L

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




C A M P O S M E N O R E S D E R E S E RVAS D E G AS N AT U R A L 2 0 14 - G p c

# 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.

Fuente: UPME.

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

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.

Costa CaribeOrienteLlanos OrientalesInterior del país

Costa Caribe16 campos2.494 Gpc

Interior del país14 campos62 Gpc

Oriente15 campos504 Gpc

Llanos Orientales9 campos2.855 Gpc



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

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

El contrato Tayrona fue el primero firmado por la ANH a mediadosde 2004 y los socios son: Petrobras (40 %), Ecopetrol (30 %), Repsol (20 %) y Statoil (10 %).

Según reporte de la consultora internacional Wood Mackenzie, experta en asuntos de petróleo y gas, las reservas probadas iniciales de este descubrimiento están calculadas en 264 Mbep, equivalentes a 1,5 Tpc, que representan un 25 % de las reservas actuales.

Aspectos relevantes de exploración off-shore en Colombia

24 contratos vigentes: costa Caribe 23 contratos y costa Pacífica 1 contrato.

Ronda Colombia 2014: 5 bloques adjudicados y compromisos exploratorios por 540 US$MM, de los cuales 212 US$MM corresponden a inversión adicional.

Términos de referencia 2014: mejores condicioneseconómicas.

Estudio de la Universidad Nacional de Colombia (2012): el potencial de recursos off-shore, podría multiplicar por 6 las reservas de crudo y por 3 las de gas en Colombia.

Implementación de decreto de zonas francas para la actividad de off-shore.

Bloque Fuerte NortePozo Calasu 1

Bloque TayronaPozo Orca 1

Bloque Tayrona

Andarko-Ecopetrol50/50

Bloque Fuerte SurPozo Kronos 1

Fuente: ANH.

Fuente: ANH.

A comienzos de 2015, Canacol anunció un aumento de 234 Gpc en sus reservas de gas 2P, asociadas con sus recientes hallazgos Clarinete y Palmer y a una revisión positiva en su campo Nelson. En ese sentido, afirma Canacol, sus reservas de gas 2P ajustadas a su participación a febrero 28 de 2015 son 345 Gpc. Cabe anotar que las reservas 3P, a 2014, reportadas por UPME solo incluyen el campo Nelson con 108 Gpc.

Ecopetrol en su informe trimestral de marzo de 2015 destacó el hallazgo de Bullerengue 1, por parte de Hocol (de propiedad de Ecopetrol) en la cuenca Sinú - San Jacinto, cerca del municipio de Sabanalarga (Atlántico),el cual, afirma la estatal colombiana, fortalecerá el desarrollo de las fuentesde 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.

Fuente: ANH.

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

Fuente: ANH.

Bullerengue(Hocol)

Contrato VIM-05 (Canacol)Pozo Clarinete 1Inicio estimado dic 201524,7 Mpcd

Contrato Esperanza (Canacol)Pozo Palmer 1: 7 a 8 MpcdPozo Corozo 1 (pendiente completamientoinicio estimado dic 2015)

Contrato Niscota (Equión)Pozo HurónInicio estimado julio 201640 Mpcd

Bloque CAT 3

Bloque VMM 5

Bloque VMM 16

Bloque VMM 9

Bloque VMM 29

Bloque COR 62

Yacimientos potenciales no convencionales

YAC I M I E N TO S P OT E N C I A L E S N O CO N V E N C I O N A L E S

BLOQUE 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

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.



P R O S P E C TO S G AS 2 0 14

COMPAÑÍA PROSPECTOS CUENCA GOES - GPC MÁS PROBABLE (P50)

GOES - GPCMÍN. (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

HOCOLChampeta VIM 105,5 38,6

Pereré VIM 59,3 24,4

LEWIS

Toposi VMM 31,9 9,4

La Estancia VMM 17,6 2,9

Caramelo VMM 14,4 5,3

Merecumbé 1 SSJN 0,1 0,0

PACIFIC

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

Maguey SSJN 221,8 37,9

Vueltiao SSJN 152,5 37,6

Apamate Este VIM 146,4 71,5

DW VIM 114,6 51,0

G Oeste SSJN 72,0 8,0

Apamate Sur VIM 53,7 25,8

Chinú Oeste SSJN 42,0 22,0

Chimá SSJN 35,2 16,1

G Este VIM 31,0 4,7

Chinú South SSJN 21,7 11,3

K VIM 19,2 5,4

L VIM 15,9 9,0

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

TOTAL GOES 4.196,9 993,0

FACTOR RECUPERACIÓN (%) 69 % 61 %

TOTAL RECURSOS 2.896 606

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.

Prospectos de gas-2014

Fuente: ANH.

Fuente: ANH.

39 %

38 %

13 %

4 %4 % 2 %

Ecopetrol - RepsolPacificEcopetrol - Ongc VideshHocolEcopetrolLewis

37 %

37 %

20 %

6 %

50 % 37 %

38 %17 %

11 %10 %

16 %

19 %

20 %

27 %

5 %

23 %

22 %

5 %

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.

Producción de gas natural

Fuente: ANH.

B.P ExplorationEcopetrolEquion Energia LimitedChevron - TexacoOtras empresas

20102014

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

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.

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

P RO D U CC I Ó N F I S C A L I Z A DA - G p c

CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

LLANOS ORIENTALES 818 787 775 735 684 (4 %)

LA GUAJIRA 251 236 220 219 187 (7 %)

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 %

TOTALGpc 1.143 1.102 1.083 1.044 958

(4 %)Mpcd 3.133 3.020 2.968 2.860 2.624

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.

Empresa

CupiaguaCusianaChuchupaPauto SurOtros campos

20102014

Campo

La Guajira

7 % promedio anual, disminución de producción y suministro

6 %

Crecimiento promedio anual del suministro para consumo de gas en Colombia

13,6-11,0

Factor R/P con reservas totales y probadas, respectivamente

G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - P RO D U CC I Ó N D E G AS N AT U R A Lpágina 53


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.

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

suministrado en el país. Otro aportepositivo a la producción es la entrada

del campo Gibraltar en 2012.

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

Fuente: ANH.

Usos del gas en Colombia

S U M I N I S T RO D E G AS N AT U R A L - M p cd

CAMPO/CUENCA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

LLANOS ORIENTALES 232 287 377 479 525 23 %

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

LA CRECIENTE 59 58 62 59 58 (1 %)

GIBRALTAR 0 0 27 30 31 8 %

OTROS 54 48 57 108 46 (4 %)

SUBTOTALMpcd 870 825 940 1.090 1.106

(6 %)Gpc 318 301 343 398 404

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

TOTALMpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191

4 %Gpc 374 376 411 462 435

Quemado 2,8 %

Consumo en campo 4,6 %

Transformado en planta 5,2 %

Entregado a gasoducto(suministro)

Totalproducido958 Gpc

42,1 %

Inyectado al yacimiento 45,2 %

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

D EC L A R ATO R I A D E P RO D U CC I Ó N - G bt u d

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

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

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

02015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Declaratoria de producción - Gbtud


98 % 96 % 94 % 93 %91 % 89 %

83 % 82 % 81 %80 %

Potencial de producciónProducción comprometida% Comprometida/Potencial 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.

G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - S U M I N I S T RO D E G AS N AT U R A Lpágina 55


Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.Nota: el concepto de producción refleja las cifras de suministro de gas natural.

Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.

FAC TO R R / P

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

RESERVAS PROBADASTpc 5,4 5,5 5,7 5,5 4,8

(3 %)Gpc 5.405 5.460 5.720 5.508 4.759

RESERVAS TOTALESTpc 7,1 6,6 7,0 6,4 5,9

(4 %)Gpc 7.058 6.620 7.030 6.408 5.915

PRODUCCIÓNMpcd 1.026 1.030 1.126 1.267 1.191

4 %Gpc 374 376 411 462 435

FACTOR R/P AÑOS

Probadas 14,4 14,5 13,9 11,9 11,0 (7 %)

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

FAC TO R R / P S I N E X P O RTAC I O N E S

CONCEPTO 2014

RESERVAS PROBADAS

Gpc

4.759

RESERVAS TOTALES 5.915

PRODUCCIÓN SIN EXPORTACIONES 404

FACTOR R/P - RESERVAS PROBADASAÑOS

11,8

FACTOR R/P - RESERVAS TOTALES 14,7

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

2010 y 2014, mientras que el calculadocon reservas probadas registra

una 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 - Reservas totales (años)

2010 2011 2012 2013 2014

18,817,6 17,1

13,9 13,6

0 %

(2 %)

(4 %)

(6 %)

(8 %)

(10 %)

(12 %)

(14 %)

(16 %)

(18 %)

(20 %)

Variación anual factor R/P


2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.

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

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

G AS T R A N S P O RTA D O - M p cd

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %

En 2014, se alcanzóun máximo histórico

de gas transportado por redespara 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 %

Interior del paísCosta Caribe - Promigas

15 %

10 %

5 %

0 %

(5 %)

(10 %)

(15 %)

Variación anual

2010 2011 2012 2013 2014

Fuente: empresas del sector.

Gobierno

Anuncia mecanismos para que nueva infraestructura de transporte sea oportuna

Costa Caribe

Promigas construirá infraestructura de transporte para planta de regasificación

Interior del país

TGI anuncia ampliaciones de infraestructura del orden de 560 US$MM

G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - T R A N S P O RT E D E G AS N AT U R A Lpágina 57


La construcción de gasoductosse ha visto retrasada por situaciones

ajenas a las transportadoras,como son excesivo formalismo en presentación de pliegos y demoras

en trámites de licencias ambientales.

Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.

R E D D E G AS O D U C TO S - k m

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %

Entre 2010 y 2014, Progasur inauguró los gasoductos Pradera/Jamundí - Popayán (2012), Sardinata - Cúcuta (2012) y Tane - Pamplona (2014). Otras transportadoras que dieron entrada a nuevos gasoductos fueron Promioriente con el gasoducto Gibraltar - Bucaramanga y Transmetano con su Ramal a Oriente, ambos en 2011.

La infraestructura de TGI, la más grande del país, se extiende desde La Guajira en el norte de la costa Caribe, hasta Huila y Tolima en el sur del país. En el Oriente, desde Casanare y Meta, hasta el Valle en el Occidente, pasando por la sabana Cundiboyacense donde se encuentra Bogotá en el centro del país.

Sistema nacional de transporte de gas natural

CoinogasProgasurPromigasPromiorienteTGITransmetanoTransoccidente

1234567

3

5

5

55

2

2

27 2

46 1

Fuente: Ecopetrol.

Cobertura

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

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.


CO B E RT U R A D E G AS N AT U R A L

CONCEPTO 2010 2011 2012 2013 2014TACC

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 %

Generación de bienestar y mejora en la calidad de vida llevados a 7,6 millones de hogares colombianos en los últimos cuarenta años, es la mejor carta de presentación del sector. Todo lo anterior, resumido por el Presidente de la República, Juan Manuel Santos, en Naturgas 2015, como “producto de una estrategia sólida de largo plazo”. En el último lustro se conectaron, aproximadamente, 2,4 millones de usuarios a gas natural en todo el país y se llegó a más de 204 nuevos municipios. La meta impuesta por el Gobierno Nacional al sector para el siguiente cuatrienio (2015 - 2018) es lograr la conexión de un millón de nuevos usuarios.

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

Municipios atendidos

2010 2011 2012 2013 2014

2014

2013

2012

2011

2010

425

75 %

463512

563

629578.371

472.395

76 %77 % 77 %

81 %

Municipios atendidosCobertura efectiva

Usuarios de gas natural conectados por año

463.537

462.344

420.285

Colombia

Cuenta con 629 municipios con el servicio de gas natural

8 %

Crecimiento de usuarios de estratos 1, 2 y 3, con servicio de gas natural

81 %

Cobertura efectiva de usuarios residenciales en el país

G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - D I S T R I B U C I Ó N Y CO M E RC I A L I Z AC I Ó Npágina 59

----------


La región Andina presentó uncrecimiento de cerca de 1,3 millonesde usuarios en el periodo en estudio,siendo esta la de mayor crecimiento

absoluto en el país.Fuente: Ministerio de Minas y Energía.


U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L

REGIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ANDINA 3.568.777 3.857.966 4.156.191 4.443.145 4.840.054 8 %

CARIBE 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 %

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-2014CaribeAndinaPacíficaOrinoquía y AmazoníaDepartamentos sin gas natural

63 %

20 %

13 %

4 %


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.


DEPARTAMENTO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %

Usuarios por departamentos-2014


23 %39 %

12 %

13 %

7 %6 %

Bogotá DCAntioquia ValleAtlánticoCundinamarcaOtros




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.


EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %

100 %

90 %

80 %

70 %

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %Alcanosde Colombia

Usuarios de gas natural-2014


Estratos 1, 2, 3Estratos 4, 5, 6No residencial

Efigas EPM GasNatural

Gas Natural Cundiboyacense

Gases de La Guajira

GasnacerGases de Occidente

LlanogasGases delCaribe

MetrogasGases del Oriente

Surtigas Otrasdistribuidoras

Gasoriente

Estratos 1, 2, 3Estratos 4, 5, 6No residencial

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 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.

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


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

ESTRATO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

ESTRATO 1 1.018.630 1.143.486 1.264.512 1.405.607 1.585.630 12 %

ESTRATO 2 2.142.951 2.318.850 2.500.586 2.667.223 2.874.969 8 %

ESTRATO 3 1.637.915 1.732.022 1.822.579 1.916.874 2.032.731 6 %

ESTRATO 4 520.671 562.014 596.565 634.498 677.701 7 %

ESTRATO 5 210.311 222.102 235.529 249.770 266.369 6 %

ESTRATO 6 134.916 142.839 150.069 158.272 163.404 5 %

TOTAL 5.665.394 6.121.313 6.569.840 7.032.244 7.600.805 8 %

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

Andina Caribe Pacífica Orinoquía y Amazonía

E1E2

E3E4

E5E6

Usuarios residenciales de gas natural por regiones-2014

CaribeAndinaPacíficaOrinoquía y Amazonía

Caribe1.559.920

Andina4.742.692

Orinoquíay Amazonía283.198

Pacífica1.014.995

0,3 %1 %

1 %2 %2 %

4 % 2 % 5 %5 %5 %

23 %8 %

39 %

32 %

26 %

14 %11 %

39 %

32 %

44 %

21 %

31 %

39 %

12 %


D E M A N DA D E G AS N AT U R A L - M p cd

SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 nacionalMpcd 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 DEMANDAMpcd 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 cuandono llegó a consolidarseel 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

Fuente: UPME, SUI.

51 %8 %

8 %

5 %

6 %

22 %

EléctricoIndustrial y comercialResidencialPetroquímicoRefinerías y otrosGNV

Demanda de gas natural interior del país-2014

Fuente: UPME, SUI.

51 %EléctricoIndustrial y comercialResidencialPetroquímicoRefinerías y otrosGNV

19 %11 %

18 %

27 %

25 %

0 %

4 %

Crecimiento demanda nacional de gas natural

Costa Caribe

Alta volatilidad en la demanda del sector eléctrico

81 %-20 %

Composición mercado no regulado - regulado

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

al mercado no regulado, específicamente en la

categoría no residencial.

Mientras que el crecimiento promedio anual de los usuarios residenciales en el periodo en estudio es de 8 %, el consumo residencial crece a un menor ritmo, 4 %. Lo anterior motivado en que año tras año aumenta la participación de los estratos 1 y 2 en el total de usuarios y estos reflejan un consumo de gas menor que el promedio de toda la categoría.

Fuente: UPME, SUI.

D E M A N DA N AC I O N A L D E G AS N AT U R A L

SECTOR 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

Mpcd

REGULADO 179 185 194 198 205 3 %

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 %

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014

Fuente: UPME, SUI.

Fuente: CREG, SUI.

51 %AndinaCaribePacíficaOrinoquía y Amazonía

Residencial

13 %

63 %

25 %

DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL EN EL MERCADO REGULADO - Mm3

REGIÓN 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %

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.

21 %

3 %

Fuente: UPME, SUI.

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado-2014

Andina

32 % 37 % 41 % 31 %

68 % 63 % 59 % 69 %

Caribe Pacífica Orinoquía y Amazonía

No residencial



D E M A N DA N AC I O N A L D E G AS N AT U R A L E N E L M E RC A D O R EG U L A D O - M m 3

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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.

Fuente: SUI.

Las cifras de consumode 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.

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 %.

Alcanos de Colombia

EPM

Efigas

Gas Natural

Gases del Caribe

Gases de La Guajira

Gases de Occidente

Gas Natural Cundiboyacense

Gases del Oriente

Gasoriente

Gasnacer

Llanogas

Metrogas

Surtigas

Otras distribuidoras

Demanda nacional de gas natural en el mercado regulado - Mm3

80 % 20 %

42 %

32 %

37 %

41 %

33 %

42 %

39 %

31 %

37 %

24 %

36 %

39 %

31 %

20 %80 %

69 %

69 %

58 %

58 %

59 %

67 %

68 %

63 %

63 %

64 %

76 %

61 %

61 %

Residencial

No Residencial

V E H Í C U LO S CO N V E RT I D O S A G N V

CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

Armenia 5.495 6.159 7.859 8.969 10.032 16 %

Barranquilla 33.854 38.526 42.252 44.118 44.523 7 %

Bogotá 107.117 118.356 144.966 160.576 177.540 13 %

Bucaramanga 16.159 16.719 18.151 19.112 20.249 6 %

Cali 39.972 45.264 54.740 59.715 64.726 13 %

Cartagena 14.851 16.391 17.635 17.731 17.786 5 %

Ibagué 7.373 8.106 10.150 10.795 11.192 11 %

Medellín 33.048 38.144 45.970 49.706 52.757 12 %

Montería 5.715 7.154 8.518 8.814 9.062 12 %

Neiva 3.883 4.339 5.381 5.651 5.829 11 %

Pereira 9.905 11.700 15.948 17.792 19.416 18 %

Santa Marta 7.172 7.497 8.839 9.815 10.731 11 %

Sincelejo 3.352 4.228 4.548 4.548 4.548 8 %

Villavicencio 9.681 10.586 12.172 12.729 13.100 8 %

Otras ciudades 26.938 32.013 42.778 46.435 48.834 16 %

TOTAL 324.515 365.182 439.907 476.506 510.325 12 %

2014 GNV Estaciones GNV


E S TAC I O N E S D E S E RV I C I O D E G N V

CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014* TACC 2010-2014

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 lasEDS 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.

Armenia

Vehículos/EDS-2014


Índice/CiudadMinminas

Barranquilla Bogotá Bucaramanga Neiva PereiraCali Santa MartaCartagena SincelejoMedellín Montería Villavicencio Otrasciudades

Ibagué Total país

1.115 1.110

665

1.350

819741

589

906

583671 655

234

713700

505

1.0151.142

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.

Fuente: Ecopetrol.

Índice/CiudadMinminas

P R E C I O S Y T A R I F A S

Tarifa usuarios regulados de gas

Subsidio: E1: hasta 60 % y E2: 50 %.Contribución: E5 y E6: 20 %, comercial e industrial: 8,9 %.

B O C A D E P O Z OG t

T R A N S P O R T ET t

D I S T R I B U C I Ó ND t

C O M E R C I A L I Z A C I Ó NC m

T A R I F A AU S U A R I O

F I N A L

Promedio histórico costa Caribe componentes tarifarios

Promedio histórico interior del país componentes tarifarios

Gt: boca de pozo

GtTtDtCm

2010 = $850/m32014 = $991/m3

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

CAMPO/PERIODO 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %

Tt: transporte

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

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

La Resolución CREG 137 de 2013 define los criterios de traslado de los costos a tarifa final

Costa Caribe 2010-2014

4 %, crecimiento promedio anual tarifa usuario regulado

Interior 2010-2014

12 %, crecimiento promedio anual tarifa usuario regulado

37 %

37 %

13 %

13 %

11 %

14 %32 %

43 %

39 %

25 %

24 %

36 %29 %

7 %

8 %32 %

GtTtDtCm

2010 = $788/m32014 = $1.239/m3



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

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

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %.

T A R I F A A U S U A R I O F I N A L

Fuente: SSPD., UPME.

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

2010 2011 2012 2013 2014

9.206

12.835 13.470

9.277

7.478

13.470 13.711

10.712

8.8229.587

7.9258.633

5.560

7.244

4.961

MáximoPromedioMínimo


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

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014


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.

Fuente: SSPD, SUI.

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

2010 2011 2012 2013 2014

22.409

31.328 32.158

20.866

17.627

32.15828.962

23.852

20.05220.845

16.83119.846

12.253

16.791

11.319





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

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014


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 %.

Fuente: SSPD. SUI.

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

2010 2011 2012 2013 2014

26.891

37.593 38.589

25.03821.152

38.58934.754

28.623

24.06225.014

20.19723.814

14.704

19.895

13.583



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

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 finaldel sector comercial se aplica

una contribución del 8,9 %.

Fuente: SSPD. SUI.

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

2010 2011 2012 2013 2014

334

414 414

311

251

414425

352

280317

241263

208240

192





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

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014


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 %



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.

Fuente: SSPD. SUI.

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

2010 2011 2012 2013 2014

27.669

34.200 34.200 34.200 34.200

24.682

19.742

28.713

22.12725.419

18.966

22.508

11.812

19.902

16.152



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

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

EFIGAS 144.345 144.345 144.345 144.345 144.345 0 %

EPM 201.795 261.384 202.767 209.964 208.557 1 %

GAS NATURAL 261.588 311.778 274.461 297.960 397.833 11 %



GASES 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 %



La contribución que deben pagarlos usuarios industriales, del 8,9 %,

afecta tanto al mercado regulado como al no regulado y aplican las mismas

excepciones del Decreto 4956 de 2011.

Fuente: SSPD. SUI.

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

2010 2011 2012 2013 2014

261.588

311.778 311.102

397.833

227.668197.959 193.947

297.960

197.403177.162

40.189


40.189 40.189 40.189 40.189



S U B S I D I O S - $ M M

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014


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.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía, SUI.

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 recursosde subsidios, de 12 % promedio anual.

