Promigas SectorGas tapa contra 6 OCT · Como ha sido costumbre en las últimas versiones de este...

I N FO R M ED E L S EC TO RG AS N AT U R A L2 0 16

COLO

MB

IA X

VII

ED

ICIÓ

N

- I

NFO

RM

E D

EL S

ECTO

R G

AS

NA

TU

RA

L 2

016

-

CIF

RA

S 2

015

C O L O M B I AX V I I E D I C I Ó N

Cifras 2015

Contexto económico

P Á G I N A1 4

Resumen ejecutivo

Contenido

Introducción

P Á G I N A0 4

P Á G I N A0 8

P Á G I N A2 2

Estadísticas internacionales del gas natural

PANORAMA MUNDIAL

CANASTA ENERGÉTICA

EMISIONES DE CO2

RESERVAS

PRODUCCIÓN

CONSUMO

PRECIOS INTERNACIONALES

COMERCIO INTERNACIONAL DE GAS NATURAL

Comercio de gas natural a través de gasoductos

Comercio internacional de GNL

GAS NATURAL VEHICULAR

CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA

CIFRAS NORTEAMÉRICA

P.3 3

P.3 5

3 5

3 6

P.3 9

P.4 0

P.4 3

P.3 2

P.2 4

P.2 8

P.2 9

P.3 0

P.3 1

I N F O R M E D E L S E C T O R G A S N A T U R A L 2 0 1 6C i f r a s 2 0 1 5

P Á G I N A4 4

P Á G I N A8 4

Gas natural en Colombia

Temáticas relevantes y de actualidad para el sector

P Á G I N A1 1 0

P Á G I N A1 6 4

Anexos Bibliografía

P.4 6 CIFRAS DEL SECTOR

Canasta energética y emisiones de CO2

Exploración y reservas

Producción y suministro

Transporte de gas por redes

Distribución y comercialización

PROSPECTIVA DEL SECTOR

CIFRAS FINANCIERAS DE LAS EMPRESAS

Cifras consolidadas

Distribuidoras de gas natural

Transportadoras de gas natural

AVANCES EN LA CONFIABILIDAD DEL SUMINISTRO

Terminal de regasificación de SPEC

Gasoducto del Sur (Loop San Mateo–Mamonal)

Gasoducto Plato-Bosconia - Valledupar

Gasoducto campo Corrales–City Gate Belencito

FACTORES DETERMINANTES EN EL FOMENTO AL CONSUMO RESIDENCIAL

Gasoductos regionales: una historia exitosa

Subsidios: materialización de una política pública

Integración de mercados relevantes: ajustes al esquema regulatorio

EL GAS NATURAL Y SU USO EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA

COYUNTURA REGULATORIA ACTUAL

La importancia de la calidad regulatoria

Evaluación de un ente regulatorio

ACTUALIDAD REGULATORIA2015-2016

Normatividad Minminas

Normatividad CREG

DETALLE DELA COBERTURA NACIONAL

DETALLE DE MUNICIPIOS SIN GAS NATURAL

GLOSARIO DE TÉRMINOS, SIGLAS Y FACTORES DE CONVERSIÓN

DIRECTORIO SECTORIAL

P.7 1

P.7 4

4 6

4 7

4 9

5 3

5 5

7 4

7 5

8 1

P.8 6

8 6

8 8

8 9

9 0

P.9 1

9 2

9 5

1 0 6

9 8

1 0 8

P.9 9

P.1 0 6

P.1 1 2

1 1 6

1 1 7

P.1 2 4

P.1 4 8

P.1 5 8

P.1 6 2

I N T RO D U CC I Ó N

P R O M I G A SI N F O R M E D E L S E C T O R G A S N A T U R A L 2 0 1 6C i f r a s 2 0 1 5P Á G I N A 6

Introducción

Promigas quiere que esta decimoséptima edición del ‘Informe del sector gas natural en Colombia’, correspondiente a 2016, sea, como las anteriores, una herramienta de referencia de información que permita seguir el desempeño del sector del gas natural en Colombia y su evolución en el resto del mundo.

El informe se soporta en datos suministrados por entidades gubernamentales y particulares, los cuales organiza y presenta como un aporte para instituciones públicas y privadas y, en general, para personas que tienen relación con el sector. La información que se comparte en este estudio evita la realización de juicios de valor, con el fin de proveer a sus lectores con un estudio objetivo e imparcial.

Esos datos, que abarcan los años 2005, 2010, 2014 y 2015, muestran grandes progresos, sin desconocer la existencia de las problemáticas y los retos que ha enfrentado el sector, que deberá continuar en la búsqueda de las acciones que le permitan seguir mejorando.

Como parte inicial, la estructura del Informe incluye un resumen ejecutivo que destaca las principales cifras del gas natural mundial y de nuestro país, y continúa con la recopilación de indicadores económicos de Colombia, con referencia principal a las variables con mayor injerencia para las instituciones y los usuarios. Las estadísticas internacionales del gas natural son un capítulo tradicional que se mantiene en este informe realizando un recorrido por las cifras mundiales de toda la cadena del gas natural. Seguidamente, se presenta información sectorial de las diferentes fases del proceso que conforman la industria del gas

P Á G I N A 7

natural en Colombia, que constituyen la principal fuente de información de este estudio, e incluyen las actividades exploratorias, los datos de producción y transporte, y la distribución y comercialización con énfasis en la demanda y en las estadísticas de usuarios finales del servicio. Se sintetiza en el capítulo los resultados de la prospectiva del sector gas natural en Colombia, tomados de la versión de junio de 2016 de la UPME. Como complemento final del capítulo, se recopilan las cifras financieras de las 26 empresas, seis transportadoras y 20 distribuidoras, que, bajo la Ley 142, son las encargadas de prestar el servicio público domiciliario de gas natural.

Como ha sido costumbre en las últimas versiones de este informe, se destaca la inclusión de las temáticas relevantes y de actualidad del sector, que en esta edición contiene:

1) Avances en la confiabilidad del suministro2) Factores determinantes en el fomento al consumo residencial3) El gas natural y su uso en la generación eléctrica4) Coyuntura regulatoria actual

En los anexos se han incluido los datos estadísticos de los usuarios a nivel de detalle de los municipios y de las empresas que los atienden, y un resumen dedicado a la normativa de interés aprobada durante 2015 y comienzos de 2016, entre otros anexos estadísticos.

En definitiva, es un interesante reto para Promigas contribuir con este informe anual para un mejor conocimiento del sector, e incrementar la expectativa de prosperidad y competitividad en beneficio de los usuarios del servicio de gas natural en Colombia.

R E S U M E N E J EC U T I VO

P R O M I G A S P Á G I N A 1 0

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


CO N T E X TO E CO N Ó M I CO

Indicadores económicos 2015

Mundial Colombia

48

3,1 %

6,8 %

8,9 %

Población - Cifras en millones

208

(3,9 %)

10,7 %

9,0 %

Brasil

3,1 %Favorable crecimiento PIB Colombia 2015 frente a bajo crecimiento mundial

1.371

6,9 %

1,6 %

4,1 %

China

321

2,4 %

0,7 %

5,0 %

Estados Unidos

Crecimiento del PIB

Tasa de inflación

Tasa de desempleo

Tasa de interés - Fin de año 2015

Brasil

Colombia

China

Estados Unidos

14,25 %

5,24 %

4,35 %

0,25 %

P Á G I N A 1 1R E S U M E NE J E C U T I V O

2.321 2.358

2.078 1.9662.156

1.898 1.848 1.798 1.869

2.746

2.001

Comportamiento de la TRM $/US$ - Promedio AnualCOLOMBIA

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

(40 %) (20 %) 0 % 20 %

Fuente: Banco Mundial, Trading Economics, DANE, Banco de la República.

1 %

Petróleo y sus derivadosCarbónCaféFerroníquelOtros

Colombia balanza comercial - Año 2015(18.367) US$MM

Exportaciones (FOB)35.691 US$MM 40 %

13 %7 %

39 %

(20 %) (10 %) 0 % 10 % 20 %

Bienes de consumo

Bienes intermedios

Bienes de capital

34 %

43 %

Importaciones (CIF)54.058 US$MM 23 %

TACC 2005-2015

Variación 2014-2015


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


28 %Participación del gas natural en la canasta energética de Colombia

Cifras internacionales 2015

5,4

2,4

1,0

Reservas - Tpc 6.599

342,4

335,6

Producción - Gpcd

Consumo - Gpcd

C I F R AS D E G AS N AT U R A L

Gas natural - Año 2015

Europa y EurasiaNorteaméricaAsia PacíficoOriente MedioSur y CentroaméricaÁfrica

43 %

Reservas

Consumo

Mundial

29 %

28 %

30 %

20 %

14 %

4 %5 %

4%

8 %

8 %

7 % Colombia

Costa Caribe

Interior del país

42 %

36 %

58 %

64 %

PetróleoGas naturalCarbón mineralHidroenergíaOtros

Consumo energéticoAño 2015

36 %

28 %

20 %

12 %

4 %

33 %

24 %

29 %

7 %7 %Mundial

13.417 MtepColombia34,3 Mtep

0 % 1 % 1 % 2 % 2%

Fuente: UPME, BP Statistical Review of Worl Energy 2016.

TACC 2005-2015

Variación 2014-20150 % 2 % 4 % 6 % 8 %

Precios internacionales

ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT

Henry HubUS LNG

20181614121086420

10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 15

120

100

80

60

40

20

0

WTIHenry Hub US$/Mbtu WTI US$/BI US LNG Exports US$/Mbtu

Mundial Colombia

P Á G I N A 1 3R E S U M E NE J E C U T I V O

C I F R AS F I N A N C I E R AS

23 billones de PesosCifra de total activos del sector gas natural (transporte y distribución)

Fuente: SUI, Empresas del sector.

Distribuidoras

Transportadoras

Participación por sector - Año 2015

32 %68 % 26 % 74 %

TACC 2005-2015

Variación 2014-2015

Indicadores financieros - Año 2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

60 %

50 %

40 %

30 %

20 %

10 %

0 %

Cifras financieras - Año 2015Cifras en millones de pesos

Activo

Pasivo

Ingreso operacional

Utilidad operacional

Utilidad neta

8.772.137

2.250.199

1.469.028

663.288

4.271.327

979.606

714.594

Distribuidoras19 empresas

15.601.7167.455.170

Activos Ingresos

0 % 10 % 20 % 30 % 40 %

Indicadores económicos 2015

Activo 23.056.886

13.043.464

10.013.422

Consolidado Sector Gas Natural 2015Cifras en millones de pesos

Pasivo

Patrimonio

Ingreso operacional 8.682.433

2.448.634

1.377.882

Utilidad operacional

Utilidad neta

Colombia

Margen netoMargen operacional Endeudamiento

Transportadoras6 empresas

6.432.233

0 % 10 % 20 % 30 % 40 %

CO N T E X TO ECO N Ó M I CO


C O N T E X T OE C O N Ó M I C O


Actividad económica 2005 2010 2014p 2015pr

Agricultura, caza, silvicultura y pesca 2,8 0,2 3,1 3,3

Explotación de minas y canteras 4,1 10,6 (1,1) 0,6

Industria manufacturera 4,5 1,8 0,7 1,2

Suministro de electricidad, gas y agua 4,1 3,9 3,4 2,9

Construcción 6,9 (0,1) 10,5 3,9

Comercio, restaurantes y hoteles 5,0 5,2 5,1 4,1

Transporte, almacenamiento y comunicaciones

4,9 6,2 4,7 1,4

Servicios financieros y empresariales 5,0 3,6 5,7 4,3

Servicios sociales 3,5 3,6 5,2 2,9

Producto interno bruto 4,7 4,0 4,4 3,1Fuente: DANE.Nota: Las cifras del PIB 2014 son provisionales y las del 2015 son preliminares.

Fuente: Banco de la República, DANE.Nota: Las cifras del PIB 2014 es provisional y la de 2015 preliminar.

Fuente: Banco de la República, DANE.Nota: Las cifras del PIB 2014 es provisional y la de 2015 preliminar.

Comportamiento PIB vs inflación

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014p 2015pr

9 %

8 %

7 %

6 %

5 %

4 %

3 %

2 %

1 %

0 %

PIB

Inflación

PIB per cápita colombiano. Cifras en $MM

2005 2010 2014p

7,99,3

10,8

TACC2005-20154 %

11,3

2015pr

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

11,3 millones de pesosCifra del PIB per cápita colombiano en 2015

Aun cuando en 2015 las nueve actividades económicas que conforman el PIB de Colombia crecieron positivamente y cuatro de ellas estuvieron por encima del promedio, el crecimiento de este año (+3,1 %) fue uno de los más bajos de la última década, solo superado por el de 2009 (+1,7 %).

Los sectores destacados en el PIB de 2015 fueron ‘Servicios financieros e inmobiliarios’, que crecieron 4,3 %, y ‘Comercio, restaurantes y hoteles’, con 4,1 %. Sin embargo, a diferencia de años anteriores, la economía del país no contó con una actividad

económica que jalonara el crecimiento del PIB, como si sucedió con la explotación de minas y canteras entre 2010 y 2013, y con la construcción el año inmediatamente anterior.

A pesar de los continuos esfuerzos del Banco de La República por ejercer un estricto control sobre la inflación en el país, en los últimos dos años se observa una fuerte tendencia alcista, situación que no se veía desde comienzos de la última década en el bienio 2007–2008,cuando se alcanzó una inflación de 7,7 %.

P Á G I N A 1 7C O N T E X T OE C O N Ó M I C O

Después del quinquenio 2010–2014, de excelentes resultados en el comportamiento de las exportaciones de los productos minero-energéticos, en el último año la dinámica del comercio internacional no fue nada favorable para estos productos. Unos precios que alcanzaron mínimos de la última década acabaron con la bonanza que se produjo en este sector en años anteriores.

Las exportaciones colombianas de 2015 retrocedieron a montos similares a los de 2009. Con respecto al año anterior, este disminuyó un 35 %, y lo exportado a países diferentes a sus principales socios comerciales es el monto de mayor decrecimiento, (–40 %).

En el mismo sentido, las importaciones del país en el último año sufrieron una disminución de –16 % con respecto a 2014, aunque esta no fue tan pronunciada como la de las exportaciones. La fuerte devaluación del peso colombiano en 2015 fue una de las razones principales para este decrecimiento.

Concepto 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Exportaciones (FOB)

Petróleo y sus derivados 5.559 16.502 28.927 14.239 10 % (51 %)

Carbón 2.598 6.015 6.810 4.560 6 % (33 %)

Café 1.471 1.884 2.473 2.526 6 % 2 %

Ferroníquel 738 967 641 430 (5 %) (33 %)

Otros 10.825 14.346 15.945 13.935 3 % (13 %)

Total exportaciones 21.190 39.713 54.795 35.691 5 % (35 %)

Importaciones (CIF)

Bienes de consumo 3.992 9.004 14.251 12.125 12 % (15 %)

Bienes intermedios y materias primas 9.536 17.158 27.977 23.332 9 % (17 %)

Bienes de capital 7.676 14.324 21.800 18.601 9 % (15 %)

Total importaciones 21.204 40.486 64.029 54.058 10 % (16 %)

Total balanza comercial (14) (772) (9.234) (18.367) (105 %) (99 %)Fuente: DANE.

Fuente: DANE.

Exportaciones por sector

Exportaciones (FOB)

2005 2010 2014 2015

2015

2014

2010

2005

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

7 %

5 %

5 %

8 %

MineroIndustrialAgropecuario y otros

TradicionalesNo tradicionales

20152014

51 %

49 %

Fuente: DANE.

Fuente: DANE.

Materias primas y productos intermediosBienes de consumoBienes de capitalEquipo de transporteCombustibles, lubricantes y conexosMateriales de construcción

34 %

48 % 45 %

59 % 36 %

48 % 46 %

31 % 60 %

36 %

64 %

29 %

71 %

39 %

61 %

Principales destinos de las exportacionesCifras en US$MM

Estados Unidos

14.200

9.853

1.884 1.433

Ecuador Resto de países

1.187 1.148

Perú

1.987

Venezuela

1.060

México

914 914

34.623

21.282

Importaciones por sector - Año 2015

Fuente: DANE.

22 %

21 %

11 %

9 %

3 %




Durante el último año, el monto de la inversión extranjera en Colombia sufrió un fuerte retroceso con respecto al año anterior (–26 %). Los únicos sectores que presentaron crecimientos en 2015 fueron ‘Comercio–restaurantes–hoteles’ (+66 %), ‘Servicios comunales’ (+28 %) y ‘Agricultura–otros’ (+8 %).

Estados Unidos, Panamá y España concentraron un 43 % de los flujos de IED en Colombia durante 2015. Chile con 742 US$MM (6,1 % del total de IED) fue el país suramericano con mayor flujo de inversión hacia Colombia.

Actividad económica 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Sector petróleo 1.125 3.080 4.732 3.063 11 % (35 %)

Otros sectores: 9.111 3.350 11.593 9.045 (0,1 %) (22 %)

Industria manufacturera 5.502 210 2.837 2.412 (8 %) (15 %)

Servicios financieros y empresariales 245 916 2.478 2.103 24 % (15 %)

Transporte, almacenamiento y comunicaciones 1.025 (356) 1.994 668 (4 %) (67 %)

Explotación de minas y canteras 2.151 1.838 1.582 533 (13 %) (66 %)

Comercio, restaurantes y hoteles 299 221 1.122 1.859 20 % 65,8 %

Construcción 150 302 669 760 18 % 13,7 %

Suministro de electricidad, gas y agua (252) 43 523 251 20 % (52 %)

Agricultura, caza, silvicultura y pesca 5 58 203 220 45 % 8,1 %

Servicios comunales (16) 118 185 238 51 % 28,4 %

TOTAL IED 10.235 6.430 16.325 12.108 2 % (26 %)

Fuente: Banco de la República

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 C O L O M B I A - C I F R A S E N U S $ M M

Sector petróleoIndustria manufactureraServicios financieros y empresarialesTransporte, almacenamiento y comunicacionesExplotación de minas y canterasOtros sectores

Fuente: Banco de la República.

Fuente: Banco de la República.

Inversión extranjera directaCifras en US$MM

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

Minería y petróleo

Sectores no minero energéticos

IED en Colombia - Año 2015 IED según país de origen - Año 2015

Fuente: Procolombia.

Estados UnidosPanamáEspañaBermudasSuizaHolandaOtros países

25 %

20 %

17 %

18 %

13 %

12 %

11 %9 %

8 %

30 %

6 %

4 %

27 %


En 2012, después de alcanzar el precio promedio anual más bajo de los últimos diez años, la TRM comenzó una escalada alcista que a finales de 2015 llegó a superar la barrera de los $3.000/US$.

El Gobierno interpreta la devaluación como una buena noticia, reiteradamente ha mencionado que una TRM alrededor de $3.000/US$ incentiva las exportaciones no tradicionales y disminuye las importaciones, lo que ayudaría a cubrir las pérdidas por los menores ingresos generados por el petróleo.

El EMBI + es un indicador económico de riesgo país, calculado a diario por JP Morgan, que muestra la diferencia entre la tasa de interés que piden los inversionistas por los bonos de un país frente a los de Estados Unidos. Aunque Colombia se encuentra entre los países emergentes con EMBI más bajo, preocupa el deterioro continuo que ha venido sufriendo este indicador en los últimos tres años, pues ha alcanzado una cifra solo superada por la de 2008, en plena crisis financiera.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Concepto 2005 2010 2014 2015

TRM - $/US$

Promedio año 2.321 1.898 2.001 2.746

Fin de año 2.284 1.914 2.392 3.149

Devaluación (4,4 %) (6,4 %) 24,2 % 31,6 %

Variación IPC

Fin de año 4,9 % 3,2 % 3,7 % 6,8 %

Variación IPP

Fin de año 2,1 % 4,4 % 6,3 % 9,6 %

DTF E.A.

Promedio año 7,0 % 3,7 % 4,1 % 4,6 %

Fin de año 6,3 % 3,5 % 4,3 % 5,2 %

Total deuda externa - US$MM

Fin de año 38.507 64.738 101.282 111.197

Indicadores sociales

Salario mínimo legal vigente - COP 381.500 515.000 616.000 644.350

Tasa de desempleo 11,8 % 11,7 % 9,1 % 8,9 %

Riesgo país

EMBI+ 238 172 196 321

Fuente: DANE, Banco de la República, revista Ambito.com

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 C O N O M Í A C O L O M B I A N A

2.321 2.358

2.078 2.1561.898

1.848 1.798

1.869

2.001

(4,4 %)

(2,0 %)

11,4 %

1,5 % 9,0 %

24,2 %

31,6 %

(10,0 %)

2.746

1.966

Comportamiento de la TRM - $/US$(promedio anual)

Devaluación nominal

(8,9 %) (6,4 %) (9,0 %)

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

238

161195

498

196172

Evolución del EMBI +

Fuente: www.ambito.com

195

112166

196

321




La población colombiana creció en el periodo de estudio, 2005–2015, a un promedio anual de 1,2 %, que es similar para los dos géneros.

En Colombia, según estudio publicado por el Banco de la República a finales de 2015, para las mujeres es más difícil conseguir empleo que para los hombres. En 2015, la tasa de desempleo de 8,9 % se descompone en 11,7 % para las mujeres y en 6,8 % para los hombres,

Concepto 2005 2010 2014 2015

Población total (miles) 42.889 45.510 47.662 48.203

Hombres 21.170 22.467 23.532 23.800

Mujeres 21.719 23.043 24.130 24.404

Hogares (miles) 10.871 12.191 13.302 13.585

Personas por hogares (promedio) 3,9 3,7 3,4 3,4

Densidad poblacional (habitantes / km2) 38 40 42 43

Crecimiento de viviendas ocupadas 3 % 2 % 2 % 2 %

Viviendas ocupadas / viviendas totales 94 % 94 % 94 % 94 %

Fuente: DANE (Población 2005 a 2015: datos proyectados)

I N D I C A D O R E S D E M O G R Á F I C O S HombresMujeres

Fuente: DANE.

Distribución de la población - Año 2015

Total población48 MM

Total de desempleo8,9 %

Región 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Andina 24.037 25.407 26.503 26.777 1 % 1 %

Caribe 9.091 9.748 10.302 10.442 1 % 1 %

Pacífica 7.426 7.818 8.152 8.237 1 % 1 %

Orinoquía y Amazonía 2.335 2.537 2.705 2.747 2 % 2 %

POBLACIÓN TOTAL 42.889 45.510 47.662 48.203 1 % 1 %

Fuente: DANE (2005 a 2015: datos proyectados).

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

una brecha de 4,9 %, la cual, aun cuando ha venido disminuyendo, continúa siendo importante.

El DANE reporta, en su estudio denominado ‘Encuesta nacional de calidad de vida’, publicado en marzo de 2016, que el porcentaje de acceso de los hogares al servicio de gas natural en 2015 es de 62,5 %, mientras que los de energía eléctrica y acueducto son de 99 % y 90 %, respectivamente.

Evolución porcentual de hogares con acceso a gas natural

40,3 %47,4 %

Fuente: DANE - Encuesta Nacional de Calidad de Vida (Marzo de 2016)

2005 2008 2010 2012 2014 2015

52,4 %57,3 %

61,5 % 62,5 %

49 %

43 %

51 %

57 %


Para 2016, el Banco Central proyecta una leve disminución en la variación del IPC, y prevé que en 2017 se podrá encarrilar este índice bajo las metas de inflación propuestas, o sea, entre 2 % y 4 %.

Después de tres años consecutivos de manejar tasas de desempleo de un dígito, para 2016 expertos analistas proyectan un incremento en esta tasa, que regresaría a niveles por encima de 10 %. Sin embargo, hacia 2017 se prevé una mejoría en el comportamiento del empleo, que volvería al cumplimiento de la meta, es decir, tasa de desempleo de un solo dígito.

Fuente: Banco de la República. p: proyectado.Nota: IPC proyección (Banco de la República) IPP proyección (www.lanotaeconomica.com)

Fuente: Banco de la República, www.lanotaeconómica.cop: proyectado.

CONCEPTO PIB %

Inflación %

TRM finde año$/US$

DTF nominal

%

Déficil fiscal

(% del PIB)

Tasa de desempleo

%PIB %

Inflación %

TRM fin de año$/US$

Analistas locales

Alianza Valores 2,0 7,1 3.600 7,0 3,9 13,2 2,5 5,3 3.800

ANIF 2,5 6,2 ND 7,2 3,4 9,2 3,4 4,0 ND

Banco de Bogotá 3,0 5,8 3.050 7,3 3,6 9,5 3,5 3,5 3.100

Bancolombia 2,6 5,4 3.250 7,2 3,6 10,3 2,9 3,2 3.140

BBVA Colombia 2,0 6,2 3.100 7,7 3,9 10,0 3,0 4,1 2.800

BGT Pactual 2,3 5,9 3.260 ND 3,6 9,8 3,1 3,7 3.350

Corficolombiana 2,7 5,3 2.750 6,5 3,6 9,3 3,2 3,7 2.500

Corpbanca 2,5 6,3 3.025 7,3 3,4 11,2 3,7 4,1 2.930

Credicorp Capital 2,3 5,3 2.900 6,5 3,1 10,3 3,2 3,3 2.600

Davivienda 2,6 6,8 3.100 6,8 3,6 9,9 3,7 4,0 ND

Fedesarrollo 2,5 6,0 ND 7,8 3,0 ND 3,0 4,0 ND

Ultraserfinco 2,8 6,1 2.950 6,7 ND 9,6 3,2 4,2 2.850

Promedio 2,5 6,1 3.099 7,1 3,5 10,2 3,2 3,9 3.008

Analistas externos

Citibank 2,4 5,0 2.900 6,8 3,6 10,0 3,0 3,7 2.900

Deutsche Bank 2,4 6,2 3.253 ND 4,0 9,7 3,1 4,0 ND

Goldman Sachs 2,2 5,4 3.600 ND 3,8 ND 2,7 3,5 3.660

JP Morgan 2,2 6,6 3.100 ND 3,6 ND 3,2 ND 3.200

Promedio 2,3 5,8 3.213 6,8 3,8 9,9 3,0 3,7 3.253

Nota: Proyecciones de marzo de 2016. ND: No disponible.Fuente: Banco de la República.

P R O Y E C C I O N E S C I F R A S M A C R O E C O N Ó M I C A S 2 0 1 6

Inflación fin de año

2017p

2016p

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2005

3,9 %

6,1 %

6,8 %

3,7 %

1,9 %

2,4 %

3,7 %

3,2 %

4,9 %

9,5 %

10,2 %

8,9 %

9,1 %

9,6 %

10,4 %

10,8 %

11,7 %

11,8 %

5,1 %

6,0 %

9,6 %

6,3 %

5,5 %

(0,5 %)

(3,0 %)

4,4 %

2,1 %

Tasa de desempleo anual 2017p

2016p

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2005

Proyecciones 2017

Consumidor (IPC) Productor (IPP)

E S TA D Í S T I C ASI N T E R N AC I O N A L E SD E L G AS N AT U R A L


E S T A 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 A T U R A L


PA N O R A M A M U N D I A L

Se presenta en la siguiente sección noticias relevantes y proyecciones entregadas por expertos acerca del sector gas natural en las seis grandes regiones del mundo, ordenadas según sus volúmenes de reservas de gas natural, que permiten tener una visión del panorama de este energético a nivel mundial.