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-2014

Gas NaturalAlcanosGases del CaribeSurtigas Gases de OccidenteOtras empresas

23 %26 %

13 %

13 %13 %

12 %

25 %

20 %

15 %

10 %

5 %

0 %

Variación anual subsidios


2010 2011 2012 2013 2014

CO N T R I B U C I O N E S - $ M M

EMPRESA 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 recibidospor contribuciones presentaran un decrecimiento

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


Contribuciones-2014

Gas NaturalEPMGases de OccidenteOtras empresas

35 % 42 %

13 %10 %

120 %

100 %

80 %

60 %

40 %

20 %

0 %

(20 %)

(40 %)

(60 %)

Variación anual contribuciones


2010 2011 2012 2013 2014



P R E C I O S D E G AS N AT U R A L V E H I C U L A R A U S UA R I O F I N A L - $ / m 3

CIUDAD 2010 2011 2012 2013 2014 TACC 2010-2014

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 %



Los precios del GNV reflejan un crecimiento del 1 %, lo que le ha permitido mantener la competitividadfrente al ACPM, sustituto que tuvo un crecimiento

en sus precios del 6 % durante el periodo evaluado.

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

Variación anual

30 %

20 %

10 %

0 %

(10 %)

Precio del GNV - $/m3


2010

2010

2011

2011

2012

2012

2013

2013

2014

2014

1.5991.411 1.487

985772

1.615 1.698 1.696 1.774

1.365 1.3971.306

885 8851.113


GNVACPM

Fuente: UPME.


Balance de gas 2015-2023

Histórico

Suministro de gas natural

En este documento, publicado en febrero del año 2015, la UPME realiza un análisis detallado de los diferentes escenarios de la oferta y la demanda de gas natural. Este análisis consta de:

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.

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

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0

Proyectado

Evolución de las reservas de gas natural - Tpc

•SUMINISTRO DE GAS NATURAL •OFERTA DE GAS NATURAL •DEMANDA DE GAS NATURAL •BALANCE NACIONAL DE GAS NATURAL •CONCLUSIONES

Declaración de producción Resolución Minminas 72206 de 2014

ChuchupaCusianaCupiaguaPauto SurBallenaFloreñaGibraltarOtros

400 Mpcd

Oferta media incluye suministro adicional planta de regasificación en 2017

Demanda de gas 3,4 %, crecimiento promedio esperado para el periodo 2015-2023

Año 2022

Se mantiene el abastecimiento en escenario oferta media

E S T U D I O S U P M E - B A L A N C E D E G AS 2015 - 2023página 79

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


Oferta de gas natural La oferta baja se establece únicamente con la declaratoria de producción de 2014, que a su vez tiene en cuenta solo las reservas probadas y sin considerar nuevos descubrimientos ni proyectos de regasificación.

El escenario de oferta media incluye la entrada, en enero de 2017, de la planta de regasificación ubicada en cercanías de la ciudad de Cartagena, con un valor adicional equivalente al volumen de 400 Mpcd. La UPME afirma en su estudio que el escenario medio es el de menor incertidumbre.

Demanda de gas natural Después de realizar el análisis de los diferentes escenarios de demanda y oferta estimados por la UPME, el documento describe las bases de las proyecciones para cada uno de los sectores de uso del gas natural, explicando que se identifican señales de alerta las cuales servirían para

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.

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600ene15

ene19

ene17

ene21

ene23

ene16

ene20

ene18

ene22

ene24

Oferta nacional gas natural - Gbtud

may15

may19

may17

may21

may23

may16

may20

may18

may22

may24

sep15

sep19

sep17

sep21

sep23

sep16

sep20

sep18

sep22

sep24

Alta Media

Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Baja

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.

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600ene15

mar19

jul17

abr21

may23

abr16

ene20

feb22

ago24

Demanda nacional gas natural - Gbtud

jun15

ago19

dic17

oct23

sep16

jun20

may18

jul22

nov15

sep21

mar24

feb17

nov20

oct18

dic22

Alta Media Baja

Balance nacional de gas natural Los escenarios de oferta junto con los escenarios de demanda mostrados en el siguiente gráfico, constituyen lo que el estudio denomina “Balancede Gas Natural”.

Se identifican periodos críticos como el año 2017 que requiere de la puesta en operación de la planta de regasificación para un balance de abastecimiento confiable.

Fuente: UPME.

2.000

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600ene15

mar19

jul17

abr21

may23

abr16

ene20

feb22

ago24

Balance nacional gas natural - Gbtud

jun15

ago19

dic17

oct23

sep16

jun20

may18

jul22

nov15

sep21

mar24

feb17

nov20

oct18

dic22

Demanda altaDemanda mediaDemanda bajaOferta bajaOferta mediaOferta alta

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.

Fuente: UPME.

1.100

1.000

900

800

700

600

500

400

300

200

100ene15

mar19

jul17

abr21

may23

abr16

ene20

feb22

ago24

Balance costa Caribe - Gbtud

jun15

ago19

dic17

oct23

sep16

jun20

may18

jul22

nov15

sep21

mar24

feb17

nov20

oct18

dic22

Oferta bajaOferta mediaDemanda media

E S T U D I O S U P M E - B A L A N C E D E G AS 2015 - 2023página 81


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

En el gráfico se aprecia que para el escenario de oferta, en enero de 2018, existirían faltantes para los escenarios de demanda media y alta; y enero de 2020 sería el mes previsto de inicio de desbalances en caso de que la demanda se comporte segun el escenario bajo.

800

600

500

400

300

200

100ene15

ene19

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ene24

Balance interior del país - Gbtud

may15

may19

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may24

sep15

sep19

sep17

sep21

sep23

sep16

sep20

sep18

sep22

sep24

Oferta baja

Fuente: UPME.

Demanda media

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.

Fuente: UPME.

Desbalance oferta de gas natural - Gbtud

Oferta media

Demanda alta

Feb - 22

132

Feb - 23

95

Feb - 17

140

Ene - 18

138 Feb - 18

115

Oferta media

Demanda media

Oferta baja

Demanda alta

Oferta baja

Demanda media

Oferta baja

Demanda baja

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.

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

PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL CONTEXTO ECONÓMICO

El documento se desarrolla a través de cuatro capítulos:

Las nuevas opciones en el portafolio energético relacionadas, entre otros, con gases crudos no convencionales que traen consigo mayores inversiones en investigación y desarrollo.

Crecimiento económico de Colombia en 2014,el mejor de Latinoamérica, 4,8 %.

Preocupación por disminuir impacto ambiental.

Pronóstico de una recuperación moderada de los precios del gas, el cual pasaría de 3,5 US$/Mbtu en diciembre de 2014 a 4,1 US$/Mbtu en diciembre de 2016.

Eficiencia energética en todos los eslabones de la cadena en la totalidad de los usos energéticos.

Crecimiento esperado 2015-2050, 4,1 %.

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

1.3.

2.4.

PANORAMA ENERGÉTICO INTERNACIONAL

OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES

CONTEXTOECONÓMICO

ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050

OBJETIVOS ESPECÍFICOS Y TRANSVERSALES

ESCENARIOS ENERGÉTICOS A 2050

Garantizar el abastecimiento de gas combustible y la infraestructura asociada.

Crecimiento anual de la economía de 4,6 % constante desde 2014 hasta 2030 y de 3,5 % de 2031 a 2050.

Crecimiento de la demandade energía eléctrica a unatasa de 2 % promedio anual.

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.

Diversificar la canasta de combustibles para el transporte de gas natural.

Promover la internacionalización del gas natural.

Normalidad y calidad del servicio de gas combustible.

Tarifas eficientes de precios del gas natural.

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

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:

Disminución de uso de leña, especialmente en el sector residencial rural, en beneficio del uso de gas natural, GLP y electricidad.

Ampliación de la cobertura de los servicios de gas natural y electricidad.

Penetración del gas natural como energético para el segmento de transporte de carga.

4,1 %

Crecimiento económico de Colombia para 2015-2050

4,1 US$/Mbtu

Precio del gas natural proyectado para finales de 2016

Gas natural

2,98 %, caso base con crecimiento promedio anual esperado 2015-2050

E S T U D I O S U P M E - I D E A R I O E N E RG É T I CO 2050página 83

a.

d.

b.

e.

c.

f.


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.

Para el año 2050, se espera en este escenario que la demanda de energía sea de 55 Mtep, un crecimiento promedio anual de 1,7 % con respecto a 2015, que se estima cierre en 26 Mtep.El gas natural crece en dicho periodo 1,9 %, ganando participación al pasar de 17 % en 2015 a 18 % en 2050.

Se prevé que los cuatro energéticos de mayor demanda alcancen, en 2015, una participación de 73 % dentro de la canasta energética, incrementando esta a 79 % en el año 2050.

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.

El documento también estudia laevolución 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.

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

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

20

15

10

5

-

Escenario base de demanda por energéticos principales - Mtep

Escenario base de demanda por sectores de consumo - Mtep

Diesel oilElectricidadGas naturalGasolina motorOtros

ACMIndustriaResidencialServiciosTransporte

Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Canasta energética escenario base Diesel oil

ElectricidadGas naturalGasolina motorOtros

Fuente: UPME.

25 %

21 %

23 %

19 %

17 %

18 %

14 %15 %

27 %

21 %20152050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

70

60

50

40

30

20

10

-

Escenario base de demanda procesos de transformación - Mtep

PetróleoHidroelectricidadGas naturalCarbón mineralOtros

Fuente: UPME.

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.

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.

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.

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 %.

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

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

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

25

20

15

10

5

-

Escenario T1 de demanda por energéticos principales - Mtep

Escenario T1 de demanda por sectores de consumo - Mtep



Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Canasta energética escenario T1 Diesel oil

ElectricidadGas naturalGasolina motorOtros

Fuente: UPME.

23 %

26 %

23 %

21 %

20 %

28 %

14 %

9 % 22 %

14 %20152050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

Escenario T1 de demanda procesos de transformación - Mtep


Fuente: UPME.



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.

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.

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.

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.

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

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

25

20

15

10

5

-

Escenario T2 de demanda por energéticos principales - Mtep

Escenario T2 de demanda por sectores de consumo - Mtep



Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Canasta energética escenario T2


Fuente: UPME.

22 %

27 %

23 %

20 %

20 %

27 %

14 %

7 % 23 %

17 % 20152050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

Escenario T2 de demanda procesos de transformación - Mtep


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.

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.

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

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

45

40

35

30

25

20

15

10

5

-

25

20

15

10

5

-

Escenario ME de demanda por energéticos principales - Mtep

Escenario ME de demanda por sectores de consumo - Mtep



Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Canasta energética escenario ME


Fuente: UPME.

89 %

23 %

21 %

19 %

12 %

25 %

10 %

1 %

20152050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

70

60

50

40

30

20

10

-

45

40

35

30

25

20

15

10

5

-

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




El escenario de EE refleja los supuestos iniciales del caso base, adicionando aumentos de eficiencia en procesos agrícolas, industriales, de cocción y calentamiento de agua en el sector residencial. Igualmente, la UPME proyectó para este escenario ingresos de energía eólica y solar en procesos de transformación.

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 %.

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.

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.

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

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

25

20

15

10

5

-

Escenario EE de demanda por energéticos principales - Mtep

Escenario EE de demanda por sectores de consumo - Mtep



Fuente: UPME.

Fuente: UPME.

Canasta energética escenario EE


Fuente: UPME.

26 %

27 %

23 %

19 %14 %

16 %16 %

7 %

24 %

28 % 20152050

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

60

50

40

30

20

10

-

Escenario EE de demanda procesos de transformación - Mtep


Fuente: UPME.

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

D E TA L L E PA RT I C I PAC I Ó N P O R AC T I VO S

DISTRIBUIDORAS 2014 TRANSPORTADORAS 2014

GAS NATURAL 20 % TGI 58 %

GASES DEL CARIBE 17 % PROMIGAS 33 %

GASES DE OCCIDENTE 12 % PROMIORIENTE 6 %

EPM 11 % TRANSMETANO 2 %

ALCANOS 10 % PROGASUR 1 %

SURTIGAS 10 % TRANSOCCIDENTE 0,1 %

EFIGAS 6 %

LLANOGAS 3 %

GASORIENTE 2 %

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE 2 %

GASES DE LA GUAJIRA 1 %

OTRAS DISTRIBUIDORAS 5 %

DATO S G E N E R A L E S D E L S E C TO R G AS

CIFRAS EN MILLONES DE PESOS

ACTIVOS 16.552.836

PASIVOS 8.839.935

INGRESOS OPERACIONALES 6.363.118

UTILIDAD NETA 908.137

Fuente: SUI.

Fuente: SUI.

Participación por activos del sector gas

Fuente: SUI.58 % 42 %

Distribuidoras Transportadoras


Margen operacional del sector gas

Fuente: SUI.

2010 2011 2012 2013 2014

31 %

46 %43 % 41 %

51 %

16 %13 % 11 % 11 %12 %

G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A - C I F R AS F I N A N C I E R ASpágina 89

Sector gas

Para el estudio de las cifras financieras del sector, se analizaron 25 empresas

19 Empresasdistribuidoras

6

Empresas transportadoras


CO N S O L I DA D O D I S T R I B U I D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

CO N S O L I DA D O T R A N S P O RTA D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

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


A LC A N O S - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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 %

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

Fuente: SUI.

E F I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.


E P M - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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 %

G AS N AT U R A L C U N D I B OYAC E N S E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

Fuente: SUI.


G AS O R I E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

G AS N AT U R A L - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.


G AS E S D E L A G UA J I R A - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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 %

G AS E S D E O CC I D E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

Fuente: SUI.


G AS E S D E L C A R I B E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

L L A N O G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.


S U RT I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

OT R AS D I S T R I B U I D O R AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.


P R O M I G AS - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

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

P R O M I O R I E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.


P R O G AS U R - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

T R A N S O CC I D E N T E - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.


TG I - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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.

T R A N S M E TA N O - C I F R AS E N M I L LO N E S D E P E S O S


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 DP A R A E L S E C T O R


C O N T E X T O

T A R I F A D EG A S U S U A R I O

F I N A L

C O S T O D E G A S E N B O C AD E P O Z O ( G )

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

Gas de La Guajira

Sufriría un incremento de 25 % en su precio para 2015, si se aplicase indexador actual

Gas de Cusiana

Presentaría una disminución en su precio para 2015 de aplicarse indexador actual

US$ 6,04/Mbtu

Precio máximo histórico del gas de La Guajira, bajo mecanismo regulado, alcanzado en segundo semestre de 2012estre de 2012.

Con la institucionalización de este capítulo se pretende abrir un espacio en el informe anualdel 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 tenerun 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 naturalen 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 A T U R A L

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.

C O S T OT R A N S P O R T EG A S ( T )

C O S T OD I S T R I B U C I Ó N( D )

C O S T OC O M E R C I A L I Z A C I Ó N( C )

T E M ÁT I C AS R E L E VA N T E S Y D E AC T UA L I DA D PA R A E L S E C TO Rpágina 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 A T O R I O

Antecedentes Los precios de gas natural en boca de pozo en nuestro país, en un comienzo eran regulados y el recorrido para llegar a la liberación actual de precios fue largo. La primera norma que se expidió en Colombia para fijar el precio de gas natural en boca de pozo fue la Resolución 039 de 1975, para el gas de La Guajira, emitida por la Comisión de Precios del Petróleo y Gas. Previo a esto, las tarifas eran fijadas por el MME con base en lo reglamentado por el Código de Petróleos.

Más adelante, mediante la Resolución 061 de 1983, se decretaron precios para el gas asociado y no asociado del interior del país.

Ya en la era de la CREG, la Resolución 023 de 2000 acogió las anteriores resoluciones vigentes para la fecha y años más tarde, con la Resolución 119 de 2005, se modificó el esquema de actualización de precios máximos regulados de manera específica para los campos de La Guajira, Opón y Cusiana. Los dos primeros se ajustarían semestralmente, con la variación del índice del “New York Harbor Residual Fuel Oil 1,0 % Sulfur LP Spot Price”, mientras que para el gas de Cusiana establecía US$ 1,40/Mbtu como tope máximo si la capacidad de la planta de tratamiento del gas asociado era igual o inferior a los 180 Mpcd y lo liberaba cuando se sobrepasara dicha capacidad, lo que aconteció en julio de 2006. Asimismo, definió que para cualquier campo futuro, los precios serían sin sujeción a topes máximos.

En octubre de 2006, la CREG determinó para los precios del gas en boca de pozo del campo de La Guajira, dos alternativas: en la modalidad contractual “take or pay”, el precio acordado debía ser menor que el tope máximo instituido en la Resolución 119 de 2005, mientras que en la modalidad contractual OCG, el precio podía superar los límites a estos establecidos en dicha resolución.

Regulación actualPor 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 primarioy 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.


C R O N O L O G Í A

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

Resolución CREG 089 de agosto 14.

Firma Contratos de Suministro en Firme hasta noviembre 30.

2013

Circular CREG 059 de agosto 12.

Circular CREG 108 de noviembre 27.

Resolución CREG 183 de diciembre 26.

2014Resolución CREG 017 de febrero 27.

CREG publicará nuevo indexador a partir de abril 30.

2015

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

V E N D E D O R E S CO M P R A D O R E S

N E G O C I AC I Ó NS E G Ú N B A L A N C E U P M E

Productores -Comercializadores

Comercializadoresde gas importado

Oferta>Demandaen al menos 3 de 5 años siguientes

Comercializadores

Usuarios no regulados

Oferta<=Demandaen al menos 3 de 5 años siguientes

Negociacióndirecta (durante

periodo definido)

Tipos de contratos•Firme•Firmeza condicionada•OCG•OCG contra exportación•Suministro de contingencia

Negociaciónmediantesubasta


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

I N D E X A D O R

Esta fórmula de indexación de los precios establecidos en los contratos para suministro de gas natural en firme y a largo plazo, firmados entre los productores y los compradores, fue definida por la CREG en el anexo 4 de la Resolución CREG 089 de 2013.

Ptƒ,d,ai: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.

P¯cfƒ,1,aiPtƒ,d,ai = Ptƒ,d,a1 X (P¯cfƒ,1,a1)Donde:

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.

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0


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

La CREG, a través de las circulares 059 y 108 de 2014 de agosto 12 y noviembre 27 de 2014 respectivamente, hizo públicos los valores de los componentes (denominador y numerador) con que se debería calcular el factor de actualización para los precios de los contratos suministro de gas con duración superior a un año, para cada uno de los puntos de entrega al SNT (Ballena y Cusiana).

Como se pudo apreciar en los resultados anteriores, mientras que los precios de gas para el interior del país (Campo de Cusiana - Cupiagua), en 2015 sufrirían una reducción del 3 % como resultado de la aplicación del indexador de 0,969, la situación para la costa Caribe (punto entrada a SNT de Ballena) sería completamente contraria, con incrementos del orden de 25 %, al tener que aplicar a los precios fijados en los contratos de suministro de gas natural vigentes, un indexador de 1,2516. Esta situación generó, a finales de 2014, el inmediato rechazo de los empresarios, dirigentes gremiales, bancada costeña en el congreso y agentes del sector gas de la región, quienes se declararon en alerta y se dieron a la tarea de buscar acercamientos con el Gobierno Nacional para encontrar soluciones de fondo a esta problemática.

Precio promedio de gas natural de los contratosfirmes negociados a un año para el año actual

Precio de gas natural promedio de los contratosfirmes negociados a un año para el año inicial

P¯cfn,1,ai

P¯cfƒ,1,a2= 5,4529 US$/Mbtu

=

=

(P¯cfn,1,a1


)Cálculo de indexador según fuente

Medidas temporales y alternativas planteadas para nuevo indexador

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 entrada a SNT de Ballena

1,251

P¯cfƒ,1,a2= 3,4478 US$/Mbtu=


Punto de entrada a SNT de Cusiana

0,969Producto del malestar generado en la región Caribe por el inminente incremento de precios que se avecinaba, se organizó una mesa de trabajo entre los agentes del sector, dirigentes gremiales, empresarios y representantes del Gobierno Nacional, de la cual se obtuvo la congelación por tres meses de los precios y la no aplicación inmediata del indexador previamente explicado. Esto quedó refrendado a través de la Resolución CREG 183 de 2014 y su vigencia aplicaba hasta el 28 de febrero de 2015.

Posteriormente, por medio de la Resolución CREG 016 de 2015 se dispuso una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acordaran modificar tanto el precio de los contratos suscritos en 2014, como el indexador de precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014. Adicionalmente, la Comisión fijó como límite el 30 de abril de 2015 para establecer el indexador definitivo del precio del gas que sustituirá al definido en la Resolución CREG 089 de 2013.

A continuación se presentan unas alternativas planteadas por diferentes agentes del sector y de los gremios allegados a este, en lo que respecta al nuevo indexador por definir.

Naturgas y otros agentes del sector

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).

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0feb 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

Precios regulados de La Guajira y Cusiana La Guajira

Fuente: UPME.

Cusiana

1,01

1,81

0,70

2,35

3,32

5,90

3,97

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.

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 O


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 de la demanda de gas ha suscitado la preocupación sobre cómo absorber el GNL contratado: el doble de los niveles actuales en solo 3 años.

En Argentina, el mayor importador de GNL de América en la actualidad, las importaciones crecieron de forma exponencial desde 2008, cuando empezaron a llegar los primeros cargamentos. El aumento de la importación argentina respondió principalmente a la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires). El precio a pagar en septiembre de 2014 estuvo alrededor de los 13 US$/Mbtu.

Para el mercado europeo, un estudio de Wood Mackenzie estimó que una interrupción prolongada en el suministro gasífero proveniente de Rusia –a raíz del conflicto que esa nación mantiene con Ucrania– estrechará aún más el mercado del GNL, ya que el sur de Europa deberá competir con Asia para satisfacer su demanda.

Precios mundiales estimados de GNL-2015 US$/Mbtu

Cove PointUS$ 7,47

AltamiraUS$ 9,40

Lake CharlesUS$ 3,29

CanaportUS$ 16,74

BelgiumUS$ 8,23

IndiaUS$ 9,50

KoreaUS$ 10,00

JapanUS$ 10,00

ChinaUS$ 9,80

SpainUS$ 8,82

Bahía BlancaUS$ 9,61

Río de JaneiroUS$ 9,24

UKUS$ 8,45

Fuente: Waterborne Energy, Inc.


N O R M A T I V I D A D A M B I E N T A L A P L I C A B L E A L S E C T O R

R E G U L A C I Ó N A M B I E N T A LP 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 A T I V I D A D D E C A R Á C T E R G E N E R A L

Ley 99 de 1993Ambiental

O B L I G A Licenciaambiental

AProyectos, obras y actividades

Causen deterioro grave a recursos naturales no renovables o al medio ambiente

Q U E

Introduzcan modificaciones considerables o notorias al paisaje

DOWNSTREAM(oil and gas)

UPSTREAM(gas natural)

N O R M A T 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 2041de 2014

Distribuciónde gas natural

O B L I G A

E X E N TA

Licenciaambiental

Licenciaambiental

Proyectos del sector e hidrocarburos

A P RO BA DAP O R A N L A A

•Exploración sísmica•Perforación exploratoria•Explotación

EXENCIÓN EN EL SECTOR

•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)

Actividades relacionadas con la distribución de gas natural de uso domiciliario, comercial o industrial


A S P E C T O SR E L E V A N T E S D E L A

L I C E N C I A A M B I E N T A 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.

•

•

•

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.

•

•

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 T A 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:

Objetivo, alcance y descripción del proyecto, obra o actividad.

Descripción general de las alternativas de localizacióndel proyecto, la obra o la actividad, caracterizando ambientalmente el área de interés e identificando las áreas de manejo especial así como las características del entorno social y económico para cada alternativa presentada.

Información sobre la compatibilidad del proyecto con los usos del suelo establecidos en el Plan de Ordenamiento Territorial o su equivalente.

Identificación y análisis comparativo de los potenciales riesgos y efectos sobre el medioambiente; así como el uso o aprovechamiento de los recursos naturales requeridos para las diferentes alternativas estudiadas.

Identificación de las comunidades y de los mecanismos utilizados para informarles sobre el proyecto, la obra o la actividad.

Un análisis costo-beneficio ambiental de las alternativas.

Selección y justificación de la alternativa escogida.

Para el caso particular del transporte de gas natural que se desarrolla por fuera de los campos de explotación y que implique la construcción de gasoductos con diámetros iguales o superiores a 6”, se debe solicitar pronunciamiento de la ANLA sobre la necesidad de presentar el DAA. Sin embargo, este trámite no es necesario en aquellos casos de nuevos tramos cuyo trayecto se vaya a realizar por derechos de vía o servidumbres existentes.

1.2.

3.

4.

5.

6.7.

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 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.


Información del proyecto relacionada con localización, infraestructura, actividades del proyecto y demás que se considere pertinente.

Caracterización del área de influencia del proyecto, para los medios abiótico, biótico y socioeconómico.

Demanda de recursos naturales por parte del proyecto; se presenta la información requerida para la solicitud de permisos relacionados con la captación de aguas superficiales, vertimientos, ocupación de cauces, aprovechamiento de materiales de construcción, aprovechamiento forestal, recolección de especímenes de la diversidad biológica con fines no comerciales, emisiones atmosféricas, gestión de residuos sólidos, exploración y explotación de aguas subterráneas.

Información relacionada con la evaluación de impactos ambientales y análisis de riesgos.

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.

Evaluación económica de los impactos positivos y negativos del proyecto.

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:

Plan de manejo ambiental del proyecto expresado en términos de programa de manejo, cada uno de ellos diferenciado en proyectos y sus costos de implementación.

Programa de seguimiento y monitoreo para cada uno de los medios abiótico, biótico y socioeconómico.

Plan de contingencia para la construcción y operación del proyecto, que incluya la actuación para derrames, incendios, fugas, emisiones y vertimientos por fuera de los límites permitidos.

Plan de desmantelamiento y abandono, en el que se define el uso final del suelo, las principales medidas de manejo, restauración y reconformación morfológica.

Plan de inversión del 1 %, en el cual se incluyen los elementos y costos considerados para estimar la inversión y la propuesta de proyectos de inversión.

Plan de compensación por pérdida de biodiversidad de acuerdo con lo establecido en la Resolución 1517 del 31 de agosto de 2012.

1.

2.3.

4.5.

6.

7.

8.9.

10.

11.

12.


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 T A L

Elaboración del diagnóstico ambiental de alternativas

Aprobación de alternativa de trazado

IMPLICA:

Certificación de comunidades étnicas

Desarrollo de estudios ambientales

Trámite de la licencia ambiental ante la ANLA

Trámite permisos en corporaciones(cuando aplique)

Proceso de consulta previa

Permiso de investigación científica Identificación de predios

Permiso de prospección arqueológica y aprobación del plan de manejo arqueológico

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 NE L T R Á M I T E D E L I C E N C I A A M B I E N T A L Y C O N E X O S

Fuente: Promigas.

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 T A L D E A L T E R N A T I V A S -D A A-

Presentación de solicitud si el proyecto requiere DAA

Contratación y elaboración del DAA

t: 15 días hábiles


t: 150 días


Radicación del DAA – Acto administrativo inicio

trámite de evaluación

Evaluación del DAA - Visita

Solicitud mayor información

DAA cumple requisitos

Negada ytrámite

terminado

Entrega información

Archiva solicitud

Costos aproximados del proyecto

Solicitud de autoliquidación de la evaluación

Liquidación de costos de evaluación y notificación

Pago y notificación a la autoridad

DESCRIPCIÓN, OBJETO Y ALCANCE DEL PROYECTO, Y LOCALIZACIÓN MEDIANTE COORDENADAS Y PLANOS

TIEMPO TEÓRICO PROCESO:Con DAA: 240 díasSin DAA: 22 días

Evaluación de la solicitud

SI

SI

SI

NO

NO

NO

DAA

t: 3 días hábiles

t: 40 días

t: 15 días

Requiere: alternativas de trazado, plano de localización, actividades, riesgos,

costos, comunidades, análisis ambiental

NO

Se elige alternativa y se inicia trámite

para EIAFuente: elaboración propia del consultor.

t: un mes prorrogable


Otros permisos ambientales Permiso de prospección arqueológica: se solicita para evaluar el potencial de restos arqueológicos en el área de un proyecto durante el desarrollo de EIA.

Consulta previa: aplica cuando certifiquen la presencia en territorios de comunidades étnicas (indígenas, negras, raizales, ROM) que puedan ser impactadas por el proyecto, en el área de influencia directa (incluye zonas de interés de la comunidad: accesos, territorios ancestrales, zona habitada). Puede aplicar tanto en el trámite de licencia como en los permisos ambientales.

Modificación de licencia ambiental: aplica para variaciones o ampliación del trazado de un gasoducto licenciado o de las estaciones compresoras, que contemple también nuevos impactos y aprovechamiento de recursos naturales.

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¨)•

Autorización para intervención de playas y zonas costeras (DIMAR).

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.

L I C E N C I A A M B I E N T A LO M O D I F I C A C I Ó N

Solicitud sobre presencia comunidades étnicas

Contratación y elaboración del EIA

t: 90 a 180 días

t: 25 días

Solicitud de licencia ambiental - Acta inicio trámite

Visita y evaluación del estudio

Otorga o niega licencia ambiental Vigencia: 5años

Costos aproximados del proyecto

Solicitud de autoliquidación de la evaluación

Liquidación de costos de evaluación y notificación

Pago y notificación a la autoridad

Descripción general del proyecto y trazado y área de influencia

TIEMPO TEÓRICO PROCESO: 350 días, sin contar con consulta previa a comunidades

Presencia de comunidades

SINO


t: 40 días

t: 15 días


Requiere: trazado, información sobre la infraestructura, información de recursos

(tala, vertimientos, residuos),accesos, cruces de cuerpos de agua, obras de geotecnia, costos, predios Consulta previa y

acuerdos

Fuente: elaboración propia del consultor.

Reunión solicitar Información adicional a peticionario


Solicitud de información a otras autoridades

t: un mes prorrogable



Archiva solicitudNOSI

SI

SI


t: 30 días hábilesSI


I M P A C T O D E T R Á M I T E S A M B I E N T A L E SE 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.

CONCEPTOAÑO 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


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.

Fuente: elaboración propia del consultor.

Duración de actividades en construcción de gasoducto promedio - # de meses

Duración del proyecto

Gestiónambiental

Diseño y topografía

43

26

19

12

Construcción

60 %

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 DiagnósticoAmbiental de Alternativas -DAA- y expedir el permiso de colecta(Permiso de Investigación Científica), necesarios para la elaboración delEstudio de Impacto Ambiental. Asimismo, el Ministerio de Ambiente yDesarrollo Sostenible -MADS- se encarga de autorizar el levantamientode 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


Í N D I C E R E S O LU C I O N E S C R E G 2 0 14 - 2 0 1 5

CREG # FECHA DESCRIPCIÓN

MERCADOY SUMINISTRO

DE GAS

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.

021 7/03/14 Da apertura al proceso de selección del gestor del mercado de gas natural y establece las reglas para realizar dicho proceso.

025 7/03/14 Define nuevo plazo para acogerse a la opción para asignaciones del cargo por confiabilidad con GNI durante el periodo 2015-2016 para las plantas del grupo térmico.



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 C T U A L I D A D R E G U L A T O R I A 2 0 1 4-2 0 1 5

Í N D I C E R E S O LU C I O N E S M I N M I N AS 2 0 14 - 2 0 1 5

NORMA FECHA DESCRIPCIÓN

RACIONAMIENTOSPROGRAMADOS RES 90456 29/04/14 Declara inicio de un racionamiento programado de gas natural, se suspenden las exportaciones de gas natural a Venezuela

y se adoptan otras medidas.

ASIGNACIÓN DE RECURSOSPARA PAGOS

DE SUBSIDIOS

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.








MERCADO Y SUMINISTRO

DE GAS

RES 90338 26/03/14 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2014.

RES 72206 13/06/14 En cumplimiento del artículo 9 del Decreto de 2011, se publica la información relativa a la declaración de producción de gas natural.

RES 40324 12/03/15 Establece medidas en materia de producción y comercialización de gas natural.

RES 40334 16/03/15 Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2015.

RES 31289 3/06/15 Publicó la declaración de producción de gas natural.


A N E XO Spágina 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 la Resolución 021 de 2014.

089 20/06/14 Modifica los artículos 14 y 50 de la Resolución 098 de 2013.

090 20/06/14 Determina el orden de elegibilidad dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural iniciado mediante la Resolución 021 de 2014.

094 2/07/14 Selecciona a la Bolsa Mercantil de Colombia como el gestor del mercado de gas natural.


101 11/07/14Proyecto de resolución de carácter general por el cual se reglamentan los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.


136 19/09/14 Reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.

142 22/10/14 Adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011.

157 21/11/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se dictan disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.

163 15/12/14 Dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.

158 21/11/14 Proyecto de resolución que modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

159 28/11/14 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

173 22/12/14 Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural acuerden diferir y modificar la aplicación de la actualización del precio del gas natural en los contratos suscritos en 2013.

183 28/12/14Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.

016 25/02/15Proyecto de resolución por la cual se establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de cinco años suscritos en 2013.

017 27/02/15Establece una opción para que las partes de los contratos de suministro de gas natural en las modalidades firmes, de firmeza condicionada y de opción de compra, acuerden modificar el precio de los contratos suscritos en 2014 y modificar la ecuación de actualización de los precios de los contratos de más de un año suscritos en 2013 y 2014.

022 5/03/15 Modifica el plazo establecido en el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013.

023 13/03/15 Define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio de subastas de contratos bimestrales en el suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.

032 27/03/15 Modifica el parágrafo 4 del artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

034 1/04/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 54 y el anexo 3 de la Resolución 089 de 2013 y se dictan otras disposiciones sobre desbalances en el sistema nacional de transporte de gas natural.

045 23/04/15 Modifica el plazo establecido en el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015.

050 23/04/15 Modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136 de 2014.

069 28/05/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 032 de 2015.

082 5/06/15 Modificó el artículo 1 de la Resolución 045 de 2015.

085 5/06/15 Proyecto de resolución que modifica el artículo 16 y el anexo 4 de la Resolución 089 de 2013.

Otras disposiciones

014 7/02/14 Modifica el artículo 14 de la Resolución 059 de 2012.

TRANSPORTE043 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Yumbo - Cali, que hace parte del sistema de transporte de Transoccidente.

044 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Guando - Fusagasugá, que hace parte del sistema de transporte de Progasur.


Í N D I C E R E S O LU C I O N E S C R E G 2 0 14 - 2 0 1 5

CREG # FECHA DESCRIPCIÓN

TRANSPORTE

045 4/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Gibraltar - Toledo - Bucaramanga, que hace parte del sistema de transporte de Promioriente.

047 4/04/14Pone en conocimiento a las empresas prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados acerca de las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para determinar la metodología y el esquema general de cargos para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario.

050 10/04/14 Cargos regulados para el gasoducto Cali - Popayán, que hace parte del sistema de transporte de Prograsur.

082 12/06/14 Ajusta los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas.

161 1/12/14 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.

065 8/05/15 Establece mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firme y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo.

Recursos de reposición

018 24/02/14Resuelve la solicitud hecha por Promigas (a través de la Resolución 126 de 2010) estableciendo el costo de reposición a nuevo y el valor a reconocer para los activos de dicha empresa que se mantengan en operación, en aquellos gasoductos que cumplieron la vida útil normativa en 2013 o antes.

105 18/07/14 Designa un perito dentro del trámite de las actuaciones administrativas adelantadas por la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por Promigas, Promioriente y TGI de acuerdo con el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010.

126 12/09/14 Amplía el dictamen pericial decretado a través de la Resolución 105 de 2014.

160 1/12/14 Resuelve solicitud de revision tarifaria presentado por TGI.

DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

037 20/03/14 Proyecto de resolución de carácter general que modifica y adiciona la Resolución 202 de 2013.

052 10/04/14 Modifica los numerales 6.4 y 6.5 de la Resolución 202 de 2013.

076 5/06/14 Proyecto de resolución de carácter general en la que se define un cronograma para la comercialización de gas natural en el mercado primario del año 2014.

085 17/06/14 Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2014.

091 20/06/14Proyecto de resolución de carácter general que establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución 202 de 2013.



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.


Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

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.

008 9/01/15

Cogua, Bojacá, Cajicá, Cota, Cucunubá, Chía, Funza, Facatativá, Fúquene, Gachancipá, Madrid, Mosquera, Nemocón, Simijaca, Sopó, Susa, Sutatausa, Tabio, Tausa, Tenjo, Tocancipá, Ubaté, Zipacón y Zipaquirá, en el departamento de Cundinamarca.Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo, Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta, en el departamento de Boyacá.Albania, Florián y La Belleza, en el departamento de Santander.

028 13/03/15

Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis y Venadillo, en el departamento de Tolima.Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar, en el departamento de Cundinamarca.La Dorada, Manzanares y Victoria, en el departamento de Caldas.Puerto Boyacá, en el departamento de Boyacá.

053 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.

054 4/05/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío.

055 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.

056 4/05/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá.

057 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.

058 4/05/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena.

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.

165 15/12/14Establece los parámetros para que los distribuidores que prestan el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería en zonas geográficas que dejan de ser áreas de servicio exclusivo presenten la solicitud de cargos de distribución bajo la metodología prevista en la Resolución CREG 202 de 2013.

172 15/12/14 Proyecto de resolución de carácter general por la cual se modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.

185 18/12/15 Modifica el literal c) del artículo 19 de la Resolución 127 de 2013.

033 1/04/15 Modifica los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013.

GENERAL

016 24/02/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG.

139 9/10/14 Designa Director Ejecutivo de la CREG.

014 20/02/15 Proyecto de resolución por el cual se adopta el protocolo operativo de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, transporte y distribución.

42 23/04/15 Proyecto de resolución por el cual se adoptan criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.


N O R M A T 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 2014y hasta el 18 de Junio de 2015, se agrupa según la temática con la que se relaciona, así:

1. 3.2.RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS

MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS

ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS

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.

RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS

ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS

MERCADO Y SUMINISTRO DE GAS

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 91571 de 2014: distribuyó recursos por valor de $69.881.797.005 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.


Resolución 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



Resolución 40412 de 2015: distribuyó recursos por valor de $23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red.


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.


N O R M A T I V I D A D C R E G

Regulación relacionada con la temática del gas natural importado -GNI-

CREG 025 y 033 de 2014: el cronograma de fechas y plazos concernientes a las obligaciones de energía en firme con GNI, fue redefinido en la Resolución 033 de 2014 (precedida por el proyecto de Resolución 025 de 2014).

CREG 058 de 2014: ordenó hacer público un proyecto de resolución que modificó la garantía de construcción para la infraestructura de GNI para OPACGNI 2015-2016 y generación de seguridad para las plantas del grupo térmico.

CREG 142 de 2014: adiciona un parágrafo al artículo 6 de la Resolución 106 de 2011, que define una opción con GNI para respaldar obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad y se adoptan otras disposiciones.

Mercado y sumistro de gas

Regulación relacionada con el mercado mayorista de gas natural

CREG 080, 089, 100, 122, 158, 159 de 2014 y 022, 032, 034, 069, 085 de 2015: estas resoluciones modificaron aspectos de la CREG 089 de 2013, la cual reglamentó aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural que hacen parte del reglamento de operación del sector.

CREG 101, 136 de 2014 y 050 de 2015: la Resolución 136 (precedida por la Resolución 101) reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el mercado mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación del sector.

La Resolución 050 modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136.

CREG 173, 183 de 2014, 016, 017, 045 y 082 de 2015: estas resoluciones definieron opción para que las partes de los contratos de suministro de gas suscritos en 2013 y 2014 se modifiquen y difieran actualización de precios.

Regulación relacionada con la selección del gestor del mercado

CREG 006, 007, 010, 011, 012, 017, 019, 021, 031, 032 de 2014

CREG 051, 055, 086, 090 de 2014: resuelve las solicitudes de precalificación dentro del proceso de selección del gestor del mercado de gas natural, aceptando los siguientes precalificados en el orden de elegibilidad relacionado a continuación:1.Bolsa Mercantil de Colombia 2.Consorcio Megsa - Cajval3.Consorcio XM - Omie - BVC - Concentra

Dentro del proceso la CREG negó la solicitud a:•Consorcio Maq Efficient Market Operator•Consorcio Enex.Co - Gas•Consorcio Gestor del Mercado de Gas Colombia

CREG 094 de 2014: seleccionó como gestor del mercado de gas natural a la Bolsa Mercantil de Colombia.

CREG 157 y 163 de 2014: la Resolución 163 (precedida por la Resolución 157) dicta disposiciones para la constitución de los instrumentos fiduciarios a cargo del gestor del mercado de gas natural.

CREG 023 de 2015: define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural por la prestación del nuevo servicio de subastas de contratos bimestrales suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.

Otras 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.



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.

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.

Transporte


R E S O LU C I O N E S A E M P R E SAS D E T R A N S P O RT E D E G AS N AT U R A L

RESOLUCIÓN CREG GASODUCTOCARGOS QUE REMUNERAN INVERSIÓN CARGOS QUE

REMUNERAN AOM

Fijo 100 % US$ por kpcd-año

Variable 100 % US$ por kpc Fijo $Col/kpcd-año

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.


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.

Distribución y comercialización


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.


C A R G O P R O M E D I O D E D I S T R I B U C I Ó N Y M Á X I M O B AS E D E CO M E R C I A L I Z AC I Ó N

RESOLUCIÓN CREG AÑO EMPRESA DISTRIBUIDORA DEPARTAMENTO - MUNICIPIOS 31 de

diciembre de:Cargo promedio de distribución $/m3

Cargo máximo base de comercialización

$/factura

062 2014 Edalgas Tolima: Anzoátegui 2012 809,46 1.720,17

065 Yavegas Cundinamarca: Carrapí, El Peñón, La Palma, Paime, Topaipí y Villagómez, 2012 809,40 2.940,43

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

004 Gases de Occidente

Valle del Cauca: Andalucía, Ansermanuevo, Buga, Bugalagrande, Caicedonia, Candelaria, Cartago, El Cerrito, Florida, Ginebra, Guacarí, Jamundí, La Unión, La Victoria, Obando, Palmira, Pradera, Roldanillo, San Pedro, Sevilla, Tuluá, Yumbo y Zarzal,

2013 2.379,22

005 Efigas Caldas: Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, 2013 2.482,12

006 Efigas Quindío: Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, 2013 2.293,91

007 Efigas Risaralda: Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal, 2013 2.577,54

008 Gas Natural Cundiboyacense

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,

Boyacá: Tunja, Sogamoso, Belén, Caldas, Cerinza, Santa Rosa de Viterbo,Sutamarchán, Briceño, Santa Sofía, Cómbita, Tununguá, Villa de Leyva, Cucaita, Duitama, Chiquinquirá, Floresta, Motavita, Oicatá, Paipa, Samacá, Tinjacá, Ráquira, Sáchica, Sora, Tibasosa, Nobsa y Tuta,

Santander: Albania, Florián y La Belleza,

2013 1.882,80

028 Alcanos de Colombia

Tolima: Alvarado, Ambalema, Espinal, Flandes, Fresno, Guayabal, Herveo, Honda, Ibagué, Lérida, Líbano, Mariquita, Piedras, San Luis y Venadillo,Cundinamarca: Girardot, Ricaurte y Puerto Salgar,Caldas: La Dorada, Manzanares y Victoria,Boyacá: Puerto Boyacá,

2013 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, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, 2013 2.697, 36

056 Disticon Boyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, 2013 2.444,65

057 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, 2013 751,57

058 Gases del Caribe Magdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, 2013 1.391,26

Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.

General

CREG 016 de 2014: designa Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

CREG 139 de 2014: designa Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

CREG 014 de 2015: define protocolo operativo del proceso de control de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, transporte y distribución.

CREG 042 de 2015: proyecto de resolución mediante la cual se establecen criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.