ORIENTE MEDIO

IRÁN

QATAR

EUROPA Y EURASIA

ASIA PACÍFICO

NORUEGAREINO UNIDO

RUSIA

UCRANIAHOLANDA

AUSTRALIA

CHINA

INDIA

MALASIAINDONESIA

COREA DEL SURJAPÓN

TAIWAN

P Á G I N A 2 5E S T A 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 A T U R A L

40 %Participación de las reservas de gas natural del Medio Oriente del total mundial

En esta región se encuentran localizadas un poco más de 40 % de las reservas de gas natural en el mundo. Solo entre Irán y Qatar alcanzan 31 % de dichas reservas.

RUSIA: Ocupa el segundo lugar entre los países con mayores reservas de gas en el mundo, y el mismo puesto como productor, detrás de Estados Unidos. Abastece cerca de 30 % del gas de Europa, y se encuentra cerca de iniciar exportaciones a China. Es el gran jugador del gas en Europa y el que impone las condiciones en el mercado. En 2015, fue acusado por la Unión Europea de abuso y monopolio en los mercados de gas de Europa central y del este.

Esta región se caracteriza por la presencia de los mayores importadores de GNL en el mundo, Japón y Corea del Sur, seguidos en menor escala por China, India y Taiwán.

IRÁN: Poseedor de las mayores reservas de gas natural en el mundo, trabaja actualmente varias opciones para “unirse al club del GNL Internacional”, según dijo Alireza Kameli, CEO de Iranian Gas Export Co. Para este funcionario, Teherán podría reiniciar este ambicioso proyecto, abandonado en 2012 por el recrudecimiento de las sanciones occidentales.

QATAR: Primer exportador mundial de GNL con aproximadamente 103 billones de m3, y tercero en volúmenes de reservas de gas natural. La mayoría de sus reservas se encuentran en el gigantesco yacimiento en offshore de North Field, que cubre un área equivalente al mismo Qatar. Este yacimiento de gas no asociado es la principal fuente de producción del país.

NORUEGA, REINO UNIDO Y HOLANDA: Son otros países con producción de gas en la región. Noruega es el más importante, pues es el principal exportador de gas a Europa occidental. Al respecto, el comisario europeo de Acción por el Clima y Energía, Miguel Arias, resaltó la fiabilidad de Noruega como proveedor de gas para la Unión Europea durante una visita que hizo a Oslo en junio de 2015.

Europa, región con muy pocos países productores, viene enfrentando en los últimos años un panorama de incertidumbre en lo que respecta a su suministro de gas natural como consecuencia de las tensiones geopolíticas entre Rusia y Ucrania, dado que un 80 % del gas ruso hacia Europa pasa por Ucrania.

JAPÓN: A medida que recupera sus programas de energía nuclear, tiende a reducir su consumo de GNL no volviendo al récord histórico de 2014.

COREA: Un crecimiento sólido y constante cercano a 3 % le permitirá mantener un crecimiento de 1 % en el consumo de GNL.

CHINA: Analistas expertos vaticinan un crecimiento de 4,9 % en su consumo de gas en el período 2015–2025, lo cual duplica sus importaciones de GNL y cuadriplica las importaciones por redes.

Asia Pacífico no es únicamente una región importadora de gas natural a través de GNL, pues en ella se encuentran grandes exportadores de este combustible, como Malasia, Australia e Indonesia.




ÁFRICA

NORTEAMÉRICA

SUR Y CENTROAMÉRICA

EGIPTO

NIGERIA

ARGELIA

CANADÁ

ESTADOS UNIDOS

MÉXICO

CHILEARGENTINA

BOLIVIA

PERÚ

COLOMBIA

TRINIDAD Y TOBAGO

VENEZUELA

BRASIL


Las cifras de gas natural del continente africano se sustentan, principalmente, en tres países, Argelia, Egipto y Nigeria. Los dos primeros ubicados al norte, en la región subsahariana, y el último en la región occidental del continente.

ARGELIA: Localizado en el norte de África, es el máximo productor de gas natural en esta región, uno de los pioneros en el mundo en la tecnología de GNL (1964). Además, es el principal exportador de gas a España, a través del gasoducto intercontinental Medgas, con un poco más de 50 % del total de gas consumido por el país ibérico.

Norteamérica es uno de los mercados más integrados por gasoductos; sin embargo, sus importaciones netas se han visto disminuidas por el incremento en la producción de gas de Estados Unidos.

ESTADOS UNIDOS: Mayor productor y consumidor de gas natural en el mundo. A comienzos de 2016, se inauguró como exportador de GNL con un envío a Brasil. El punto de partida son las nuevas instalaciones de Sabine Pass (Cheniere Energy) en Luisiana, golfo de México. Lo anterior, ocasionado por la mayor producción en los yacimientos de shale gas y el menor precio local.

EGIPTO: A finales de agosto de 2015, la multinacional italiana ENI anunció el hallazgo de Zohr, un gran yacimiento de gas natural en el mar Mediterráneo en aguas territoriales egipcias. Se estiman reservas de 30 Tpc.

NIGERIA: Esta nación de África occidental posee las mayores reservas de la región, y tiene como objetivo triplicar su capacidad de producción de gas natural en 2020, cuando se espera pasar de 4 a 11 Gpcd para ayudar a satisfacer sus necesidades de energía y desarrollo industrial, según ha manifestado Diezani Alison–Madueke, ministro de Petróleo de ese país.

CANADÁ: Es el quinto mayor productor y el cuarto mayor exportador de gas natural en el mundo. Como parte de un mercado plenamente integrado y continental de gas natural, mueve sus recursos con eficiencia a través de fronteras nacionales y provinciales.

MÉXICO: Expertos analistas del sector gas vislumbran la posibilidad de que este país se convierta en la vía de paso del gas estadounidense hacia el resto del continente americano motivado por la extensa red de gasoductos que desarrollan la Comisión Federal de Electricidad y PEMEX.

Suramérica, sin llegar a tener la connotación de un mercado integrado, presenta algunos flujos de gas entre países. Brasil y Argentina reciben gas de Bolivia vía gasoductos. En el pasado, Argentina exportó gas a Chile, y hasta 2015 Colombia envió gas a Venezuela, situación que espera se revierta a partir de 2018.

TRINIDAD Y TOBAGO: Es el principal exportador de GNL de la región desde finales de los noventa. A él se unió Perú en 2010 con su planta de licuefacción Perú GNL en Pampa Melchorita.

CHILE, BRASIL Y ARGENTINA importan cargamentos de GNL para completar su abastecimiento, mientras que Colombia hará lo propio a partir de 2017.

ARGENTINA: Doce años después de parar las exportaciones de gas a Chile, en mayo de 2016 se abrieron los cinco gasoductos trasandinos para llevar gas de Chile hacia Argentina. Lo anterior, motivado por incumplimientos en los volúmenes importados de Bolivia y en la plena capacidad de los puertos que reciben los barcos con GNL.




C A N AS TA E N E RG É T I C A 24 %Participación del gas natural en la canasta enegética mundial de 2015

Fuentes de energía 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Petróleo 3.934 4.080 4.252 4.331 1 % 2 %

Carbón 3.131 3.634 3.911 3.840 2 % (2 %)

Gas natural 2.504 2.887 3.081 3.135 2 % 2 %

Hidroelectricidad 661 784 884 893 3 % 1 %

Energía nuclear 626 626 575 583 (1 %) 1 %

Renovables 83 170 317 365 16 % 15 %

TOTAL 10.940 12.181 13.021 13.147 2 % 1 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.

C O N S U M O E N E R G É T I C O M U N D I A L - M t e p

En el periodo en estudio, 2005–2015, aun cuando el petróleo mantuvo su liderazgo en el consumo energético mundial perdió tres puntos porcentuales de la canasta energética, al pasar su participación en esta de 36 % a 33 %. El carbón, por su parte, continúa siendo la segunda fuente de energía más usada en el mundo y mantuvo su participación en estos diez años en 29 %.


Evolución del consumo energético - Mtep

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

5.000

4.500

4.000

3.500

3.000

2.500

2.000

10 %

8 %

6 %

4 %

2 %

0 %

(2 %)

(4 %)

Petróleo

Petróleo

Entre las fuentes que aumentaron su participación en la canasta en este periodo, se encuentran el gas natural (24 %), la hidroelectricidad (7 %) y las energías renovables (3 %), todas fuentes de energía más amigables con el medio ambiente que el petróleo y carbón. El gas natural y la hidroelectricidad crecieron un punto porcentual cada una, mientras que las renovables pasaron de 1 % a 3 %.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Variación anual


Gas natural

Gas natural

Carbón

Carbón

PetróleoCarbónGas naturalHidroelectricidadOtros

Canasta energética mundial


2015

2005

33 %

36 %

7 %7 %

24 %

29 %

29 %

23 %

6 %6 %


E M I S I O N E S D E CO 2

ChinaMayor emisor de CO2 en el mundo, 27 % del total

De las tres fuentes de energía, petróleo, carbón y gas natural, que participan con un 86 % de la canasta energética mundial, el carbón es la fuente con el mayor factor de emisión de CO2, con 69 % más alto que el de gas natural y 29 % mayor que el del petróleo. Al comparar el factor del gas natural y el del petróleo, este último es un 31 % más alto que el de gas natural.

La investigación de los científicos Robert Jackson, de la Universidad de Stanford, California; Corinne Le Quéré, de la Universidad de Anglia del Este, en Gran Bretaña, y por el Proyecto Global de Carbono, replicada por el portal de la revista de The Economist, se confía en que a partir de 2015 se presente un estancamiento en el aumento de las emisiones de CO2, nocivo para la capa de ozono y gran contribuyente del calentamiento global. Lo anterior, basado en la desaceleración de la economía china, país que, como se muestra en el gráfico, es el mayor emisor de este gas contaminante, aunque en 2015 redujo su consumo de carbón, al pasar de un crecimiento de 6,7 % en las emisiones de CO2 en 2014, a solo 1,6 % en 2015.

Emisiones de CO2 Consumo de combustible= Factor de emisión

Petróleo Gas natural

Factor de emisión de CO2-Kg/TJ

Ecuación para el cálculo de las emisiones de CO2


Fuente: Elaboración propia del consultor.

Carbón

73.300

56.100

94.600

x

Emisiones de CO2 - 2015

Consumo de energía primaria mundial: TACC 2005 -2015

Asia PacíficoNorteaméricaEuropa y EurasiaOriente MedioÁfricaSur y Centroamérica

ChinaEstados UnidosIndiaRusiaJapónOtros países



Consumo combustible Emisiones de CO2

Petróleo

2,1 % 2,3 % 3,0 %1,6 %

16 %

1,9 %

(1 %)

1 %

Carbón Gas natural Hidroelectricidad Energíanuclear

Renovables Totalconsumoenergético

48 % 42 % 27 %

19 %

19 %

6 %4 %

4 %

4 %4 % 7 %

16 %




R E S E RVAS 6.599 Tpcson las reservas de gas natural en el mundo


Oriente Medio 2.565 2.777 2.827 2.827 1 % (0,03 %)

Europa y Eurasia 1.518 1.771 2.012 2.005 3 % (0,3 %)

Asia Pacífico 458 508 545 553 2 % 1 %

África 497 514 499 497 0 % (0,4 %)

Norteamérica 276 387 450 450 5 % 0 %

Sur y Centroamérica 242 266 270 268 1 % (1 %)

TOTAL 5.556 6.222 6.603 6.599 2 % (0,1 %)

R E S E R VA S M U N D I A L E S P R O B A D A S D E G A S N AT U R A L - Tpc


Las reservas mundiales de gas natural crecieron en la última década 1.043 Tpc. Un 47 % de este crecimiento, 487 Tpc, se obtuvo en la región de Europa y Eurasia, más específicamente en Rusia y Turkmenistán. Otras regiones con crecimientos destacados en este periodo fueron Medio Oriente con 262 Tpc, Norteamérica con 174 Tpc y Asia Pacífico con 95 Tpc.

Irán es el poseedor de las mayores reservas de gas natural en el mundo desde 2010, cuando desbancó a Rusia de esta posición, como consecuencia de una severa revisión en ese año de los datos de este país euroasiático.

Turkmenistán, con la incorporación en 2011 de las reservas del gigantesco campo de Galkinish, y Estados Unidos, con los contínuos ingresos de recursos de shale gas en el último lustro, son los países con mayores crecimientos en sus reservas entre 2005 y 2015.

Sin excepción, en el periodo 2005–2015, las seis regiones en que se divide el planeta consiguieron reponer con nuevas reservas hasta la última molécula de gas natural consumida en este periodo, aunque fue África la única región a la que solo le alcanzaron sus nuevas reservas para estrictamente igualar su consumo.

IránRusiaQatarTurkmenistánEstados UnidosOtros países

Reservas de gas natural - 2015


Reservas mundiales de gas natural – Tpc

Estados UnidosCanadáOtros

RusiaTurkmenistánOtros

NigeriaArgeliaOtros

VenezuelaOtros

N O R T E A M É R I C A

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

Á F R I C A

S U R Y C E N T R O A M É R I C A

2005

200573 %5 %22 %

200537 %32 %31 %

200563 %37 %

2015

201557 %31 %12 %

201536 %32 %32 %

201574 %26 %

AustraliaChinaOtros

A S I A PA C Í F I C O

200518 %12 %70 %

201522 %25 %53 %

IránQatarOtros

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

200538 %35 %27 %

201542 %31 %27 %

200574 %21 %5 %

201582 %16 %2 %

18 %

17 %

13 %9 %

36 %

6 %


P RO D U CC I Ó N 7 %TACC 2005-2015 de la produción de gas natural de Oriente Medio, el mayor en el mundo en este periodo


Europa y Eurasia 99 98 96 96 (0,3 %) (1 %)

Norteamérica 73 79 92 95 3 % 4 %

Oriente Medio 31 48 58 60 7 % 3 %

Asia Pacífico 36 48 52 54 4 % 4 %

África 18 15 20 20 1 % 2 %

Sur y Centroamérica 16 18 19 19 1 % 0 %

TOTAL 274 307 337 344 2 % 2 %

P R O D U C C I Ó N M U N D I A L D E G A S N AT U R A L - Gpcd


Europa y Eurasia se mantienen como las regiones más productoras de gas natural, aunque fue la única con un crecimiento negativo (–0.3 %) en el periodo 2005–2015. Norteamérica, con Estados Unidos como máximo productor mundial, se encuentra próxima a liderar este renglón del sector gas mundial.

Oriente Medio, con un TACC de 7 % en el periodo en estudio, fue la región con el mayor crecimiento en la producción mundial de gas natural. Qatar, exportador élite de GNL, e Irán, con un fuerte desarrollo en su industria de GNV en este periodo, son los principales motivos de este crecimiento.

En 2008, Estados Unidos se convirtió en el mayor productor de gas natural en el mundo, posición en la cual ha venido consolidándose en los últimos años con la revolución del shale gas, tanto así que se encuentra próximo a convertirse en el nuevo jugador de las exportaciones de GNL.

Rusia, quien comenzó la última década como el máximo productor, viene dando un giro en la estrategia comercial de este energético en el intento de ampliar sus mercados. Para ello, ha firmado con China un contrato de suministro de gas durante treinta años por valor de 400.000 millones de dólares.

Estados UnidosRusiaQatarIránCanadáOtros países

Producción de gas natural - 2015


Producción mundial de gas natural - Gpcd


RusiaNoruegaOtros

ArgeliaNigeria Otros

Trinidad y TobagoArgentinaOtros



Á F R I C A


2005

200557 %8 %35 %

200547 %13 %40 %

200519 %27 %54 %

2015

201558 %12 %30 %

201539 %24 %37 %

201521 %19 %60 %

ChinaIndonesiaOtros


200513 %20 %67 %

201525 %13 %62 %

QatarIrán Otros


200514 %32 %54 %

201529 %31 %40 %

200568 %25 %7 %

201578 %17 %5 %

22 %

16 %

47 %

5 %5 %5 %




CO N S U M O 97 GpcdConsumo de gas natural de Europa y Eurasia en 2015, región con mayor consumo en el mundo


Europa y Eurasia 106 108 97 97 (1 %) (0,3 %)

Norteamérica 76 82 92 93 2 % 2 %

Asia Pacífico 40 56 67 68 5 % 1 %

Oriente Medio 27 39 45 47 6 % 6 %

Sur y Centroamérica 12 15 16 17 4 % 3 %

África 8 10 12 13 5 % 5 %

TOTAL 268 310 330 336 2 % 2 %

C O N S U M O M U N D I A L D E G A S N AT U R A L - Gpcd


El consumo mundial de gas natural entre 2005 y 2010 presentó un TACC de 2,3 %, jalonado por fuertes crecimientos en regiones como Oriente Medio (+6 %) y Asia Pacífico (+5 %). China, con un crecimiento promedio anual de 15% en este periodo, e Irán, con uno por encima de 6% en los últimos años, son los países que lideran el desarrollo del sector en sus respectivas regiones.

Estados Unidos ha sido el mayor consumidor de gas natural en el mundo desde los inicios de esta industria. En los últimos años, con las fuertes restricciones al uso del carbón en la generación térmica y una tendencia de precios a la baja, el consumo de este energético en el coloso del norte se encuentra al alza.

Japón, el mayor importador de GNL del mundo, ocupa el quinto lugar entre los países con mayor consumo de gas natural, lo que es muestra de lo eficiente que puede resultar esta forma de abastecimiento.

En contraste, Europa y Eurasia (–1 %), es la única región con crecimiento negativo en este periodo. Países como Rusia y Ucrania vienen sufriendo retrocesos en sus volúmenes anuales de consumo. Además, la mayoría de naciones de la región, salvo excepciones, como Turkmenistán y Turquía, no incrementaron sus consumos, en parte por la incertidumbre en el suministro que genera la tensión política en el Báltico.

Estados UnidosRusiaChinaIránJapónOtros países

Consumo de gas natural - 2015


Consumo mundial de gas natural – Gpcd


RusiaAlemaniaOtros

EgiptoArgeliaOtros

ArgentinaBrasilOtros



Á F R I C A


2005

200536 %8 %56 %

200537 %27 %36 %

2005 33 %16 %51 %

2015

201539 %7 %54 %

201535 %29 %36 %

201527 %24 %49 %

ChinaJapónOtros


200512 %19 %69 %

201528 %16 %56 %

IránArabia SauditaOtros


200537 %25 %38 %

201539 %22 %39 %

200580 %12 %8 %

201581 %10 %9 %

22 %

11 %

52 %

6 %6 %

3 %


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

Combustibles 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Petróleo WTI - US$/Bl 56,5 79,5 93,3 48,7 (1 %) (48 %)

Carbón FOB exportación - US$/Ton 94,9 83,3 72,9 58,0 (5 %) (20 %)

Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu 8,8 4,4 4,4 2,6 (11 %) (40 %)

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

Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2016, Platts.

1,9 US$/MbtuPrecio mínimo del gas natural Henry Hub en 10 años, alcanzado en dic 2015

El último pico del precio de petróleo, 105,8 US$/Bl, se presentó en junio de 2014, debido, principalmente, al auge del Estado Islámico (EI) en Irak y a la crisis de Ucrania. En contraste, la creciente producción de shale oil en Estados Unidos, el ascenso de la producción de los países de la OPEP y la desaceleración de las economías de Europa y Asia, entre otros factores, precipitaron la caída drástica de los precios en 2015 a mínimos de 37,2 US$/Bl.

Por otra parte, la crisis de los precios del carbón en los últimos años la motiva que China, el mayor consumidor mundial, para combatir la alta contaminación, que afecta gravemente la salud de personas, está recurriendo a fuentes energéticas más limpias, como la hidroelectricidad y el gas natural, según explicaron a Blomberg News, en agosto de 2015 expertos analistas.

En los últimos dos años, tal como se aprecia en la siguiente gráfica, se volvió a acentuar la correlación existente entre el precio del petróleo y el del gas natural, un poco desvanecida entre 2011 y 2012, como lo corroboran las variaciones en los precios de ambos combustibles entre 2014 y 2015: la del petróleo alcanzó (–48 %), mientras que la del gas estuvo muy cerca, con una variación de (–40 %).

Máximo

2005 2010 2014 2015

46,8

6,1

8,8

42,556,565,5 64,8

79,5

Petróleo WTI - US$/Bl PromedioMínimo Carbón FOB exportaciónUS$/t

91,5

59,3

93,3

108,5

37,2

48,7

59,8

2005 2010 2014 2015

MáximoPromedioMínimo

Fuente: EIA. Fuente: Coalmymex.

Máximo

2005 2010 2014 2015

Gas natural Henry Hub - US$/Mbtu

PromedioMínimo

Fuente: EIA.

45,3 47,0

71,177,4

82,5

66,872,9

79,2

48,7

58,065,8

13,4

3,24,4

7,5

3,54,4

6,0

1,92,6 3,0

Precios internacionales

ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT ENE ABR JUL OCT

Henry HubUS LNG

20181614121086420

10 10 10 10 11 11 11 11 12 12 12 12 13 13 13 13 14 14 14 14 15 15 15 15

120

100

80

60

40

20

0

Henry Hub US$/Mbtu WTI US$/BI US LNG ExportsWTI

Fuente: EIA, BP Statistical Review of World Energy 2016.




Se nota en este comparativo de precios de gas natural de los diferentes mercados internacionales cómo la producción de shale gas impacta directamente en los precios de gas de referencias Henry Hub y Alberta, no tanto así en el precio de LNG Japan y Heren NBP Index.

El precio del LNG Japan comenzó a dispararse a partir del segundo semestre de 2011, después de que en marzo de ese mismo año se produjera en la ciudad de Fukushima (Japón) uno de los mayores accidentes nucleares de la historia. Esa catástrofe produjo una escalada en este precio, que solo empezó a revertirse en 2015, cuando ese país comenzó a recuperar sus programas de energía nuclear y a reducir su consumo de GNL.

Por lo anterior, uno de los mayores descensos en la última década de un precio promedio de referencia de gas natural en un año es, precisamente, el de LNG Japan entre 2014 y 2015, pues pasó de 16,3 a 10,3 US$/Mbtu. Esta tendencia a la baja en este referente continúa acentuándose si se tiene en cuenta que a febrero de 2016 este precio oscilaba en 4,4 US$/Mbtu.

Precios Spot promedio de gas natural - US$/Mbtu

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

Henry Hub (US)Alberta (Canadá)LNG (Japan)Heren NBP Index (UK)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015


Una variable que sí afecta todos los precios de referencia es el desplome de los precios internacionales del petróleo, que comenzó a darse a mediados de 2014. A finales de abril de 2015, los precios del petróleo cayeron 43,8 % respecto al mismo mes de 2014, dinámica que contagió a los precios del gas, los cuales disminuyeron 44,6 % en el mismo periodo.

100 %

80 %

60 %

40 %

20 %

0 %

(20 %)

(40 %)

(60 %)

(80 %)2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Variación anual de precios Heren NBP Index (UK) Alberta (Canadá)LNG (Japan)Henry Hub (US)



Precio Spot promedio de LNG Japan - US$/Mbtu

1816141210

86420

2010 2011 2012 2013 2014 2015

10,91

14,73

16,75 16,17 16,33

10,31Accidente de Fukushima

Recuperación Programa de energía nuclear


Rusia

EstadosUnidos

Canadá

Brasil

Bolivia

México

China

Argentina

Argelia

España

Noruega

Turkmenistán

Holanda

CO M E RC I O I N T E R N AC I O N A L D E G AS N AT U R A L

EXPORTADORES

IMPORTADORES Rusia Noruega Canadá Holanda Estados Unidos Turkmenistan Argelia Otros Total

importaciones Participación

Alemania 45 35 0 23 0 0 0 1 104 15 %

Bélgica 11 2 0 3 0 0 0 8 24 3 %

Canadá 0 0 0 0 20 0 0 0 20 3 %

China 0 0 0 0 0 28 0 6 34 5 %

Estados Unidos 0 0 74 0 0 0 0 0,03 74 11 %

Holanda 2 18 0 0 0 0 0 10 30 4 %

Italia 24 7 0 6 0 0 7 7 50 7 %

México 0 0 0 0 30 0 0 0 30 4 %

Reino Unido 0 26 0 3 0 0 0 0,2 29 4 %

Turquía 27 0 0 0 0 0 0 13 40 6 %

Otros países 84 22 0 6 0 10 18 129 270 38 %Total exportaciones 193 110 74 41 50 38 25 174 704 100 %

Participación 27 % 16 % 11 % 6 % 7 % 5 % 4 % 25 % 100 %

C O M E R C I O I N T E R N A C I O N A L D E G A S N AT U R A L A T R AV É S D E G A S O D U C T O S - 2 0 1 5 . Billones de m3

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.Nota: Billones corresponde a 109 por ser una fuente de Estados Unidos.

RusiaMayor exportador en el mundo de gas natural a través de gasoductos

Se presenta en esta sección las cifras del comercio internacional de gas natural, separándolas según las dos formas de hacerlo: a través de gasoductos y con la tecnología GNL, teniendo en cuenta en esta última las distintas partes de su cadena (licuefacción – buque metanero – regasificación).

Comercio de gas natural a través de gasoductos


Se observan dos grandes mercados en el comercio mundial de gas natural a través de gasoductos: un mercado europeo, con Rusia, Noruega y Holanda, este último en menor escala, que abastece a la mayoría de países de Europa; y uno norteamericano, con un flujo, bidireccional, Canadá–Estados Unidos, y otro Estados Unidos–México.

Otros dos exportadores, con volúmenes significativos en este tipo de comercio en 2015, fueron Turkmenistán, que recientemente firmó contratos para suministrar gas a China, y Argelia, que desde tiempo atrás abastece a Italia, España y cuatro países europeos más a través del gasoducto del Magreb.

En Suramérica, el rol de exportador por gasoducto lo tiene Bolivia, que en 2015 exportó, aproximadamente, 10,8 y 5,4 billones de m3 a Brasil y Argentina, respectivamente.




Comercio internacional de GNL 308,8 MtpaCapacidad mundial delicuefacción de gas natural,para 2015

EXPORTADORESEquivalencia

en Mtpa ParticipaciónIMPORTADORES Qatar Malasia Australia Nigeria Indonesia Trinidad

y Tobago Argelia Otros Total importaciones

Japón 20 21 26 6 9 0,1 1 34 118 162 35 %

Corea del Sur 16 5 3 2 5 0,1 0,5 13 44 60 13 %

China 7 4 7 0,4 4 0,1 0,5 3 26 36 8 %

India 14 0,2 1 3 0,3 0,3 0 3 22 30 6 %

Taiwán 9 3 0,3 0,1 3 0 0 4 19 26 6 %

España 3 0 0 4 0 1 4 2 13 18 4 %

Reino Unido 12 0 0 0,04 0 0,4 0,4 0,1 13 18 4 %

México 0,7 0 0 2 0,3 0,4 0 4 7 10 2 %

Otros 26 0,3 3 10 0,5 15 10 13 77 105 23 %Total exportaciones 106 34 40 28 22 17 16 75 338 100 %

Equivalencia en Mtpa 146 47 54 38 30 23 22 103 463

Participación 31 % 10 % 12 % 8 % 6 % 5 % 5 % 22 % 100 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.Nota: Billones corresponde a 109 por ser una fuente de Estados Unidos. 1 Billón de m3 = 0,73 Mtpa.

308,8 Mtpa

Capacidad mundial de licuefacción

244,8 Mtpa

Volumen total de GNL negociado en 2015

10 %

del suministro de gas natural, es GNL

410 buques

Flota mundial de transporte de GNL

Fuente: International Gas Union - IGU. Mtpa: millones de toneladas producidas anualmente.

QatarIndonesiaAustraliaArgelia

MalasiaTrinidad y TobagoOmánOtros países

Capacidad mundial de licuefacción de GNL - 2015

Fuente: GNL Global.

25 %24 %

12 %

11 %9 %8 %

5 %

Comercio internacional de GNL -


2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

189

TACC 6 %

211 226 227 243289

331 328 325 333 338

4 %

CIFRAS RELEVANTES DE GNL EN EL MUNDO - 2015 En la actualidad, Qatar, con un poco más de la cuarta parte de la capacidad mundial instalada de licuefacción, es el referente de esta actividad, en la cual viene manteniendo un liderazgo desde tiempo atrás gracias a fuertes inversiones en su infraestructura de GNL en los últimos veinte años.

En un segundo plano se encuentran Indonesia, Australia, Argelia y Malasia, con una participación en la capacidad instalada de GNL entre 12 % y 8 %.

Qatar, a pesar de dominar las exportaciones mundiales de GNL durante 2015, y siendo el Lejano Oriente el principal destino de estas, ha venido reenfocando su estrategia orientándose más hacia otros mercados, en especial hacia el europeo, específicamente al Reino Unido, donde sus exportaciones crecieron 12 % en el último año.

El TACC del comercio de GNL en el periodo 2005–2015 fue de 6 %. Sin embargo, al comparar el crecimiento de 2005 a 2010, que fue de 9 %, con el de 2010 a 2015, que fue de 3 %, se nota una desaceleración en el aumento de este comercio, originada además por la madurez del mismo, situación que puede reactivarse con la inminente entrada de nuevos proyectos, como se muestra más adelante.


Reino Unido$4.02

Bélgica$3.90

Corea$4.35 Japón

$4.35

China$4.20

India$4.38

España$4.27

Bahía Blanca$4.55

Rio de Janeiro$4.57

Canaport$2.41

Altamira$4.52

$

$

$

$

$

$$

$

$

$ $

Canadá

EstadosUnidos

Brasil

Argentina

Chile

ChinaJapón

Tailandia

India

España

Reino Unido

Turquía

Corea del Sur

México

Malasia

Francia

Italia

Taiwán

Singapur

Trinidad y Tobago

Perú

Noruega

Rusia

Yemen

Omán

Argelia

Angola

Egipto

Bélgica

Nigeria

Australia

IndonesiaNuevaGuinea

Qatar

EmiratosÁrabes

Alemania

Israel

RepúblicaDominicana

Puerto Rico

Grecia

Kuwait

GuineaEcuatorial

Actualmente, existen 19 países exportadores de GNL localizados en África (5), Asia Pacífico (5), Medio Oriente (4), Sur y Centroamérica (2), Europa y Eurasia (2) y Norteamérica (1).

Comercio GNL Importadores y ExportadoresImportadoresExportadores


Fuente: Federal Energy Regulatory Comission.

En contrapartida, los países importadores de GNL ascienden a 29, localizados en Asia Pacífico (9), Medio Oriente (3), Sur y Centroamérica (5), Europa y Eurasia (9) y Norteamérica (3).

Precios Spot estimados de GNL - Febrero 2016Cifras en US$/Mbtu

LNG JCC (Precio spot) - US$/Mbtu

ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY

201816141210

86420

Fuente: Spot LNG prices.

14 14 14 14 14 14 14 14 14 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 14 16 16 16 16 16

18,3

11,3

15,1

7,6

7,9

4,3

En febrero de 2016, los precios más caros de GNL en el mundo fueron pagados por los países suramericanos Brasil (4,57 US$/Mbtu) y Argentina (4,55 US$/Mbtu), para sus plantas regasificadoras de Guanabara en Río de Janeiro y Bahía Blanca (Buenos Aires), respectivamente. Por el contrario, el precio más barato de este combustible se pagó en Canadá, en la ciudad de Saint John, provincia marítima de New Brunswick, en el complejo de Canaport LNG (2,41 US$/Mbtu).




País Proyecto 2016 2017 2018 2019 2020 Capacidad por proyecto

Angola Angola LNG 5 5

Australia

9 9

GLNG 8 8

Gorgon 10 5 16

Ichthys 8 8

Prelude 4 4

Wheatstone LNG 9 9

Malasia

Petronas FLNG 1 1

MLNG T9 4 4

Rotan FLNG 2 2

Rusia Yamal LNG 6 11 17

Camerún Cameroon FLNG 1 1

Estados Unidos

Cameron LNG 4 8 12

Corpus Christi 5 5 9

Cove Point LNG 5 5

Freeport LNG 9 4 13

Sabine Pass 9 9 5 23

Capacidad anual 46 41 27 21 9 145

Mtpa

Fuente: GNL Global.

Estados UnidosAustraliaRusiaMalasiaAngolaCamerún

Proyectos GNL 2016 - 2020

Fuente: GNL Global.

43 %

37 %

11 %

4 %

4641

27

21

9

Capacidad incremental anual de proyectos de GNL - Mtpa

2016 2017 2018 2019 2020

Fuente: GNL Global.

4 % 1 %Con la entrada de los nuevos proyectos de GNL, principalmente de USA y Australia, se verán cambios importantes en el mapa de capacidad de licuefacción en el mundo.

Australia se vislumbra para 2018 como el principal exportador de GNL, cuando superará a Qatar. Según la Australian Petroleum Production & Exploration Association –APPEA–, organismo que reúne a 70 compañías de exploración y producción de gas y petróleo de Australia, durante el periodo 2013–2014 ese país exportó 24 Mtpa de GNL, y obtuvo ingresos por USD 16,4 billones (109). Además, se espera que las exportaciones de GNL se cuadrupliquen en los próximos cinco años.

En cuanto a los avances del mayor proyecto de GNL en el mundo, Sabine Pass, en Louisiana (USA), las empresas Cheniere Energy y Bechtel, al anunciar el 27 de mayo de 2016 la culminación de los trabajos en el Tren 1 del proyecto, indicaron que la fecha de la primera entrega comercial se proyecta para noviembre de 2016. Cheniere, a través de su filial, Sabine Pass Licuefacción, está construyendo seis trenes de licuefacción, los cuales se encuentran en diversas etapas de desarrollo y construcción.


G AS N AT U R A L V E H I C U L A R 4,4 MMVehículos con GNV en China en2015, líder mundial en este campo

País 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

China 97.200 450.000 3.994.350 4.411.000 46 % 10 %

Irán 115.479 1.954.925 4.068.632 4.068.632 43 % 0 %

Pakistán 1.000.000 2.740.000 3.700.000 3.700.000 14 % 0 %

Argentina 1.459.236 1.901.116 2.487.349 2.487.349 5 % 0 %

Brasil 1.117.885 1.664.847 1.781.102 1.900.000 5 % 7 %

India 248.000 1.080.000 1.800.000 1.800.000 22 % 0 %

Italia 382.000 730.000 885.300 904.000 9 % 2 %

Colombia 95.917 324.515 510.325 538.213 19 % 5 %

Uzbekistán 0 47.000 450.000 450.000 38 % 0 %

Otros 726.932 1.766.514 2.737.672 2.857.796 15 % 4 %

TOTAL 5.242.649 12.658.917 22.414.730 23.116.990 16 % 3 %

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

Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Journal, NGVA Europe, Ministerio de Minas y Energía.

Como estaba proyectado, en 2015, China se convirtió en el país con la mayor cantidad de vehículos convertidos a GNV en el mundo, desplazando de esta posición a Irán, que mantuvo este liderazgo por tres años consecutivos, de 2012 a 2014.

En el último quinquenio, el crecimiento de las conversiones a GNV mundial (+13 %) ha sido jalonado por las conversiones de China e Irán. Cuando se calcula el crecimiento de conversiones sin estos dos países, este solo alcanza 7 %.


China 355 1.350 6.502 6.502 34 % 0 %

Pakistán 930 3.285 2.997 2.997 12 % 0 %

Irán 137 1.574 2.268 2.268 32 % 0 %

Argentina 1.400 1.878 1.939 1.939 3 % 0 %

Brasil 1.227 1.781 1.805 1.805 4 % 0 %

Estados Unidos 1.340 1.300 1.615 1.640 2 % 2 %

Italia 509 790 1.060 1.060 8 % 0 %

India 198 571 936 936 17 % 0 %

Alemania 647 900 921 921 4 % 0 %

Colombia 141 637 716 749 18 % 5 %

Otros 2.230 3.522 5.918 5.956 10 % 1 %

Total 9.114 17.588 26.677 26.773 11 % 0.4 %

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

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

Fuente: NGV Journal.

25.000.000

20.000.000

15.000.000

10.000.000

5.000.000

-2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TACC 2005 - 201019 %

TACC 2010 - 201513 %

Vehículos convertidos a GNV




BrasilArgentinaVenezuelaColombiaOtros países

BrasilVenezuelaArgentinaOtros países

BrasilVenezuelaOtros países

PetróleoHidroelectricidadGas naturalOtros

Argentina BrasilVenezuelaOtros países



Consumo energético en Sur y Centroamérica - 2015

42 % 42 % 54 %35 % 30 % 27 %

23 %20 %11 %

28 % 38 %

13 %11 %

10 %10 %

6 %

Hidroelectricidad Gas naturalPetróleo

Canasta energética Sur y Centroamérica

47 %

27 %

21 %

6 %

46 %

22 %

23 %

9 %

2005 2015

Variación anual30 %

20 %

10 %

0 %

(10%)

(20%)

Petróleo

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016.

Gas natural Carbón

C I F R AS S U R Y C E N T ROA M É R I C A 23 %Participación del gas naturalen la canasta energéticade Sur y Centroamérica en 2015


Petróleo 249 295 330 323 3 % (2 %)

Hidroelectricidad 141 159 154 153 1 % (1 %)

Gas natural 111 136 153 157 4 % 3 %

Carbón 21 29 37 37 6 % 1 %

Renovables 5 11 10 23 16 % 126 %

Energía nuclear 4 5 5 5 3 % 3 %

Total 531 634 689 698 3 % 1 %

C O N S U M O E N E R G É T I C O E N S U R Y C E N T R O A M É R I C A - Mtep


Entre 2005 y 2015, la canasta energética de la región sufrió algunos cambios en su composición, el más significativo de los cuales fue la pérdida de cinco puntos porcentuales en la participación de la hidroelectricidad. Lo anterior motivado por la vulnerabilidad de esta fuente de energía ante los efectos del cambio climático, más específicamente por el fenómeno de El Niño.

Por su parte, el gas natural continúa su ascenso en esta matriz, al incrementar su participación en 2%. El posicionamiento del sector gas en Brasil, que duplicó su consumo en el periodo en estudio, es una de las principales razones de dicho ascenso, aun cuando, en términos generales, la mayoría de países de la región con recorrido en el sector crecieron sus consumos.



Trinidad y Tobago 3,2 4,3 4,1 3,8 2 % (6 %)

Argentina 4,4 3,9 3,4 3,5 (2 %) 3 %

Venezuela 2,7 3,0 2,8 3,1 2 % 13 %

Colombia 3,5 3,1 2,6 2,4 (4 %) (9 %)

Bolivia 1,2 1,4 2,0 2,0 6 % (1 %)

Brasil 1,1 1,4 2,2 2,2 8 % 1 %

Perú 0,1 0,7 1,3 1,2 23 % (3 %)

Otros 0,3 0,3 0,3 0,3 (1 %) 9 %

TOTAL 16,5 18,1 18,6 18,6 1 % 0 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016, ANH, Ministerio de Minas y Energía.

Gpcd

Producción de gas natural en Sur y Centroamérica

Trinidad y TobagoArgentinaVenezuelaColombiaOtros países


2015

2005

21 %

19 %

19 %

27 %

31 %

17 %

13 % 16 %

22 %

16 %

VenezuelaBrasilPerúOtros países


Reservas probadas de gas natural en Sur y Centroamérica - 2015

74 %15 %

6 %

5 %

Colombia4,4

Venezuela198,4

Trinidad y Tobago11,5

Brasil15

Bolivia9,9

Argentina11,7

OtrosSur y Centroamérica2,6

Perú14,6

El principal hallazgo de reservas en el último año en esta región se dio en Bolivia, donde la multinacional española Repsol descubrió nuevas estructuras geológicas en el bloque Caipipendi, en el departamento de Tarija, con un potencial de 4 Tpc de gas natural. Con este hallazgo, las reservas gasíferas de ese país subirían un 40 % y alcanzarían los 14,5 Tpc.

Reservas probadasen Sur y Centroamérica 2015 - Tpc

El crecimiento promedio anual (TACC) de la producción en la región entre 2005 y 2015 (+1 %) se encuentra por debajo del promedio mundial (+2 %). Perú (+23 %), Brasil (+8 %) y Bolivia (+6 %) presentan los mejores índices de crecimiento en esta década.

Colombia presenta un crecimiento negativo (–4 %) debido a la optimización en el uso de este recurso, al disminuir ostensiblemente el gas reinyectado para incrementar la producción de petróleo en los campos asociados.




Venezuela, con sus relevantes reservas de gas natural y su nivel de producción actual, tendría asegurado más de siglo y medio de abastecimiento de este energético. Por lo anterior, este país es, en el largo plazo, el llamado a constituirse en el gran exportador del sur y centro del continente americano, algo muy parecido a lo que sucede en la actualidad con Rusia, el gran abastecedor de gas natural de Europa.

Factor R/P Sur y Centroamércia - Años


Argentina 3,9 4,2 4,6 4,6 2 % 1 %

Brasil 1,9 2,6 3,8 4,0 8 % 4 %

Venezuela 2,7 3,1 3,0 3,3 2 % 12 %

Trinidad y Tobago 1,6 2,2 2,1 2,1 3 % (-2 %)

Colombia 0,6 1,0 1,1 1,0 5 % (-6 %)

Perú 0,1 0,5 0,7 0,7 17 % 4 %

Otros 1,1 1,0 1,2 1,2 1 % 1 %

TOTAL 11,9 14,7 16,5 16,9 4 % 3 %

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016, UPME, SUI.

Gpcd

Consumo de gas natural en Sur y Centroamérica - Gpcd

20052015

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2016, UPME.Nota: Cálculo realizado con reservas probadas.

Factor R/P - Años

ArgentinaBrasilVenezuelaTrinidad y TobagoColombiaOtros países

2005

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,02010 2014 2015


Venezuela Perú Trinidad y Tobago

Brasil Argentina Bolivia Colombia Total

157173

220

33 1628

10 9

6349 43

13 18 1218

8

Colombia12

Venezuela173

Trinidad y Tobago8

Brasil18

Bolivia13

Argentina9

Perú33

Perú (+17 %), Brasil (+8 %) y Colombia (+6 %), son los países que crecieron su consumo en los últimos diez años por encima de la media de la región (4 %).

Argentina, país con la mayor trayectoria en el gas natural en la región, se mantuvo como el máximo consumidor de este energético en esta parte del continente. Sin embargo, una proyección del crecimiento en el consumo que trae Brasil lo llevaría, en un par de años, a liderar este renglón en la región.



Petróleo 1.129 1.040 1.027 1.036 (1 %) 1 %

Gas natural 711 770 865 881 2 % 2 %

Carbón 617 563 488 429 (4 %) (12 %)

Energía nuclear 209 214 216 216 0 % (0 %)

Hidroelectricidad 150 147 154 151 0 % (2 %)

Renovables 32 49 73 83 10 % 13 %

TOTAL 2.848 2.784 2.823 2.796 (0,2 %) (1 %)

CONCEPTO / PAÍS 2005 2010 2014 2015 TACC2005-2015

VARIACIÓN2014-2015

Reservas - TpcEstados Unidos 204 305 369 369 6 % 0 %

Canadá 58 70 70 70 2 % 0 %

México 14 12 11 11 (2 %) 0 %

Total 276 387 450 450 5 % 0 %

Producción - Gpcd

Estados Unidos 49 58 70 74 4 % 5 %

Canadá 18 15 16 16 (1 %) 1 %

México 5 6 6 5 0 % (7 %)

Total 73 79 92 95 3 % 4 %

Consumo - Gpcd

Estados Unidos 64 60 73 75 2 % 3 %

Canadá 9 9 10 10 1 % (2 %)

México 4 6 8 8 7 % (4 %)

Total 77 76 92 93 2 % 2 %



Mtep

C I F R A S D E G A S N AT U R A L E N N O R T E A M É R I C A

Consumo energético en Norteamérica

Estados UnidosCanadáMéxico

PetróleoGasCarbónOtros energéticos


82 %

83 %

8 %

8 %

9 %

37 %

32 %

16 %

15 % 14 % 40 %

25 %

22 %

10 %

Canasta energética en Norteamérica

2015

2005


El gas natural fue la fuente de energía de mayor progreso en la canasta energética norteamericana en los últimos diez años al ganar siete puntos porcentuales en detrimento del carbón y del petróleo, que perdieron siete y tres puntos respectivamente.

Las fuentes renovables de energía, entre las que destacan la energía solar y la eólica, también presentaron un crecimiento positivo (+10 %) en el período en estudio y pasaron de 1 % a 3 % de participación en la canasta energética de Norteamérica. En la última década, el desarrollo del sector gas natural de Norteamérica es visible en todas las etapas de la cadena y se sustenta en el boom del shale gas y todo lo que la explotación, con nuevas técnicas aplicadas hasta hace solo unos cinco años, de este tipo de yacimientos no covencionales ha significado para Estados Unidos.

C I F R AS N O RT E A M É R I C A 32 % Participación del gas natural en la canasta energética de Norteamércia en 2015

G AS N AT U R A LE N CO LO M B I A


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


Canasta energética y emisiones de CO2El carbón mineral (+17 %) y el gas natural (+9 %) fueron las fuentes con los mejores crecimientos promedios anuales en el consumo energético del país en el periodo 2005–2015. En contraste, el petróleo presentó un decrecimiento (–2 %) en estos últimos 10 años, aun cuando en 2015 creció 8 %.

Fuente de energía 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Petróleo 600.968 612.081 459.119 493.812 (2 %) 8 %

Gas natural 164.287 336.374 335.344 378.610 9 % 13 %

Carbón mineral 60.315 213.333 236.272 279.506 17 % 18 %

Hidroenergía 159.347 153.792 169.659 169.432 1 % (0.1 %)

Leña 106.655 58.855 53.396 52.096 (7 %) (2 %)

Otros energéticos 29.604 28.189 39.189 36.789 2 % (6 %)

Total 1.121.176 1.402.624 1.292.979 1.410.245 2 % 9 %

C O N S U M O E N E R G É T I C O E N C O L O M B I A - Gbtu

Fuente: UPME.

Se destaca en este periodo de estudio la disminución en el consumo de leña (–7 %), teniendo en cuenta las implicaciones ambientales y sobre la salud que el uso de este combustible doméstico genera, especialmente, en las zonas rurales del país.

En la última década, aun cuando el petróleo mantuvo su liderazgo en el consumo energético del país, perdió 19 puntos porcentuales de la canasta energética al pasar su participación en esta de 54 % a 35 %. El gas natural, por su parte, se afianzó como la segunda fuente de energía más usada en Colombia, pues incrementó su participación en la canasta en estos diez años en 12 puntos porcentuales.

Entre 2005 y 2015, las emisiones de CO2 en Colombia presentan un crecimiento promedio anual de 6 %, el cual se encuentra por encima del crecimiento del consumo energético del país en el mismo periodo (+2 %). Esto como consecuencia del incremento en el consumo de carbón mineral, energético que posee un factor de emisión de CO2 mucho más alto que los de otros energéticos que ha desplazado o que no han crecido en su misma proporción, como el petróleo, el gas y la hidroenergía.

25 %

20 %

15 %

10 %

5 %

0 %

(5%)

(10%)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Variación anual de CO2 en Colombia


PetróleoGas naturalCarbónHidroelectricidadLeñaOtros

Canasta energética 2015

Fuente: UPME.

2015

2005

35 %

54 %

4 %

TACC6 %

2 %

12 %

20 %

27 %

15 %

14 %

9 %

5 %

3 %

Emisiones de CO2 en ColombiaMillones de toneladas


120

100

80

60

40

20

02005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

C I F R AS D E L S E C TO R 27 % Participación del gas natural en la canasta energética de Colombia en 2015

P Á G I N A 4 7G A S N A T U R A LE N C O L O M B I A

Exploración y reservas

Las cifras de sísmica de 2015 presentan un decrecimiento de 19 % con respecto a 2014. El sector liderado por la Asociación Colombiana de Petróleos ha manifestado una importante preocupación por la disminución de la actividad exploratoria, que se muestra también en el menor número de contratos vigentes.

20152014

Contratos en exploración vigentes a 31 de diciembre

Fuente: ANH.


Sísmica 2D - km equivalentes 11.896 23.963 40.473 32.682 40 % (19 %)

ANH directo 9.559 0 11.103 596 (60 %) (95 %)

Otros contratantes 2.337 23.963 29.370 32.086 139 % 9 %

Contratos vigentes 284 363 326 304 2 % (7 %)

A C T I V I D A D E X P L O R AT O R I A

Fuente: ANH.

Lo anterior viene dado como consecuencia de los bajos precios internacionales del petróleo, los cuales han acelerado la quiebra de un número importante de empresas del sector y la salida del país de otras tantas. Adicionalmente, el gremio avizora un panorama similar en 2016 teniendo en cuenta que no se espera una reactivación de los precios del crudo en el corto plazo.

Tipo de contrato 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

ANH - E&P 4 87 98 24 20 % (76 %)

Ecopetrol - asociados 23 16 7 1 (27 %) (86 %)

Ecopetrol - ANH 8 9 8 0 (100 %) (100 %)

TOTAL 35 112 113 25 (11 %) (78 %)

P O Z O S A 3

Fuente: ANH.

Una estrategia de las empresas exploradoras para afrontar la crisis actual es volverse muy selectivas en sus inversiones y apostarle, únicamente, a proyectos con una alta probabilidad de éxito.

Esto se ve corroborado en los 25 pozos A3 perforados en el transcurso de 2015, la cifra más baja de la última década, con un aporte mínimo de Ecopetrol, que perforó un solo pozo.

km de sísmica 2D equivalentes

E&P 2005

276 294

TEA Convenio E&P

22 25 63.722

7

2010 2014 2015

8.173

19.986

5.979 7.9802.200

32.493 30.482On ShoreOff Shore

Fuente: ANH.

Inversión en contratos de E&P y TEA’S - US$MM

2014

PozosSísmica

Fuente: ANH.

2015

418 458

191 205

5.443 Gpc Reservas totales de gas natural de Colombia a diciembre 31 de 2015




Tipo 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Probadas 4.376 5.405 4.759 4.361 (0,03 %) (8 %)

54 % 77 % 80 % 80 %

Probables y posibles 3.723 1.653 1.156 1.082 (12 %) (6 %)

46 % 23 % 20 % 20 %

Total reservas 8.099 7.058 5.915 5.443 (4 %) (8 %)

D I S T R I B U C I Ó N D E R E S E R VA S D E G A S N AT U R A L - Gpc

Fuente: Ecopetrol, UPME, ANH.

Por tercer año consecutivo, las cifras de reservas totales (3P) de gas natural del país sufren un decrecimiento con respecto al año anterior. Las reservas a 2015, 5.443 Gpc, representan 67 % de la cifra existente hace diez años, cuando alcanzaban un total de 8.099 Gpc.

Reservas probadas de gas natural - 2015

El departamento de Casanare, con las reservas de los grandes campos de Cupiagua y Cusiana, en primera instancia, y otros campos menores, entre los que destaca Pauto, alcanza una máxima participación, 54 %, en las reservas probadas del país.

Magdalena

Bolívar

La Guajira

SucreCórdoba

Norte de Santander

Santander

BoyacáCasanare

Cundinamarca

Tolima

Huila

EcopetrolOtros 72 %28 %

Departamentos Gpc %

Casanare 2.475 57

La Guajira 987 23

Córdoba 258 6

Sucre 229 5

Santander 129 3

Boyacá/Norte de Santander 128 3

Bolívar 61 1

Magdalena 34 1

Boyacá 21 0,5

Tolima 20 0,5

Norte de Santander 11 0,3

Huila 6 0,1

Cundinamarca 0,2 0,005

Total 4.361 100 Fuente: ANH.


Cuenca 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Llanos Orientales 1.071 818 684 634 (5 %) (7 %)

La Guajira 171 251 187 160 (1 %) (14 %)

Valle del Magdalena 45 68 74 69 4 % (7 %)

Medio 25 24 30 27 1 % (10 %)

Superior 18 20 15 11 (4 %) (26 %)

Inferior 2 24 29 31 29 % 7 %

Putumayo 4 4 8 8 7 % (6 %)

Catatumbo 2 2 2 2 1 % (6 %)

Cuencas menores 0 0 3 3 100 % 8 %

TotalGpc 1.292 1.143 958 876

(4 %) (9 %)Mpcd 3.539 3.133 2.624 2.400

P R O D U C C I Ó N F I S C A L I Z A D A -

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

1.030 MpcdSuministro de gas natural de Colombia en 2015, incluyendo gas exportado a Venezuela

Campo/Cuenca 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Llanos Orientales 114 213 405 414 14 % 2 %

La Guajira - consumo nacional 467 524 403 389 (2 %) (3 %)

La Creciente 0 55 53 47 5 % (12 %)

Gibraltar 0 0 28 27 1 % (4 %)

Otros 71 98 117 114 5 % (3 %)

SubtotalMpcd 652 890 1.007 991 4 % (2 %)

Gpc 238 325 367 362 4 % (2 %)

La Guajira - exportación (Mpcd) 0 156 98 38 (18 %) (61 %)

TotalMpcd 652 1.045 1.105 1.030

5 % (7 %)Gpc 238 382 403 376

S U M I N I S T R O D E G A S N AT U R A L - Mpcd

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

EmpresaEquiónEcopetrolChevron - TexacoOtras empresas

CampoCupiaguaCusianaChuchupaPauto SurOtros campos

Producción fiscalizada de gas natural - 2015

Fuente: ANH.