DEPARTAMENTO POTENCIAL RESIDENCIALANILLADOS 1 2 3 4 5 6 RESIDENCIAL

CONECTADOS COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL POTENCIAL

EFECTIVA

ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948 92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %

ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306 38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %

BOGOTÁ 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198 235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %

BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060 14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %

BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123 9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %

CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069 15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %

CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669 1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %

CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544 4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %

CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290 7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %

CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923 4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %

CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974 27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %

GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190 7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %

LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604 2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %

MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789 9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %

META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777 10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %

NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %

NORTE DE SANTANDER (11) 231.289 190.586 35.127 66.925 24.200 8.850 505 0 135.607 325 7 135.939 82 % 59 %

PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126 0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %

QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027 8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %

RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051 21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %

SANTANDER (34) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649 70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %

SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776 3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %

TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673 11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %

VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562 72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 %

TOTAL (629) 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731 677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %

U S UA R I O S D E G AS N AT U R A L E N CO LO M B I A 2 0 14

MUNICIPIOS POTENCIAL RESIDENCIALANILLADOS 1 2 3 4 5 6 RESIDENCIAL


EFECTIVA

TOTAL PAÍS 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731 677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %

CIUDADES CAPITALES 4.126.754 3.841.816 551.967 1.181.322 1.042.171 407.867 175.163 124.903 3.483.392 75.249 2.033 3.560.674 93 % 84 %

MUNICIPIOS 5.585.899 4.948.297 1.033.664 1.693.648 990.560 269.835 91.206 38.501 4.117.413 64.086 2.416 4.183.915 89 % 74 %

ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948 92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %

ABEJORRAL 2.691 2.691 311 903 96 0 0 0 1.310 0 0 1.310 100 % 49 %

AMAGÁ 4.231 4.231 495 2.732 189 1 0 1 3.418 19 1 3.438 100 % 81 %

AMALFI 3.677 3.677 294 630 551 0 0 0 1.475 0 0 1.475 100 % 40 %

ANDES 5.220 4.750 454 883 102 9 0 0 1.448 2 0 1.450 91 % 28 %

APARTADÓ 30.101 20.375 6.625 5.300 1.243 152 0 0 13.320 3 0 13.323 68 % 44 %

ARBOLETES 2.384 2.169 534 835 136 2 0 0 1.507 1 0 1.508 91 % 63 %

BARBOSA 12.999 6.881 562 3.569 711 1 0 2 4.845 76 5 4.926 53 % 37 %

BELLO 119.498 119.498 15.197 35.164 37.431 4.981 3 10 92.786 805 50 93.641 100 % 78 %

BETANIA 2.322 1.128 75 563 94 1 0 0 733 0 0 733 49 % 32 %

BETULIA 3.495 1.259 274 521 203 1 0 0 999 0 0 999 36 % 29 %

CÁCERES 4.560 3.984 1.321 205 0 0 0 0 1.526 0 0 1.526 87 % 33 %

CALDAS 18.760 16.945 215 8.146 3.772 1 1 1 12.136 202 11 12.349 90 % 65 %

CAÑASGORDAS 1.587 1.070 66 897 45 0 0 0 1.008 1 0 1.009 67 % 64 %

CAREPA 9.497 7.631 1.866 3.313 413 2 0 0 5.594 0 0 5.594 80 % 59 %

CAUCASIA 13.500 13.298 5.812 3.723 2.348 14 1 25 11.923 138 4 12.065 99 % 88 %

CHIGORODÓ 12.432 12.048 4.627 4.041 194 4 0 0 8.866 1 0 8.867 97 % 71 %

CISNEROS 2.132 1.627 250 1.082 248 9 0 0 1.589 0 0 1.589 76 % 75 %

CIUDAD BOLÍVAR 34.038 4.820 530 1.160 1.087 1 0 0 2.778 9 0 2.787 14 % 8 %

COCORNÁ 3.773 2.546 105 783 413 0 0 0 1.301 0 0 1.301 67 % 34 %

CONCORDIA 4.906 1.983 109 822 507 5 0 0 1.443 0 0 1.443 40 % 29 %

(#) Número de municipios por departamento.Fuente: Ministerio de Minas y Energía.


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



DEPARTAMENTO POTENCIAL RESIDENCIALANILLADOS 1 2 3 4 5 6 RESIDENCIAL


EFECTIVA

ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948 92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %

ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306 38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %

BOGOTÁ 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198 235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %

BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060 14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %

BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123 9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %

CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069 15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %

CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669 1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %

CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544 4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %

CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290 7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %

CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923 4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %

CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974 27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %

GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190 7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %

LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604 2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %

MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789 9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %

META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777 10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %

NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %


PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126 0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %

QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027 8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %

RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051 21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %

SANTANDER (34) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649 70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %

SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776 3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %

TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673 11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %

VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562 72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 %

TOTAL (629) 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731 677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %




EFECTIVA

TOTAL PAÍS 9.712.653 8.790.113 1.585.630 2.874.969 2.032.731 677.701 266.369 163.404 7.600.805 139.335 4.449 7.744.589 91 % 78 %

CIUDADES CAPITALES 4.126.754 3.841.816 551.967 1.181.322 1.042.171 407.867 175.163 124.903 3.483.392 75.249 2.033 3.560.674 93 % 84 %

MUNICIPIOS 5.585.899 4.948.297 1.033.664 1.693.648 990.560 269.835 91.206 38.501 4.117.413 64.086 2.416 4.183.915 89 % 74 %

ANTIOQUIA (76) 1.531.158 1.332.801 94.897 369.491 322.948 92.624 65.319 32.506 977.785 14.050 1.228 993.063 87 % 64 %

ABEJORRAL 2.691 2.691 311 903 96 0 0 0 1.310 0 0 1.310 100 % 49 %

AMAGÁ 4.231 4.231 495 2.732 189 1 0 1 3.418 19 1 3.438 100 % 81 %

AMALFI 3.677 3.677 294 630 551 0 0 0 1.475 0 0 1.475 100 % 40 %

ANDES 5.220 4.750 454 883 102 9 0 0 1.448 2 0 1.450 91 % 28 %

APARTADÓ 30.101 20.375 6.625 5.300 1.243 152 0 0 13.320 3 0 13.323 68 % 44 %

ARBOLETES 2.384 2.169 534 835 136 2 0 0 1.507 1 0 1.508 91 % 63 %

BARBOSA 12.999 6.881 562 3.569 711 1 0 2 4.845 76 5 4.926 53 % 37 %

BELLO 119.498 119.498 15.197 35.164 37.431 4.981 3 10 92.786 805 50 93.641 100 % 78 %

BETANIA 2.322 1.128 75 563 94 1 0 0 733 0 0 733 49 % 32 %

BETULIA 3.495 1.259 274 521 203 1 0 0 999 0 0 999 36 % 29 %

CÁCERES 4.560 3.984 1.321 205 0 0 0 0 1.526 0 0 1.526 87 % 33 %

CALDAS 18.760 16.945 215 8.146 3.772 1 1 1 12.136 202 11 12.349 90 % 65 %

CAÑASGORDAS 1.587 1.070 66 897 45 0 0 0 1.008 1 0 1.009 67 % 64 %

CAREPA 9.497 7.631 1.866 3.313 413 2 0 0 5.594 0 0 5.594 80 % 59 %

CAUCASIA 13.500 13.298 5.812 3.723 2.348 14 1 25 11.923 138 4 12.065 99 % 88 %

CHIGORODÓ 12.432 12.048 4.627 4.041 194 4 0 0 8.866 1 0 8.867 97 % 71 %

CISNEROS 2.132 1.627 250 1.082 248 9 0 0 1.589 0 0 1.589 76 % 75 %

CIUDAD BOLÍVAR 34.038 4.820 530 1.160 1.087 1 0 0 2.778 9 0 2.787 14 % 8 %

COCORNÁ 3.773 2.546 105 783 413 0 0 0 1.301 0 0 1.301 67 % 34 %

CONCORDIA 4.906 1.983 109 822 507 5 0 0 1.443 0 0 1.443 40 % 29 %








EFECTIVA

COPACABANA 19.722 19.199 438 8.563 5.110 4 1 24 14.140 155 24 14.319 97 % 72 %

DON MATÍAS 4.428 3.952 1 1.862 770 34 0 0 2.667 44 0 2.711 89 % 60 %

EL BAGRE 7.101 4.010 2.561 1.322 79 0 0 0 3.962 1 0 3.963 56 % 56 %

EL CARMEN DE VIBORAL 8.240 8.168 142 1.981 1.716 0 0 0 3.839 65 1 3.905 99 % 47 %

EL SANTUARIO 7.416 7.237 927 3.213 975 1 0 0 5.116 46 0 5.162 98 % 69 %

ENTRERRÍOS 1.643 1.643 7 150 853 194 4 0 1.208 19 0 1.227 100 % 74 %

ENVIGADO 71.164 71.164 780 9.375 19.975 11.924 12.630 1.637 56.321 797 68 57.186 100 % 79 %

FREDONIA 5.472 2.466 253 905 683 2 0 1 1.844 3 0 1.847 45 % 34 %

FRONTINO 4.464 2.417 159 901 814 52 0 0 1.926 3 0 1.929 54 % 43 %

GIRARDOTA 12.013 8.613 62 5.650 1.150 16 8 7 6.893 146 24 7.063 72 % 57 %

GRANADA 2.623 2.565 142 320 746 1 0 0 1.209 5 0 1.214 98 % 46 %

GUARNE 16.616 4.828 74 1.144 1.605 40 0 0 2.863 60 12 2.935 29 % 17 %

GUATAPÉ 2.172 2.172 40 1.312 287 4 0 0 1.643 36 0 1.679 100 % 76 %

HISPANIA 1.266 1.083 71 395 106 0 0 0 572 2 0 574 86 % 45 %

ITAGÜÍ 76.277 76.277 2.355 23.155 27.929 2.649 2 30 56.120 1.012 257 57.389 100 % 74 %

ITUANGO 2.604 2.002 279 947 227 1 0 0 1.454 0 0 1.454 77 % 56 %

JARDÍN 3.455 2.516 257 879 603 18 0 0 1.757 13 0 1.770 73 % 51 %

JERICÓ 3.235 2.474 124 980 709 0 0 0 1.813 4 0 1.817 76 % 56 %

LA CEJA 10.712 10.712 10 1.056 3.048 388 78 0 4.580 34 1 4.615 100 % 43 %

LA ESTRELLA 14.490 14.490 307 5.387 4.262 925 158 3 11.042 246 58 11.346 100 % 76 %

LA UNIÓN 4.800 3.170 141 1.518 448 2 0 0 2.109 30 2 2.141 66 % 44 %

LIBORINA 2.520 845 99 141 134 0 0 0 374 0 0 374 34 % 15 %

MACEO 409 28 0 11 13 0 0 0 24 0 0 24 7 % 6 %

MARINILLA 21.335 11.429 336 2.237 3.539 120 0 0 6.232 90 2 6.324 54 % 29 %

MEDELLÍN 691.858 691.858 25.264 182.000 168.956 63.055 51.691 30.737 521.703 8.914 608 531.225 100 % 75 %

NECOCLÍ 10.344 2.402 584 612 76 2 0 0 1.274 0 0 1.274 23 % 12 %

OLAYA 708 274 37 85 2 0 0 0 124 0 0 124 39 % 18 %

PEÑOL 4.081 3.583 62 2.448 339 0 0 0 2.849 40 0 2.889 88 % 70 %

PUERTO BERRÍO 9.144 6.518 4.249 1.919 334 27 0 0 6.529 1 0 6.530 71 % 71 %

PUERTO NARE 3.636 3.636 880 2.109 246 1 0 0 3.236 0 0 3.236 100 % 89 %

PUERTO TRIUNFO 3.107 1.573 87 487 1 0 0 0 575 0 0 575 51 % 19 %

RETIRO 6.581 2.234 1 398 966 195 123 2 1.685 39 0 1.724 34 % 26 %

RIONEGRO 44.243 26.114 376 3.587 6.643 2.417 568 18 13.609 304 15 13.928 59 % 31 %

SABANALARGA 2.324 1 40 66 85 1 0 0 192 0 0 192 0 % 8 %

SABANETA 24.037 24.037 105 4.586 9.264 5.165 50 8 19.178 409 84 19.671 100 % 80 %

SALGAR 4.437 1.867 330 642 375 0 0 0 1.347 0 0 1.347 42 % 30 %

SAN CARLOS 3.154 2.616 232 837 642 1 0 0 1.712 6 0 1.718 83 % 54 %

SAN JERÓNIMO 10.472 1.481 81 752 181 2 1 0 1.017 1 0 1.018 14 % 10 %

SAN JUAN DE URABÁ 4.367 1.497 716 241 1 0 0 0 958 0 0 958 34 % 22 %

SAN PEDRO 5.753 4.134 9 1.185 1.288 30 0 0 2.512 43 0 2.555 72 % 44 %

SAN RAFAEL 3.850 2.725 72 1.760 157 0 0 0 1.989 3 0 1.992 71 % 52 %

SAN ROQUE 2.462 536 55 424 45 1 0 0 525 0 0 525 22 % 21 %

SANTA BÁRBARA 6.360 3.069 164 924 1.092 0 0 0 2.180 0 0 2.180 48 % 34 %

SANTA ROSA DE OSOS 8.843 5.364 181 2.963 665 34 0 0 3.843 70 1 3.914 61 % 43 %

SANTA FE DE ANTIOQUIA 4.931 4.790 555 1.507 595 63 0 0 2.720 6 0 2.726 97 % 55 %

SANTO DOMINGO 3.072 114 8 79 6 0 0 0 93 0 0 93 4 % 3 %

SEGOVIA 8.005 4.942 1.060 624 37 0 0 0 1.721 0 0 1.721 62 % 21 %

SONSÓN 4.716 4.716 80 1.767 1.530 23 0 0 3.400 37 0 3.437 100 % 72 %

SOPETRÁN 2.291 1.967 142 835 290 2 0 0 1.269 2 0 1.271 86 % 55 %

TARAZÁ 5.000 4.991 1.324 408 2 0 0 0 1.734 1 0 1.735 100 % 35 %

TURBO 27.982 15.742 6.062 3.712 878 4 0 0 10.656 0 0 10.656 56 % 38 %

URRAO 10.465 1.881 57 291 137 1 0 0 486 0 0 486 18 % 5 %

VALDIVIA 3.666 287 21 86 2 0 0 0 109 0 0 109 8 % 3 %

YARUMAL 9.827 7.286 815 2.549 2.504 41 0 0 5.909 53 0 5.962 74 % 60 %

YONDÓ 1.626 1.577 981 474 44 0 0 0 1.499 53 0 1.552 97 % 92 %

ZARAGOZA 3.836 2.918 980 458 1 0 0 0 1.439 0 0 1.439 76 % 38 %





EFECTIVA

ATLÁNTICO (23) 567.595 559.797 197.205 153.322 86.306 38.279 13.591 11.324 500.027 9.492 509 510.028 99 % 88 %

BARANOA 12.019 11.848 4.574 4.026 2.165 45 0 0 10.810 156 6 10.972 99 % 90 %

BARRANQUILLA 309.137 306.909 86.628 60.359 63.173 36.291 13.440 11.142 271.033 6.935 398 278.366 99 % 88 %

CAMPO DE LA CRUZ 3.663 3.585 366 1.773 772 0 0 0 2.911 28 0 2.939 98 % 79 %

CANDELARIA 2.668 2.646 1.427 816 0 0 0 0 2.243 15 1 2.259 99 % 84 %

GALAPA 11.072 10.105 5.129 2.831 1.308 1 0 0 9.269 96 17 9.382 91 % 84 %

JUAN DE ACOSTA 3.522 3.444 984 1.225 519 48 25 3 2.804 54 0 2.858 98 % 80 %

LURUACO 5.607 5.448 2.475 1.616 120 0 0 0 4.211 45 3 4.259 97 % 75 %

MALAMBO 25.809 25.503 19.805 3.220 144 20 0 0 23.189 220 26 23.435 99 % 90 %

MANATÍ 3.244 3.216 1.589 1.057 0 0 0 0 2.646 16 1 2.663 99 % 82 %

PALMAR DE VARELA 5.172 5.148 1.527 2.321 806 0 0 0 4.654 37 0 4.691 100 % 90 %

PIOJÓ 926 826 565 132 0 0 0 0 697 1 0 698 89 % 75 %

POLONUEVO 3.133 3.112 1.228 1.253 272 1 0 0 2.754 35 3 2.792 99 % 88 %

PONEDERA 4.176 4.117 1.955 1.319 164 0 0 0 3.438 32 2 3.472 99 % 82 %

PUERTO COLOMBIA 14.182 13.490 2.610 4.163 4.093 1.308 114 177 12.465 321 11 12.797 95 % 88 %

REPELÓN 5.040 4.995 3.048 817 45 0 0 0 3.910 23 1 3.934 99 % 78 %

SABANAGRANDE 5.843 5.788 2.291 2.367 476 0 0 2 5.136 100 6 5.242 99 % 88 %

SABANALARGA 16.521 16.340 7.569 3.913 2.498 316 12 0 14.308 170 1 14.479 99 % 87 %

SANTA LUCÍA 1.849 1.829 908 548 19 0 0 0 1.475 9 0 1.484 99 % 80 %

SANTO TOMÁS 5.212 5.172 1.357 2.516 778 8 0 0 4.659 83 2 4.744 99 % 89 %

SOLEDAD 122.534 120.164 48.881 54.990 8.635 10 0 0 112.516 1.063 26 113.605 98 % 92 %

SUAN 1.957 1.900 787 657 212 0 0 0 1.656 17 1 1.674 97 % 85 %

TUBARÁ 2.505 2.426 765 751 7 231 0 0 1.754 19 4 1.777 97 % 70 %

USIACURÍ 1.804 1.786 737 652 100 0 0 0 1.489 17 0 1.506 99 % 83 %

BOGOTÁ. DC (1) 1.956.685 1.772.493 130.079 633.477 639.198 235.264 77.646 56.828 1.772.492 47.283 575 1.820.350 91 % 91 %