39 % 36 %7 %

17 %

12 %18 %

16 %

36 % 19 %

El crecimiento promedio anual (TACC ) negativo de (–4 %) en la última década de la producción fiscalizada de gas natural en el país se fundamenta en el mejor aprovechamiento que de este recurso energético se viene haciendo en la cuenca de los Llanos Orientales con los desarrollos en las plantas de procesamientos y, por ende, una menor reinyección en estos campos de gas asociados. La operación del campo Cupiagua, mayor productor del país, está en cabeza de Ecopetrol desde mediados de 2010. Cusiana y Pauto son explotados por Equión (51 % Ecopetrol y 49 % Talismán), sociedad que a principios de 2011 adquirió la propiedad de los activos y negocios que tenía la filial de BP en Colombia, a principios de 2011. Chuchupa continúa siendo el campo estrella de Chevron, que además produce en los de Ballena y Riohacha, ambos en La Guajira.

Producción y suministro

Gpc




Campo Declaratoria Suministro Ejecución

Chuchupa 413 375 91 %

Cupiagua 210 152 72 %

Cusiana 206 262 127 %

La Creciente 60 47 78 %

Nelson 60 14 24 %

Ballena 52 52 99 %

Gibraltar 35 27 76 %

Otros 228 100 44 %

Total 1.266 1.030 81 %

RegiónSuministro Potencial

2015 2020 2025

Centro 414 532 393

Costa Caribe 490 397 219

Noreste 70 72 47

Tolima Grande 55 6 3

Total 1.030 1.006 663

P R O D U C C I Ó N D E G A S N AT U R A L 2 0 1 5 - Mpcd

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

Fuente: ANH, Ministerio de Minas y Energía.

En el último año, 81 % de la declaratoria de producción entregada por los agentes obligados a ella se convirtió en suministro. Se dan casos como el del campo Nelson, en el cual, pese a estar disponble la producción, la demora en la tramitología de las licencias para construir el gasoducto que llevaría este gas a los centros de consumo impidió contar con el suministro en 2015.

El suministro de gas natural de la Costa Caribe en 2015, se mantuvo cercano a un 50 % del total país, como consecuencia de la entrada en operación de varios campos en esta región: Nelson y Palmer en Córdoba, Bonga y Mamey en Sucre, El Difícil en Magdalena y Arjona en Cesar, que han servido para contrarrestar el declive progresivo en la producción de los campos de La Guajira y un descenso en el último año de 12 % en la producción del campo La Creciente.

Solo cuatro regiones, de las ocho en que la UPME subdivide al país, aportan al total del suministro. Las regiones Noroeste, CQR (Caldas, Quindío y Risaralda), Suroeste y Amazonía–Orinoquía no presentan producción.

Producción de gas natural por regiones

En la declaratoria de 2016 de producción de gas natural que por regulación están obligados a entregar los productores e importadores al Ministerio de Minas, destaca la presencia de dos nuevos campos entre los diez primeros, Clarinete (5°) y Nelson (8°), ambos en el departamento de Córdoba y pertenecientes a la empresa Canacol Energy.

CentroCosta CaribeNoresteTolima GrandeNoroesteSuroesteCQROrinoquía y Amazonía

2020

2015

53 %

40 %

1 %

39 %7 %

48 %

7 %

5 %

Fuente: UPME, Minminas.

Asimismo, aparece en este reporte la terminal de regasificación de GNL de Mamonal, ubicada en Cartagena (Bolívar), de propiedad de la Sociedad Portuaria El Cayao –SPEC–, empresa filial de Promigas. SPEC es el agente de infraestructura, y Calamary LNG el agente comercializador, quien declara 33 Gbtud en 2016 y 400 Gbtud de 2017 a 2024.


Origen (departamento) Poder calorífico Btu/pc 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Chuchupa (La Guajira) 997Potencial de producción 331 281 230 188 153 123 96 75 55 39Gas de operación 10 10 9 8 8 8 8 8 8 8Producción comprometida 331 281 230 188 153 123 96 75 55 39

Cupiagua (Casanare) 1.143Potencial de producción 240 240 240 240 240 240 240 240 227 192Gas de operación 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42Producción comprometida 240 240 240 240 240 240 240 240 227 192

Cusiana (Casanare) 1.140Potencial de producción 233 229 229 228 228 228 228 228 228 126Gas de operación 41 41 41 41 41 41 41 41 41 41Producción comprometida 233 229 229 228 228 228 228 228 228 126

Pauto Sur (Casanare) 1.200Potencial de producción 75 79 79 80 80 80 80 80 80 80Gas de operación 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12Producción comprometida 75 79 79 80 80 80 80 80 80 80

Clarinete (Córdoba) 1.006Potencial de producción 67 60 55 49 45 40 36 33 30 27Gas de operación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Producción comprometida 67 60 55 49 45 40 36 33 30 27

La Creciente (Sucre) 997Potencial de producción 65 60 60 60 60 60 60 60 60 60Gas de operación 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Producción comprometida 65 60 60 60 60 60 60 60 60 60

Floreña (Casanare) 1.101Potencial de producción 57 59 59 59 59 59 55 53 53 53Gas de operación 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4Producción comprometida 57 59 59 59 59 59 55 53 53 53

Nelson (Córdoba) 1.006Potencial de producción 59 58 57 55 54 54 52 51 50 49Gas de operación 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Producción comprometida 59 58 57 55 54 54 52 51 50 49

Ballena (La Guajira) 997Potencial de producción 53 47 43 39 36 33 30 27 25 22Gas de operación 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Producción comprometida 53 47 43 39 36 33 30 27 25 22

Gibraltar (Norte de Santander) 1.077Potencial de producción 38 46 47 47 47 47 47 47 46 36Gas de operación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Producción comprometida 38 46 47 47 47 47 47 47 46 36

Otros 1.087Potencial de producción 131 121 108 98 91 80 73 64 53 41Gas de operación 90 84 86 82 76 70 62 57 52 48Producción comprometida 131 121 108 98 91 80 73 64 53 41

Subtotal campos productoresPotencial de producción 1.348 1.280 1.206 1.144 1.092 1.044 998 958 906 726Gas de operación 203 197 199 193 188 181 173 168 163 160Producción comprometida 1.348 1.280 1.206 1.144 1.092 1.044 998 958 906 726

Terminal de regasificación de mamonal (Bolívar) 1.000Potencial de producción 33 400 400 400 400 400 400 400 400 0Gas de operación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Producción comprometida 33 400 400 400 400 400 400 400 400 0

TotalPotencial de producción 1.158 1.680 1.606 1.544 1.492 1.444 1.398 1.358 1.306 726Gas de operación 200 197 199 193 188 181 173 168 163 160Producción comprometida 1.158 1.680 1.606 1.544 1.492 1.444 1.398 1.358 1.306 726

D E C L A R AT O R I A D E P R O D U C C I Ó N -Gbtud

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.





Reservas probadasTpc 4,4 5,4 4,8 4,4 (0,03 %) (8 %)

Gpc 4.376 5.405 4.759 4.361

Reservas totalesTpc 8,1 7,1 5,9 5,4 (4 %) (8 %)

Gpc 8.099 7.058 5.915 5.443

ProducciónMpcd 652 1.045 1.105 1.030 5 % (7 %)

Gpc 238,0 381,5 403,3 375,8

Factor R/PAños

Probadas 18,4 14,2 11,8 11,6 (4 %) (2 %)Totales 34,0 18,5 14,7 14,5 (8 %) (1 %)

FA C T O R R/P - A Ñ O S


Fuente: UPME, ANH.

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

En el transcurso de la última década, el factor R/P con reservas probadas (cálculo más conservador) se redujo en ocho años, mientras que el mismo factor calculado con las reservas totales sufrió una disminución cercana a los 22 años.

La agremiación colombiana de gas natural –Naturgas–, en cabeza de su presidente Eduardo Pizano, señala que, a pesar de aumentos en el consumo interno, la oferta del combustible ha seguido incrementándose, y que habría autosuficiencia sin sobresaltos hasta 2021.

Concepto 2015

Reservas probadas

Gpc

4.361

Reservas totales 5.443

Producción sin exportaciones 362

Factor R/P - Reservas probadasAños

12,1

Factor R/P - Reservas totales 15,0

FA C T O R R / P S I N E X P O R TA C I O N E S

Concepto 2015

Reservas probadas + Importaciones

Gpc

5.967

Reservas totales + Importaciones 7.049

Producción sin exportaciones 362

Factor (R + I)/P - Reservas probadasAños

16,5

Factor (R + I)/P - Reservas totales 19,5

FA C T O R ( R + I ) / P S I N E X P O R TA C I O N E S

Teniendo en cuenta que las exportaciones de gas natural al vecino país de Venezuela finalizaron en el primer semestre de 2015, es totalmente válido un ejercicio de cálculo de factor R/P sin tener en cuenta estas cantidades, lo que conlleva a que este índice aumente aproximadamente un año.

Un último escenario, acorde con la realidad que se avecina, es adicionarle a las reservas probadas, el gas que se obtendría a través de las importaciones de gas natural, tanto los 400 Mpcd por 10 años de la terminal de regasificación de SPEC en Cartagena, como los 40 Mpcd que en promedio se recibirían Venezuela.


Factor R/P

Gpc10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

2005 2010 2014 2015

ReservasReservas probadasProducciónFactor R/P

(Reservas totales)Años40

30

20

10

-


La disminución en el volumen de gas transportado en la Costa Caribe en el último quinquenio se fundamenta en la declinación de la producción de los campos de La Guajira. Para solventar lo anterior, en 2016 entrará en operación el gasoducto Loop del Sur (San Mateo – Mamonal) y otras ampliaciones en compresión, con los cuales Promigas espera ampliar la disponibilidad de gas natural en esta región en 95 Mpcd, provenientes de los campos de Canacol y Hocol, en los departamentos de Córdoba y Sucre, respectivamente.

En la última década se adicionaron a la red de gasoductos del país 1.247 km de nuevas redes. Entre los principales gasoductos que entraron en operación en este periodo se encuentran Gibraltar – Bucaramanga (Promioriente), Cali – Popayán y Sardinata – Cúcuta (Progasur), y Ramal a Oriente (Transmetano). Por su parte, Promigas y TGI aportaron a la red de gasoductos, en este mismo periodo, a través de un mayor cubrimiento de sus regionales y con la construcción de loops en sus gasoductos troncales.

Transporte de gas por redes 1.247 km Nuevas redes de gasoductos de transporte construidas en la última década

Empresa 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Interior del país 335 524 668 703 8 % 5 %

Coinogas NA 3 5 5 5 % 8 %

Progasur 5 14 19 19 15 % 2 %

Promioriente 11 12 51 52 17 % 1 %

TGI 271 422 494 526 7 % 6 %

Transmetano 23 37 49 51 8 % 3 %

Transoccidente 26 36 50 50 7 % 0.5 %

Costa Caribe - Promigas 322 390 368 331 0,3 % (10 %)

Total 657 915 1.036 1.034 5 % (0,2 %)


Coinogas NA 18 18 18 0 % 0 %

Progasur 107 273 380 380 14 % (0,1 %)

Promigas 1.922 2.363 2.367 2.367 2 % 0 %

Promioriente 117 157 333 333 11 % 0 %

TGI 3.702 3.774 3.957 3.957 1 % 0 %

Transmetano 149 149 189 189 2 % 0 %

Transoccidente 11 11 11 11 0 % 0 %

Total 6.008 6.744 7.255 7.255 2 % (0 %)

G A S T R A N S P O R TA D O - Mpcd

R E D D E G A S O D U C T O S - km

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

Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.

Fuente: Ecopetrol, UPME.

Gas transportado - 2015 Red de gasoductos - 2015

Interior del paísPromigas

TGIPromigasOtros

Fuente: Empresas del sector.

68 % 54 %13 %

33 %

32 %




La CREG, por medio de su director, Jorge Pinto Nolla, anunció en abril de 2016, en el congreso de Naturgas, que a partir de julio de 2016 dejará en firme un nuevo modelo regulatorio que regirá para la expansión de las redes de gasoductos en el país. El sistema actual será complementado con dos nuevos esquemas: uno, de temporadas abiertas en las que

Sistema nacional de transporte de gas natural

terceros tendrán la oportunidad de construir los gasoductos si el transportador relacionado o incumbente no se interesa, y, otro, de convocatorias, similar al que funciona para las redes de transmisión de energía, el cual se aplicará en proyectos de suma urgencia cuando se vea comprometida la confiabilidad del servicio.

CoinogasProgasurPromigasPromiorienteTGITransmetanoTransoccidente

Fuente: Ecopetrol.

5

5

3

2

55

2

22

7

64

1




Empresas distribuidoras 27 28 34 35 3 % 3 %

Municipios atendidos 403 425 629 664 5 % 6 %

Población potencial 5.842.367 7.542.014 9.430.712 10.159.669 6 % 8 %

Residencial anillados 4.750.124 7.071.731 8.789.982 9.288.176 7 % 6 %

Usuarios conectados 3.882.921 5.767.942 7.744.589 8.218.662 8 % 6 %

Residenciales 3.821.905 5.665.394 7.600.805 8.066.387 8 % 6 %

Estratos 1, 2 y 3 3.248.227 4.799.496 6.493.331 6.894.613 8 % 6 %

Estratos 4, 5 y 6 573.678 865.898 1.107.474 1.171.774 7 % 6 %

Comerciales 58.201 99.205 139.335 148.168 10 % 6 %

Industriales 2.815 3.343 4.449 4.107 4 % (8 %)

Cobertura residencial

Potencial 81 % 94 % 93 % 91 %

Efectiva 65 % 75 % 81 % 79 %

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


664 municipiosCuentan con el servicio de gas natural en el país


Usuarios residenciales con gas natural 3.821.905 5.665.394 7.600.805 8.066.387 8 % 6 %

Población total país 42.888.594 45.590.000 47.662.000 48.278.000 1 % 1 %

Viviendas 10.070.520 10.460.161 13.128.642 13.407.206 3 % 2 %

Promedio de habitantes por vivienda 3,9 3,7 3,4 3,4 (1 %) 0 %

Población con gas natural* 14.905.430 20.961.958 25.842.737 27.425.716 6 % 6 %

C O L O M B I A - P O B L A C I Ó N C O N G A S N AT U R A L

Fuente: DANE, CENAC. *Cálculos elaborados por el consultor.

Un poco más de 4,3 millones de nuevos usuarios conectados, 260 municipios recién atendidos y una cobertura residencial efectiva país de 79 % son algunas de las cifras que avalan una última década de contínuo crecimiento y desarrollo para el sector gas natural en el país.

En el periodo en estudio, 2005–2015, el gas natural pasó de beneficiar un 35 % a beneficiar un 57 % del total de la población colombiana. Lo anterior es una prueba más que valida este proceso como una revolución social de la que deben sentirse orgullosos los agentes del sector, digna de ser replicada en otras partes del mundo.

Cobertura

Un decrecimiento en el número de usuarios industriales conectados en el último año, motivado por diversos factores, entre los que no se descarta la disminución de la competitividad por temas de precios, se convierte en el lunar del sector en lo que a cobertura se refiere.

Población con gas natural

2005 2010 2014 2015Fuente: Elaboración propia del consultor.

35 %

46 %

54 % 57 %





Andina 2.341.027 3.568.777 4.840.054 5.167.523 8 % 7 %

Caribe 960.892 1.251.299 1.583.787 1.656.672 6 % 5 %

Pacífica 465.102 755.349 1.029.488 1.082.748 9 % 5 %

Orinoquía y Amazonía 115.900 192.517 291.260 311.719 10 % 7 %

Total usuarios 3.882.921 5.767.942 7.744.589 8.218.662 8 % 6 %

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


Fuente: Elaboración propia del consultor, con cifras del Ministerio de Minas y Energía.

Chocó, comenzando por su capital, Quibdó, sería el próximo departamento en contar con las bondades del gas natural. El Ministerio de Minas informó que en diciembre de 2016 se espera terminar la construcción del sistema de distribución de gas natural por redes para esa ciudad. Este proyecto, que beneficiará a más de 28.000 usuarios, es liderado por la empresa Universal de Servicios Públicos S.A. E.S.P. y cuenta, entre otros, con la cofinanciación del FECF.

De igual manera, se espera la entrada en operación en el primer semestre de 2017 del proyecto de masificación del servicio público de gas natural domiciliario, que beneficiará a alrededor de 29.000 familias de siete municipios del departamento de Arauca. Las entidades participantes en el proyecto son Gases del Oriente, Ecopetrol, Oleoducto Bicentenario y gobernación de Arauca.

Usuarios de gas natural por regiones - 2015

BogotáAntioquiaCundinamarcaSantanderOtros departamentos

AtlánticoBolívarMagdalenaOtros departamentos

R E G I Ó N A N D I N A R E G I Ó N C A R I B ECobertura88 %65 %87 %87 %78 %

Cobertura89 %94 %81 %84 %

ValleOtros departamentos

R E G I Ó N PA C Í F I C ACobertura81 %39 % Meta

CasanareOtros departamentos

R E G I Ó N O R I N O Q U Í A Y A M A Z O N Í A

Cobertura87 %57 %73 %

35 %27 %

7 %

20 %11 %

32 %36 %

20 %

60 %16 %

24 %

90 %10 %

12 %

CaribeAndinaPacíficaOrinoquía y AmazoníaDepartamentos sin gas natural


DEPARTAMENTO No. Municipios

No. Municipios con gas

% Cubrimiento

Atlántico 23 23 100 %

Córdoba 10 10 100 %

La Guajira 15 15 100 %

Sucre 26 23 88 %

Tolima 47 41 87 %

Cundinamarca 117 101 86 %

Risaralda 14 12 86 %

Valle 42 36 86 %

C U B R I M I E N T O D E M U N I C I P I O S P O R D E PA R TA M E N T O

Fuente: DANE, Ministerio de Minas y Energía.

Departamento 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Antioquia 195.405 566.501 993.063 1.072.018 19 % 8 %

Atlántico 359.920 436.354 510.028 532.880 4 % 4 %

Bogotá DC 1.221.520 1.590.163 1.820.350 1.862.662 4 % 2 %

Bolívar 201.423 253.836 317.365 330.648 5 % 4 %

Boyacá 59.483 101.028 152.975 163.169 11 % 7 %

Caldas 64.860 110.718 162.336 171.688 10 % 6 %

Casanare 24.217 45.484 69.207 74.940 12 % 8 %

Cauca 0 27.382 81.789 90.710 40 % 11 %

Caquetá 0 18.988 34.056 35.598 21 % 5 %

Cesar 80.670 118.224 162.965 172.235 8 % 6 %

Córdoba 95.919 136.627 181.307 188.432 7 % 4 %

Cundinamarca 147.252 259.285 461.738 560.194 14 % 21 %

Guaviare 0 1.302 3.244 3.475 18 % 7 %

Huila 102.909 143.330 190.418 202.496 7 % 6 %

La Guajira 48.975 71.178 92.798 99.076 7 % 7 %

Magdalena 101.718 140.590 195.210 204.607 7 % 5 %

Meta 91.683 126.743 177.083 188.372 7 % 6 %

Norte de Santander 65.919 83.194 135.939 160.795 9 % 18 %

Nariño 0 0 11.180 13.801 23 % 23 %

Putumayo 0 0 7.670 9.334 22 % 22 %

Quindío 48.372 95.313 122.294 128.939 10 % 5 %

Risaralda 68.022 131.782 190.574 203.149 12 % 7 %

Santander 252.440 304.363 361.262 379.284 4 % 5 %

Sucre 72.267 94.490 124.114 128.794 6 % 4 %

Tolima 114.845 183.100 249.105 263.129 9 % 6 %

Valle 465.102 727.967 936.519 978.237 8 % 4 %

Total 3.882.921 5.767.942 7.744.589 8.218.662 8 % 6 %



Bogotá y los departamentos de Atlántico y Santander, estos últimos pioneros en el desarrollo del gas natural en Colombia, con crecimientos promedios anuales de 4 % en la última década y coberturas potenciales superiores a 90 %, son indicadores que validan que estos mercados han alcanzado una completa madurez.

Usuarios por departamentos 2015


23 %

13 %

12 %7 %

6 %

39 %Bogotá DCAntioquiaValleCundinamarcaAtlánticoOtros departamentos

Tres departamentos de la región Caribe, Atlántico, Córdoba y La Guajira, son los únicos en el país que alcanzan un cubrimiento de 100 % de sus cabeceras municipales. Sucre (88 %) y Tolima (87 %), a los que les falta solo llegar a tres y a seis municipios, respectivamente, se encuentran próximos al cumplimiento de esta meta. Cundinamarca, Risaralda y Valle, todos con 86 %, cierran este grupo de departamentos con cubrimiento de municipios por encima de 85 % del total.





Alcanos de Colombia 247.841 417.794 656.607 702.239 10 % 7 %

Efigas 172.814 322.462 450.225 476.910 10 % 6 %

EPM 189.133 533.966 934.856 1.007.778 17 % 8 %

Gas Natural 1.291.767 1.691.263 1.993.670 2.044.576 4 % 3 %

Gases de La Guajira 48.975 71.178 92.798 99.076 7 % 7 %

Gases de Occidente 465.102 738.538 964.292 1.009.143 8 % 5 %

Gases del Caribe 510.893 646.837 812.584 852.548 5 % 5 %

Gasoriente 201.445 232.177 266.078 276.222 3 % 4 %

Gases del Oriente 65.919 72.825 113.850 136.405 6 % 20 %

Gas Natural Cundiboyacense 110.908 207.923 312.259 395.119 11 % 27 %

Gasnacer 30.165 49.746 64.116 65.742 8 % 3 %

Llanogas 88.372 118.947 165.907 176.178 7 % 6 %

Metrogas 52.333 75.141 104.610 113.423 7 % 8 %

Surtigas 372.346 487.951 632.136 657.925 5 % 4 %

Otras distribuidoras 34.908 101.194 180.601 205.378 18 % 14 %

Total 3.882.921 5.767.942 7.744.589 8.218.662 7 % 6 %



En el transcurso de 2015, las tres distibuidoras con mayor número de usuarios conectados en el país alcanzaron cifras que marcan hitos, tanto para ellas como para el sector del gas natural en el país. Gas Natural llegó a 2 millones de usuarios, mientras que Gases de Occidente y EPM consiguieron el millón de usuarios cada una. La participación de estas tres empresas del total país se encuentra cercana a 50 %.

Los usuarios de gas natural pertenecientes a los estratos 1 y 2 pasaron de una cifra muy cercana a los 2 millones en 2005, a un poco más de 4,7 millones de usuarios conectados en 2015.

Estos usuarios, equivalentes a la población del país con menores recursos, obtienen a 2015 una participación de 59 % del total, sin embargo, en la región Caribe esta participación es mucho mayor, pues alcanza 76 %.

E1E2E3E4E5E6

Estrato 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Estrato 1 580.629 1.018.630 1.585.630 1.718.082 11 % 8 %

Estrato 2 1.416.263 2.142.951 2.874.969 3.039.474 8 % 6 %

Estrato 3 1.251.335 1.637.915 2.032.731 2.137.057 5 % 5 %

Estrato 4 341.404 520.671 677.701 721.840 8 % 7 %

Estrato 5 142.212 210.311 266.369 280.547 7 % 5 %

Estrato 6 90.062 134.916 163.404 169.387 7 % 4 %

Total 3.821.905 5.665.394 7.600.805 8.066.387 8 % 6 %

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


Usuarios residenciales de gas natural


Andina Caribe Pacífica Orinoquía y Amazonía

Total país

13 %

45 %

22 %33 %

21 %

39 %

32 %

39 %39 %

38 %

31 %

14 %26 %

23 %26 %

11 %5 % 8 %

5 %9 %

4 % 2 % 5 % 1 % 4 %2 % 2 % 1 % 0,2 % 2 %


Como es una constante en los años de fuerte incidencia del fenómeno de El Niño, en 2015 el sector eléctrico lideró la demanda de gas natural en el país con 31 % de participación del total nacional.

Un hecho relevante en la demanda de gas natural en el último año fue la finalización de las exportaciones de gas natural a Venezuela, las cuales iniciaron en 2007 y se dieron por concluidas el 30 junio de 2015.

Sector 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Costa Caribe 323 390 419 380 2 % (9 %)

Eléctrico 156 230 220 188 2 % (15 %)

Otros sectores 167 160 199 193 1 % (3 %)

Industrial y comercial 111 96 92 92 (2 %) (0 %)

Residencial 22 24 27 28 2 % 1 %

Petroquímico 8 11 19 16 7 % (18 %)

Refinerías y otros* 12 12 34 37 11 % 10 %

GNV 13 17 27 21 4 % (24 %)


Eléctrico 33 65 110 117 13 % 6 %

Otros sectores 281 406 479 503 6 % 5 %

Industrial y comercial 124 171 221 205 5 % (7 %)

Residencial 65 85 103 96 4 % (7 %)

Petroquímico 2 1 1 1 (11 %) (24 %)

Refinerías y otros* 70 87 92 138 7 % 51 %

GNV 20 62 62 63 12 % 2 %

Consumo nacionalMpcd 637 861 1.007 1.000 5 % (1 %)

Mm3 6.586 8.899 10.412 10.332 5 % (1 %)

Exportaciones - Mpcd 0 156 98 38 NA (61 %)

Total consumoMpcd 637 1.017 1.106 1.038 5 % (6 %)

Mm3 6.586 10.506 11.428 10.726 5 % (6 %)

C O N S U M O D E G A S N AT U R A L - Mpcd

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

305 MpcdConsumo de gas natural del sector eléctrico en Colombia, sector de mayor consumo

Consumo

Demanda de gas natural 2015

Fuente: UPME, SUI.

EléctricoIndustrial y comercialRefinerías y otrosResidencialGNVPetroquímico

Costa Caribe

19 %

33 %

10 %

15 %

22 %

0,1 %

31 %

29 %

17 %

12 %

8 %

2 %

49 %

24 %

10 %

7 %

6 %

4 % Interior del país




Mercado 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Mpcd

Regulado 133 179 205 187 3 % (9 %)

Residencial 87 112 131 124 4 % (5 %)

No residencial 46 67 74 63 3 % (15 %)

No regulado 505 682 802 813 5 % 1 %

Total 637 861 1.007 1.000 5 % (1 %)

Mm3

Regulado 1.370 1.847 2.118 1.931 3 % (9 %)

Residencial 896 1.159 1.349 1.280 4 % (5 %)

No residencial 474 688 769 652 3 % (15 %)

No regulado 5.217 7.052 8.294 8.401 5 % 1 %

Total 6.586 8.899 10.412 10.332 5 % (1 %)

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

Fuente: UPME, SUI.

El consumo nacional de gas natural presentó en la última década un crecimiento promedio anual de 5 %, resultado que el mercado no regulado jalonó al crecer 6 % en este mismo periodo. El sector eléctrico y los grandes consumidores industriales son los componentes principales de este mercado no regulado.