BOLÍVAR (28) 334.762 326.838 144.222 99.085 38.060 14.445 7.898 9.826 313.536 3.661 168 317.365 98 % 94 %

CANTAGALLO 855 777 225 532 0 0 0 0 757 20 0 777 91 % 89 %

SAN PABLO 3.860 3.840 2.991 752 1 0 0 0 3.744 81 0 3.825 99 % 97 %

ARROYOHONDO 1.191 1.187 727 252 0 0 0 0 979 6 0 985 100 % 82 %

CALAMAR 4.543 4.525 2.640 902 3 0 0 0 3.545 15 0 3.560 100 % 78 %

CLEMENCIA 190 188 134 5 0 0 0 0 139 1 0 140 99 % 73 %

SAN CRISTÓBAL 1.488 1.484 1.132 128 0 0 0 0 1.260 0 0 1.260 100 % 85 %

SAN ESTANISLAO 3.588 3.564 1.866 1.010 49 0 0 0 2.925 15 0 2.940 99 % 82 %

SOPLAVIENTO 2.027 2.027 1.123 541 83 0 0 0 1.747 4 0 1.751 100 % 86 %

ARJONA 12.270 11.735 8.508 2.550 497 0 0 0 11.555 78 1 11.634 96 % 94 %

CARTAGENA 205.960 205.780 77.150 60.040 34.360 13.564 7.882 9.826 202.822 2.776 152 205.750 100 % 98 %

CICUCO 1.750 1.694 730 419 0 0 0 0 1.149 8 0 1.157 97 % 66 %

CLEMENCIA 1.787 1.633 1.013 545 2 1 0 0 1.561 6 2 1.569 91 % 87 %

CÓRDOBA 1.237 1.145 461 99 0 0 0 0 560 0 0 560 93 % 45 %

EL CARMEN DE BOLÍVAR 11.370 9.470 4.591 3.949 810 0 0 0 9.350 100 4 9.454 83 % 82 %

EL GUAMO 1.240 1.043 600 95 1 0 0 0 696 0 0 696 84 % 56 %

MAGANGUÉ 21.531 18.760 8.461 9.558 176 223 0 0 18.418 180 3 18.601 87 % 86 %

MAHATES 4.560 4.551 2.832 78 0 0 0 0 2.910 4 0 2.914 100 % 64 %

MARÍA LA BAJA 5.215 5.209 2.971 1.490 99 0 0 0 4.560 24 0 4.584 100 % 87 %

MOMPÓS 5.227 5.081 2.998 1.336 453 0 0 0 4.787 45 0 4.832 97 % 92 %

SAN JACINTO 3.775 3.642 2.871 703 19 0 0 0 3.593 40 0 3.633 96 % 95 %

SAN JUAN NEPOMUCENO 5.990 5.840 2.700 2.987 30 0 0 0 5.717 66 1 5.784 97 % 95 %

SANTA CATALINA 2.670 2.667 1.528 179 3 0 0 0 1.710 2 0 1.712 100 % 64 %

SANTA ROSA 3.488 3.238 2.744 278 0 0 0 0 3.022 9 0 3.031 93 % 87 %

TALAIGUA NUEVO 1.276 1.228 825 300 0 0 0 0 1.125 3 0 1.128 96 % 88 %

TURBACO 19.350 19.162 7.956 8.667 1.473 657 16 0 18.769 159 5 18.933 99 % 97 %

TURBANA 2.614 2.474 1.100 1.344 1 0 0 0 2.445 11 0 2.456 95 % 94 %

VILLANUEVA 3.500 2.896 2.533 177 0 0 0 0 2.710 8 0 2.718 83 % 77 %

ZAMBRANO 2.210 1.998 812 169 0 0 0 0 981 0 0 981 90 % 44 %





EFECTIVA

BOYACÁ (55) 162.273 152.375 15.891 74.713 45.123 9.482 2.677 54 147.940 5.006 29 152.975 94 % 91 %

ARCABUCO 1.350 306 2 279 25 0 0 0 306 20 0 326 23 % 23 %

BELÉN 1.398 1.180 10 1.145 25 0 0 0 1.180 78 0 1.258 84 % 84 %

BERBEO 223 223 23 194 0 0 0 0 217 6 0 223 100 % 97 %

BOYACÁ 259 215 51 125 1 0 0 0 177 8 0 185 83 % 68 %

BRICEÑO 152 152 27 101 0 0 0 0 128 3 0 131 100 % 84 %

CALDAS 87 63 3 60 0 0 0 0 63 5 0 68 72 % 72 %

CAMPOHERMOSO 323 323 88 127 0 0 0 0 215 4 0 219 100 % 67 %

CERINZA 437 437 138 245 11 0 0 0 394 18 0 412 100 % 90 %

CHIQUINQUIRÁ 9.790 9.790 717 4.056 4.998 19 0 0 9.790 364 0 10.154 100 % 100 %

CHITARAQUE 1.723 218 62 137 19 0 0 0 218 1 0 219 13 % 13 %

CIÉNEGA 472 413 13 308 8 0 0 0 329 14 0 343 88 % 70 %

CÓMBITA 314 314 10 142 81 10 0 0 243 10 0 253 100 % 77 %

CUCAITA 316 316 55 229 2 0 0 0 286 7 0 293 100 % 91 %

DUITAMA 28.566 26.799 2.348 12.574 9.367 2.129 305 54 26.777 906 2 27.685 94 % 94 %

FLORESTA 348 348 3 305 19 0 0 0 327 12 0 339 100 % 94 %

GARAGOA 3.365 3.365 519 1.987 397 1 0 0 2.904 46 0 2.950 100 % 86 %

GUATEQUE 2.556 2.556 269 1.071 368 3 0 0 1.711 36 0 1.747 100 % 67 %

JENESANO 948 846 17 326 379 0 0 0 722 17 0 739 89 % 76 %

LA CAPILLA 413 413 34 316 16 0 0 0 366 6 0 372 100 % 89 %

MIRAFLORES 1.200 1.200 313 858 18 0 0 0 1.189 34 7 1.230 100 % 99 %

MONIQUIRÁ 2.850 2.750 300 1.088 998 44 0 0 2.430 66 0 2.496 96 % 85 %

MOTAVITA 145 145 44 77 2 0 0 0 123 9 0 132 100 % 85 %

NOBSA 2.333 2.237 299 1.752 122 64 0 0 2.237 84 0 2.321 96 % 96 %

NUEVO COLÓN 441 408 18 229 0 1 0 0 248 8 0 256 93 % 56 %

OICATÁ 83 61 12 47 0 0 0 0 59 10 0 69 73 % 71 %

PÁEZ 460 460 9 437 0 0 0 0 446 14 0 460 100 % 97 %

PAIPA 5.283 5.273 100 4.359 721 93 0 0 5.273 242 3 5.518 100 % 100 %

PUERTO BOYACÁ 8.877 8.796 1.802 5.212 1.601 0 0 0 8.615 79 0 8.694 99 % 97 %

RAMIRIQUÍ 1.526 1.517 17 612 163 317 0 0 1.109 57 0 1.166 99 % 73 %

RÁQUIRA 377 372 23 143 136 0 0 0 302 89 0 391 99 % 80 %

SÁCHICA 535 535 207 193 15 0 0 0 415 20 0 435 100 % 78 %

SAMACÁ 1.522 1.522 218 881 411 2 0 0 1.512 65 0 1.577 100 % 99 %

SAN EDUARDO 320 320 153 163 0 0 0 0 316 4 0 320 100 % 99 %

SAN JOSÉ DE PARE 409 409 26 313 6 1 0 0 346 4 0 350 100 % 85 %

SANTA ROSA DE VITERBO 1.718 1.718 82 1.124 399 0 0 0 1.605 68 0 1.673 100 % 93 %

SANTA SOFÍA 262 262 3 149 74 0 1 0 227 14 0 241 100 % 87 %

SANTANA 1.884 474 16 390 68 0 0 0 474 7 0 481 25 % 25 %

SOGAMOSO 25.898 25.898 1.281 17.170 6.503 945 1 0 25.900 820 11 26.731 100 % 100 %

SORA 143 143 31 73 13 0 0 0 117 6 0 123 100 % 82 %

SOTAQUIRÁ 1.014 1.014 675 306 28 0 0 0 1.009 5 0 1.014 100 % 100 %

SUTAMARCHÁN 409 409 5 130 219 0 0 0 354 35 0 389 100 % 87 %

SUTATENZA 292 292 24 168 26 0 0 0 218 7 0 225 100 % 75 %

TENZA 621 621 117 470 14 0 0 0 601 6 0 607 100 % 97 %

TIBANÁ 689 657 30 429 0 0 0 0 459 16 0 475 95 % 67 %

TIBASOSA 870 838 8 435 385 10 0 0 838 39 0 877 96 % 96 %

TINJACÁ 197 197 1 92 51 1 0 0 145 17 0 162 100 % 74 %

TOGÜÍ 1.427 163 2 145 16 0 0 0 163 1 0 164 11 % 11 %

TUNJA 42.747 40.906 5.064 11.134 16.761 5.574 2.358 0 40.891 1.293 2 42.186 96 % 96 %

TUNUNGUÁ 82 69 32 36 1 0 0 0 69 3 0 72 84 % 84 %

TURMEQUÉ 751 721 23 318 81 0 0 0 422 15 0 437 96 % 56 %

TUTA 858 858 170 641 27 0 0 0 838 43 0 881 100 % 98 %

VENTAQUEMADA 635 565 74 360 30 0 0 0 464 54 3 521 89 % 73 %

VILLA DE LEYVA 1.800 1.728 208 724 518 268 12 0 1.730 195 1 1.926 96 % 96 %

VIRACACHÁ 216 201 72 57 0 0 0 0 129 6 0 135 93 % 60 %

ZETAQUIRÁ 359 359 43 271 0 0 0 0 314 10 0 324 100 % 87 %





EFECTIVA

CALDAS (20) 212.554 188.297 21.749 56.211 54.069 15.482 4.510 7.577 159.598 2.644 94 162.336 89 % 75 %

ANSERMA 9.479 6.878 744 1.289 1.977 49 0 0 4.059 30 0 4.089 73 % 43 %

ARANZAZU 1.916 1.520 122 121 39 0 0 0 282 0 0 282 79 % 15 %

BELALCÁZAR 3.340 1.535 306 486 231 1 0 0 1.024 10 0 1.034 46 % 31 %

CHINCHINÁ 11.463 10.914 1.480 4.767 2.779 1.408 112 0 10.546 160 5 10.711 95 % 92 %

FILADELFIA 2.052 1.412 86 250 291 0 0 0 627 6 0 633 69 % 31 %

LA DORADA 17.359 17.152 3.212 9.787 2.419 115 1 0 15.534 119 2 15.655 99 % 89 %

LA MERCED 889 705 44 276 130 0 0 0 450 5 0 455 79 % 51 %

MANIZALES 101.431 101.431 6.943 23.115 35.039 13.349 4.386 7.514 90.346 1.906 81 92.333 100 % 89 %

MANZANARES 2.499 2.404 507 1.447 298 11 0 0 2.263 26 0 2.289 96 % 91 %

MARQUETALIA 4.886 4.886 1.028 2.281 267 2 0 0 3.578 3 0 3.581 100 % 73 %

NEIRA 7.196 3.641 494 1.534 1.567 0 0 0 3.595 76 0 3.671 51 % 50 %

NORCASIA 1.624 1.374 283 494 27 0 0 0 804 0 0 804 85 % 50 %

PALESTINA 5.148 3.701 767 988 134 13 5 8 1.915 32 0 1.947 72 % 37 %

RIOSUCIO 10.026 7.670 2.058 1.282 1.700 2 0 0 5.042 46 0 5.088 77 % 50 %

RISARALDA 2.446 1.533 292 559 173 0 0 0 1.024 23 0 1.047 63 % 42 %

SAN JOSÉ 1.671 567 89 285 1 1 0 0 376 3 0 379 34 % 23 %

SUPÍA 9.997 4.132 143 1.601 849 4 0 0 2.597 14 0 2.611 41 % 26 %

VICTORIA 1.332 1.325 584 497 193 1 0 0 1.275 5 0 1.280 99 % 96 %

VILLAMARÍA 14.098 11.815 1.699 4.202 5.074 509 4 55 11.543 158 6 11.707 84 % 82 %

VITERBO 3.702 3.702 868 950 881 17 2 0 2.718 22 0 2.740 100 % 73 %

CAQUETÁ (1) 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

FLORENCIA 41.664 40.917 23.347 9.029 1.319 272 0 0 33.967 88 1 34.056 98 % 82 %

CASANARE (15) 125.522 103.517 21.732 34.359 8.669 1.746 17 81 66.604 2.586 17 69.207 82 % 53 %

AGUAZUL 16.247 12.948 1.420 5.703 447 3 0 7 7.580 264 2 7.846 80 % 47 %

HATO COROZAL 2.983 1.724 228 647 23 0 0 0 898 15 0 913 58 % 30 %

MANI 2.785 2.785 798 1.306 28 1 0 2 2.135 25 0 2.160 100 % 77 %

MONTERREY 7.073 4.005 1.960 1.590 4 0 0 0 3.554 133 0 3.687 57 % 50 %

NUNCHÍA 2.197 2.024 217 677 4 0 0 3 901 9 0 910 92 % 41 %

OROCUÉ 3.607 1.998 581 773 31 0 0 0 1.385 30 1 1.416 55 % 38 %

PAZ DE ARIPORO 6.668 4.775 2.617 1.595 2 0 0 11 4.225 100 1 4.326 72 % 63 %

PORE 1.980 1.565 518 843 17 0 0 1 1.379 29 0 1.408 79 % 70 %

SABANALARGA 759 759 52 624 35 0 0 3 714 8 0 722 100 % 94 %

SAN LUIS DE PALENQUE 1.932 1.663 184 422 21 1 0 7 635 12 0 647 86 % 33 %

TÁMARA 1.762 1.762 189 262 5 0 0 1 457 3 0 460 100 % 26 %

TAURAMENA 4.804 4.726 2.204 1.572 503 5 0 1 4.285 189 1 4.475 98 % 89 %

TRINIDAD 3.597 2.138 758 852 6 0 0 17 1.633 26 0 1.659 59 % 45 %

VILLANUEVA 5.300 5.099 1.610 2.691 770 17 0 0 5.088 217 1 5.306 96 % 96 %

YOPAL 63.829 55.546 8.396 14.802 6.773 1.719 17 28 31.735 1.526 11 33.272 87 % 50 %

CAUCA (18) 156.969 137.167 28.723 31.315 15.544 4.017 1.388 263 81.250 516 23 81.789 87 % 52 %

CAJIBÍO 998 921 266 233 0 0 0 0 499 3 0 502 92 % 50 %

CALOTO 9.652 2.490 1.356 135 17 0 0 0 1.508 5 1 1.514 26 % 16 %

CORINTO 5.719 4.239 1.380 1.221 93 1 0 0 2.695 11 0 2.706 74 % 47 %

EL TAMBO 1.331 1.242 438 304 7 0 0 0 749 7 0 756 93 % 56 %

GUACHENÉ 2.231 2.231 1.579 52 0 0 0 0 1.631 2 2 1.635 100 % 73 %

MIRANDA 7.785 7.333 2.489 2.299 19 0 0 0 4.807 13 1 4.821 94 % 62 %

MORALES 1.163 1.068 320 208 9 0 0 0 537 3 0 540 92 % 46 %

PADILLA 2.219 1.739 655 288 0 0 0 0 943 1 0 944 78 % 42 %

PATÍA 5.096 4.887 961 760 18 0 0 0 1.739 7 0 1.746 96 % 34 %





EFECTIVA

PIENDAMÓ 6.332 5.089 1.061 1.440 338 0 0 0 2.839 13 0 2.852 80 % 45 %

POPAYÁN 70.981 70.586 11.997 15.140 10.822 3.941 1.387 263 43.550 335 5 43.890 99 % 61 %

PUERTO TEJADA 10.449 9.265 310 2.338 2.060 1 0 0 4.709 27 5 4.741 89 % 45 %

ROSAS 683 625 196 125 4 0 0 0 325 2 0 327 92 % 48 %

SANTANDER DE QUILICHAO 21.188 15.239 2.486 4.256 1.977 70 0 0 8.789 62 2 8.853 72 % 41 %

SILVIA 2.368 1.745 311 429 176 4 1 0 921 5 0 926 74 % 39 %

TIMBÍO 4.623 4.401 1.312 962 4 0 0 0 2.278 5 0 2.283 95 % 49 %

TOTORÓ 410 326 148 42 0 0 0 0 190 4 0 194 80 % 46 %

VILLA RICA 3.741 3.741 1.458 1.083 0 0 0 0 2.541 11 7 2.559 100 % 68 %

CESAR (20) 199.584 184.559 67.520 61.050 21.290 7.713 2.509 942 161.024 1.889 52 162.965 92 % 81 %

AGUACHICA 18.830 16.612 8.146 5.556 1.673 238 5 0 15.618 115 0 15.733 88 % 83 %

AGUSTÍN CODAZZI 9.681 9.135 2.052 5.651 370 65 6 0 8.144 42 0 8.186 94 % 84 %

BECERRIL 2.512 2.492 960 1.424 0 0 0 0 2.384 9 0 2.393 99 % 95 %

BOSCONIA 6.679 5.995 1.253 1.188 78 0 0 0 2.519 16 1 2.536 90 % 38 %

CHIRIGUANÁ 3.890 3.701 1.125 809 1.097 0 0 0 3.031 12 0 3.043 95 % 78 %

CURUMANÍ 5.800 5.693 2.996 2.369 0 0 0 0 5.365 29 0 5.394 98 % 93 %

EL COPEY 5.436 4.408 1.756 519 0 0 0 0 2.275 9 0 2.284 81 % 42 %

EL PASO 7.436 6.860 2.243 799 0 0 0 0 3.042 19 0 3.061 92 % 41 %

GAMARRA 1.621 1.607 453 822 41 0 0 0 1.316 5 0 1.321 99 % 81 %

LA GLORIA 2.717 2.649 1.763 576 16 0 0 0 2.355 15 0 2.370 97 % 87 %

LA JAGUA DE IBIRICO 4.488 4.451 2.339 1.852 1 0 0 0 4.192 24 0 4.216 99 % 93 %

LA PAZ 4.499 1.650 894 657 6 0 0 0 1.557 13 0 1.570 37 % 35 %

MANAURE 4.299 4.299 1.536 2.068 341 0 0 0 3.945 53 2 4.000 100 % 92 %

PAILITAS 3.108 3.080 1.492 1.356 0 0 0 0 2.848 20 0 2.868 99 % 92 %

PELAYA 2.632 2.586 2.041 397 50 0 0 0 2.488 11 0 2.499 98 % 95 %

SAN ALBERTO 4.450 4.417 1.987 1.666 678 3 0 0 4.334 39 0 4.373 99 % 97 %

SAN DIEGO 3.144 3.019 1.815 848 7 0 0 0 2.670 13 0 2.683 96 % 85 %

SAN MARTÍN 2.254 2.248 801 1.070 93 0 0 0 1.964 4 0 1.968 100 % 87 %

TAMALAMEQUE 1.198 1.193 667 392 6 0 0 0 1.065 3 0 1.068 100 % 89 %

VALLEDUPAR 104.910 98.464 31.201 31.031 16.833 7.407 2.498 942 89.912 1.438 49 91.399 94 % 86 %

CÓRDOBA (30) 215.345 207.174 102.949 50.565 17.923 4.782 1.774 1.390 179.383 1.857 67 181.307 96 % 83 %

AYAPEL 5.710 5.699 2.075 1.627 56 0 0 0 3.758 25 0 3.783 100 % 66 %

BUENAVISTA 1.860 1.258 958 229 1 0 0 0 1.188 4 0 1.192 68 % 64 %

CANALETE 1.012 913 552 4 0 0 0 0 556 0 0 556 90 % 55 %

CERETÉ 14.350 14.287 5.159 6.282 1.349 516 8 0 13.314 120 22 13.456 100 % 93 %

CHIMÁ 688 634 471 107 0 0 0 0 578 5 0 583 92 % 84 %

CHINÚ 5.682 5.580 2.953 1.835 653 2 0 0 5.443 73 1 5.517 98 % 96 %

CIÉNAGA DE ORO 5.500 5.129 3.166 1.495 323 14 0 0 4.998 28 2 5.028 93 % 91 %

COTORRA 1.950 1.804 1.405 2 1 0 0 0 1.408 1 0 1.409 93 % 72 %

LA APARTADA 3.518 3.460 1.157 380 0 0 0 0 1.537 4 0 1.541 98 % 44 %

LORICA 10.950 10.187 5.703 2.860 629 3 0 0 9.195 88 1 9.284 93 % 84 %

LOS CÓRDOBAS 970 722 625 5 0 0 0 0 630 0 0 630 74 % 65 %

MOMIL 2.023 1.968 1.164 452 2 0 0 0 1.618 10 0 1.628 97 % 80 %

MONTELÍBANO 13.300 13.179 6.062 2.942 2.442 32 63 109 11.650 111 4 11.765 99 % 88 %

MONTERÍA 84.000 83.700 47.148 19.540 9.163 3.808 1.703 1.281 82.643 970 30 83.643 100 % 98 %

MOÑITOS 2.208 1.973 373 22 0 0 0 0 395 0 0 395 89 % 18 %

PLANETA RICA 9.500 9.391 3.723 3.875 1.329 45 0 0 8.972 120 4 9.096 99 % 94 %

PUEBLO NUEVO 3.000 2.280 1.130 754 54 0 0 0 1.938 25 0 1.963 76 % 65 %

PUERTO ESCONDIDO 1.001 869 371 5 0 0 0 0 376 0 0 376 87 % 38 %

PUERTO LIBERTADOR 3.279 2.426 996 198 0 0 0 0 1.194 1 0 1.195 74 % 36 %

PURÍSIMA 2.800 2.761 907 471 14 0 0 0 1.392 4 0 1.396 99 % 50 %

SAHAGÚN 11.765 11.698 4.748 4.660 1.724 362 0 0 11.494 165 3 11.662 99 % 98 %

SAN ANDRÉS SOTAVENTO 1.804 1.682 913 680 52 0 0 0 1.645 22 0 1.667 93 % 91 %

SAN ANTERO 5.976 4.136 2.067 899 114 0 0 0 3.080 38 0 3.118 69 % 52 %

SAN BERNARDO DEL VIENTO 2.476 2.229 933 184 6 0 0 0 1.123 0 0 1.123 90 % 45 %





EFECTIVA

SAN CARLOS 1.200 1.078 710 71 1 0 0 0 782 3 0 785 90 % 65 %

SAN JOSÉ DE URE 897 894 620 5 0 0 0 0 625 0 0 625 100 % 70 %

SAN PELAYO 3.300 3.223 1.177 594 9 0 0 0 1.780 18 0 1.798 98 % 54 %

TIERRALTA 7.910 7.555 3.241 152 0 0 0 0 3.393 7 0 3.400 96 % 43 %

TUCHÍN 1.130 1.126 772 29 1 0 0 0 802 10 0 812 100 % 71 %

VALENCIA 5.586 5.333 1.670 206 0 0 0 0 1.876 5 0 1.881 95 % 34 %

CUNDINAMARCA (87) 611.267 488.147 60.478 221.027 139.974 27.440 3.096 1.323 453.338 8.282 118 461.738 80 % 74 %

AGUA DE DIOS 4.179 3.910 590 2.216 103 0 0 0 2.909 26 0 2.935 94 % 70 %

ALBÁN 741 540 27 302 26 0 0 0 355 0 0 355 73 % 48 %

ANAPOIMA 2.911 770 0 37 456 261 16 0 770 22 0 792 26 % 26 %

APULO 1.832 1.649 369 666 180 0 0 0 1.215 6 0 1.221 90 % 66 %

ARBELÁEZ 1.845 1.782 16 957 341 88 2 0 1.404 23 0 1.427 97 % 76 %

BELTRÁN 298 200 78 35 0 0 0 0 113 0 0 113 67 % 38 %

BITUIMA 326 285 17 106 21 0 0 0 144 2 0 146 87 % 44 %

BOJACÁ 1.510 1.510 83 1.061 211 5 0 0 1.360 92 0 1.452 100 % 90 %

CABRERA 402 386 22 285 0 0 0 0 307 2 0 309 96 % 76 %

CAJICÁ 15.856 15.856 755 4.798 6.433 2.551 752 239 15.528 368 14 15.910 100 % 98 %

CÁQUEZA 1.630 1.357 135 938 234 2 0 0 1.309 55 0 1.364 83 % 80 %

CHAGUANÍ 559 558 21 301 3 0 0 0 325 1 0 326 100 % 58 %

CHÍA 25.803 25.803 828 9.428 8.781 4.262 1.425 925 25.649 848 4 26.501 100 % 99 %

CHIPAQUE 550 467 4 130 306 0 0 0 440 29 0 469 85 % 80 %

CHOCONTÁ 24.600 1.808 193 1.098 3 0 0 0 1.294 1 0 1.295 7 % 5 %

COGUA 1.974 1.974 404 931 430 209 0 0 1.974 80 1 2.055 100 % 100 %

COTA 3.093 3.093 18 791 1.506 141 348 158 2.962 114 1 3.077 100 % 96 %

CUCUNUBÁ 396 396 11 196 108 0 0 0 315 32 0 347 100 % 80 %

EL COLEGIO 3.461 107 0 93 14 0 0 0 107 0 0 107 3 % 3 %

EL ROSAL 4.846 2.889 10 1.517 1.362 0 0 0 2.889 39 0 2.928 60 % 60 %

FACATATIVÁ 21.562 21.197 2.945 10.161 5.144 2.880 0 0 21.130 458 5 21.593 98 % 98 %

FOSCA 506 502 91 386 5 0 0 0 482 20 0 502 99 % 95 %

FUNZA 18.260 18.260 1.438 4.559 12.006 249 0 0 18.252 479 7 18.738 100 % 100 %

FÚQUENE 241 241 1 105 81 0 0 0 187 8 0 195 100 % 78 %

FUSAGASUGÁ 37.579 37.096 4.305 12.547 7.879 7.033 410 1 32.175 296 0 32.471 99 % 86 %

GACHANCIPÁ 2.098 2.098 97 625 397 10 0 0 1.129 40 0 1.169 100 % 54 %

GIRARDOT 29.578 29.089 3.695 8.825 6.877 1.086 127 0 20.610 339 3 20.952 98 % 70 %

GUACHETÁ 1.309 1.309 203 570 517 0 0 0 1.290 19 0 1.309 100 % 99 %

GUADUAS 5.160 5.043 1.167 3.011 96 127 0 0 4.401 27 1 4.429 98 % 85 %

GUASCA 12.109 747 3 152 103 0 0 0 258 0 0 258 6 % 2 %

GUATAQUÍ 733 519 249 54 2 0 0 0 305 0 0 305 71 % 42 %

GUAYABAL DE SIQUIMA 657 403 10 288 47 0 0 0 345 0 0 345 61 % 53 %

GUAYABETAL 945 863 29 332 1 0 0 0 362 24 0 386 91 % 38 %

JERUSALÉN 422 372 76 163 1 0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 %