Por su parte, el mercado regulado, después de nueve años de crecimiento continuo entre 2005 y 2014, en el último año decreció 9 % motivado, entre otras razones, por una reducción en el consumo del sector residencial del interior del país.

Consumo nacional de gas natural - 2015

Fuente: UPME, SUI.

19 %81 %ReguladoNo regulado

Consumo nacional de gas natural en el mercado regulado - 2015

Fuente: UPME, SUI.

64 %

22 %

11 %

3 %

AndinaCaribePacíficaOrinoquía y Amazonía

1000

800

600

400

200

0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Consumo nacional de gas natural - Mpcd ReguladoNo regulado

Fuente: UPME, SUI.


El consumo de gas natural en el mercado regulado en el país se considera moderadamente concentrado. En 2015, las cuatro empresas con mayores volúmenes de venta en este mercado, Gas Natural, EPM, Gases del Caribe y Gases de Occidente, alcanzaron una participación de 66 % del total. Este porcentaje es conocido en mercadotecnia como CR4 y si pasa de 75 % se considera altamente concentrado.

La composición del consumo de gas natural del mercado regulado de la empresa Gases del Oriente que en el departamento de Norte de Santander presta servicio a Cúcuta y a nueve municipios más, difiere del resto de empresas del sector porque a diciembre de 2015 solo atendía a 250 usuarios no residenciales, los cuales representan 0,16 % del total de usuarios que atiende esa compañía.


Alcanos de Colombia 78 95 123 127 5 % 3 %

EPM 81 172 230 243 12 % 6 %

Efigas 55 94 105 106 7 % 0,5 %

Gas Natural 480 641 675 554 1 % (18 %)

Gases del Caribe 208 217 241 236 1 % (2 %)

Gases de La Guajira 13 19 23 24 6 % 6 %

Gases de Occidente 118 182 208 195 5 % (6 %)

Gas Natural Cundiboyacense 38 100 114 95 9 % (17 %)

Gases del Oriente 15 17 23 23 4 % (1 %)

Gasoriente 83 77 74 67 (2 %) (11 %)

Gasnacer 8 11 15 14 6 % (6 %)

Llanogas 33 26 34 34 0 % (0 %)

Metrogas 18 20 41 25 3 % (40 %)

Surtigas 133 154 168 152 1 % (9 %)

Otras distribuidoras 9 21 43 37 16 % (14 %)

Total 1.370 1.847 2.118 1.931 3 % (9 %)

C O N S U M O N A C I O N A L D E G A S N AT U R A L E N E L M E R C A D O R E G U L A D O - Mm3

Fuente: SUI, empresas distribuidoras.

Consumo nacional de gas natural en el mercado regulado 2015 - Mm3

Fuente: SUI.

ResidencialNo residencial

Alcanos de Colombia

EPM

Efigas

Gas Natural

Gases del Caribe

Gases de La Guajira

Gases de Occidente

Gas Natural Cundiboyacense

Gases de Oriente

Gasoriente

Gasnacer

Llanogas

Metrogas

Surtigas

Otras distribuidoras 76 %77 %

81 %63 %

80 %66 %

96 %65 %

63 %64 %

61 %65 %

68 %58 %

80 %

24 %23 %

19 %37 %

20 %34 %

4 %35 %

37 %36 %

39 %35 %

32 %42 %

20 %

Consumo de gas natural en el mercado regulado - 2015

Fuente: SUI.

29 %

13 %

12 %10 %

8 %

6 %

22 %Gas NaturalEPMGascaribeGDOSurtigasAlcanosOtras empresas




Ciudad 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Armenia 1.644 5.495 10.032 11.018 61 % 10 %

Barranquilla 15.153 33.854 44.523 45.875 32 % 3 %

Bogotá 32.495 107.117 177.777 189.758 55 % 7 %

Bucaramanga 5.084 16.159 20.249 20.682 42 % 2 %

Cali 10.134 39.972 64.726 69.347 62 % 7 %

Cartagena 6.080 14.851 17.786 18.155 31 % 2 %

Ibagué 1.532 7.373 11.192 11.358 65 % 1 %

Medellín 9.906 33.048 52.757 54.618 53 % 4 %

Montería 2.142 5.715 9.062 9.332 44 % 3 %

Neiva 1.048 3.883 5.829 5.919 54 % 2 %

Pereira 1.192 9.905 19.416 21.053 105 % 8 %

Santa Marta 2.995 7.172 10.731 11.212 39 % 4 %

Sincelejo 1.233 3.352 4.548 4.720 40 % 4 %

Villavicencio 2.432 9.681 13.100 13.381 53 % 2 %

Otras ciudades 2.847 26.938 48.834 51.785 107 % 6 %

Total 95.917 324.515 510.562 538.213 54 % 5 %

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


442.296 VehículosConversiones de GNV en los últimos diez años en el país

Gas natural vehicular

Vehículos convertidos por año


BogotáCaliMedellínBarranquillaOtras ciudades

42.748

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

73.20265.939

45.580

21.727 22.150

40.667

74.725

36.599 33.81927.651

Vehículos convertidos a GNV - 2015


35 %33 %

13 %10 %

9 %

Cuando se compara el TACC de los vehículos convertidos a GNV en el país en la última década, 54 %, con el crecimiento del último año, 5 %, no es difícil concluir que 2015 no fue bueno para el sector en cuanto a conversiones a GNV. La cifra de un poco menos de 28.000 vehículos convertidos ese año es la tercera más baja de los últimos diez. Solo las conversiones de 2009 y 2010, que rondan las 22.000 unidades, se encuentran por debajo de esta cifra.

En la actualidad, según datos suministrados por Pablo Roda, representante de Naturgas en el Congreso de Colfecar 2015, en el mundo 1,4 millones de buses y 600.000 camiones usan GNV para el transporte de carga y pasajeros. La oferta de vehículos con motores fabricados para uso exclusivo de gas natural de hasta 420 HP viabiliza el uso de este combustible en múltiples aplicaciones, tractocamiones, buses, volquetas, furgones, etc. Además, las marcas más reconocidas en las diferentes gamas ofrecen alternativas para el uso exclusivo del GNV. Por lo anterior, es a este nicho de mercado al que le apunta el subsector del GNV en el país, según han venido afirmando desde hace un par de años diversos agentes del sector.


El crecimiento de las EDS con GNV en el país mantiene una dinámica similar al de conversiones, un TACC de 52 % entre 2005 y 2015 y un crecimiento en el último año de solo 5 %. Un referente más, que corrobora que 2015 no fue de los mejores años para el GNV.

De las 14 capitales de departamento referenciadas, solo seis poseen un indicador de vehículos/EDS por debajo del

442.296 VehículosConversiones de GNV en los últimos diez años en el país

Vehículos/EDS-2015


Fuente: UPME.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. *Cifras a julio de 2015.

Armenia

Ciudad 2005 2010 2014 2015* TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Armenia 3 8 9 11 38 % 22 %

Barranquilla 33 61 67 68 20 % 1 %

Bogotá 29 148 160 169 55 % 6 %

Bucaramanga 6 13 15 18 32 % 20 %

Cali 14 79 84 84 57 % 0 %

Cartagena 14 23 24 24 14 % 0 %

Ibagué 2 19 19 19 76 % 0 %

Medellín 10 47 52 51 50 % (2 %)

Montería 3 8 10 10 35 % 0 %

Neiva 4 10 10 10 26 % 0 %

Pereira 2 17 17 18 73 % 6 %

Santa Marta 5 15 16 18 38 % 13 %

Sincelejo 2 8 9 10 50 % 11 %

Villavicencio 4 19 20 21 51 % 5 %

Otras ciudades 10 164 209 219 116 % 5 %

Total 141 639 721 750 52 % 5 %

Ciudad 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015

VARIACIÓN 2014-2015

Costa Caribe 13 17 27 21 4 % (24 %)


Total 33 79 89 83 10 % (6 %)

E S TA C I O N E S D E S E R V I C I O D E G N V

C O N S U M O D E G N V - Mpcd

Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Montería Nieva Pereira Totalpaís

Otrasciudades

VillavicencioSincelejoSantaMarta

1.002

675

1.123 1.149

826756

598

1.071933

592

1.170

623

472

637

238

719700

Índice/Ciudad Minminas

referente de Minminas de 700, entre estas Barranquilla, que es la que cuenta con el mayor número de EDS.

En la Costa Caribe se percibe un deterioro de la demanda de GNV en el último año. Agentes del sector gas natural de la región han declarado que con la problemática de precios,evidenciada durante 2015, se disminuyó la competitividad de este combustible de 50 % a 30 %.




Desde agosto de 2013, mediante la Resolución CREG Nº 062 de 2013, se liberó el precio del gas en Colombia. La comercialización del gas natural en el país funciona de acuerdo con las reglas que la CREG establece para el mercado mayorista de gas natural.

5,53 US$/KpcPrecio promedio ponderado de energía negociada en Colombia

Precios y tarifas

Precios promedio de gas natural en boca de pozo en La Guajira - US$/Mbtu

Fuente: Ecopetrol, Bolsa Mercantil de Colombia -BMC-.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Precio promedio ponderado cantidades negociadas 2015 - US$/Mbtu

Fuente: Bolsa Mercantil de Colombia.


Año Tipo de mercado Cantidad total - Mbtu

2015

Mercado primario 1.743.783

Mercado secundario 7.296.328

Otras transacciones del mercado mayorista 247.380

Total 9.287.491

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

El gestor del mercado es la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC), ente seleccionado en 2014 por la CREG, que es la responsable de recopilar y hacer pública la información relacionada con cantidades y precios de las transacciones para el suministro y el transporte de gas.

1,532,43 2,56

4,33

3,043,95

5,035,92 5,77

3,97

5,53

Circular02

Preciopromedioponderadoenergíanegociada país

El precio promedio ponderado del total de la energía negociada durante 2015 fue de 5,53 US$/Mbtu. Este precio frente al precio de referencia para el gas de La Guajira, reportado por la CREG en su circular Nº 2, de 3,97, representa un incremento de 40 %.

Los precios promedios transados durante 2015 en el mercado secundario fueron de 5,42 US$/Mbtu, que corresponden a un 90 % de los precios promedios transados en el mercado primario, que fueron de 5,99 US$/Mbtu.

En el mercado colombiano de gas natural se transaron 9.287 Gbtu. El 79 % de esa energía negociada durante 2015 se transó en el mercado secundario y el 19 % en el mercado primario.

El 85 % de la energía se ha negociado bajo la modalidad contractual en firme. Se destaca que en el mercado secundario las negociaciones precios promedios ponderados de energía bajo esta modalidad fueron de 99 %.

A continuación se presenta el detalle de la información reportada por el gestor del mercado de la cantidad total de energía negociada durante 2015 y sus respectivos precios promedios ponderados.

MercadoPrimario

5,99

5,42

5,62

MercadoSecundario

Otras transacciones del mercado mayorista

Con interrupcionesFirmeContingenciaFirmeza condicionadaOpción de CompraTake or Pay

Modalidad contractual


13,5 %1,2 %

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

84,7 %


Con la Resolución CREG Nº 089 de 2013, que definió las principales reglas de comercialización del mercado mayorista de gas natural, se regularon los precios promedios ponderados para el periodo octubre 1 de 2015 a noviembre 30 de 2016.

Con la evidencia de un fuerte fenómeno de El Niño, durante los primeros dias de octubre de 2015, la CREG expidió la Resolución Nº 170, mediante la cual, entre otras cosas, permite la actualización de las ofertas y la negociación de excedentes para dicho periodo.

El gestor del mercado publicó en su informe de procesos de coomercialización de 2015 los precios promedios ponderados por modalidades contractuales suscritos desde 2011 hasta 2014, que se encontraban vigentes a comienzos de 2016.

Se evidencia en la información divulgada diferenciales importantes de acuerdo con los años en que fueron suscritos los contratos, y en el mismo año de acuerdo con la modalidad contractual.

El 12 de noviembre de 2015 se llevó a cabo el proceso de comercialización denominado ‘Úselo o véndalo de largo plazo’ (UVLP), para venta de capacidades excedentarias de transporte de gas natural en Colombia. Este proceso se realizó de acuerdo con lo definido en diversas resoluciones de la CREG. En el cuadro se presenta el detalle de la la oferta de capacidad para 15 rutas del SNT, de las cuales el gestor del mercado confirma que solo se ofertaron 300 Kpcd de la ruta Cusiana–Usme, a un precio de 1,49 US$/Kpc.

Modalidad Contractual 2011 2012 2013 2014 2015

Con interrupciones 5,01 0 1,18 3,34 4,93

Firme 7,05 3,72 3,81 4,52 8,22

Firmeza condicionada 0 0 0 2,4 2,95

Opción de compra 0 6,04 0 0 0

Opción de compra contra Exp 0 4,43 0 0 0

Take or Pay 0 4,5 1,4 0 0

PRODUCTO SUBASTA UVLP Precio de reserva US$/Kpc Capacidad total ofertada Kpcd

Apiay - Ocoa 0,32 1.950

Apiay - Usme 0,65 4

Ballena - Barrancabermeja 1,21 41.209

Ballena - Barranquilla 0,63 10.783

Ballena - Cali 3,64 125

Ballena - La Mami 0,32 9.755

Ballena - Pereira 2,81 125

Ballena - Sebastopol 1,7 3.500

Barrancabermeja - Sebatopol 0,37 250

Cusiana - Apiay 0,84 4.964

Cusiana - Ocoa 1,16 134

Cusiana - Usme 1,49 4.036

Mariquita - Gualanday 0,9 182

Sebastopol - Medellín 1,04 959

Yumbo - Cali 0,07 9.600

P R E C I O P R O M E D I O P O N D E R A D O - US$/Mbtu

R E S U LTA D O S D E L A O F E R TA E X C E D E N TA R I A D E T R A N S P O R T E

Precio promedio ponderado en firme por campo de producción 2015 - US$/Mbtu


CupiaguaCREG 089de 2013

4,4

6,2

3,3

10,7

3,3

5,4

La GuajiraCREG 089de 2013

CusianaCREG 089de 2013



La CrecienteCREG 170de 2015

Precio promedio ponderado por campo de producción 2015 - US$/Mbtu

Precio promedio ponderado – proceso de comercialización 2015



3,03,6

5,4

2,8

5,8



con interrupcionesFirmeza condicionada


GibraltarCREG 170de 2015





Tarifa a usuario final


Estrato 1Alcanos de Colombia 7.467 7.127 11.374 15.727 8 % 38 %Efigas 8.296 4.961 9.908 14.108 5 % 42 %EPM 5.793 6.576 9.666 11.539 7 % 19 %Gas Natural 5.793 7.641 11.334 12.663 8 % 12 %Gases de La Guajira 7.457 8.258 11.401 12.911 6 % 13 %Gases de Occidente 6.214 7.648 12.036 14.413 9 % 20 %Gases del Caribe 5.860 7.350 9.240 12.294 8 % 33 %Gases del Oriente NA 9.206 13.711 13.711 4 % 0 %Gasoriente 6.039 6.558 9.550 11.186 6 % 17 %Llanogas 8.481 6.585 8.822 9.479 1 % 7 %Metrogas 7.310 7.437 11.285 12.464 5 % 10 %Surtigas 7.640 7.580 10.220 12.840 5 % 26 %Promedio aritmético 6.941 7.244 10.712 12.778 6 % 19 % Estrato 3 y 4 Alcanos de Colombia 13.895 16.467 27.326 34.516 10 % 26 %Efigas 9.837 11.319 22.009 31.244 12 % 42 %EPM 11.951 15.377 20.052 26.710 8 % 33 %Gas Natural 12.621 18.530 27.423 29.726 9 % 8 %Gases de La Guajira 12.738 14.858 20.902 25.298 7 % 21 %Gases de Occidente 13.547 17.777 26.377 30.831 9 % 17 %Gases del Caribe 12.863 16.996 20.246 25.003 7 % 23 %Gases del Oriente NA 22.409 28.962 28.962 7 % 0 %Gasoriente 10.230 15.753 22.927 26.923 10 % 17 %Llanogas 12.387 15.601 20.703 22.322 6 % 8 %Metrogas 12.654 18.234 27.502 30.452 9 % 11 %Surtigas 13.469 18.171 21.791 30.867 9 % 42 %Promedio aritmético 12.381 16.791 23.852 28.571 9 % 20 % Estrato 5 y 6Alcanos de Colombia 16.674 19.761 32.791 41.419 10 % 26 %Efigas 11.804 13.583 26.411 37.492 12 % 42 %EPM 14.341 18.452 24.062 32.052 8 % 33 %Gas Natural 10.552 22.237 32.909 35.671 13 % 8 %Gases de La Guajira 10.363 17.830 25.083 30.358 11 % 21 %Gases de Occidente 9.620 21.333 31.653 36.997 14 % 17 %Gases del Caribe 8.600 20.395 24.303 30.004 13 % 23 %Gases del Oriente NA 26.891 34.754 34.754 8 % 0 %Gasoriente 7.121 18.904 27.513 32.308 16 % 17 %Llanogas 7.814 15.945 24.843 26.786 13 % 8 %Metrogas 8.749 21.602 33.003 36.543 15 % 11 %Surtigas 9.346 21.805 26.153 37.044 15 % 42 %Promedio aritmético 10.453 19.895 28.623 34.286 13 % 20 %

TA R I FA A U S U A R I O F I N A L R E S I D E N C I A L $ / FA C T U R A - M E S (20 m3)

Fuente: SUI. Nota: el promedio se calculó solo para las empresas relacionadas. Incluye subsidios y contribuciones.

45.00040.00035.00030.00025.00015.000 10.000

5.0000

Alcanos de Colombia

Efigas

Tarifas a usuario final 2015 - $/factura - mes (20 m3) E1Promedio E1

Fuente: CREG, empresas del sector.

EPM Gas Natural Gases de La Guajira

Gases de Occidente

Gases del Caribe

Gases del Oriente

Gasoriente Llanogas Metrogas Surtigas

E3 y 4Promedio E3 y 4

E5 y 6Promedio E5 y 6



Sector Comercial (300 m3)Alcanos de Colombia 201 330 407 541 10 % 33 %Efigas 113 223 360 505 16 % 40 %EPM 163 192 287 394 9 % 38 %Gas Natural 173 197 407 432 10 % 6 %Gases de La Guajira 181 211 309 379 8 % 23 %Gases de Occidente 195 229 399 507 10 % 27 %Gases del Caribe 169 205 280 393 9 % 40 %Gases del Oriente N.A. 334 414 414 7 % 0 %Gasoriente 185 242 346 410 8 % 19 %Llanogas 174 231 301 326 6 % 8 %Metrogas 187 277 425 473 10 % 11 %Surtigas 190 208 293 331 6 % 13 %Promedio aritmético 176 240 352 425 9 % 21 % Sector industrial regulado (25.000 m3)Alcanos de Colombia 13.559 23.827 33.954 53.137 15 % 56 %Efigas 13.884 18.351 30.085 41.863 12 % 39 %EPM 12.472 17.477 23.644 32.593 10 % 38 %Gas Natural 13.491 21.801 33.697 35.742 10 % 6 %Gases de La Guajira 14.952 16.152 25.477 26.952 6 % 6 %Gases de Occidente 15.067 17.155 32.619 41.767 11 % 28 %Gases del Caribe 14.242 18.928 23.079 32.404 9 % 40 %Gases del Oriente N.A. 27.669 34.200 34.200 7 % 0 %Gasoriente 13.246 18.755 28.531 52.492 15 % 84 %Llanogas 10.625 18.193 24.655 26.721 10 % 8 %Metrogas 15.066 20.854 32.494 36.428 9 % 12 %Surtigas 14.214 19.667 22.127 25.152 6 % 14 %Promedio aritmético 13.711 19.902 28.713 36.621 10 % 28 % Sector industrial no regulado (300.000 m3)Efigas 112.095 144.345 144.345 144.345 3 % 0 %EPM 438.680 201.795 208.557 244.626 (6 %) 17 %Gas Natural 437.820 261.588 397.833 420.639 (0,4 %) 6 %Gases de La Guajira 133.963 40.189 40.189 40.189 (11 %) 0 %Gases de Occidente 420.689 205.718 340.457 442.781 1 % 30 %Gases del Caribe 253.370 117.906 150.663 219.087 (1 %) 45 %Gases del Oriente N.A. 190.061 190.061 190.061 (0 %) 0 %Gasoriente 119.675 221.372 339.002 629.879 18 % 86 %Metrogas 495.037 148.537 148.537 148.537 (11 %) 0 %Surtigas 280.400 218.510 249.902 249.902 (1 %) 0 %Promedio aritmético 270.544 160.902 203.478 251.515 (1 %) 24 %

TA R I FA A U S U A R I O F I N A L - $ 0 0 0 / FA C T U R A - M E S

0

200

400

600

800

1000

Alca

nos d

eCo

lom

bia

E�ga

s

EPM

Gas N

atur

al

Gase

s de

LaGu

ajira

Gase

s de

Occid

ente

Gase

s del

Car

ibe

Gase

s del

Orie

nte

Gaso

rient

e

Llan

ogas

Met

roga

s

Surt

igas

0

10.000

20.000

30.000

40.000

Alca

nos d

eCo

lom

bia

E�ga

s

EPM

Gas N

atur

al

Gase

s de

LaGu

ajira

Gase

s de

Occid

ente

Gase

s del

Car

ibe

Gase

s del

Orie

nte

Gaso

rient

e

Llan

ogas

Met

roga

s

Surt

igas

Tarifas a usuario final sector comercial $000/factura - mes (300 m3)

Fuente: CREG. Nota: el promedio incluye solo las empresas relacionadas.

Tarifas a usuario final sector industrial regulado $000/factura - mes (25.000 m3)

Tarifa a usuario final por empresaPromedio sector comercial 2015

Tarifa a usuario final por empresaPromedio industrial regulado 2015

Fuente: CREG, empresas del sector. Fuente: CREG, empresas del sector.




Los montos de los subsidios entregados por el Gobierno Nacional a los usuarios de menores ingresos crecieron en el transcurso de la última década de manera acelerada, TACC 2005–2015 de 20 %. En 2015, este monto estuvo cercano al medio billón de pesos, cifra que se prevé será alcanzada en 2016, teniendo en cuenta las proyecciones de nuevos usuarios de estratos 1 y 2 y el incremento de precio en las tarifas a este tipo de usuarios.

2,1 billones de pesosDéficit que arroja el FSRI al cruzar contribuciones y subsidios del periodo 2005-2015

Subsidios y contribuciones


Alcanos de Colombia 4.428 27.735 50.063 63.043 30 % 26 %

Efigas 937 8.872 18.353 25.310 53 % 38 %

EPM 1.740 12.355 28.915 39.931 37 % 38 %

Gas Natural 21.842 54.900 84.160 93.403 16 % 11 %

Gas Natural Cundiboyacense 598 6.019 8.036 12.278 35 % 53 %

Gases de La Guajira 1.433 4.235 5.555 7.535 18 % 36 %

Gases de Occidente 8.632 23.217 44.775 56.650 21 % 27 %

Gases del Caribe 17.379 32.705 46.784 54.330 12 % 16 %

Gases del Oriente 941 5.456 4.504 8.163 24 % 81 %

Gasnacer 982 3.780 4.550 5.941 20 % 31 %

Gasoriente 2.735 7.490 8.549 9.579 13 % 12 %

Llanogas 951 3.630 7.458 8.122 24 % 9 %

Metrogas 960 2.819 5.778 7.147 22 % 24 %

Surtigas 13.159 33.270 47.003 63.432 17 % 35 %

Otras empresas 1.589 6.968 6.770 13.878 24 % 105 %

Total 78.307 233.453 371.252 468.743 20 % 26 %

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

BogotáValleAntioquiaAtlánticoBolívarCundinamarcaHuilaOtros departamentos

Subsidios - 2015

Fuente: SUI.

Fuente: SUI, empresas del sector.

17 %

11 %

9 %

8 %6 %

Subsidios - 2015

Fuente: SUI.

37 %

6 %5 %

Estrato 1Estrato 2

42 %58 %

Subsidios - $MM

Fuente: SUI.

500.000450.000400.000350.000300.000250.000200.000150.000100.000

50.0000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015


El crecimiento promedio anual en el periodo 2005–2015 del monto recibido por contribuciones en el Fondo de Redistribución de Solidaridad e Ingreso (FRSI) fue de 2 %. Por su parte, el mismo crecimiento de los subsidios que entrega el Gobierno Nacional a los usuarios de menores ingresos asciende a 20 %. Lo anterior arroja en el acumulado de la década


Alcanos de Colombia 1,946 4,739 2,346 2,772 4 % 18 %

Efigas 2,794 4,516 3,626 4,507 5 % 24 %

EPM 6,841 13,405 7,699 9,481 3 % 23 %

Gas Natural 15,320 31,048 25,711 29,204 7 % 14 %

Gas Natural Cundiboyacense 4,185 9,139 1,987 2,550 (5 %) 28 %

Gases de La Guajira 150 616 366 478 12 % 31 %

Gases de Occidente 8,185 11,415 6,395 9,849 2 % 54 %

Gases del Caribe 9,536 11,671 5,691 8,443 (1 %) 48 %

Gases del Oriente 16 106 53 89 19 % 67 %

Gasnacer 69 67 127 137 7 % 8 %

Gasoriente 1,812 5,938 1,912 2,339 3 % 22 %

Llanogas 401 547 924 1,025 10 % 11 %

Metrogas 271 450 630 750 11 % 19 %

Surtigas 8,285 14,102 3,742 4,078 (7 %) 9 %

Otras empresas 129 227 399 548 16 % 37 %

Total 59,939 107,985 61,608 76,249 2 % 24 %

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


BogotáAntioquiaValle AtlánticoSantanderCundinamarcaBolívarOtros departamentos

SubsidiosContribuciones

Contribuciones - 2015

Fuente: SUI.

38 %

13 %13 %

4 %

18 %

7 %

4 %3 %

Contribuciones - $MM

Fuente: SUI.

140.000120.000100.000

80.00060.00040.00020.000

02005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

un déficit para este fondo de 1,8 billones de pesos, los cuales fueron cubiertos por un superávit que traía el fondo antes de 2004 y por recursos propios del Gobierno a través de diferentes asignaciones del presupuesto nacional en el transcurso de la década.

Subsidios y contribuciones - $MM


500.000450.000400.000350.000300.000250.000200.000150.000100.000

50.0000

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015




Precios del GNV

Ciudad 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Barranquilla 769 1.515 1.575 1.481 7 % (6 %)

Bogotá 863 1.362 1.320 1.613 6 % 22 %

Bucaramanga 780 1.449 1.499 1.591 7 % 6 %

Cali 856 1.599 1.511 1.656 7 % 10 %

Cartagena ND 1.544 1.582 1.517 6 % (4 %)

Ibagué ND 1.479 1.774 1.882 9 % 6 %

Manizales ND 1.544 1.597 1.586 6 % (1 %)

Medellín 899 1.325 1.417 1.435 5 % 1 %

Neiva 810 1.277 1.608 1.771 8 % 10 %

Pereira ND 1.535 1.596 1.772 8 % 11 %

Santa Marta 798 1.324 1.599 1.494 6 % (7 %)

Tunja ND 1.357 1.266 1.411 1 % 12 %

Valledupar 688 772 985 1.289 6 % 31 %

Promedio 808 1.391 1.487 1.577 7 % 6 %

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

Fuente: Gazel, UPME. Nota: estos precios correponden a un promedio de una muestra de EDS visitadas.

Mientras que el precio del GNV lleva dos años consecutivos presentando incrementos, en este mismo periodo el ACPM disminuyó su precio. Este fenómeno es el causante de la pérdida de competitividad del GNV en el último año, de 50 % a 30 %.

GNV

Precio por ciudades

Precio promedio

Variación anual de precios

Fuente: UPME.

ACPM

25 %

20 %

15 %

10 %

5 %

0 %

(5 %)

(10 %)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Cuando se revisa la evolución del precio del GNV en la última década, se observan tres periodos: el primero entre 2005 y 2009, de alzas continuas; el segundo de cuatro años de variaciones mínimas en los precios, y el tercero, desde 2013 a la fecha, en el que se presenta una tendencia alcista, comentada anteriormente.

Evolución del precio del GNV - $/m3

Fuente: UPME.

1.800

1.600

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

02005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TACC7 %

Precio de GNV - 2015

2.000

1.500

1.000

500

0Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué ValleduparTurijaSanta MartaPereiraNeivaManizales Medellín

Fuente: UPME.


P RO S P E C T I VA D E L S E C TO R Sector PetróleoEl de mayor crecimiento en consumo de gas natural en proyecciones UPME para 2016-2025

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG Nº 089 de 2013, presentó el análisis de la oferta y demanda de gas natural en el país para el periodo 2016–2025, a través del documento denominado Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural.

Se presenta en esta sección un resumen de este documento preliminar, que ha sido sometido a comentarios del sector. Se destaca la información más relevante y las conclusiones de la UPME en lo que respecta al futuro de la oferta y demanda del gas natural en el país en el periodo de análisis.

Desde 2016 en adelante, se proyectan las reservas de 2014 descontando los volúmenes que las empresas operadoras de los campos esperan producir y bajo el supuesto de que no se incorporarán nuevas reservas.

Para 2016, se calcula un factor R/P de 14 años, y, si se mantiene la tasa de producción de 2014 durante el periodo de análisis, la relación reservas producción se reduce a 4,9 en 2024.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Ene.

-15

Ene.

-16

Ene.

-17

Ene.

-18

Ene.

-19

Ene.

-20

Ene.

-21

Ene.

-22

Ene.

-23

Ene.

-24

Ene.

-25

Ene.

-26

Ene.

-27

Ene.

-28

Ene.

-29

Ene.

-30

Ene.

-31

Ene.

-32

Ene.

-33

Ene.

-34

Ene.

-35

Proyección de demanda de gas natural Colombia, escenario medio - Gbtud

Fuente: UPME.

ResidencialTerciarioIndustrialPetroquímicoGNVEcopetrolEléctrica(Compresores SNT)

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

Ene.

-15

Nov.-

15

Sept

.-16

Jul.-

17

May

.-18

Mar

.-19

Ene.

-20

Nov.-

20

Sept

.-21

Jul.-

22

May

.-23

Mar

.-24

Ene.

-25

Nov.-

25

Sept

.-26

Jul.-

27

May

.-28

Mar

.-29

Ene.

-30

Nov.-

30

Sept

.-31

Jul.-

32

May

.-33

Mar

.-34

Ene.

-35

Nov.-

35

Sept

.-36

Jul.-

37

May

.-38

Mar

.-39

Ene.

-40

Nov.-

40

Proyección de oferta de gas natural - Gbtud

BajoMedioAlto

Fuente: UPME.

Factor R/P - Años

Fuente: UPME.

14,0

5,97,0

8,09,1

10,311,5

12,7

4,9

1016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024




HistóricoEsc. BajoEsc. MedioEsc. Alto

Proyección de demanda de gas natural sector residencial - Gbtud

Fuente: UPME.

CentroCostaCQRNorEsteNorOesteSurOesteTolima Grande

Proyección de demanda de gas natural sector residencial, escenario medio - Gbtud

SECTOR RESIDENCIAL


Proyección de demanda de gas natural sector comercial - Gbtud


Proyección de demanda de gas natural sector comercial, escenario medio - Gbtud

SECTOR COMERCIAL Fuente: UPME.

Proyección de demanda de gas natural sector industrial - Gbtud Proyección de demanda de gas natural sector industrial, escenario medio - Gbtud

SECTOR INDUSTRIAL Fuente: UPME.



Proyección de demanda de gas natural sector GNV - Gbtud Proyección de demanda de gas natural sectorGNV escenario medio - Gbtud

SECTOR GNV Fuente: UPME.


0

50

100

150

200

250

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

0

50

100

150

200

250

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

01020304050607080

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

01020304050607080

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

0

100

200

300

400

500

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

0

100

200

300

400

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

020406080

100120140160

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

020406080

100120140160

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029



050

100150200250300350400

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

050

100150200250300350

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

0

5

10

15

20

25

30

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

0

5

10

15

20

25

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

0

100

200

300

400

500

600

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

0

100

200

300

400

500

600

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

0200400600800

1.0001.2001.4001.6001.8002.000

Ene.

-15

Sept

.-15

May

.-16

Ene.

-17

Sept

.-17

May

.-18

Ene.

-19

Sept

.-19

May

.-20

Ene.

-21

Sept

.-21

May

.-22

Ene.

-23

Sept

.-23

May

.-24

Ene.

-25

Sept

.-25

May

.-26

Ene.

-27

Sept

.-27

May

.-28

Ene.

-29

Sept

.-29

May

.-30

Ene.

-31

Sept

.-31

May

.-32

Ene.

-33

Sept

.-33

May

.-34

Ene.

-35

Sept

.-35


Proyección de demanda de gas natural sector termoeléctrico - Gbtud

Fuente: UPME.

CentroCostaNoresteSuroesteTolima Grande

Proyección de demanda de gas natural sector termoeléctrico, escenario medio - Gbtud

SECTOR TERMOELÉCTRICO


Proyección de demanda de gas natural sector petroquímico - Gbtud

Fuente: UPME.

CostaNoroeste

Proyección de demanda de gas natural sector petroquímico, escenario medio - Gbtud

SECTOR PETROQUÍMICO


Proyección de demanda de gas natural sector petrolero - Gbtud

Fuente: UPME.


Proyección de demanda de gas natural sector petrolero, escenario medio - Gbtud

SECTOR PETROLERO

El sector en el que se proyecta un mayor aumento en sus consumos es el petrolero. Esto responde al desarrollo de proyectos de Ecopetrol, como las ampliaciones de sus refinerías, la autogeneración de energía en los Llanos Orientales y consumos para incrementar la producción petrolera con mecanismos de recuperación secundaria.

La UPME concluye en este documento que la oferta certificada entre 2016 y 2025 por los productores e importadores abastecerá la demanda nacional de gas natural proyectada, según el escenario medio, hasta noviembre de 2023.

Proyección oferta y demanda de gas natural- Gbtud

Fuente: UPME.

Oferta mediaDemanda media




C I F R AS F I N A N C I E R AS D E L AS E M P R E SAS

Cifras consolidadas

Balance general 2005 2010 2014 2015 Estado de resultados 2005 2010 2014 2015

Activo 2.602.446 4.940.600 6.440.948 7.455.170 100 % Ingreso operacional 1.657.034 3.239.884 5.134.253 6.432.233 100 %

Pasivo 1.011.344 2.030.222 3.760.535 4.271.327 57 % Utilidad operacional 181.365 508.612 901.278 979.606 15 %

Patrimonio 1.591.102 2.910.379 2.680.413 3.183.844 43 % Utilidad neta 252.494 621.109 706.512 714.594 11 %

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

Activo Ingresooperacional

2015

2014

200.000 450.000 700.000 950.000 1.200.000 1.450.000

Pasivo Patrimonio

11 %

16 % 15 %14 %

19 %

15 %

25 %

18 %

11 %

1 %

9 %7 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta

Indicadores financieros 2005 2010 2014 2015

Margen operacional 11 % 16 % 18 % 15 %

Margen neto 15 % 19 % 14 % 11 %

Endeudamiento 39 % 41 % 58 % 57 %

1.212.074

1.100.471

2015

2014

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Ingresooperacional

15 %

48 %

22 %

63 %

6 %16 %

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 64 % 41 % 38 % 29 %

Endeudamiento 20 % 57 % 55 % 56 %

1.754.160

1.113.872



23 billones de PesosCifra de total activos del sector gas natural (transporte y distribución)


Activo 2.933.513 6.906.428 11.456.335 15.601.716 100 % Ingreso operacional 566.397 876.547 1.519.176 2.250.199 100 %

Pasivo 586.150 3.938.831 6.311.519 8.772.137 56 % Utilidad operacional 196.026 274.832 903.711 1.469.028 65 %


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

Activo Pasivo Patrimonio

18 %

36 %31 %

39 %

11 %

33 %

300.000 600.000 700.000 900.000 1.200.000 1.500.000 1.800.000


200.000 450.000 700.000 950.000 1.200.000 1.450.000

Distribuidoras de gas natural


Activo 183.037 430.953 691.118 729.670 100 % Ingreso operacional 69.351 190.310 325.919 330.776 100 %

Pasivo 20.783 87.313 318.806 302.438 41 % Utilidad operacional 1.890 25.308 40.780 31.624 10 %

Patrimonio 162.254 343.640 372.312 427.232 59 % Utilidad neta 10.093 49.080 57.140 52.442 16 %

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


2015

2014

200.000

Pasivo Patrimonio

15 %

6 %

31 %

(5 %)

10 %15 %

17 %

1 %

33 %

(22 %)

18 %

(8 %)

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 15 % 26 % 18 % 16 %

Endeudamiento 11 % 20 % 46 % 41 %800.000400.000 600.000

57.506

71.735

Ingresooperacional

2015

2014

200.000

14 %

15 %

27 %

37 %

12 %

29 %

14 %

14 %

9 %9 %

11 % 11 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 5 % 24 % 17 % 15 %

Endeudamiento 61 % 39 % 50 % 49 %800.000400.000 600.000

98.175

83.151


1.000.000Fuente: SUI, Empresas del sector.

Fuente: SUI.





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

300.000 600.000 700.000 900.000 1.200.000 1.500.000 1.800.000






Pasivo 103.522 260.551 399.443 503.838 57 % Utilidad y/o pérdida operacional (14.071) 11.603 26.080 34.366 5 %


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


2015

2014

10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000

Pasivo Patrimonio

10 % 13 %

17 %

26 %

5 %

(2 %)

19 %

32 % 29 % 32 %

12 %

17 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta


Margen operacional (11 %) 4 % 5 % 5 %

Margen neto 10 % 5 % 9 % 6 %

Endeudamiento 32 % 41 % 51 % 57 %

72.751

51.100

Ingresooperacional

2015

2014

5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000

14 %

22 %

12 %15 %

7 %

1 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 18 % 17 % 11 % 9 %

Endeudamiento 58 % 50 % 64 % 70 %

25.339

23.704


8 %

17 %

10 %

29 %

4 %

(3 %)

Fuente: SUI, Gas Natural Cundiboyacense.

Fuente: SUI, EPM.





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






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


2015

2014

5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000

Pasivo Patrimonio

3 %

12 %

3 %

(9 %)

2 %

47 %

9 %11 % 11 %

16 % 16 %

25 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 11 % 5 % 17 % 19 %

Endeudamiento 48 % 23 % 63 % 51 %

34.182

30.599

Ingresooperacional

2015

2014

50.000 150.000 250.000 350.000 450.000

12 %

18 %

8 %6 %

30 %

14 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 23 % 23 % 16 % 13 %

Endeudamiento 42 % 32 % 64 % 56 %

404.649

358.700


7 %

34 %

10 %18 %

4 %

62 %

Fuente: SUI, Gas Natural.

Fuente: SUI, Gasoriente.


Activo 678.649 1.095.551 969.711 1.299.645 100 % Ingreso operacional 533.703 903.732 1.504.824 1.953.652 100 %



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








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

Activo

Ingresooperacional

2015

2014

2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

Pasivo Patrimonio

14 %

23 %26 %

28 %

8 %

17 %

14 %16 %

19 %

12 %10 %

4 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 18 % 21 % 15 % 13 %

Endeudamiento 20 % 38 % 51 % 54 %

11.726

10.759

Ingresooperacional

2015

2014

50.000 70.000 90.000 110.000 130.000 150.000 170.000

15 %

31 %

64 %

11 %19 % 20 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta


Margen operacional 0.5 % 11 % 18 % 16 %

Margen neto 6 % 14 % 9 % 8 %

Endeudamiento 44 % 59 % 67 % 68 %

166.277

146.404


13 %

7 %

18 %

8 % 7 %

3 %

Fuente: SUI, Promigas - Informe de Gestión 2015.






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



Activo 347.953 731.703 1.144.407 1.386.131 100 % Ingreso operacional 249.943 485.434 684.570 888.577 100 %



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


2015

2014

50.000 80.000 110.000 140.000 170.000 200.000

Pasivo Patrimonio

15 %

21 % 21 %23 %

9 %

18 %

14 %

30 %

20 %

3 %

11 %

(7 %)

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 16 % 22 % 18 % 13 %

Endeudamiento 40 % 55 % 64 % 65 %

192.169

173.047

Ingresooperacional

2015

2014

3.000 6.000 9.000 12.000 15.000 18.000 21.000

20 %

8 %

22 %

33 %

16 %

57 %TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 13 % 5 % 6 % 9 %

Endeudamiento 13 % 44 % 42 % 38 %

19.279

12.941


12 %

0 %

25 %

(9 %)

9 % 7 %

Fuente: SUI.






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








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

Activo

Ingresooperacional

2015

2014

20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000

Pasivo Patrimonio

12 %11 %

15 %

9 %8 %

14 % 13 % 15 % 15 %

(13 %)

1 %

(33 %)

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 16 % 26 % 10 % 6 %

Endeudamiento 49 % 51 % 65 % 64 %

92.931

104.146

Ingresooperacional

2015

2014

10.000 20.000 30.000 40.000

15 %22 %

53 %

(4 %)

29 %

17 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidad y/o pérdida operacional

Utilidadneta



Margen neto 4 % 21 % 14 % 13 %

Endeudamiento 19 % 22 % 50 % 46 %

37.090

34.185


14 %

20 %24 %

10 % 9 %

30 %

Fuente: SUI, Gas Natural del Cesar.




Pasivo 23.257 48.130 179.024 197.271 46 % Utilidad y/o pérdida operacional (1.003) 18.405 17.914 17.233 10 %


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



Activo 1.452.061 2.204.454 3.201.740 4.488.620 100 % Ingreso operacional 152.103 261.773 408.248 846.553 100 %

Pasivo 489.706 1.017.919 1.486.841 2.201.975 49 % Utilidad operacional 24.884 85.396 204.815 583.092 69 %

Patrimonio 962.355 1.186.535 1.714.899 2.286.646 51 % Utilidad neta 169.942 265.484 365.461 461.774 55 %

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


2015

2014

40.000 140.000 240.000 340.000 440.000 540.000 640.000

Pasivo Patrimonio

12 %

40 %

16 %

48 %

9 %

33 %

19 %

107 %

37 %

185 %

11 %26 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 112 % 101 % 90 % 55 %

Endeudamiento 34 % 46 % 46 % 49 %

625.182

236.703

Ingresooperacional

2015

2014

10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 80.000

27 %

10 %

37 %

10 %

30 %

9 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 28 % 58 % 36 % 35 %

Endeudamiento 31 % 82 % 51 % 48 %

77.919

70.476


27 %

5 %

32 %

(3 %)

23 %

12 %

Fuente: SUI.

Fuente: SUI, Promigas.





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

Transportadoras de gas natural






Pasivo 1.297 13.636 25.806 16.057 21 % Utilidad y/o pérdida operacional (421) 3.095 11.050 14.920 45 %

Patrimonio 23.368 41.547 59.982 60.344 79 % Utilidad y/o pérdida neta (372) 4.479 9.960 14.043 42 %

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

Activo

Ingresooperacional

2015

2014

5.000 10.000 15.000 20.000 25.000

Pasivo Patrimonio

12 %

(11 %)

29 %

(38 %)

10 %1 %

38 %

23 %

63 % 64 %

35 %41 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidad y/o pérdida operacional

Utilidad y/o pérdida neta



Margen neto (28 %) 49 % 37 % 42 %

Endeudamiento 5 % 25 % 30 % 21 %

24.144

16.455

Ingresooperacional

2015

2014

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

8 %10 %

21 %

10 %

24 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 34 % 33 % 35 % 39 %

Endeudamiento 16 % 13 % 10 % 11 %

3.041

2.820


5 %

7 %

1 %

11 %

5 %6 %

Fuente: SUI, Gas Natural del Cesar.



Activo 8.684 12.625 12.686 13.530 100% Ingreso operacional 2.135 3.414 4.362 4.799 100%

Pasivo 1.360 1.634 1.292 1.431 11% Utilidad operacional 417 1.066 2.665 2.873 60%

Patrimonio 7.324 10.991 11.394 12.099 89% Utilidad neta 726 1.118 1.524 1.886 39%

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

8 %



Activo 1.240.618 4.050.323 7.373.338 10.196.410 100 % Ingreso operacional 371.962 559.414 946.751 1.215.232 100 %

Pasivo 36.517 2.497.241 4.453.826 6.211.657 61 % Utilidad operacional 160.103 169.921 592.304 760.749 63 %


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


2015

2014

200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000

Pasivo Patrimonio

23 %

38 %

67 %

39 %

13 %

36 %

13 %

28 %

17 %

28 %

12 %

(3 %)

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 48 % 12 % 15 % 11 %

Endeudamiento 3 % 62 % 60 % 61 %

980.022

753.030

Ingresooperacional

2015

2014

10.000 20.000 30.000 40.000 50.000

6 %

19 % 18 %

25 %

12 %

16 %

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

EBITDA

TACC 2005 - 2015Variación 2014 - 2015

Utilidadoperacional

Utilidadneta



Margen neto 26 % 32 % 46 % 44 %

Endeudamiento 26 % 28 % 16 % 18 %

43.852

34.388


2 %

10 %

21 %

(2 %)

3 %

8 %

Fuente: SUI.

Fuente: SUI, Promigas.





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

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


T E M Á T I C A S R E L E V A N T E S Y D E A C T U A L I D A D P A R A E L S E C T O R


Bahía de Cartagena

Terminal deregasi�caciónde GNL

AVA N C E S E N L A CO N F I A B I L I DA D D E L S U M I N I S T RO 400 Mpcd de gas natural podrá entregar la planta de regasificación de El Cayao a partir de 2017

Dada la trascendencia que para el sector del gas natural implica acceder a una mayor confiabilidad en el suministro, se presentan en esta sección cuatro proyectos, ordenados por su capacidad de suministro, que propenden por generar esa tan anhelada confiabilidad.

En primera instancia, la terminal de regasificación de la Sociedad Portuaria El Cayao –SPEC– en Cartagena, con la que se asegura el suministro para las

La UPME, en su Plan Indicativo de Abastecimiento de Gas Natural-2015, concluye que “si bien la generación eléctrica de la Costa Atlántica es el primer usuario del gas natural importado, se estima que la capacidad de la terminal de regasificación tenga excedentes de magnitud suficiente para abastecer otros sectores de la demanda nacional en lo restante de la presente década, incluso bajo condiciones hidrológicas severas. Lo anterior requeriría de una actualización normativa que lo permita”.

térmicas de la Costa Atlántica. Seguidamente, dos proyectos de transporte, el loop San Mateo–Mamonal y el gasoducto Plato–Bosconia–Valledupar, con los cuales se amplían las fuentes de suministro para la Costa Atlántica y se mitiga el impacto ocasionado por la declinación de los campos de La Guajira. Finalmente, el gasoducto Corrales–City Gate Belencito, con el cual se abastecerá a varias poblaciones de Boyacá que aún no cuentan con el servicio de gas natural.

Terminal de regasificación de SPEC

AGENTES PARTICIPANTES Y CIFRAS RELEVANTES DEL PROYECTO Terminal de

regasificación

C O N T R AT I S TA S , C O N S T R U C T O R E S

FSRU

B A N C O S

51 %

S O C I O S

49 %

Barú LNG

Aporte regulado

G E N E R A D O R E S , T É R M I C O S

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

LOCALIZACIÓN GEOGRÁFICA DEL PROYECTO

AÑOS10

Gbtud400

m3171.000

P Á G I N A 8 7T E M Á T I C A S R E L E V A N T E S Y D E A C T U A L I D A D P A R A E L S E C T O R

Pasarela

Plataforma

Gasoducto

Estación demedición

FSRUHoegh Grace FRSU

Inicio Ingeniería17/09/14

Licencia Ambiental y Concesión Portuaria29/06/15

Inicio Construcción30/06/15

Curva real

Curva de ejecución

Puesta enMarcha30/10/16

Inicio0peraciónComercial1/12/16

En junio de 2015, culminó la construcción del barco regasificador, en inglés Floating Storage Regasification Unit –FRSU–, por parte del contratista Hoegh LNG. A junio de 2016, se había finalizado la construcción del terraplén, hincados la totalidad de los 125 pilotes, la ingeniería de detalle cerrada en 100 % y concluidas las negociaciones de servidumbre en la totalidad de los 22 predios que se necesitaban.

A junio de 2016, este proyecto presentaba un avance real de 92 % e inversiones de capital por US$90 MM de un total presupuestado de US$142 MM. Se espera iniciar las actividades de regasificación a finales de 2016. Para ello, la SPEC, a través de un proceso de subasta en el que participaron 12 empresas provedoras de GNL, dirigido por Poten & Partners, contratará su primera carga de 150.000 m3, la cual arribará a Cartagena entre septiembre y octubre de 2016.

CUMPLIMIENTO DEL CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN A JUNIO DE 2016

INSTALACIONESCOMPONENTESPRINCIPALES

FSRU

Recepción GNL por mecanismo ship-to-ship.Almacenamiento en tanques de membrana de 170.000 m3. Regasificación por medio de vaporizadores Shell and Tube.

Pasarela y plataforma

700 m de largo.Acceso de personas y soporte para gasoducto.

Gasoducto

9,2 Km de recorrido.18” de diámetro. 400 Mpcd de capacidad.Cruce horizontal dirigido por el Canal del Dique.




Arianna

Nelson Palmer

Mamey Bonga

Riohacha Ballena

Santa Marta Barranquilla

Cartagena

Sincelejo

Montería

La Creciente

Chuchupa

Mamonal

Jobo

Sahagún

San Mateo

Estación Filadél�a

El gasoducto del Sur, o loop San Mateo–Mamonal, es uno de los grandes avances del sector para ampliar la disponibilidad de gas natural en la Costa Caribe, atenuando inevitables disminuciones en el suministro ocasionadas por el creciente declive de los campos de La Guajira. Para ello, la empresa transportadora Promigas invirtió una suma cercana a los 200 millones de dólares en este proyecto, que entrará en operación en su totalidad a finales del primer semestre de 2016.

Este gasoducto permitirá conectar la producción de gas de los campos Nelson, Palmer y Arianna, explotados por Canacol (65 Mpcd), ubicados en el sur de Córdoba, y el gas de los campos de Bonga y Mamey, pertenecientes a Hocol (35 Mpcd), ubicados en Sucre, al Sistema Nacional de Transporte (SNT), más específicamente con la zona industrial de Mamonal en Cartagena.

Gasoducto del Sur (loop San Mateo–Mamonal) 95 Mpcdde gas natural serán inyectados a través del Gasoducto del Sur al SNT

Estación MamonalKm 189+000 Canal del Dique

Canal del DiqueVálvula Dique NorteKm 157+460

Válvula Dique SurKm 154+420

Válvula NísperoKm 138+280

Válvula Palo AltoKm 127+180

Estación Filadel�aKm 105+180

Sucre

Válvula Tolú ViejoKm 85+420

Estación MajaguasKm 74+470

Estación Sahagún

Estación BremenKm 59+760

Válvula SincéKm 42+900

Estación San MateoKm 20+484

Estación HocolKm 0+000

Bolívar

UBICACIÓN DEL GASODUCTO

Fuente: Promigas.

Capacidad actual desde campos del Sur (La Creciente y otros):

57,5 Mpcd

Capacidad expansión Loop: 65 Mpcd

(35 desde Jobo y 30 desde San Mateo)

Capacidad expansión Sahagún:

15 Mpcd(Desde Jobo)

Capacidad expansión Filadelfia:

15 Mpcd(Desde Jobo)

Total capacidad expansión:

95 Mpcd

Fuente: Ecopetrol.

Loop San Mateo–Mamonal: Una longitud de 189,5 km en 16”, incluye la construcción de un cruce por perforación horizontal dirigida de 3,2 km en el canal del Dique y la ciénaga de María la Baja.

Sistema de Compresión:adecuación de la compresora Sahagún: cambio de sentido de compresión y repotenciación hasta alcanzar 3.500 HP. Compresión Filadelfia: nueva estación de 1.500 HP sobre el tramo Sincelejo–Cartagena, a 40 km de Sincelejo.

Construído en marzo 2016Sin construir


Estación compresora La Paz

Riohacha

Arjona Guama

El Difícil Maracas

Fuente: Gases del Caribe, presentación Dr. Ramón Dávila, Naturgas, marzo 2016.

Chuchupa

Valledupar

Ballena

Bosconia

Plato

Santa Marta

Barranquilla

Cartagena

Sincelejo

Montería

Sahagún La Creciente

Jobo

UBICACIÓN DEL GASODUCTO

Este proyecto fue concretado por la empresa distribuidora Gases del Caribe desde finales de 2012 hasta 2015, con el respaldo financiero de Findeter.

Su principal objetivo fue incorporar al SNT el gas, tanto de los campos menores recientemente descubiertos en la zona del valle inferior del Magdalena (Guama, Maracas y Arjona), como del campo El Difícil, abandonado muchos años atrás por deterioro del gasoducto que lo

interconectaba con Barranquilla, e incorporarlos a la oferta de suministro nacional.

Con este gasoducto se logró ampliar la oferta de gas natural para la Costa Caribe y el país en aproximadamente 20 Mpcd. En la actualidad, se atiende una demanda en su área de influencia de unos 10 Mpcd y se inyectan al SNT en Valledupar otros 10 Mpcd con destino al interior del país.