LA CALERA 3.775 2.443 15 1.624 756 48 0 0 2.443 52 0 2.495 65 % 65 %

LA MESA 8.354 3.627 1 1.887 1.442 297 0 0 3.627 35 0 3.662 43 % 43 %

LA PEÑA 593 443 59 204 9 0 0 0 272 1 0 273 75 % 46 %

LA VEGA 1.830 1.787 1 576 610 141 0 0 1.328 26 0 1.354 98 % 73 %

LENGUAZAQUE 761 761 26 620 103 2 0 0 751 10 0 761 100 % 99 %

MADRID 17.116 17.116 531 8.052 7.273 863 0 0 16.719 358 3 17.080 100 % 98 %

MEDINA 1.196 1.133 124 941 28 0 0 0 1.093 18 0 1.111 95 % 91 %

MOSQUERA 27.403 27.403 2.003 9.925 12.004 3.132 0 0 27.064 550 15 27.629 100 % 99 %

NARIÑO 1.234 637 210 267 1 0 0 0 478 3 0 481 52 % 39 %

NEMOCÓN 1.363 1.363 206 646 269 83 0 0 1.204 56 0 1.260 100 % 88 %

NILO 1.346 836 74 566 12 1 0 0 653 2 0 655 62 % 49 %

NIMAIMA 499 400 37 217 0 0 0 0 254 0 0 254 80 % 51 %

NOCAIMA 1.007 950 18 336 131 0 0 0 485 2 0 487 94 % 48 %

PACHO 24.485 2.922 573 1.369 711 63 0 0 2.716 35 0 2.751 12 % 11 %

PANDI 758 646 11 437 3 0 0 0 451 2 0 453 85 % 59 %





EFECTIVA

PARATEBUENO 1.256 1.106 231 676 28 3 1 0 939 31 1 971 88 % 75 %

PASCA 926 758 96 364 143 0 0 0 603 9 0 612 82 % 65 %

PUERTO SALGAR 4.075 3.933 1.940 766 179 0 0 0 2.885 24 1 2.910 97 % 71 %

PULÍ 422 372 76 163 1 0 0 0 240 0 0 240 88 % 57 %

QUEBRADANEGRA 229 229 18 122 7 0 0 0 147 0 0 147 100 % 64 %

QUETAME 709 557 25 453 50 0 0 0 528 34 0 562 79 % 74 %

QUIPILE 497 419 21 125 59 0 0 0 205 1 0 206 84 % 41 %

RICAURTE 3.563 2.903 763 166 523 159 2 0 1.613 29 0 1.642 81 % 45 %

SAN BERNARDO 1.878 1.104 105 644 119 0 0 0 868 5 0 873 59 % 46 %

SAN FRANCISCO 2.106 1.742 9 629 418 1 0 0 1.057 1 0 1.058 83 % 50 %

SAN JUAN DE RIOSECO 1.598 1.410 18 702 255 1 0 0 976 2 0 978 88 % 61 %

SASAIMA 1.169 933 14 414 145 1 0 0 574 3 0 577 80 % 49 %

SESQUILÉ 11.730 800 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 % 0 %

SIBATÉ 7.281 6.307 423 4.767 1.116 1 0 0 6.307 153 13 6.473 87 % 87 %

SILVANIA 2.481 2.421 99 883 675 105 3 0 1.765 27 1 1.793 98 % 71 %

SIMIJACA 1.644 1.504 324 575 571 4 0 0 1.474 64 3 1.541 91 % 90 %

SOACHA 171.941 155.241 27.310 84.708 43.222 0 1 0 155.241 1.716 29 156.986 90 % 90 %

SOPÓ 3.406 3.406 424 1.732 1.211 39 0 0 3.406 142 1 3.549 100 % 100 %

SUBACHOQUE 1.935 1.935 9 789 700 9 3 0 1.510 39 0 1.549 100 % 78 %

SUPATÁ 1.124 992 6 305 177 1 0 0 489 2 0 491 88 % 44 %

SUSA 518 518 35 247 117 0 0 0 399 15 0 414 100 % 77 %

SUTATAUSA 337 337 3 139 193 1 0 0 336 10 0 346 100 % 100 %

TABIO 2.704 2.704 30 1.021 1.331 319 3 0 2.704 110 0 2.814 100 % 100 %

TAUSA 290 170 39 66 64 1 0 0 170 10 0 180 59 % 59 %

TENJO 1.350 1.350 5 989 290 6 0 0 1.290 60 0 1.350 100 % 96 %

TIBACUY 455 417 1 210 3 0 0 0 214 4 0 218 92 % 47 %

TOCAIMA 3.898 3.735 566 1.615 555 2 0 0 2.738 51 0 2.789 96 % 70 %

TOCANCIPÁ 5.146 5.146 399 2.428 1.751 355 0 0 4.933 133 11 5.077 100 % 96 %

UNE 961 850 15 611 115 0 0 0 741 54 0 795 88 % 77 %

ÚTICA 1.287 949 279 375 0 0 0 0 654 0 0 654 74 % 51 %

VENECIA 615 597 15 374 24 0 0 0 413 2 0 415 97 % 67 %

VERGARA 699 671 90 328 2 0 0 0 420 0 0 420 96 % 60 %

VIANÍ 745 681 134 295 10 0 0 0 439 0 0 439 91 % 59 %

VILLA DE SAN DIEGO DE UBATÉ 6.431 6.431 1.307 3.477 1.410 129 0 0 6.323 238 2 6.563 100 % 98 %

VILLETA 5.426 5.117 752 2.534 775 25 1 0 4.087 36 0 4.123 94 % 75 %

YACOPÍ 16.672 850 71 609 0 0 0 0 680 2 0 682 5 % 4 %

ZIPACÓN 450 384 5 254 72 3 0 0 334 15 0 349 85 % 74 %

ZIPAQUIRÁ 23.622 23.622 3.042 11.141 6.637 2.741 2 0 23.563 660 2 24.225 100 % 100 %

GUAVIARE (1) 5.648 4.760 2.053 1.117 36 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

SAN JOSÉ DEL GUAVIARE 5.648 4.760 2.053 1.117 36 0 0 0 3.206 38 0 3.244 84 % 57 %

HUILA (26) 225.744 220.500 63.336 95.992 20.190 7.335 1.472 116 188.441 1.949 28 190.418 98 % 83 %

AGRADO 1.526 1.506 805 388 7 0 0 0 1.200 1 0 1.201 99 % 79 %

AIPE 3.982 3.595 1.233 2.129 135 3 0 0 3.500 19 0 3.519 90 % 88 %

ALGECIRAS 4.325 4.288 1.550 1.692 72 0 0 0 3.314 28 0 3.342 99 % 77 %

ALTAMIRA 793 695 113 569 11 0 0 0 693 0 0 693 88 % 87 %

BARAYA 1.226 1.214 717 276 42 0 0 0 1.035 9 0 1.044 99 % 84 %

CAMPOALEGRE 7.909 7.852 3.628 3.082 497 0 0 0 7.207 39 1 7.247 99 % 91 %

GARZÓN 12.947 12.858 3.597 6.248 1.779 212 1 1 11.838 80 0 11.918 99 % 91 %

GIGANTE 6.216 6.134 2.125 3.192 120 2 0 0 5.439 30 0 5.469 99 % 88 %

GUADALUPE 1.949 1.693 604 860 59 0 0 0 1.523 3 0 1.526 87 % 78 %

HOBO 2.158 2.116 842 720 2 0 0 0 1.564 7 1 1.572 98 % 72 %

LA PLATA 8.361 8.111 2.270 3.865 1.052 4 0 0 7.191 94 0 7.285 97 % 86 %

NEIVA 120.944 119.297 24.280 53.014 12.376 6.959 1.469 114 98.212 1.365 24 99.601 99 % 81 %

PAICOL 942 914 186 533 100 0 0 0 819 11 0 830 97 % 87 %





EFECTIVA

PALERMO 5.597 5.290 1.661 2.447 472 4 0 0 4.584 60 1 4.645 95 % 82 %

PITAL 1.399 1.399 664 554 20 0 0 0 1.238 2 0 1.240 100 % 88 %

PITALITO 18.596 17.787 7.797 6.393 2.311 61 1 0 16.563 44 0 16.607 96 % 89 %

RIVERA 5.803 5.725 1.484 3.175 418 89 1 1 5.168 76 1 5.245 99 % 89 %

SAN AGUSTÍN 2.675 2.156 520 945 219 0 0 0 1.684 2 0 1.686 81 % 63 %

SUAZA 1.483 1.320 841 542 38 0 0 0 1.421 0 0 1.421 89 % 96 %

TARQUI 3.691 3.653 2.145 643 8 1 0 0 2.797 4 0 2.801 99 % 76 %

TELLO 2.257 2.252 1.354 578 75 0 0 0 2.007 5 0 2.012 100 % 89 %

TERUEL 1.519 1.480 379 732 112 0 0 0 1.223 10 0 1.233 97 % 81 %

TESALIA 2.652 2.605 1.739 605 36 0 0 0 2.380 19 0 2.399 98 % 90 %

TIMANÁ 2.521 2.422 1.144 907 58 0 0 0 2.109 6 0 2.115 96 % 84 %

VILLAVIEJA 2.111 2.070 1.200 648 1 0 0 0 1.849 10 0 1.859 98 % 88 %

YAGUARÁ 2.162 2.068 458 1.255 170 0 0 0 1.883 25 0 1.908 96 % 87 %

LA GUAJIRA (15) 117.955 103.467 33.338 41.847 13.604 2.058 275 0 91.123 1.087 588 92.798 88 % 77 %

ALBANIA 5.299 2.811 688 829 0 0 0 0 1.517 21 525 2.063 53 % 29 %

BARRANCAS 5.771 5.310 804 2.761 801 0 0 0 4.366 49 0 4.415 92 % 76 %

DIBULLA 4.427 3.847 936 2.193 0 0 0 0 3.129 48 3 3.180 87 % 71 %

DISTRACCIÓN 2.283 1.805 460 941 186 2 0 0 1.589 15 2 1.606 79 % 70 %

EL MOLINO 1.745 1.552 361 634 135 0 0 0 1.130 6 0 1.136 89 % 65 %

FONSECA 11.243 8.781 3.835 2.313 1.958 51 0 0 8.157 67 5 8.229 78 % 73 %

HATONUEVO 3.275 2.970 738 946 480 300 0 0 2.463 44 1 2.508 91 % 75 %

LA JAGUA DEL PILAR 458 448 209 213 0 0 0 0 422 5 0 427 98 % 92 %

MAICAO 24.810 21.353 5.060 10.818 3.093 348 0 0 19.319 225 14 19.558 86 % 78 %

MANAURE 1.838 1.524 322 800 174 0 0 0 1.296 34 1 1.331 83 % 71 %

RIOHACHA 37.389 35.676 14.778 12.186 4.367 1.293 275 0 32.898 427 25 33.350 95 % 88 %

SAN JUAN DEL CESAR 9.537 7.849 2.403 2.699 1.603 48 0 0 6.753 52 4 6.809 82 % 71 %

URIBIA 2.157 2.111 501 857 33 0 0 0 1.391 33 5 1.429 98 % 64 %

URUMITA 2.050 1.795 758 980 9 0 0 0 1.747 15 1 1.763 88 % 85 %

VILLANUEVA 5.673 5.635 1.485 2.677 767 17 0 0 4.946 46 2 4.994 99 % 87 %

MAGDALENA (22) 236.581 230.635 73.399 58.383 37.789 9.495 4.243 8.988 192.297 2.686 227 195.210 97 % 81 %

ALGARROBO 2.092 2.091 1.064 13 0 0 0 0 1.077 2 0 1.079 100 % 51 %

ARACATACA 6.616 6.433 2.214 3.868 1 0 0 0 6.083 37 1 6.121 97 % 92 %

CERRO SAN ANTONIO 1.201 1.201 971 101 0 0 0 0 1.072 1 0 1.073 100 % 89 %

CHIBOLO 2.693 2.693 1.009 120 0 0 0 0 1.129 2 0 1.131 100 % 42 %

CIÉNAGA 21.751 19.980 6.788 8.322 2.317 20 0 0 17.447 202 45 17.694 92 % 80 %

CONCORDIA 2.627 2.627 1.680 0 0 0 0 0 1.680 1 0 1.681 100 % 64 %

EL BANCO 7.543 7.510 3.464 1.904 544 20 0 0 5.932 69 0 6.001 100 % 79 %

EL PIÑÓN 2.581 2.581 1.740 288 0 0 0 0 2.028 2 0 2.030 100 % 79 %

EL RETÉN 3.014 3.014 2.086 406 0 0 0 0 2.492 7 1 2.500 100 % 83 %

FUNDACIÓN 13.868 13.561 8.311 3.362 934 53 0 0 12.660 157 2 12.819 98 % 91 %

PEDRAZA 1.556 1.556 889 65 0 0 0 0 954 0 0 954 100 % 61 %

PIVIJAY 7.525 7.524 2.809 1.997 215 0 0 0 5.021 16 0 5.037 100 % 67 %

PLATO 8.823 8.142 2.116 1.306 450 0 0 0 3.872 13 0 3.885 92 % 44 %

PUEBLOVIEJO 3.598 3.440 1.860 600 1 0 0 0 2.461 28 0 2.489 96 % 68 %

REMOLINO 1.091 1.091 332 392 0 0 0 0 724 4 0 728 100 % 66 %

SALAMINA 2.356 2.330 1.030 789 28 0 0 0 1.847 10 0 1.857 99 % 78 %

SANTA ANA 3.015 2.369 1.173 934 12 0 0 0 2.119 20 0 2.139 79 % 70 %

SANTA MARTA 127.419 125.648 24.055 31.483 33.280 9.402 4.243 8.988 111.451 2.049 93 113.593 99 % 87 %

SITIONUEVO 3.895 3.849 2.742 150 0 0 0 0 2.892 15 0 2.907 99 % 74 %

TENERIFE 2.774 2.774 1.049 117 0 0 0 0 1.166 2 0 1.168 100 % 42 %

ZAPAYÁN 828 828 522 0 0 0 0 0 522 0 1 523 100 % 63 %

ZONA BANANERA 9.715 9.393 5.495 2.166 7 0 0 0 7.668 49 84 7.801 97 % 79 %

META (21) 198.168 187.487 37.521 63.554 55.777 10.843 3.427 639 171.761 5.287 35 177.083 95 % 87 %

ACACÍAS 27.982 23.998 4.110 9.554 5.089 655 1 0 19.409 497 9 19.915 86 % 69 %





EFECTIVA

BARRANCA DE UPÍA 834 832 550 242 0 0 0 0 792 32 0 824 100 % 95 %

CABUYARO 1.098 976 439 149 0 0 0 0 588 7 0 595 89 % 54 %

CASTILLA LA NUEVA 2.176 1.723 431 414 631 0 0 0 1.476 29 0 1.505 79 % 68 %

CUBARRAL 945 913 399 501 5 0 0 0 905 25 0 930 97 % 96 %

CUMARAL 4.579 4.463 701 2.397 908 0 0 0 4.006 152 1 4.159 97 % 87 %

EL CASTILLO 960 826 439 195 0 0 0 0 634 8 0 642 86 % 66 %

EL DORADO 965 842 482 52 0 0 0 0 534 6 0 540 87 % 55 %

FUENTE DE ORO 1.450 1.157 298 548 6 0 0 0 852 10 0 862 80 % 59 %

GRANADA 13.004 10.088 1.638 5.821 1.462 180 0 0 9.101 170 0 9.271 78 % 70 %

GUAMAL 2.977 2.926 475 1.034 261 4 0 0 1.774 46 1 1.821 98 % 60 %

PUERTO CONCORDIA 727 551 335 18 0 0 0 0 353 5 0 358 76 % 49 %

PUERTO GAITÁN 1.415 1.368 245 712 9 0 0 0 966 71 0 1.037 97 % 68 %

PUERTO LLERAS 980 884 267 358 0 0 0 0 625 11 0 636 90 % 64 %

PUERTO LÓPEZ 3.460 3.249 1.147 1.980 100 0 0 0 3.227 75 0 3.302 94 % 93 %

PUERTO RICO 1.056 1.019 766 184 0 0 0 0 950 3 0 953 96 % 90 %

RESTREPO 3.902 3.839 1.099 826 1.190 23 2 0 3.140 125 1 3.266 98 % 80 %

SAN CARLOS DE GUAROA 1.665 1.663 987 468 2 0 0 0 1.457 10 0 1.467 100 % 88 %

SAN JUAN DE ARAMA 1.320 967 264 517 1 0 0 0 782 7 0 789 73 % 59 %

SAN MARTÍN 5.221 5.077 552 1.812 515 3 0 0 2.882 42 0 2.924 97 % 55 %

VILLAVICENCIO 121.452 120.126 21.897 35.772 45.598 9.978 3.424 639 117.308 3.956 23 121.287 99 % 97 %

NARIÑO (1) 103.062 38.865 3.302 7.025 848 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %

PASTO 103.062 38.865 3.302 7.025 848 0 0 0 11.175 5 0 11.180 38 % 11 %


CHITAGÁ 2.438 1.257 229 778 1 0 0 0 1.008 0 0 1.008 52 % 41 %

CÚCUTA 139.358 121.529 18.518 44.992 17.114 7.737 503 0 88.864 157 5 89.026 87 % 64 %

EL ZULIA 5.173 978 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 19 % 0 %