Gasoducto Plato-Bosconia - Valledupar 20 Mpcdse integran a la oferta de gas natural con el gasoducto Plato-Valledupar

Inversión:

60 millones de dólares

Nº familias beneficiadas:

45.000 nuevas familias287.000 familias beneficiadas para confiabilidad de suministro

Según el Dr. Ramón Dávila Martínez, gerente general de Gases del Caribe, la importancia de este gasoducto no solo radica en las 45.000 familias que se van a beneficiar con él, sino en la confiabilidad que se le entrega al sistema que la empresa maneja en esta región, ya que, ante cualquier salida del tramo Ballena–Santa Marta, se tiene una fuente alterna de gas natural a la de La Guajira.

Ficha técnica

Gasoducto Plato - Bosconia - Valledupar

Fecha: Inicio de construcción: Noviembre 2012Entrada en operación:Octubre 2015

Dimensión:

260 km en tuberíade acero de 8” de diámetro

600 km de gasoducto en tubería de polietileno de ½ “ hasta 6” de diámetro

Poblaciones beneficiadas:Granada, Pueblo Nuevo, La Loma, El Paso, Astrea, Chimichagua, Caracolí, Valencia de Jesús, Mariangola, Bosconia, Algarrobo, La Loma del Bálsamo, en los departamentos de Magdalena y Cesar.

Para consumo de la región:

10 Mpcd

Inyectado al interior del país:

10 Mpcd

Gas:Estación de compresión:Ubicada en La Paz, capacidad de expansión 10 Mpcd

Fuente: Gases del Caribe, presentación Dr. Ramón Dávila, Naturgas, marzo 2016.

Fuente: Gases del Caribe.




Tunja

Sogamoso

Tópaga

Corrales

Campo Corrales

City Gate Belencito

Este proyecto consta de un gasoducto de 5,5 pulgadas que está siendo construido por la empresa Ecoenergy con el propósito de conectar el campo Corrales, en el bloque denominado Buenavista, ubicado en el departamento de Boyacá y operado por Omega Energy, con el City Gate de Belencito del STT de TGI.

Según información suministrada por ejecutivos de la empresa Omega Energy a la prensa local en abril de 2016, la inversión sobre este proyecto de infraestructura es totalmente privada y, al entregar gas natural a

los municipios de Corrales y Tópaga, se convertirá en punta de lanza para extender la red de gas y auto abastecer con este energético a esta zona del departamento de Boyacá.

Adicionalmente, informa Omega Energy que las reservas de gas del área permitirían un suministro ininterrumpido para por lo menos cinco años y que la capacidad de esta línea es de 10 Mpcd, y estima su entrada en operación a finales del primer semestre de 2016.

Gasoducto campo Corrales–City Gate Belencito 10 Mpcdse integran a la oferta de gas natural con el gasoducto Corrales-Belencito

UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL DEPARTAMENTO DE BOYACÁ



Existen tres herramientas que servirían de catalizadores para el fomento del consumo del sector residencial: retomar la experiencia exitosa de los gasoductos regionales, extender los subsidios como una política de Estado e integrar poblaciones menores a mercados relevantes principales. En principio, se calcula el universo de la población del país que aún no cuenta con el servicio de gas natural para que este sirva como punto de partida en una proyección de usuarios potenciales por cubrir.

A finales de 2015, Colombia contaba con 1.125 municipios, repartidos en 31 departamentos y un distrito capital. De estos municipios, 461 (40 %), aún no cuentan con el servicio de gas. Boyacá (65) y Nariño (63) son los departamentos con mayor número de municipios en esta condición. En los anexos se presentan cuadros por departamento, y se detallan los municipios y sus cifras.

Solo con la proyección de viviendas en las cabeceras municipales de estos municipios, se estima un poco más de 540.000 usuarios potenciales de gas natural. Se excluye de este cálculo la población por fuera de las cabeceras, denominadas por el Dane como resto, teniendo en cuenta la mayor dificultad para acceder a ellos a través de redes de distribución.

461Municipios en el país, no cuentan con el servicio de gas natural

Fuente: DANE, Censo 2005. *Cálculos propios del consultor, con base en el promedio de personas por hogar (3,6) de la encuesta nacional de calidad de vida 2008.

FACTORES DETERMINANTES EN EL FOMENTO AL CONSUMO RESIDENCIAL

Departamento No. de Municipios

NBI % (Necesidades Básicas Insatisfechas) Población (No. Habitantes) No. de viviendas proyectadas

por cabecera*Cabecera Resto Total Cabecera Resto Total

Amazonas 11 31 % 60 % 44 % 24.981 21.969 45.163 6.939

Antioquia 34 35 % 60 % 50 % 103.571 175.916 279.487 28.770

Arauca 7 44 % 74 % 47 % 135.014 18.014 153.028 37.504

Bolívar 19 55 % 81 % 72 % 84.730 161.583 246.313 23.536

Boyacá 65 24 % 59 % 50 % 92.812 248.618 341.430 25.781

Caldas 5 20 % 32 % 28 % 23.208 42.719 65.927 6.447

Caquetá 15 44 % 64 % 54 % 107.410 92.626 200.036 29.836

Casanare 4 28 % 62 % 45 % 3.231 2.884 6.115 898

Cauca 24 52 % 70 % 67 % 68.226 375.351 443.577 18.952

Cesar 5 50 % 78 % 68 % 31.024 56.702 87.726 8.618

Chocó 31 80 % 75 % 77 % 212.091 176.385 388.476 58.914

Cundinamarca 17 21 % 35 % 32 % 34.699 112.759 147.458 9.639

Guainía 9 46 % 90 % 64 % 10.891 7.906 18.797 3.025

Guaviare 3 49 % 56 % 52 % 9.810 7.109 16.919 2.725

Huila 11 40 % 54 % 51 % 29.646 100.985 130.631 8.235

Magdalena 7 63 % 75 % 70 % 50.658 71.416 122.074 14.072

Meta 8 59 % 56 % 58 % 20.861 22.211 43.072 5.795

Nariño 63 39 % 62 % 54 % 388.427 732.968 1.121.395 107.896

Norte de Santander 28 30 % 60 % 50 % 79.525 157.210 236.735 22.090

Putumayo 10 33 % 49 % 42 % 66.898 77.788 144.686 18.583

Quindío 4 20 % 28 % 24 % 12.512 11.394 23.906 3.476

Risaralda 2 23 % 59 % 49 % 6.578 17.296 23.874 1.827

San Andrés Islas 2 51 % 15 % 41 % 42.641 16.932 59.573 11.845

Santander 52 25 % 48 % 41 % 221.181 234.807 455.988 61.439

Sucre 3 57 % 85 % 77 % 20.662 47.347 68.009 5.739

Tolima 6 35 % 66 % 58 % 21.819 61.479 83.298 6.061

Valle del Cauca 6 18 % 28 % 25 % 26.354 56.879 83.233 7.321

Vaupés 6 43 % 89 % 57 % 13.977 5.966 19.943 3.883

Vichada 4 49 % 88 % 72 % 18.687 25.905 44.592 5.191

Total nacional 461 42 % 62 % 55 % 1.962.124 3.141.124 5.101.461 545.034

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

Participación de municipios sin gas natural - 2015

BoyacáNariñoSantanderAntioquiaChocóNorte de SantanderCaucaOtros departamentos

Fuente: DANE, Ministerio de Minas y Energía.

14 %

14 %

11 %

7 %7 %

6 %5 %

36 %




En esta sección se ilustran las principales cifras relacionadas con la figura de los gasoductos regionales en la Costa Caribe y, específicamente, la manera de recuperar la inversión de estos a través de una tarifa que involucró a todos los usuarios del STT, lo que resultó fundamental

para poder llevar el gas natural hasta la inmensa mayoría de los hogares de esta región. Lo anterior, para exponer que esta sería una interesante herramienta para viabilizar la conexión de muchos municipios del país que aún no cuentan con el servicio.

Gasoductos regionales: una historia exitosa 900 km de tuberías suman los gasoductos regionales I, II y III de la Costa Caribe

Gasoductos Longitud (km) Costo US$ - Dic 1999 Población beneficiada Cobertura efectiva (%)

GASODUCTOS REGIONALES I - Construidos entre 1989 y 1993

Puerto Colombia 13,7 452.166 26.932 87 %Aracataca - Fundación 69,6 2.150.883 56.107 94 %Baranoa 0,2 17.446 50.261 86 %Cereté 2,3 64.121 83.897 95 %Ciénaga de Oro 0,8 26.955 53.403 94 %Corozal 15,7 974.004 57.300 98 %Chinú 1,6 80.479 43.331 98 %Galapa 8,5 198.383 31.596 82 %Luruaco 0,02 39.390 22.878 77 %Montelíbano 16,0 662.547 69.277 91 %Sahagún - Montería 62,0 1.732.301 381.284 99 %Sampués 3,2 82.917 36.090 96 %San Marcos 10,2 562.593 50.336 92 %San Onofre 7,5 84.976 45.672 75 %Regional a Tolú 15,8 448.273 27.957 82 %Regional a Tolú Viejo 1,3 123.361 18.587 94 %Turbaco - Arjona 19,0 419.579 62.136 99 %

Subtotal 247,5 8.120.374 1.117.044 94 %

GASODUCTOS REGIONALES II - Construidos entre 1994 y 1999

Regional Palomino 0,6 26.209 1.772 57 %Regional Camarones 0,4 18.965 2.344 73 %Regional Mingueo 0,01 20.296 4.915 85 %Regional San Pedro 5,1 32.503 14.065 91 %Ramal a Buenavista 2,2 59.509 2.653 53 %Ramal a Camilo Torres 2,5 72.582 2.716 74 %Cicuco - Mompós 31,6 994.814 22.476 93 %Ramal a Juan Arias 1,2 42.806 12.463 73 %Planeta Rica 20,4 629.320 40.850 96 %Ponedera 0,8 41.187 10.458 84 %Ramal a Barranca 0,01 134.921 16.813 81 %Ramal a Candelaria 4,9 148.330 8.050 82 %Corozal - San Juan Nepomuceno 83,1 4.401.252 24.166 96 %Ramal a El Molino 7,2 255.584 7.504 66 %Ramal a Fonseca 0,006 71.036 43.894 80 %Ramal a Hato Nuevo 0,01 67.249 12.255 77 %Ramal a La Paz 1,4 105.446 15.901 82 %Ramal a Papayal 0,006 72.169 2.803 83 %Ramal a San Juan del Cesar 5,6 181.269 29.532 81 %Ramal a Urumita 3,8 189.620 13.450 88 %Usiacurí 2,5 116.438 8.561 83 %Ramal a Valledupar 11,2 711.945 401.831 88 %Ramal a Villanueva 4,6 199.638 23.605 89 %Ramal a Arroyo de Piedra 0,02 55.349 3.109 94 %Ramal a Betulia 0,01 60.229 16.665 35 %Ramal a Campeche 3,7 168.492 4.029 83 %Caracolí 0,7 49.987 4.747 81 %


Gasoductos Longitud (km) Costo US$ - Dic 1999 Población beneficiada Cobertura efectiva (%)

GASODUCTOS REGIONALES II - Construidos entre 1994 y 1999

Ramal a Carreto 3,4 125.889 1.294 76 %Clemencia 2,2 171.196 11.699 89 %Ramal a Isabel López 0,01 48.515 2.494 84 %Ramal a El Limón - Cicuco 0,06 5.699 10.981 68 %Ramal a Pendales 0,7 75.082 1.398 82 %Ramal a Molinero 0,01 51.033 2.090 82 %Santa Catalina 2,2 131.731 12.042 57 %Ramal a Santa Lucía 8,2 321.776 11.947 77 %Santa Rosa 4,0 151.742 18.365 90 %Ramal a Talaiga Nuevo 2,2 18.388 10.973 89 %Turbana 2,7 170.641 63.450 92 %Buenos Aires 0,004 24.898 3.944 92 %Chinú - Lorica 55,8 2.486.712 109.974 86 %Ramal a Cicuco - Magangué 27,6 2.454.548 121.085 89 %María La Baja 13,7 559.296 45.262 89 %Puerto Giraldo - Suan 32,8 1.510.572 9.344 86 %Pueblo Nuevo 10,1 412.354 31.754 63 %Repelón 11,8 454.109 22.196 76 %Guacamayal 7,5 227.583 6.046 81 %La Gran Vía 4,1 89.038 1.776 74 %Orihueca 4,3 240.840 9.714 82 %Río Frío 1,6 183.706 6.902 75 %Sevilla 4,0 237.134 6.545 79 %

Subtotal 392,5 19.079.627 1.272.901 85 %

GASODUCTOS REGIONALES III - Construidos entre 2000 y 2006

Río Ancho 0,3 46.742 1.539 51 %Pueblo viejo 1,0 52.350 24.865 56 %El Retén 16,0 769.674 18.417 82 %Tucurínca 7,0 144.144 4.919 79 %Palermo 0,05 316.498 5.547 72 %Juan de Acosta - Santa Verónica 8,7 556.665 1.346 68 %Baranoa - Juan de Acosta 16,6 1.148.888 14.184 81 %Ramal a Tubará 9,1 448.638 10.602 72 %Manatí 5,6 344.717 13.456 84 %Ramal Colombia 6,0 170.174 1.041 75 %Ramal La Peña 7,7 317.287 3.573 74 %Ramal Aguada de Pablo 8,3 536.102 3.199 64 %Santa Cruz 6,0 274.503 4.145 51 %Santa Rita 0,1 68.467 615 76 %Bayunca 5,9 482.011 131.826 68 %Bayunca - Pontezuela 5,0 246.932 142.256 73 %Suán - Calamar 9,5 532.766 9.964 80 %Cascajal 10,0 527.204 2.210 86 %Villanueva (Bolívar) 5,5 581.704 15.050 71 %Los Palmitos 3,0 193.531 9.245 91 %Chochó 4,0 176.555 7.000 80 %Galeras 14,5 596.698 12.143 80 %Granada 3,0 217.027 3.870 53 %San Antero 15,0 807.718 13.006 54 %Buenavista 1,5 91.784 9.155 66 %San Carlos 5,0 215.863 11.321 69 %Ayapel 45,0 2.517.776 20.434 66 %Caucasia 28,9 1.568.831 43.770 92 %San Pablo 11,5 354.389 12.994 94 %

Subtotal 259,8 14.305.638 551.693 73 %

Total Gasoductos 899,7 41.505.639 2.941.638 86 %




En el ejercicio llevado a cabo por Promigas para la presentación de su propuesta tarifaria de junio 22 de 2000, se calcularon las posibles tarifas para los gasoductos regionales bajo diferentes escenarios, las cuales se ilustran en el anterior cuadro.

Como se puede apreciar, las altas tarifas para estos gasoductos no permitían la posibilidad de separar las inversiones de tales gasoductos o asignarlas según su ubicación geográfica.

Según el cálculo de Promigas, cualquier usuario ubicado en las poblaciones conectadas a los gasoductos regionales I, II y III hubiese pagado 2 US$/Kpc como tarifa adicional a la tarifa por el uso del Sistema Troncal de Transporte –STT– (Ballena–Cartagena o Jobo–Cartagena).

El traslado de esta tarifa a un usuario residencial de las poblaciones beneficiadas por los gasoductos regionales representaba una cifra inviable y no se hubiesen alcanzado los niveles de cobertura que hoy, como lo ilustra la tabla de los municipios de estas poblaciones, está en 86 %.

En la Resolución 070 de 2003, la CREG consideró adecuado darle curso al fundamento de la propuesta de Promigas para viabilizar el consumo en las poblaciones conectadas a los regionales. En dicha resolución, se utilizó para el cálculo de la tarifa y su aplicación el volumen de todos los usuarios, tanto del STT como el de los regionales –SRT–, y no únicamente el volumen a consumir en las poblaciones por atender con los regionales.

A continuación se presentan los cargos aprobados en la mencionada resolución, denominados “Estampilla gasoductos regionales”, y se ilustra, a manera de ejemplo, la tarifa promedio en US$/Kpc, teniendo en cuenta un cargo variable que remunera la inversión de 100 % y el cargo fijo que remunera el gasto de AO&M dolarizado.

ESTIMATIVO DE TARIFA INDEPENDIENTE PARA GASODUCTOS REGIONALES

Tarifa Gasoductos Regionales I, II y III2 US$/Kpc

Aplicable a usuarios de las poblaciones conectadas a los Gasoductos Regionales I, II y III

Fuente: Promigas, elaboración propia del consultor.

REGULACIÓN ACTUAL: ESTAMPILLA GASODUCTOS REGIONALES

Estampillas Gasoductos Regionales 0,061 US$/Kpc

Cargo fijo por gastos AOM 0,0077 US$/kpc

Una cifra cercana a 3 millones de habitantes beneficiados en los 7 departamentos de la Costa Caribe

Medida de gran impacto social

Gasoductos Regionales

Tarifas por Gasoductos Regionales 0,068US$/kpc

Aplicable a todos los usuarios del STT de Promigas

Escenario Cargo (US$/Kpc)

Tarifa Regionales I (1) 0,66

Tarifa Regionales II (2) 3,57

Tarifa Regionales III (3) 6,41

Tarifa Regionales I + II 4,96

Tarifa Regionales I + II + III 2,00

Tarifa Ballena - Cartagena con todos los regionales 0,40

Tarifa Ballena - Cartagena sin regionales 0,36

Tarifa Ballena - Cartagena con sus regionales 0,38

Tarifa Jobo - Cartagena sin regionales 0,57

Tarifa Jobo - Cartagena con sus regionales 0,76

TA R I FA S PA R A G A S O D U C T O S R E G I O N A L E S

Fuente: Promigas, propuesta tarifaria de Junio 22 de 2000.(1) Gasoductos construídos por Promigas bajo control de ECOPETROL.(2) Gasoductos contruídos, en su gran mayoría, durante 1994-1999.(3) Gasoductos regionales previstos para construírlos durante el periodo 2000-2004.


Subsidios: materialización de una política pública

1 añoA la espera de normativa que implemente financiación de instalación interna con SGR

Fuente: Promigas, elaboración propia del consultor.

La masificación del gas natural en el país se ha sustentado en dos premisas claras: una empresa privada comprometida en invertir millonarios recursos y una regulación promovida por una política clara del Gobierno.

En esta última premisa, los subsidios o recursos entregados por el Estado a través de diferentes estamentos (FSRI, FECF, SGR, alcaldías y otros) en estas cuatro décadas han sido fundamentales para el éxito de dicha masificación. Sin embargo, se presentan a continuación dos ítems a los que estos subsidios no han alcanzado a cubrir y un tercero en el que se prorroga, por el momento, las condiciones y la forma de cubrimiento del subsidio a los consumos de subsistencia que de no implementarse podrían generar incrementos en la tarifa de usuarios de estratos 1 y 2.

Como se puede apreciar en la figura anterior, el peso porcentual de la instalación interna, en el valor total de la infraestructura necesaria, es mucho mayor que el del cargo por conexión.

Por eso, a los usuarios beneficiados con estos proyectos solo se les disminuye en un porcentaje menor la cuota mensual que deben pagar por la infraestructura en cuestión, teniendo en cuenta que por ser de estratos 1 y 2, en su mayoría financian este monto a cinco años.

En consecuencia, a muchos de los proyectos que se financian a través de este sistema se les dificulta cumplir las coberturas presupuestadas por el temor que expresan los usuarios potenciales de no poder pagar las cuotas fijadas, las cuales se generan por el costo de las instalaciones internas.

Motivado en entregar una solución a la problemática anteriormente planteada, el Gobierno Nacional incluyó en la Ley 1753 del 9 de junio de 2015, por la cual se expidió el Plan Nacional de Desarrollo 2014–2018 “Todos por un nuevo país”, un artículo a través del cual se permite la entrega de recursos del SGR para financiar las instalaciones internas. A continuación, debido a su trascendencia, se presenta textualmente dicho artículo

La instalación interna un mayor alcance del SGR

Solución a problemática

En los inicios del Sistema General de Regalías –SGR–, la normatividad por la cual se regían los proyectos a financiar de conexiones a usuarios de estratos 1, 2 y 3 para la prestación del servicio público de gas domiciliario no era específica en cuanto a que abarcaba el término ‘conexiones a usuarios’. Para ello, la Comisión Rectora del Sistema General de Regalías –CRSGR– , encargada de entregar las directrices por las que se deben ceñir estos proyectos, en el Acuerdo 17 de 2013, particularmente en el anexo 7, nota 3, definió ‘conexión a usuarios’ como el costo del cargo por conexión (acometida y medidor) regulado por la CREG, dejando claro, hasta ese momento, cuál era el alcance de los recursos del SGR para la financiación de este tipo de proyectos.

PROBLEMÁTICA DE FINANCIAR SOLO EL CARGO POR CONEXIÓN

Infraestructura necesaria para el uso de gas natural

$1.350.000100 %

$500.000*33 %

$850.000*67 %

Cargo por conexión: Acometida, regulador y medidor.

Instalación interna: Tubería de medidor a gasodomésticos y conector de gasodomésticos.

*Precios promedio.Fuente: Elaboración propia del consultor con información suministrada por empresas del sector.




300.000 Usuarios morosos suspendidos en el país con deuda por conexión

Ley 1753 de 2015, Artículo 211. Masificación del uso del gas combustible.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 98 de la Ley 1450 del 2011, podrán financiarse con recursos del Sistema General de Regalías o con rentas propias de los municipios o departamentos, proyectos de masificación del uso del gas combustible, mediante el otorgamiento de subsidios a los costos de conexión domiciliaria, a las redes internas y a otros gastos asociados a la conexión del servicio a cargo de los usuarios de los estratos 1, y 2, y de la población del sector rural que cumpla con las condiciones para recibir el subsidio de vivienda de interés social rural. Con cargo a sus rentas propias, los municipios y departamentos también podrán otorgar subsidios al consumo de gas combustible.

Alcance a usuarios existentes En algunos momentos de esta revolución social que ha sido este proceso de masificación del gas natural en Colombia, especialmente en periodos en los que no existían los recursos del FECF o SGR, o no se tenía acceso a ellos, muchos usuarios de estratos 1 y 2 adquirieron con las empresas distribuidoras la infraestructura necesaria para el uso del gas natural (cargo por conexión + instalación interna) a través de planes de financiación hasta de cinco años.

En el transcurrir de este periodo de financiación, los usuarios cancelaban su cuota estipulada por infraestructura más el costo variable del gas, siendo este acumulado en muchos casos una suma elevada para sus niveles de ingreso, razón por la cual incurrían constantemente en causales de suspensión, situación que se volvió una rutina cotidiana.

Muy a pesar de los esfuerzos de las distribuidoras por normalizar a estos usuarios, en la actualidad se calcula que en todo el país existen alrededor de 300.000 de ellos, quienes nunca terminaron de cancelar la infraestructura para el uso del gas y, además, no se encuentran utilizando el servicio.

Por lo anteriormente examinado y teniendo en cuenta que estos 300.000 usuarios de estratos 1 y 2 en la actualidad no cuentan con el servicio de gas natural, y que en el momento de adquirir el servicio por primera vez no recibieron ningún tipo de apoyo por parte del Estado, pudieran acceder a algún tipo de subsidio o recurso que los llevara a normalizar su situación y contar nuevamente con el servicio de gas natural, como lo tienen más de ocho millones de colombianos en la actualidad.

Un año después de expedida esta ley, los agentes del sector gas se encuentran a la espera de que el Gobierno Nacional emita el decreto por medio del cual se pueda implementar y poner en práctica esta norma, que mucho beneficiaría a la población de escasos recursos del país que aún no cuenta con la disponibilidad del servicio de gas natural.

20 %

Composición del cargo variable

Distribución ($/m3)

Suministro ($US/Mbtu)

Transporte ($US/Kpc)

Factura de gas natural

80 %

Infraestructura necesaria para el uso de gas natural

Interna

Revisiónprevia

Cargo por conexión

Fuente: presentación de Dr. Ramón Dávila, gerente general de Gases del Caribe, congreso Naturgas, Cartagena, marzo - 16


Diciembre 31 de 2018 Fecha límite para entrega de subsidio al consumo de gas natural para estratos 1 y 2

La aplicación de subsidios al costo de prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica y de gas combustible para uso domiciliario distribuido por red de tuberías de los usuarios pertenecientes a los estratos socioeconómicos 1 y 2 a partir del mes de enero de 2007 hasta diciembre del año 2010, deberá hacerse de tal forma que el incremento tarifario a estos usuarios en relación con sus consumos básicos o de subsistencia corresponda en cada mes como máximo a la variación del índice de Precios al Consumidor, sin embargo, en ningún caso el porcentaje del subsidio será superior al 60 % del costo de la prestación del servicio para el estrato 1 y al 50 % de este para el estrato 2.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, ajustará la regulación para incorporar lo dispuesto en este artículo a más tardar el 31 de diciembre de 2006. Este subsidio podrá ser cubierto con recursos de los Fondos de Solidaridad, aportes de la Nación y/o de las Entidades Territoriales.

Contexto constitucional y legal La Constitución Política de 1991, en su Artículo 368, estableció que “la Nación, los departamentos, los distritos, los municipios y las entidades descentralizadas podrán conceder subsidios en sus respectivos presupuestos para que las personas de menores ingresos puedan pagar las tarifas de los servicios públicos domiciliarios que cubran sus necesidades básicas”.

Más tarde, a través de los artículos 89 y 99 de la Ley 142 de 1994, se legisló sobre la aplicación de los principios de solidaridad y redistribución en materia de servicios públicos domiciliarios, lo que implicó que los usuarios en sectores residenciales de los estratos de mayores ingresos y el sector de Industria y Comercio debían hacer una contribución para generar recursos que permitiesen otorgar subsidios a los usuarios residenciales de los estratos 1, 2 y 3 para pagar el valor de los servicios que cubran sus necesidades básicas o consumo de subsistencia.

El Estatuto Orgánico del Presupuesto Nacional (Decreto–Ley 111 de 1996), en lo referente a las apropiaciones para subsidios y beneficiarios de los mismos, en los servicios públicos domiciliarios, dispuso en su Artículo 105 que “los subsidios en los servicios públicos domiciliarios se otorgarán a las personas de menores ingresos, conforme a lo previsto en la Ley 142 de 1994”. (Ley 179 de 1994, Art. 53; Ley 225 de 1995, Art. 26.)

En cumplimiento de lo anterior, con el propósito de facilitar el acceso del gas natural a los estratos 1, 2 y 3, en 1997 se creó el Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos –FSRI–. Las empresas distribuidoras de gas natural recaudaban la contribución que pagaban la industria, el comercio y los estratos 5 y 6, y, además, aplicaban directamente los subsidios que por ley les correspondían a los usuarios de estratos 1, 2 y 3 girando al FSRI la diferencia si este cruce resultaba positivo, o recibiendo un giro del FSRI en caso contrario.

Hasta 2003, el FSRI presentó superávit en su operación; en 2004 y 2005, aun cuando fueron años negativos su saldo acumulado dio positivo, y a partir de 2006 la operación resultó totalmente deficitaria.