LABATECA 1.679 582 4 355 0 0 0 0 359 0 0 359 35 % 21 %

LOS PATIOS 16.007 13.535 666 6.576 1.247 21 2 0 8.512 9 0 8.521 85 % 53 %

OCAÑA 26.840 22.770 11.024 6.994 3.151 766 0 0 21.935 153 1 22.089 85 % 82 %

PAMPLONA 12.687 12.046 1.216 2.154 1.438 227 0 0 5.035 0 0 5.035 95 % 40 %

SARDINATA 4.441 2.193 665 846 32 0 0 0 1.543 0 0 1.543 49 % 35 %

SILOS 1.466 508 30 264 0 0 0 0 294 0 0 294 35 % 20 %

TOLEDO 4.399 2.278 89 1.163 257 7 0 0 1.516 0 0 1.516 52 % 34 %

VILLA DEL ROSARIO 16.801 12.910 2.686 2.803 960 92 0 0 6.541 6 1 6.548 77 % 39 %

PUTUMAYO (3) 15.686 15.205 5.596 1.938 126 0 0 0 7.660 10 0 7.670 97 % 49 %

MOCOA 5.736 5.736 2.066 602 90 0 0 0 2.758 6 0 2.764 100 % 48 %

PUERTO ASÍS 8.900 8.540 3.238 1.086 36 0 0 0 4.360 4 0 4.364 96 % 49 %

PUERTO CAICEDO 1.050 929 292 250 0 0 0 0 542 0 0 542 88 % 52 %

QUINDÍO (8) 154.855 144.073 27.781 50.532 27.027 8.048 5.722 1.125 120.235 2.004 55 122.294 93 % 78 %

ARMENIA 91.402 91.402 17.825 21.578 20.252 7.074 5.603 1.103 73.435 1.263 41 74.739 100 % 80 %

CALARCÁ 16.911 16.911 2.021 9.414 3.396 736 19 2 15.588 249 4 15.841 100 % 92 %

CIRCASIA 7.608 6.829 2.066 2.762 923 179 52 6 5.988 71 3 6.062 90 % 79 %

FILANDIA 3.636 2.498 479 1.413 344 0 0 0 2.236 50 0 2.286 69 % 61 %

LA TEBAIDA 7.777 7.777 1.682 5.264 329 15 40 7 7.337 95 5 7.437 100 % 94 %

MONTENEGRO 11.600 9.595 2.619 4.469 793 18 7 6 7.912 123 2 8.037 83 % 68 %

QUIMBAYA 13.613 7.803 987 4.818 838 25 1 0 6.669 108 0 6.777 57 % 49 %

SALENTO 2.308 1.258 102 814 152 1 0 1 1.070 45 0 1.115 55 % 46 %

RISARALDA (12) 253.123 231.878 29.040 69.686 53.051 21.111 9.252 5.276 187.416 3.072 86 190.574 92 % 74 %

APÍA 4.211 1.893 130 530 495 7 0 0 1.162 8 1 1.171 45 % 28 %

BALBOA 1.675 458 55 116 181 2 0 0 354 12 0 366 27 % 21 %

BELÉN DE UMBRÍA 7.444 3.629 79 1.124 875 130 0 0 2.208 23 0 2.231 49 % 30 %

DOSQUEBRADAS 59.891 59.501 6.570 20.937 20.437 4.402 38 0 52.384 714 38 53.136 99 % 87 %

GUÁTICA 4.338 2.162 205 782 203 0 0 10 1.200 0 0 1.200 50 % 28 %

LA CELIA 2.242 894 71 428 235 2 0 0 736 25 0 761 40 % 33 %





EFECTIVA

LA VIRGINIA 8.051 8.051 1.897 2.125 2.661 130 0 0 6.813 130 2 6.945 100 % 85 %

MARSELLA 4.779 2.787 486 1.368 415 6 0 0 2.275 57 0 2.332 58 % 48 %

PEREIRA 132.926 132.926 17.837 35.795 21.371 15.692 9.091 5.257 105.043 1.821 41 106.905 100 % 79 %

QUINCHÍA 8.074 2.842 310 447 714 8 0 0 1.479 16 0 1.495 35 % 18 %

SANTA ROSA DE CABAL 17.331 15.017 1.251 5.645 4.993 725 123 9 12.746 252 4 13.002 87 % 74 %

SANTUARIO 2.161 1.718 149 389 471 7 0 0 1.016 14 0 1.030 80 % 47 %

SANTANDER (35) 410.643 383.103 52.190 105.808 103.649 70.648 10.819 10.274 353.388 7.814 60 361.262 93 % 86 %

AGUADA 200 200 5 174 0 0 0 0 179 0 0 179 100 % 90 %

ALBANIA 108 99 3 86 3 3 0 0 95 9 0 104 92 % 88 %

BARBOSA 7.574 3.982 187 2.084 1.711 0 0 0 3.982 65 0 4.047 53 % 53 %

BARRANCABERMEJA 49.102 48.166 11.184 17.505 8.547 7.373 667 0 45.276 982 1 46.259 98 % 92 %

BOLÍVAR 3.908 290 18 178 94 0 0 0 290 5 0 295 7 % 7 %

BUCARAMANGA 144.100 141.459 13.178 21.810 37.014 47.613 5.281 8.614 133.510 4.696 20 138.226 98 % 93 %

CHIPATÁ 1.465 306 11 258 37 0 0 0 306 2 0 308 21 % 21 %

CURITÍ 1.620 1.474 260 444 4 0 0 0 708 0 0 708 91 % 44 %

EL CARMEN DE CHUCURÍ 693 693 220 401 14 0 0 0 635 3 0 638 100 % 92 %

EL PEÑÓN 433 433 52 331 1 0 0 0 384 0 0 384 100 % 89 %

FLORIÁN 438 385 49 317 10 2 0 0 378 14 0 392 88 % 86 %

FLORIDABLANCA 81.550 80.263 8.829 28.320 21.850 12.606 4.731 1.528 77.864 449 11 78.324 98 % 95 %

GIRÓN 31.691 30.802 8.464 10.078 10.011 1.106 12 3 29.674 645 24 30.343 97 % 94 %

GUEPSA 1.010 1.010 561 380 22 3 0 0 966 14 0 980 100 % 96 %

GUAVATÁ 447 447 22 422 0 0 0 0 444 3 0 447 100 % 99 %

JESÚS MARÍA 943 516 7 464 45 0 0 0 516 7 0 523 55 % 55 %

LA BELLEZA 591 580 89 368 8 13 0 0 478 25 0 503 98 % 81 %

LA PAZ 539 539 256 179 3 0 0 0 438 0 0 438 100 % 81 %

LEBRIJA 3.650 3.608 439 1.653 1.323 46 0 0 3.461 103 0 3.564 99 % 95 %

PÁRAMO 606 606 51 218 70 0 0 0 339 3 0 342 100 % 56 %

PIEDECUESTA 32.059 31.063 1.098 8.832 18.304 1.837 122 129 30.322 553 4 30.879 97 % 95 %

PINCHOTE 562 502 15 162 30 0 0 0 207 0 0 207 89 % 37 %

PUENTE NACIONAL 1.310 1.260 150 621 424 0 0 0 1.195 45 0 1.240 96 % 91 %

PUERTO WILCHES 5.011 4.888 3.244 1.188 332 0 0 0 4.764 81 0 4.845 98 % 95 %

RIONEGRO 1.158 1.151 500 603 0 0 0 0 1.103 0 0 1.103 99 % 95 %

SABANA DE TORRES 4.410 4.268 1.085 1.897 1.198 0 0 0 4.180 80 0 4.260 97 % 95 %

SAN BENITO 276 276 112 158 0 0 0 0 270 0 0 270 100 % 98 %

SAN GIL 12.544 7.645 17 695 598 7 0 0 1.317 1 0 1.318 61 % 10 %

SAN VICENTE DE CHUCURÍ 3.733 3.558 1.049 2.208 285 0 0 0 3.542 16 0 3.558 95 % 95 %

SOCORRO 7.097 6.328 223 1.788 611 38 6 0 2.666 4 0 2.670 89 % 38 %

SUAITA 1.002 1.002 99 492 234 0 0 0 825 3 0 828 100 % 82 %

SUCRE 2.959 86 19 43 24 0 0 0 86 5 0 91 3 % 3 %

VALLE DE SAN JOSÉ 727 727 0 1 0 0 0 0 1 0 0 1 100 % 0 %

VÉLEZ 5.372 2.736 615 1.109 764 1 0 0 2.489 0 0 2.489 51 % 46 %

VILLANUEVA 1.755 1.755 79 341 78 0 0 0 498 1 0 499 100 % 28 %

SUCRE (23) 136.717 129.278 71.715 37.904 8.776 3.405 458 272 122.530 1.546 38 124.114 95 % 90 %

BUENAVISTA 2.244 1.619 1.268 264 0 0 0 0 1.532 13 0 1.545 72 % 68 %

CAIMITO 1.100 1.028 640 14 0 0 0 0 654 0 0 654 93 % 59 %

CHALÁN 618 514 502 4 0 0 0 0 506 0 0 506 83 % 82 %

COLOSÓ 1.500 1.458 543 0 0 0 0 0 543 0 0 543 97 % 36 %

COROZAL 12.431 12.338 6.334 5.294 406 157 13 0 12.204 107 4 12.315 99 % 98 %

COVEÑAS 4.500 2.700 1.388 1.109 38 0 0 0 2.535 157 1 2.693 60 % 56 %

EL ROBLE 1.040 1.009 584 3 0 0 0 0 587 0 0 587 97 % 56 %

GALERAS 2.824 2.718 1.940 671 84 0 0 0 2.695 16 0 2.711 96 % 95 %

LA UNIÓN 1.452 1.416 737 120 0 0 0 0 857 3 0 860 98 % 59 %

LOS PALMITOS 2.480 2.250 1.566 641 0 0 0 0 2.207 21 0 2.228 91 % 89 %

MORROA 2.300 2.100 1.398 589 37 0 0 0 2.024 23 0 2.047 91 % 88 %





EFECTIVA

OVEJAS 2.625 2.270 1.390 661 51 0 0 0 2.102 22 0 2.124 86 % 80 %

PALMITO 1.035 789 741 1 0 0 0 0 742 3 0 745 76 % 72 %

SAMPUÉS 4.500 4.220 2.408 1.570 139 56 0 0 4.173 40 2 4.215 94 % 93 %

SAN BENITO ABAD 2.520 2.425 1.688 0 0 0 0 0 1.688 0 0 1.688 96 % 67 %

SAN JUAN DE BETULIA 2.100 2.015 1.223 745 19 0 0 0 1.987 13 0 2.000 96 % 95 %

SAN LUIS DE SINCÉ 7.550 6.193 4.390 1.026 398 35 0 0 5.849 52 1 5.902 82 % 77 %

SAN MARCOS 6.400 6.227 2.869 2.358 882 0 0 0 6.109 83 2 6.194 97 % 95 %

SAN ONOFRE 5.035 4.639 2.287 1.122 242 8 0 0 3.659 25 0 3.684 92 % 73 %

SAN PEDRO 3.271 3.112 2.341 674 44 0 0 0 3.059 41 1 3.101 95 % 94 %

SANTIAGO DE TOLÚ 6.300 5.477 2.288 1.844 695 178 0 0 5.005 137 0 5.142 87 % 79 %

SINCELEJO 61.535 61.460 32.342 18.779 5.727 2.971 445 272 60.536 774 24 61.334 100 % 98 %

TOLÚ VIEJO 1.357 1.301 848 415 14 0 0 0 1.277 16 3 1.296 96 % 94 %

TOLIMA (42) 334.247 276.521 58.413 124.483 49.673 11.785 1.824 274 246.452 2.585 68 249.105 83 % 74 %

ALVARADO 1.233 1.224 271 779 4 0 0 0 1.054 7 1 1.062 99 % 85 %

AMBALEMA 2.151 2.134 1.040 610 77 0 0 0 1.727 6 1 1.734 99 % 80 %

ANZOÁTEGUI 651 651 201 220 2 0 0 0 423 1 0 424 100 % 65 %

ARMERO 3.296 3.296 1.452 1.412 10 0 0 0 2.874 15 0 2.889 100 % 87 %

CAJAMARCA 2.720 2.674 198 1.392 547 0 0 0 2.137 35 0 2.172 98 % 79 %

CARMEN DE APICALÁ 3.284 3.231 243 1.739 416 61 32 0 2.491 48 0 2.539 98 % 76 %

CASABIANCA 2.371 1.097 174 268 0 0 0 0 442 3 0 445 46 % 19 %

CHAPARRAL 8.470 8.241 2.841 2.804 850 3 0 0 6.498 56 1 6.555 97 % 77 %

COELLO 1.486 1.468 403 720 38 3 0 0 1.164 5 0 1.169 99 % 78 %

COYAIMA 2.092 110 8 102 0 0 0 0 110 19 1 130 5 % 5 %

CUNDAY 1.416 1.052 237 447 8 0 0 0 692 4 0 696 74 % 49 %

DOLORES 1.688 1.267 221 296 22 0 0 0 539 0 0 539 75 % 32 %

ESPINAL 20.828 19.102 3.900 9.121 2.975 509 1 1 16.507 159 12 16.678 92 % 79 %

FALÁN 7.015 878 225 243 1 0 0 0 469 2 0 471 13 % 7 %

FLANDES 14.273 11.701 206 3.671 3.046 2 0 0 6.925 46 1 6.972 82 % 49 %

FRESNO 4.686 4.621 1.222 2.442 829 1 0 0 4.494 43 0 4.537 99 % 96 %

GUAMO 7.588 7.553 2.521 3.525 223 10 0 0 6.279 32 1 6.312 100 % 83 %

HERVEO 1.622 1.596 374 948 8 0 0 0 1.330 10 0 1.340 98 % 82 %

HONDA 8.129 7.062 1.774 3.714 596 97 1 0 6.182 72 1 6.255 87 % 76 %

IBAGUÉ 134.493 132.946 19.846 61.474 34.033 10.586 1.621 269 127.829 1.466 43 129.338 99 % 95 %

ICONONZO 1.386 1.289 357 723 7 0 0 0 1.087 17 0 1.104 93 % 78 %

LÉRIDA 5.135 5.067 1.239 3.370 98 0 0 0 4.707 26 0 4.733 99 % 92 %

LÍBANO 7.389 7.299 941 4.024 1.752 250 0 2 6.969 77 1 7.047 99 % 94 %

MARIQUITA 8.762 8.635 3.755 3.822 495 45 1 0 8.118 81 3 8.202 99 % 93 %

MELGAR 9.873 9.155 1.487 3.514 2.542 209 166 2 7.920 189 0 8.109 93 % 80 %

MURILLO 795 626 182 186 14 0 0 0 382 7 0 389 79 % 48 %

NATAGAIMA 2.971 2.761 799 1.230 221 0 0 0 2.250 6 1 2.257 93 % 76 %

ORTEGA 2.672 2.549 482 1.107 224 0 0 0 1.813 10 0 1.823 95 % 68 %

PALOCABILDO 4.698 1.041 191 346 113 0 0 0 650 7 0 657 22 % 14 %

PIEDRAS 1.397 1.387 692 567 0 0 0 0 1.259 4 0 1.263 99 % 90 %

PRADO 8.761 1.520 899 553 2 3 0 0 1.457 13 0 1.470 17 % 17 %

PURIFICACIÓN 33.173 6.277 3.429 2.089 132 1 0 0 5.651 24 0 5.675 19 % 17 %

ROVIRA 2.771 2.650 1.459 625 84 0 0 0 2.168 6 0 2.174 96 % 78 %

SALDAÑA 3.580 3.504 1.156 1.629 131 5 0 0 2.921 22 0 2.943 98 % 82 %

SAN ANTONIO 1.581 1.504 487 561 113 0 0 0 1.161 5 0 1.166 95 % 73 %

SAN LUIS 2.562 2.547 1.048 1.346 6 0 2 0 2.402 15 0 2.417 99 % 94 %

SANTA ISABEL 873 814 339 287 1 0 0 0 627 5 0 632 93 % 72 %

SUÁREZ 598 541 173 289 0 0 0 0 462 2 0 464 90 % 77 %

VALLE DE SAN JUAN 1.221 1.203 484 554 0 0 0 0 1.038 7 0 1.045 99 % 85 %

VENADILLO 2.564 2.475 1.137 1.202 6 0 0 0 2.345 21 1 2.367 97 % 91 %

VILLAHERMOSA 1.139 1.139 182 409 46 0 0 0 637 10 0 647 100 % 56 %





EFECTIVA

VILLARRICA 854 634 138 123 1 0 0 0 262 2 0 264 74 % 31 %

VALLE (36) 1.173.557 1.139.673 184.027 356.131 247.562 72.577 47.947 14.326 922.570 13.573 376 936.519 97 % 79 %

ALCALÁ 3.332 2.763 402 1.110 116 0 0 0 1.628 5 0 1.633 83 % 49 %

ANDALUCÍA 4.910 4.910 522 3.525 62 0 0 0 4.109 25 1 4.135 100 % 84 %

ANSERMANUEVO 4.963 3.496 942 1.488 256 0 0 0 2.686 18 0 2.704 70 % 54 %

BOLÍVAR 4.208 1.454 353 528 104 0 0 0 985 3 0 988 35 % 23 %

BUENAVENTURA 74.843 68.457 28.822 9.101 4.781 674 0 0 43.378 96 6 43.480 91 % 58 %

BUGALAGRANDE 5.526 3.495 838 1.563 515 0 0 0 2.916 34 0 2.950 63 % 53 %

CAICEDONIA 8.891 6.878 122 3.330 1.978 171 10 0 5.611 91 0 5.702 77 % 63 %

CALI 630.172 630.172 87.195 158.995 170.177 57.954 44.105 14.126 532.552 9.940 222 542.714 100 % 85 %

CALIMA 5.108 4.057 741 1.609 111 0 2 0 2.463 11 0 2.474 79 % 48 %

CANDELARIA 23.470 23.470 5.403 9.113 3.306 0 0 0 17.822 148 19 17.989 100 % 76 %

CARTAGO 38.085 38.085 4.453 10.345 13.319 2.526 463 156 31.262 258 5 31.525 100 % 82 %

EL CERRITO 15.492 15.492 4.409 7.250 549 6 0 0 12.214 123 1 12.338 100 % 79 %

EL DOVIO 2.950 2.280 534 706 75 0 0 0 1.315 7 0 1.322 77 % 45 %

FLORIDA 14.824 14.824 5.804 5.067 981 0 0 0 11.852 66 0 11.918 100 % 80 %

GINEBRA 5.220 4.201 853 2.047 398 13 0 0 3.311 40 0 3.351 80 % 63 %

GUACARÍ 8.272 8.272 1.528 5.157 79 0 0 0 6.764 45 2 6.811 100 % 82 %

GUADALAJARA DE BUGA 34.391 34.391 5.754 14.384 5.163 1.526 766 9 27.602 402 13 28.017 100 % 80 %

JAMUNDÍ 28.035 28.035 1.876 14.091 5.593 2.056 88 3 23.707 262 5 23.974 100 % 85 %

LA UNIÓN 8.703 8.703 4.755 2.209 344 0 0 0 7.308 72 1 7.381 100 % 84 %

LA VICTORIA 4.161 3.049 1.179 1.426 64 0 0 0 2.669 23 0 2.692 73 % 64 %

OBANDO 3.791 2.652 1.011 1.021 7 0 0 0 2.039 14 0 2.053 70 % 54 %

PALMIRA 95.340 95.340 5.652 45.797 18.510 5.028 667 14 75.668 740 38 76.446 100 % 79 %

PRADERA 11.880 11.880 3.707 4.812 1.169 1 0 0 9.689 76 0 9.765 100 % 82 %

RIOFRÍO 4.064 2.115 811 651 106 0 0 0 1.568 5 0 1.573 52 % 39 %

ROLDANILLO 9.933 9.174 2.294 3.876 1.199 82 0 0 7.451 61 1 7.513 92 % 75 %

SAN PEDRO 3.867 2.376 478 1.195 364 9 0 0 2.046 15 4 2.065 61 % 53 %

SEVILLA 11.401 8.883 1.928 3.674 1.618 58 0 0 7.278 93 2 7.373 78 % 64 %

TORO 4.240 3.014 551 1.087 243 0 0 0 1.881 5 0 1.886 71 % 44 %

TRUJILLO 5.015 2.729 375 947 352 0 0 0 1.674 13 0 1.687 54 % 33 %

TULUÁ 51.962 51.962 3.949 21.106 12.098 2.463 1.846 18 41.480 471 4 41.955 100 % 80 %

ULLOA 1.463 1.143 230 354 43 0 0 0 627 1 0 628 78 % 43 %

VERSALLES 2.519 1.374 291 290 305 0 0 0 886 5 0 891 55 % 35 %

VIJES 2.904 2.269 143 1.152 224 2 0 0 1.521 5 1 1.527 78 % 52 %

YOTOCO 4.353 3.009 132 314 45 0 0 0 491 0 0 491 69 % 11 %

YUMBO 24.934 24.934 4.460 10.816 2.393 3 0 0 17.672 311 49 18.032 100 % 71 %

ZARZAL 10.335 10.335 1.530 5.995 915 5 0 0 8.445 89 2 8.536 100 % 82 %




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

G LO SA R I O D E T É R M I N O S

CONCEPTO DESCRIPCIÓN

A Aire propanado Gas perteneciente a la segunda familia de los gases combustibles con una mezcla de 60 % volumen de propano y 40 % volumen de aire.

B Benchmark Comparativo que se realiza para diferentes negocios que guardan cierta similitud o dentro de un mismo tipo de negocio, para diferentes empresas.

C

Ciclo abiertoTecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible, solo se da en primera fase en donde los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad.

Ciclo combinado

Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad; en la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad.

Cobertura efectiva

Cálculo porcentual determinado por los usuarios residenciales conectados dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.

Cobertura potencial

Cálculo porcentual determinado por los usuarios anillados, dividido entre la población potencial que puede atender una empresa prestadora de servicios públicos.

Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales, normalmente energía eléctrica y energía térmica.

Coselles Sistema diseñado para el almacenamiento de GNC a altas presiones.

D

Déficit Fiscal

El déficit fiscal se puede definir simplemente como la diferencia negativa entre los ingresos y los egresos públicos en un tiempo determinado. O sea lo que se está recaudando en términos de impuestos, retenciones, tasas y otros conceptos, es menor de lo que se gasta en programas y servicios públicos, deudas del Estado, sueldos estatales, etc.

Distribución - comercialización de gas

Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación,expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de gas. Es el agente encargado del transporte de gas combustible a través de redes de tubería, desde las estaciones reguladoras de puerta de ciudad, o desde un sistema de distribución, hasta la conexión de un usuario. Además, estas empresas son comercializadores cuya actividad es el suministro de gas combustible a título oneroso.

Distribución - comercialización de energía eléctrica

Corresponde a las actividades de administración, gestión comercial, planeación, expansión, operación y mantenimiento de todo o parte de la capacidad de un sistema de distribución de energía eléctrica. Los distribuidores ejercen simultáneamente las actividades de comercialización.

E EMBI + Emerging Markets Bond Index. Índice del mercado emergente basado en JP Morgan.

F Fracturamiento hidráulico

Proceso de estimulación de pozos en el que una fracción de fluidos es bombeado bajo alta presión de hasta 20.000 psi para lograr la rotura artificial de la roca reservorio con el fin de aumentar la permeabilidad y la producción.

G

Gas asociadoGas natural que se encuentra en contacto o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser calificado como gas de casquete (Libre) o gas en solución (Disuelto).

Gas combustible

Cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles(gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la Norma Técnica Colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

Gas de areniscas Tight gas

Gas de lutitas Shale gas

Gas in situEstimación del volumen total de gas en el subsuelo antes de que se haya obtenidoproducción alguna. Incluye el gas ya descubierto y producido y estimaciones de gas que aún no se ha descubierto a través de actividades futuras de exploración.



G

Gas metano de carbón

Fuente de gas no convencional, se obtiene a partir de la extracción del metano contenido en las capas de carbón. Las técnicas para la extracción de gas proveniente de estos yacimientos no convencionales difieren de aquellas utilizadas en los yacimientos convencionales de gas natural.

Gas licuado de petróleo

Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente por propano y butano, extraído del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas, que se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuye principalmente en cilindros y redes urbanas.

Gas natural

Mezcla de gases de composición variable que se encuentraen función del yacimiento del que se extrae. Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.

Gas natural líquido

Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Se almacena a -161 0C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura.

Gas natural vehicular

Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

Gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gasoductos dedicados

Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar servicios de transporte a terceros.

Gasoductos embebidos

Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que se encuentra, por razones técnicas de operación, integrado a otros sistemas de transporte de propiedad de una persona natural o jurídica diferente.

H

Henry Hub

Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el New York Mercantile Exchange - NYMEX -.

Hidratos de metano

Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que son los que más abundan en estado natural. Los hidratos de metano constituyen una fuente energética alternativa de gran proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamente duplican las reservas convencionales actualmente reconocidas para los recursos energéticos fósiles.

IIntensidad energética

Cantidad de energía necesaria para producir una unidad de producto o riqueza.

Interconexión internacional

Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o exportación de gas natural.

L Licencia ambiental

Es un proceso utilizado para la planeación y administración de proyectos que asegura que las actividades humanas y económicas se ajusten a las restricciones ecológicas y de recursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clave para promover el desarrollo sostenible.

OOPACGNI Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad

con plantas térmicas que utilicen gas natural importado.

Off shore Fuera o más allá de la costa marítima.

On shore Situado u ocure en tierra.

P Parejas de cargos regulados

Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones.

A N E XO Spágina 155A N E XO S

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G

Gas metano de carbón

Fuente de gas no convencional, se obtiene a partir de la extracción del metano contenido en las capas de carbón. Las técnicas para la extracción de gas proveniente de estos yacimientos no convencionales difieren de aquellas utilizadas en los yacimientos convencionales de gas natural.

Gas licuado de petróleo

Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente por propano y butano, extraído del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas, que se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuye principalmente en cilindros y redes urbanas.

Gas natural

Mezcla de gases de composición variable que se encuentraen función del yacimiento del que se extrae. Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.

Gas natural líquido

Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Se almacena a -161 0C y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura.

Gas natural vehicular

Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

Gas no asociado Gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gasoductos dedicados

Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que permite la conducción de gas de manera independiente y exclusiva, y que no se utiliza para prestar servicios de transporte a terceros.

Gasoductos embebidos

Conjunto de tuberías y accesorios de propiedad de una persona natural o jurídica que se encuentra, por razones técnicas de operación, integrado a otros sistemas de transporte de propiedad de una persona natural o jurídica diferente.

H

Henry Hub

Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el New York Mercantile Exchange - NYMEX -.

Hidratos de metano

Mezcla de dos componentes: el hidrato de gas y el metano, que son los que más abundan en estado natural. Los hidratos de metano constituyen una fuente energética alternativa de gran proyección mundial, con reservas estimadas que prácticamente duplican las reservas convencionales actualmente reconocidas para los recursos energéticos fósiles.

IIntensidad energética

Cantidad de energía necesaria para producir una unidad de producto o riqueza.

Interconexión internacional

Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o exportación de gas natural.

L Licencia ambiental

Es un proceso utilizado para la planeación y administración de proyectos que asegura que las actividades humanas y económicas se ajusten a las restricciones ecológicas y de recursos y de esta forma se constituye en un mecanismo clave para promover el desarrollo sostenible.

OOPACGNI Opción para participar en asignaciones del cargo por confiabilidad

con plantas térmicas que utilicen gas natural importado.

Off shore Fuera o más allá de la costa marítima.

On shore Situado u ocure en tierra.

P Parejas de cargos regulados

Conjunto de cargos de transporte que permiten recuperar los costos de inversión distribuidos entre un cargo fijo y un cargo variable en diferentes proporciones.



P

Pie cúbico

Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medirel gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1.000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

Pozos A3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada.

Población activa Sumatoria de la población ocupada más la población desempleada.

Población en edad de trabajar

Personas ocupadas más personas desempleadas mayores de 16 años, o la población activa mayor de 16 años.

Población inactiva Personas que no tienen trabajo y tampoco lo están buscando.

Población ocupada Personas con empleo.

R

Recursos

Los recursos minerales son una concentración u ocurrencia de material de interés económico intrínseco en o sobre la corteza de la tierra en forma y cantidad en que haya probabilidades razonables de una eventual extracción económica.

Región AndinaIncluye 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 y Amazonía Incluye los departamentos de Caquetá, Casanare, Meta y Guaviare.

Región Pacífica Incluye los departamentos de Valle del Cauca, Cauca, Nariño y Chocó.

Regional

Hace referencia a un gasoducto regional, o sistema regional de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se definen como gasoductos o grupo de gasoductos del sistema nacional de transporte, con diámetros inferiores a 16 pulgadas, derivados de sistemas troncales de transporte.

ReservasAquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada.

Reservas probadas

Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad por parte de la ANH a través de actos administrativos.

Reservas probadas desarrolladas

Volúmenes a recuperar a partir de pozos, facilidades de producción y métodos operacionales existentes.

Reservas probadas no desarrolladas

Volúmenes que se espera recuperar, bien a partir de nuevos pozos en áreas no perforadas, o por la profundización de pozos existentes hacia yacimientos diferentes, o como consecuencia del desarrollo de nuevas tecnologías.

Reservas no probadas

Volúmenes calculados a partir de información geológica e ingeniería disponible, similar a la utilizada en la cuantificación de las reservas probadas; sin embargo, la incertidumbre técnica, económica o de otra naturaleza, no permite clasificarlas como probadas.

Reservas probables

Aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50 % de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.



R

Reservas posibles

Aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugiere que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.

Riesgo país Hace referencia a la probabilidad de que un país, emisor de deuda, sea incapaz de responder a sus compromisos de pago de deuda, en capital e intereses, en los términos acordados.

Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales utilizado como un indicador de madurez térmica.

S

Sísmica Sistema de Transmisión Nacional (energía eléctrica).

Shale oil/gas

Es una formación sedimentaria que contiene gas y petróleo (shale gas/oil). La característica definitoria del shale es que no tiene la suficiente permeabilidad para que el petróleo y el gas puedan ser extraídos con los métodos convencionales, lo cual hace necesario la aplicación de nuevas tecnologías.

T

TACCTasa de crecimiento anual compuesto, se utiliza frecuentemente para describir el crecimiento sobre un periodo de tiempo de algunos elementos del negocio.

Tasa desempleo Relación porcentual entre el número de personas desocupadas y la población económicamente activa .

Tasa empleo Relación porcentual entre la población ocupada y la población en edad de trabajar.

Tonelada equivalente de petróleo Unidad de medida utilizada para comparar diferentes energéticos.

TOC

Índice necesario para que un área sea prospectiva, el cual debe ser igual o superior al 2 %. Materiales orgánicos tales como fósiles de microorganismos y materia vegetal proporciona los átomos de carbono, oxígeno e hidrógeno, necesarios para crear gas natural y petróleo.

Transporte de gas

Actividades ejecutadas por los transportadores desde un punto de entrada hasta un punto de salida del sistema nacional de transporte y que reúnen las siguientes condiciones: 1. Capacidad de decisión sobre el libre acceso a un sistema de transporte, siempre y cuando dicho acceso sea técnicamente posible; y 2. Que realice la venta del servicio de transporte a cualquier agente mediante contratos de transporte.

Transmisión Transporte de energía eléctrica a través del sistema de transmisión.

Troncal

Hace referencia a un gasoducto troncal o sistema troncal de transporte. En la Resolución CREG 008 de 2001 se define como gasoducto o grupo de gasoductos de un sistema de transporte, diámetros iguales o superiores a 16".

U

Usuarios anillados Usuarios que técnicamente están habilitados para conectarse al servicio de gas natural, en caso de que así lo deseen.

Usuarios conectados Usuarios que adquirieron los derechos de conexión frente al distribuidor de gas.

Usuarios potenciales

Usuarios que reporta el Ministerio de Minas y Energía con base en el catastro del municipio o la localidad, en algunos casos no corresponde a fuente oficial. De igual manera, en el reporte se ajustó la información publicada por Minminas, teniendo en cuenta que los usuarios potenciales deben ser iguales o superiores a los usuarios anillados y conectados.

YYacimientos convencionales

Yacimientos que pueden ejecutarse o ser producidos a tasas económicas de flujo, lo cual podrá llevar a la producción de ciertos volúmenes económicos de hidrocarburos.

Yacimientos no convencionales

Todos aquellos yacimientos que no producen tasas económicas de flujo y que no podrán ser producidos rentablemente sin la aplicación de estimación, fracturamiento y recuperación.


A B R E V I AT U R AS Y S I G L AS

CONCEPTO Descripción

A

Acipet Asociación Colombiana de Ingeniería de Petróleos

AIE Agencia Internacional de Energía

ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos

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

B

bl Barril

BEO Boletín Electrónico de Operaciones

Bm3 Billones de metros cúbicos

BP British Petroleum

Btu British thermal unit

C

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

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

D

DAFP Departamento Administrativo de la Función Pública

DANE Departamento Administrativo Nacional de Estadísticas

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

E

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&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



F

FECF Fondo Especial Cuota de Fomento

FEN Financiera Eléctrica Nacional

FERC Federal Energy Regulatory Commission

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

G

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

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

Hha Hectárea

hp Horses Power (Caballos de Fuerza)

I

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

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

K

km Kilómetro/kilómetros

KNOC Korea National Oil Corporation

Kpc Mil pies cúbicos

Kst Cargo de ajuste a la fórmula tarifaria

kV Kilovoltios

kWh Kilovatios hora

L l Litro/litros

M

m2 Metros cuadrados

m3 Metros cúbicos

Mb Millones de barriles

Mbd Miles de barriles por día

Mbtu Millones de unidades térmicas británicas

MCIT Ministerio de Comercio, Industria y Turismo




M

$000 Miles de pesos colombianos

$MM Millones de pesos colombianos

Mbep Millones de barriles equivalentes de petróleo

Mha Millones de hectáreas

Minminas o MME Ministerio de Minas y Energía

Ml Millones de litros

mm Milímetros

Mm3 Millón de metros cúbicos

Mm3d Millones de metros cúbicos por día

Mpcd Millón de pies cúbicos diarios

MRV Mercados Relevantes Virtuales

Mst Cargo promedio máximo por unidad

Mtep Millones de toneladas equivalentes de petróleo

m Metro/Metros

mv Mes vencido

MWh Megavatios hora

MW Megavatios

N

Naturgas Asociación Colombiana de Gas Natural

NBP National Balancing Point

NEV New Energy Vehicles

NGV Natural Gas Vehicles

NSU Nivel de Satisfacción del Usuario

NTC Norma Técnica Colombiana

# Número

NYMEX New York Mercantile Exchange

O

OCG Opción de Compra de Gas

OEF Obligaciones de Energía Firme

OIT Organización Internacional del Trabajo

OPACGNI Opción para participar en las asignaciones del cargo por confiabilidad con plantas o unidades térmicas que utilicen gas natural importado.

Osinergmin Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería de Perú

OR Operador de Red

P

PAC Programa Anual de Caja

Pcd Pie cúbico día

PDOF Producción Disponible para Ofertar en Firme

PDVSA Petróleos de Venezuela SA

Pecsa Peruana de Combustibles SA

Pemex Petróleos Mexicanos

PEN Plan Energético Nacional

PGN Presupuesto General de la Nación

PIB Producto Interno Bruto

PNG Pressurised Natural Gas (Gas Natural Presurizado)

PNI Programa de Nuevas Inversiones

PPI Producer Price Index

PQR Peticiones, Quejas y Reclamos

PwC Price Waterhouse Coopers

R

Ro Indicador de reflectancia de cierto tipo de minerales

RSC Responsabilidad Social Corporativa

R/P Relación reservas/producción

RSE Responsabilidad Social Empresarial

RTR Recursos Técnicamente Recuperables

RUT Reglamento Único de Transporte



S

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

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

T

TACC Tasa de Crecimiento Anual Compuesto

TA Trimestre Anticipado

TEA Contratos de Evaluación Técnica de la ANH

Tep Tonelada equivalente de petróleo

TGI Transportadora de Gas Internacional

THT Tetra Hidro Tiofeno

Tkc Tasa promedio de costo de capital remunerada por capacidad

Tkv Tasa promedio de costo de capital remunerada por volumen

TOC Total Organic Carbon

t Tonelada

Tpc Tera pies cúbicos

Trim Trimestre

TRM Tasa Representativa del Mercado

TSO Operador del Sistema de Transporte

U

UPME Unidad de Planeación Minero Energética

USA United States of America

US$ Dólares

US$ MM Millones de dólares

VVIM Valle Inferior del Magdalena

VMM Valle Medio del Magdalena

VSM Valle Superior del Magdalena

WWACC Weighted Average Cost of Capital

WTI West Texas Intermediate


FAC TO R E S D E CO N V E R S I Ó N

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

FAC TO R E S D E CO N V E R S I Ó N

E N T R E CO M B U S T I B L E S

UNIDAD COMBUSTIBLEPODER

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

P R E F I J O S D EC I M A L E S

PREFIJO FACTOR DE MULTIPLICACIÓN SÍMBOLO

Peta 10 15 P

Tera 10 12 T

Giga 10 9 G

Mega 10 6 M

Kilo 10 3 K

Billones 10 9 B

(*) Se basa en supuestos de contenido energético.

Directorio sectorial

D I R E C TO R I O I N T E R N AC I O N A L

EMPRESA CIUDAD PAÍS DIRECCIÓN TELÉFONO

A

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 -AGENERSA - Rio de Janeiro Brasil Av. Treze de Maio, #23 (Edifício Dark) - Centro -

RJ - CEP 20031-902 (21) - 2332-6469

Agencia de Hidrocarburos Rio de Janeiro Brasil Centro - Río de Janeiro - RJ - 20031-201 (21) - 3804-0000

Agencia Nacional de Energía Eléctrica -ANEEL- Brasilia Brasil SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar (55) - 61-21928714

Agencia Nacional de Petróleo -ANP- Rio de Janeiro Brasil Avenida Río Branco #65-13 (55) - 21-21128370

Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329634

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos San José Costa Rica Apdo. 936 - 1000 - Sabana Sur (506) - 2200102

Autoridad Nacional de los Servicios Públicos -ANSP- Panamá Panamá Vía España, Edificio Office Park (507) - 5084624

CCálidda Lima Perú Calle Morelli 150, C.C La Rambla – Torre 2, San

Borja (51) - 1 - 6149000

Comisión Nacional de Energía -CNE- Madrid España Calle Alcalá, 47 (34) - 91 - 4329618

Comisión Reguladora de Energía -CRE- México D. F. México Av. Horacio 1750, Colonia Los Morales (52) - 55 - 52831550

EEnargas Buenos Aires Argentina Suipacha #636 (54) -11- 43252500

Energy Information Administration Washington Estados UnidosNational Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585

(1) -202/586 - 0727

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

MMinisterio 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

OOlade Quito Ecuador Av. Mariscal Antonio José de Sucre N58-63 y

Fernández Salvador Edif. OLADE - Sector San Carlos (593) - 2 - 2598-122

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería -OSINERG- Lima Perú Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar (51) - 1 - 2193409

S

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


D I R E C TO R I O N AC I O N A L

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 SAlcanos de Colombia Neiva Carrera 9 #7-25 (578) 8714416 www.alcanosesp.comEPM Medellín Carrera 58 #42-125 Piso 12 (574) 83808080 www.epm.com.coEspigas Moniquirá Calle 17 #5-46 (578) 7280742 www.espigas.netEfigas 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) 3391430Gases de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 #22-46 (577) 6228145 - 6228587 [email protected] del Caribe Barranquilla Carrera 54 #59-144 (575) 3306000 - 3612499 www.gasesdelcaribe.comGases del Cusiana Yopal Carrera 20 #18-66 (578) 6357951 [email protected] de La Guajira Riohacha Carrera 15 #14 C-33 (575) 7273464 - 7273343 [email protected] de Occidente Cali Centro comercial Chipichape Bodega 2, Piso 3 (572) 4187300 - 6847300 [email protected] del Oriente Cúcuta Avenida 0 #6-06 (5775) 5752545 [email protected] Natural Bogotá Calle 71 A #5-38 (571) 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.coGas Natural Cundiboyacense Bogotá Carrera 10 #9-08 (571) 8637966 EXT 116 [email protected] Natural del Cesar Bucaramanga Carrera 37 #37-27 (5776) 6437862 - 6437148 www.gasnacer.comGasoriente Bucaramanga Diagonal 13 #60 A-54 (5776) 6443888 - 6443382 [email protected] Villavicencio Calle 47 A #30-08 (578) 6643030 [email protected] Acacías - Meta Carrera 23 #18-24 (578) 6569555 www.madigas.com.coMetrogas Floridablanca Centro Comercial Cañaveral Local 165 (577) 6384526 - 6384935 [email protected] Bucaramanga Calle 51 #23-62 (5776) 6477302 - 6478307 [email protected] Surtigas Cartagena Calle 31 #47-30 (575) 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.coE M P R E S A S P R O D U C T O R A SBP Exploration Company Colombia Ltd. Bogotá Carrera 9A #99-02 Piso 7 (571) 6284000 www.bogota.cpweb.bp.comCanacol Energy Colombia SA Bogotá Calle 113 #7-45 Torre B Of 1501 (571) 6211747 www.canacolenergy.comChevron Texaco Petroleum Company Bogotá Calle 100 #7A-81 (571) 6107366 - (571) 2578400 www.texaco.comEmpresa Colombiana de Petróleos SA Bogotá Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 - (571) 2880071 www.ecopetrol.com.coEquion Energia Ltd. Bogotá Carrera 9 A #99-02 Piso 7 (571) 6284700 www.equion-energia.comGeoproduction Oil & Gas Company of Colombia Bogotá Calle 98 #22-64 Of 507 (571) 6360723 www.geoproduction.comHocol SA Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre A Piso 2 (571) 3174405 - (571) 3174404 www.hocol.com.coInteroil Colombia E & P Bogotá Carrera 7 #114-43 Of 1202 (571) 6205450 www.interoil.com.coMercantile Colombia Oil And Gas Bogotá Avenida 7 #115-60 Zona F Of 506 (571) 6121464 - (571) 2145433 [email protected] Stratus Energy Colombia Bogotá Calle 99 #9A-54 Torre 3 Of 1402 (571) 6283970 www.pacificrubiales.com.coPerenco 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.coPetróleos del Norte SA Bogotá Av. Calle 127 #6a-76 Of 503 (571) 16279621 www.petronor.comPetrosantander (Colombia) Inc. Bogotá Calle 70 #7-60 Of 601 (571) 3451766 www.petrosantander.com.coUnión Temporal Omega Energy Bogotá Carrera 9 #113-52 Edificio Torres Unidas 2, Pisos 9 y 21. (571) 7423338 www.omegaenergy.coE M P R E S A S T R A N S P O R T A D O R A S

Coinogas Floridablanca Calle 31A #26-15, Of 711 Centro Empresarial La Florida Cañaveral (577) 6782165 http://coinogas.com

Progasur Neiva Calle 7 #8-79, Edificio Centro Empresarial del Huila Local 3 (578) 8714416 EXT 136, (578) 8710632 www.progasur.com.co

Promigas Barranquilla Calle 66 #67-123 (575) 3713444 - 3713555 www.promigas.com.coTGI Bucaramanga Carrera 34 #41-51 (5776) 6320002 www.tgi.com.coTranscogas Bogotá Calle 71 #11-10 Of 204 (571) 6090187 www.transcogas.com.coTransmetano Medellín Calle 29 #41-105, Edificio S.O.H.O. Of 901 (574) 4447072 - 3317473 www.transmetano.com.coTransoccidente Cali Calle 64 N #5 BN-146 Of 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.coTransoriente Bucaramanga Carrera 27 #36-14 (5776) 6347177 - 6347234 www.transoriente.com.coE N T I D A D E S G U B E R N A M E N T A L E SAgencia 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. Ciudadela Empresarial Sarmiento Angulo. (571) 3791720 www.ani.gov.co

Banco de la República Bogotá Entrada principal: carrera 7 #14-78 (571) 343 1111 www.banrep.gov.coCREG Bogotá Av. Calle 116 #7-15. Edifico Cusezar Int. 2 Of. 901 (571) 6032020 - 018000512734 www.creg.gov.coDANE Bogotá Carrera 59 #26-70 Interior I - CAN (571) 5978300 - (571) 5978399 www.dane.gov.coMinisterio de Minas y Energía Bogotá Calle 43 #57-31 CAN (571) 220 0300 www.minminas.gov.coSuperintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios Bogotá Carrera 18 #84-35 Piso 4 (571) - 6913005 www.superservicios.gov.coUnidad de Planeación Minero Energética Bogotá Calle 26 #69D-91 Piso 9, Edificio Arrecife Torre 1 018000911729 - (571) 2220601 www.upme.gov.coO T R A S E N T I D A D E SCNO Gas Bogotá Avenida El Dorado #68 C-61, Of 532 (571) 6121464 - (571) 2145433 www.cnogas.org.coCorficolombia Bogotá Carrera 13 #26-45 Piso 8 018000522238 - (571) 286 33 00 www.corficolombiana.comEcopetrol 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


D O C U M E N TO S


A

Alcanos de Colombia. Boletín Informativo de Tarifas número 2013-07.

ANH. Indicadores y estrategias 2014-2015

ANH. Producción fiscalizada gravable. Marzo 2015.

ANH. XVIII Congreso Naturgas 2015

ANH. Contratos firmados Ronda Colombia 2014

B

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.

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.

CCorpresearch. Informe de riesgo país: Colombia. Abril 2013.

CREG. Resoluciones expedidas en junio - diciembre 2013 y enero - mayo 2014.

D

DANE. Comunicado de prensa, índice de precios al consumidor. Bogotá, abril 1 de 2014.

DANE. Importaciones enero 2014. Bogotá, marzo 10 de 2014.

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.

E

EIA. NYMEX coal futures near-month contract final settlement price, 2015.

EIA. WTI Spot Price FOB, 2015.

Efigas. Componentes tarifarios año 2014.

Efigas. Consumo de gas natural año 2014.

Efigas. Subsidios y contribuciones año 2014.

M

Ministerio de Minas y Energía. Cobertura del Servicio de Gas Natural. Diciembre 2014.

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.

S

Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por departamento, 2014.

Sistema Único de Información. Consumo regulado de gas natural por municipios, 2014.

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.

U

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.

Unidad de Planeación Minero Energética. Precios de Gas Natural Vehicular Principales Ciudades, 2014.

Unidad de Planeación Minero Energética. Precios de Gasolina Corriente Principales Ciudades, 2014.

B I B L I O G R A F Í Apágina 163

PÁG I N AS W E B


AAgencia Nacional de Hidrocarburos, www.anh.gov.co

Asociación Colombiana de Gas Natural, www.naturgas.com.co

BBanco de la República, www.banrep.gov.co

British Petroleum, www.bp.com

CComisión de Regulación de Energía y Gas, www.creg.gov.co

Corporación Financiera Colombiana SA, www.corficolombiana.com.co

Coinogas, www.coinogas.com

DDepartamento Administrativo Nacional de Estadísticas, www.dane.gov.co

Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales, www.dian.gov.co

EEcopetrol, 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

PPrensa Vehicular, www.prensavehicular.com

Promigas, www.promigas.com

Promotora de Gases del Sur SA ESP, www.progasur.com.co

S

Sistema de Información Minero Colombiano, www.simco.gov.co

Sistema Único de Información, www.sui.gov.co

Superintendencia de Electricidad y Combustibles, www.sec.cl

Superintendencia Financiera, www.superfinanciera.gov.co

TThe 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

infor me del sector gas n a tur al 2 014 - … · gas natural vehicular comercio de gnl cifras sur...

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