Fuente: presentación de Dr. Ramón Dávila, gerente general de Gases del Caribe, congreso Naturgas, Cartagena, marzo - 16

Subsidios al consumo a usuarios de menores ingresos: una directriz constitucional

Prórroga en subsidio a consumo por límites tarifarios

Ley 1753 de 2015Mediante el Artículo 3º de la Ley 1117 de 2006, se legisló por primera vez en cuanto al cubrimiento y las limitantes de los subsidos de consumo.

Posteriormente, con el mismo propósito, se emitieron la Ley 1428 de 2010, la Ley 1739 de 2014 y la Ley 1753 de 2015 o Plan Nacional de Desarrollo 2014–2018, que es la norma vigente, en la cual se prorrogan las condiciones actuales de los subsidios, como máximo, hasta el 31 de diciembre de 2018. A continuación se presentan apartes de La ley 1117 de 2006, primera que se emitió a este respecto.

Se considera de vital importancia para el sostenimiento de los consumos de gas natural de los usuarios de menores ingresos, el cotinuo apoyo que otorga el Gobierno Nacional ya que a través del presupuesto nacional financia el deficit de subsidios.

Ley 1117 de 2006, Artículo 3°. Aplicación de subsidios.

Año Subsidio Contribución Superávit/Déficit del Periodo1997 10.347 8.528 (1.819)1998 11.329 11.323 (6)1999 13.277 14.486 1.2092000 17.092 23.043 5.9512001 24.611 33.442 8.8312002 30.077 39.684 9.6072003 44.069 53.340 9.2712004 55.985 54.600 (1.385)2005 78.307 59.939 (18.367)2006 106.549 76.476 (30.073)2007 137.373 82.993 (54.380)2008 184.521 105.149 (79.371)2009 229.523 108.014 (121.509)2010 233.453 107.985 (125.468)2011 270.647 132.769 (137.878)2012 320.962 64.441 (256.521)2013 341.249 62.684 (278.564)2014 371.252 61.608 (309.645)2015 468.743 76.249 (392.494)TOTAL 2.949.365 1.176.754 (1.772.612)

C O M P O R TA M I E N T O H I S T Ó R I C O D E L F S S R I - $ M M

Fuente: Minminas, SUI.




Con el propósito de mostrar cómo se afecta la tarifa de gas natural de una pequeña población por el hecho de establecerla como un nuevo mercado relevante y de no integrarlo a su mercado relevante más próximo, se presenta el caso particular del municipio de Soplaviento (Bolívar).

Primeramente, se muestra en un mapa de la región la ubicación geográfica del municipio, donde se puede apreciar la cercanía de este con el mercado relevante principal, del cual hacen parte municipios de características muy similares a las de Soplaviento.

Seguidamente, se lleva a cabo un ejercicio en el que se calcula el Cargo de Distribución –Dt– del municipio, comparando el Dt que se estableció bajo la aplicación de la Resolución CREG 202 de 2013 como mercado independiente, contra el Dt que hubiese resultado de haberse podido integrar este municipio al mercado relevante principal del distribuidor de la región, Gases del Caribe.

Integración de mercados relevantes: ajustes al esquema regulatorio

Como se muestra en el cuadro anterior, de haberse podido integrar a Soplaviento al mercado relevante principal de Gases del Caribe, el Dt resultante del nuevo mercado integrado se incrementaba en $1, mientras que la situación actual, en la que se estima el Dt de Soplaviento como mercado independiente, representó un incremento de $521 con respecto al Dt del mercado integrado. En casos como este, que se pueden encontrar a lo largo de todo el país, se castiga a pequeñas poblaciones con unas tarifas muy elevadas, situación que se puede remediar con ciertos ajustes en el esquema regulatorio que permitan la integración de estas pequeñas poblaciones a los mercados relevantes ya existentes de mayor tamaño próximos a ellas.

Mercado Cargo de distribuciónsin entregar

Cargo de distribuciónintegrado Diferencia Variación

Principal $ 505 $ 506 $ 1 0,2 %

Soplaviento $ 1.027 $ 506 -$ 521 -50,7 %

E S T I M A C I Ó N TA R I FA D E D I S T R I B U C I Ó N B A J O C R E G 2 0 2 D E 2 0 1 3

Fuente: presentación de Dr. Ramón Dávila, gerente general de Gases del Caribe, congreso Naturgas, Cartagena, marzo - 16 .

Cesar

Magdalena

Atlántico

Bolívar

Mercado relevante principal de Gases del Caribe

Municipio de Soplaviento

50 % Incremento en la tarifa de Soplaviento (BolÍvar) por declararlo con un nuevo mercado relevante


654

87

19 20

17

18 216

15

3

11 1

129

14

1310

Tecnología 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015

VARIACIÓN 2014-2015

Hidráulica 8.942 8.525 10.900 11.501 3 % 6 %

Gas natural 3.682 2.478 1.757 1.548 (8 %) (12 %)

Carbón 694 990 1.003 1.339 7 % 33 %

Combustibles líquidos 0 0 1.642 1.856 112 % 13 %

Otros 32 1.297 187 176 19 % (6 %)

Total 13.350 13.290 15.489 16.420 2 % 6 %

C A PAC I DA D E F E C T I VA D E G E N E R AC I Ó N D E E N E RG Í A E L É C T R I C A - M W

20 termoeléctricasCon posibilidad de funcionar con gas natural

El gas natural se encamina a ser un energético que perimitirá asegurar la estabilidad en la generación térmica. En este capítulo se presenta la evolución histórica de los aportes del gas natural al sector termoléctrico y se ofrece un breve resumen del evento fenómeno de El Niño 2015–2016, principalmente con el fin de identificar aquellos factores que generaron el temor nacional de llegar a una necesidad de racionamiento, y se destaca que, finalmente, el mismo no ocurrió, pero que es mandatorio aprender del pasado para poder reducir el impacto de futuros sucesos y evitar escenarios de desatención de demanda de energía.

La capacidad efectiva de generación de energía eléctrica a base de gas natural decreció un 8 % en el país en la última década. Se destaca en dicho periodo el crecimiento de la generación hidráulica con una participación que pasa de un 67 % en 2005 a un 70 % en 2015.

E L G AS N AT U R A L Y S U U S O E N L A G E N E R AC I Ó N E L É C T R I C A

Fuente: UPME, XM.

Fuente: UPME.

Capacidad efectiva de generación de energía eléctrica

Total capacidad potencial de gas natural 4.017 MW

HidráulicaGas naturalCarbónCombustibles líquidosOtros

2005

0,2 %5 %

1 % 1 %

6 % 8 %7 %28 %

67 % 64 %

19 % 11 %

11 %10 % 11 %

70 % 70 %9 %

2010 2014 2015

Gas natural Carbón Otros MW

Gas natural 296

1 Proeléctrica 1 y 2 ✓ 902 Palenque 3 ✓ 133 Termopiedras ✓ 44 Cimarrón 1 ✓ 205 El Morro 1 y 2 ✓ 406 Termoyopal 1 y 2 ✓ 507 Termocoa ✓ 408 Termosuria ✓ 39

Gas natural / Carbón 3029 Guajira 1 y 2 ✓ ✓ 302

Gas natural / Otros 3.41910 Barranquilla 3 y 4 ✓ ✓ 12711 Cartagena 1, 2, 3 ✓ ✓ 18712 Flores 1 y 4 ✓ ✓ 61013 Tebsa ✓ 79114 Candelaria 1 y 2 ✓ ✓ 31415 Termodorada ✓ ✓ 5116 Termosierra ✓ ✓ 46017 Meriléctrica ✓ 16718 Termocentro ✓ ✓ 27819 Termovalle ✓ ✓ 20520 Termoemcali ✓ ✓ 229

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

P R O M I G A S P Á G I N A 1 0 0



TecnologíaHidráulicaGas naturalCarbónOtros

GecelcaEPMIsagénTermofloresMeriléctricaTermoemcaliOtros agentes

Generación eléctrica en Colombia - 2015

Agentes con tecnología a gas natural

Fuente: UPME, XM

Fuente: UPME.

65 %5 %

20 %

10 % 41 %15 %

14 %10 %

8 %

6 %

6 %

Comparado con su participación en la capacidad efectiva de generación, que es de 9 % a diciembre de 2015, el gas natural incrementa su participación en la generación de energía eléctrica, que es de 20 %.

De las 20 empresas con capacidad de utilizar el gas natural como combustible para generación térmica, se destaca que las tres primeras, Gecelca, EPM e Isagén, consolidan el 65 % de la participación en generación.

Por la presencia del fenómeno de El Niño en 2015, se requirió una mayor generación térmica, y los combustibles líquidos fueron el sustituto de la energía hidraúlica no generada. El aporte del gas natural como combustible para generación térmica disminuye como consecuencia de lo anterior.

En Colombia, el factor de emisión del sistema de generación a diciembre de 2015 fue 0,34 toneladas de CO2/MWh.

Gas naturalCarbónCombustibles líquidos

Consumo de combustible para generación - 2015

Fuente: UPME.

59 %

31 %

10 %

Participación del gas natural en el consumo de combustible para generación térmica

Fuente: UPME.

100 %

80 %

60 %

40 %

20 %

0 %2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

ACPM

75 %

1,02 0,93 0,830,63 0,60

0,32

0

0,34

75 % 70 % 72 %

65 %59 %

66 %80 %

73 %

69 %

69 %

Factor de emisión de CO2 - 2015 Ton/MWh

Fuente: UPME. Carbón Combustóleo Bagazo Gas Otros Hidroeléctrica Promedio

Tecnología 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Hidraúlica 40.979 38.090 42.150 42.423 0 % 1 %

Gas natural 7.316 11.439 12.512 12.798 6 % 2 %

Carbón 2.086 3.566 5.627 6.258 12 % 11 %

Combustibles líquidos 0 6 26 1.580 109 % 5,952 %

Otros 87 3.209 4.011 3.490 45 % (13 %)

Total 50.467 56.310 64.326 66.548 3 % 3 %

G E N E R A C I Ó N E L É C T R I C A E N C O L O M B I A - Gwh

Combustible 2005 2010 2014 2015 TACC 2005-2015 VARIACIÓN 2014-2015

Gas natural 69.076 102.179 110.297 110.131 5 % (0,2 %)

Carbón 22.389 32.162 53.265 58.208 10 % 8,5 %

Combustibles líquidos 534 5.763 2.721 17.835 42 % 84,7 %

Total 91.999 140.104 166.283 186.174 7 % 11 %

C O N S U M O D E C O M B U S T I B L E E N E L S I S T E M A I N T E R C O N E C TA D O N A C I O N A L - Gbtu

Fuente: UPME.

P Á G I N A 1 0 1T E M Á T I C A S R E L E V A N T E S Y D E A C T U A L I D A D P A R A E L S E C T O R

Costa AtlánticaInterior del país

El consumo de gas natural por el sector termoeléctrico de Colombia ha representado en la última década un promedio cercano a 28 % del total de consumo de gas natural en Colombia.

30 %27 %

21 % 19 %

33 % 33 %

25 % 26 %29 %

33 % 33 %

0 %5 %

10 %15 %20 %25 %30 %35 %

0

500

1000

1500

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Sector eléctricoTotal paísParticipación sector eléctrico

Consumo de gas natural en ColombiaSector eléctrico vs total país - Mpcd

Fuente: UPME.

Consumo de gas natural para la generación térmica

Fuente: UPME.

2015

2005

67 %

83 %

33 %

17 %

Aun cuando la generación térmica de la Costa Atlántica pasó de tener una participación de 83 % del total país en 2005 a un 67 % en 2015, esta continúa liderando este sector en Colombia.

Precios de combustibles

Proyectado

0

5

10

15

20

25

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2027

2029

2031

2033

2035

2037

2039

2041

2043

2045

2047

2049

Histórico

TACC11 %

Evolución y proyección del precio del gas natural para generación térmica US$/Mbtu

Fuente: UPME, Estudio de Generación Eléctrica bajo escenario de cambio climático (2013).

Costa CaribeInterior del país

Precios de carbón térmico - US$/t

Fuente: UPME.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

TACC8%

(100%)

(50%)

0%

50%

100%

150%

200%

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Variación anual de precios

Fuente: Cálculos propios del consultor.

Gas natural Costa CaribeCarbónGas natural interior del país




El Niño 2015 - 16Entre los más fuertes desde 1950

EL NIÑO 2015 - 2016, SEGÚN EL CIIFEN

Fuente: Centro Internacional para la investigación del Fenómeno del Niño - CIIFEN, Mayo 2016.

ONIÍndice oceánicode El Niño

“Se ubica junto a los de 1997-1998, 1982-1983, entre los más fuertes desde 1950 y su evolución actual es inédita”.

“El Niño es la amenaza natural que más tiempo nos da para la preparación, aprendamos del pasado para reducir sus impactos y aprovechar sus beneficios”.

Estándar que la NOAA (National Oceanic and atmospheric Administration) utiliza para identificar eventos cálidos (El Niño) y fríos (La Niña), en el océano Pacífico tropical. Se calcula como la media móvil de tres meses, de las anomalías de la temperatura superficial del mar para la región.

Fuente: NOAA.

2,1 2,22,2

(2,5)

(2,0)

(1,5)

(1,0)

(0,5)

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

DEF1

950

MAM

1951

JJA19

52SO

N195

3DE

F195

5M

AM19

56JJA

1957

SON1

958

DEF1

960

MAM

1961

JJA19

62SO

N196

3DE

F196

5M

AM19

66JJA

1967

SON1

968

DEF1

970

MAM

1971

JJA19

72SO

N197

3DE

F197

5M

AM19

76JJA

1977

SON1

978

DEF1

980

MAM

1981

JJA19

82SO

N198

3DE

F198

5M

AM19

86JJA

1987

SON1

988

DEF1

990

MAM

1991

JJA19

92SO

N199

3DE

F199

5M

AM19

96JJA

1997

SON1

998

DEF2

000

MAM

2001

JJA20

02SO

N200

3DE

F200

5M

AM20

06JJA

2007

SON2

008

DEF2

010

MAM

2011

JJA20

12SO

N201

3DE

F201

5FM

A 20

16

El Niño La NiñaNatural

Comportamiento del índice ONI

El atraso existente en la entrada en operación de la planta de regasificación;El abastecimiento insuficiente de gas natural para las plantas termoeléctricas;Los altos costos de la generación con combustibles líquidos

Fuente: tomado del documento “Factores que hacen más crítica la presencia del Niño 2015 – 16”, SSPD.

FACTORES CONSIDERADOS CRÍTICOS DEL FENÓMENO DE EL NIÑO 2015 - 2016

La baja hidrología que se presentó y consecuente los bajos niveles de los embalses reportados;

Los problemas logísticos y de suministro para contar con un abastecimiento confiable de combustibles líquidos;

La debilidad existente en el sistema de transmisión y los efectos de los retrasos en la expansión a nivel regional.

Otrosfactores

Relacionados con gas natural

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, en su publicación de agosto de 2015, “Factores que hacen más crítica la presencia del fenómeno de El Niño 2015 – 16”, explica que el sistema interconectado nacional, está abocado a operar bajo condiciones de incertidumbre, que tienen relación con los siguientes factores:


La UPME, en el escenario más cercano a la realidad de 2015 de no poder importar gas natural desde Venezuela y ausencia de nuevos hallazgos, había anunciado la necesidad de contar con la terminal de regasificación en la Costa desde comienzos de 2015. Como se describió en capítulo anterior luego de superar los trámites previos a la construcción de la terminal de regasificación, la SPEC anunció que el inicio de la operación será en diciembre de 2016.

ENTRADA EN OPERACIÓN DEL TERMINAL DE REGASIFICACIÓN

Fuente: UPME.

Alternativa de abastecimiento No. 9

“Como la opción no incluye importaciones de Venezuela y ante la ausencia de nuevos hallazgos, se supone la construcción de una planta de regasificación ubicada en la Costa, la cual debe iniciar operación en 2015, pero debido a los tiempos requeridos para el desarrollo y puesta en marcha de un proyecto de tal magnitud, se estima que dicha planta solo está disponible a partir de enero de 2016, suponiendo que la decisión se tomará en el 2010”

“UPME: Plan de abastecimiento para el transporte y suministro de gas natural en Colombia 2009”

La presencia del fenómeno de El Niño durante los últimos meses de 2015 y los primeros de 2016 evidencia el incremento de los combustibles líquidos, que fueron los que principalmente sustituyeron, como ya se mencionó, la menor generación hidráulica. Como lo afirma la UPME en su informe mensual de variables de generación de diciembre de 2015, hubo una baja oferta de gas natural para generación térmica en el país por indisponibilidad del suministro de este combustible, haciendo ineficiente el sistema y poniendo a los generadores en graves aprietos financieros.

ABASTECIMIENTO INSUFICIENTE DE GAS NATURAL PARA LAS PLANTAS TERMOELÉCTRICAS

Consumo de combustible para generación de energía eléctrica - Gbtu

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

Ene.

-14

Feb.

-14

Mar

.-14

Abr.-

14

May

.-14

Jun.

-14

Jul.-

14

Ago.

-14

Sept

.-14

Oct.-

14

Nov.-

14

Dic.-

14

Ene.

-15

Feb.

-15

Mar

.-15

Abr.-

15

May

.-15

Jun.

-15

Jul.-

15

Ago.

-15

Sept

.-15

Oct.-

15

Nov.-

15

Dic.-

15

Ene.

-16

Feb.

-16

0500

10001500200025003000350040004500

Ene.

-14

Feb.

-14

Mar

.-14

Abr.-

14

May

.-14

Jun.

-14

Jul.-

14

Ago.

-14

Sept

.-14

Oct.-

14

Nov.-

14

Dic.-

14

Ene.

-15

Feb.

-15

Mar

.-15

Abr.-

15

May

.-15

Jun.

-15

Jul.-

15

Ago.

-15

Sept

.-15

Oct.-

15

Nov.-

15

Dic.-

15

Fenómenode El Niño

Fenómenode El Niño

Generación de energía eléctrica - Gwh

Gas naturalOtros combustibles

HidraúlicaGas naturalOtros combustibles

Fuente: UPME.

Fuente: UPME.




0200400600800

100012001400160018002000

01-E

ne.-1

4

01-F

eb.-1

4

01-M

ar.-1

4

01-A

br.-1

4

01-M

ay.-1

4

01-Ju

n.-1

4

01-Ju

l.-14

01-A

go.-1

4

01-S

ept.-

14

01-O

ct.-1

4

01-N

ov.-1

4

01-D

ic.-1

4

01-E

ne.-1

5

01-F

eb.-1

5

01-M

ar.-1

5

01-A

br.-1

5

01-M

ay.-1

5

01-Ju

n.-1

5

01-Ju

l.-15

01-A

go.-1

5

01-S

ept.-

15

01-O

ct.-1

5

01-N

ov.-1

5

01-D

ic.-1

5

Como tecnología de soporte en las Obligaciones de Energía Firme, el gas natural mantiene una representatividad promedio de 38 % en las últimas dos asignaciones de OEF. Sin embargo, más de 50 % de las térmicas lo pueden sustituir por combustibles líquidos o por carbón. Es relevante destacar el diferencial entre la participación del gas natural en la generación de 2015, 19 %, y la mencionada participación de 38 %.

El precio de escasez como lo define la CREG tiene una doble función. La primera indica a partir de qué momento las Obligaciones de Energía Firme son exigidas (precio de bolsa supera precio de escasez) , y la segunda es el precio al que será remunerada la energía entregada cuando tales obligaciones sean requeridas.

El precio de escasez es actualizado mensualmente con base en la variación de un índice de precios de combustibles, y su premisa fundamental se basa en que debe remunerar los costos variables de operación de las plantas térmicas.

OEF 2015 - 2016

Precio de escasez vs precio de bolsa -$/kWh

Fuente: XM.

OEFObligaciones de energía firme

La obligación de Energía Firme (OEF) es un producto diseñado para garantizar la confiabilidad en el suministro de energía en el largo plazo a precios eficientes.

Fuente: UPME.

HidráulicaGas naturalCarbón

Precio de bolsa Precio de escasez

Generación eléctrica en Colombia - 2015

HidráulicaGas naturalCarbónOtros

64 %8 %

9 %

19 %

48 %13 %

38 %

Fuente: UPME.

Fuente: XM.

Fuente: XM.

TECNOLOGÍA Dic 2014 - Nov 2015 Dic 2015 - Nov 2016 VARIACIÓN

Hidráulica 33,767,539 36,299,234 7 %

Gas natural 12,746,097 12,749,273 0,02 %

ACPM/Fuel Oil/Gas 5,134,627 5,104,883 (1 %)

Gas natural/Fuel Oil 1,650,106 1,757,693 7 %

ACPM/Gas natural 4,955,514 5,044,706 2 %

Gas natural/Carbón 1,908,745 2,033,196 7 %

Combustóleo/Fuel Oil/Gas natural 1,890,978 2,165,531 15 %

Carbón 5,092,028 9,945,932 95 %

Total 67,145,634 75,100,448 12 %

A S I G N A C I Ó N D E O B L I G A C I O N E S D E E N E R G Í A F I R M E - Gwh AÑO


Los precios de oferta de los combustibles líquidos muy por encima del precio de escasez son la evidencia que reportan los agentes del sector eléctrico para solicitar a la CREG la revisión del precio de escasez.

Altos costos de generación con combustibles líquidos

Fuente: XM.

Precio de escasezGasCombustibles líquidos

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

01-E

ne.-1

4

01-F

eb.-1

4

01-M

ar.-1

4

01-A

br.-1

4

01-M

ay.-1

4

01-Ju

n.-1

4

01-Ju

l.-14

01-A

go.-1

4

01-S

ept.-

14

01-O

ct.-1

4

01-N

ov.-1

4

01-D

ic.-1

4

01-E

ne.-1

5

01-F

eb.-1

5

01-M

ar.-1

5

01-A

br.-1

5

01-M

ay.-1

5

01-Ju

n.-1

5

01-Ju

l.-15

01-A

go.-1

5

01-S

ept.-

15

01-O

ct.-1

5

01-N

ov.-1

5

01-D

ic.-1

5

En esencia, los generadores controvierten que el combustible de referencia es el fuel oil Nº 6, y que este ha dejado de ser representaivo en el consumo de combustible del SIN.

Precio promedio de oferta - $/kWh

Fuente: XM.

Precio de escasezAguaCarbónMezcla

0

200

400

600

800

1000

1200

01-E

ne.-1

4

01-F

eb.-1

4

01-M

ar.-1

4

01-A

br.-1

4

01-M

ay.-1

4

01-Ju

n.-1

4

01-Ju

l.-14

01-A

go.-1

4

01-S

ept.-

14

01-O

ct.-1

4

01-N

ov.-1

4

01-D

ic.-1

4

01-E

ne.-1

5

01-F

eb.-1

5

01-M

ar.-1

5

01-A

br.-1

5

01-M

ay.-1

5

01-Ju

n.-1

5

01-Ju

l.-15

01-A

go.-1

5

01-S

ept.-

15

01-O

ct.-1

5

01-N

ov.-1

5

01-D

ic.-1

5

El Niño 2015 – 2016, uno de los más fuertes después del presentado en 1997–1998.

CONCLUSIONES

Por diferencial entre el precio de escasez y los precios de oferta, agentes solicitan revisión del precio de escasez.

Inicio de operación de planta de regasificación de la Costa Atlántica (noviembre 2016): demoras en su disponibilidad frente a plan de abastecimiento de la UPME.

Demoras en el inicio de los proyectos de expansión de capacidad de transporte de gas condujeron a falta de disponibilidad de gas natural para el sector termoeléctrico.

Aprender de la experiencia para poder enfrentar un nuevo fenómeno de “El Niño” con una oferta óptima de energía.

No hubo racionamiento.

Precio promedio de oferta - $/kWh




COY U N T U R A R E G U L ATO R I A AC T UA L Racionalización del marco regulatorio

Es evidente, como consta en algunos capítulos de este informe, que nuestro país atraviesa por una coyuntura delicada en temas regulatorios.

Los atrasos en las tarifas de distribución, la demora en la toma de decisiones, la desarticulación institucional, y, tal vez, la situación mas crítica, la controvertida percepción por parte de los agentes del sector del rol que está desempeñando la Creg como máximo órgano de emisión de lineamientos que

La Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (Ocde) es una institución internacional que agrupa a 34 paises miembros. Su misión es “promover políticas que mejoren el bienestar económico y social de las personas alrededor del mundo”. La organización promulga haber llevado a cabo evaluaciones de políticas regulatorias de 24 de sus paises miembros. El propósito de estos estudios es “ayudar a los gobiernos a mejorar la calidad regulatoria; es decir, reformar la regulación para impulsar la competencia, la innovación y el crecimiento económico, y tambien implica objetivos sociales importantes”.

Colombia, como miembro de la Ocde y bajo la supervisión del Comité de Política Regulatoria de dicha organización, fue evaluada, y, por ello, durante 2014 la entidad publicó el documento: “Estudio de la Ocde sobre politica regulatoria en Colombia”.

conllevan estabilidad, ordenamiento y confianza en el Estado, corroboran esa coyuntura.

Así las cosas, consideramos relevante y casi obligatorio incluir este capítulo para ilustrar el tema anterior, apelando, como es nuestro principio, a una fuente externa que nos permite transmitir un análisis objetivo sobre la actividad regulatoria en Colombia.

El estudio en Colombia contó con la participación del DNP, con la Alta Consejería Presidencial para el Buen Gobierno y con la Alta Consejería Presidencial para la Gestión Pública y Privada, entre otras entidades de carácter central y regional.

Por considerar el tema regulatorio como de gran importancia para el sector gas natural, se presenta en este capítulo un resumen de los principales aspectos del mencionado estudio, con énfasis en apartes que se extractaron del capítulo tercero, que contiene un aporte valioso para un sector como el gas natural, cuyo desarrollo sostenible está expuesto a la calidad regulatoria de las normas promulgadas por diferentes instituciones gubernamentales, como el Ministerio de Minas y Energía, la comisión de regulación Creg, la Upme, que con sus documentos de planeación genera información que da soporte a la normatividad de la Creg y de la entidad supervisora de la regulación, SSPD.

ENTIDADES EN FUNCIÓN DE PROMOVER LA CALIDAD REGULATORIA EN COLOMBIA

La importancia de la calidad regulatoria

Latin-REG: Colombia es miembro fundador de la red Latinoamericana de mejora regulatoria y competitividad.

Alianza del Pacífico: dentro de esta se destaca la necesidad de promover la cooperación y el intercambio de buenas prácticas regulatorias.

TLC:dentro del marco de los tratados de libre comercio se han firmado acuerdos de cooperación regulatoria bilateral.

DNP: encabeza el debate sobre la mejora regulatoria.

DAFP: líder de la política antitrámites.

MINTIC: estrategia del gobierno en línea.

MCIT: coordina las regulaciones de carácter técnico.

Comisiones de regulación: se ocupan de sectores económicos específicos.

Ministerio de justicia y del derecho: líder en políticas jurídicas.

Superintendencias: vigilan la implementación de la regulación.


EVIDENCIA GENERAL

RESUMEN EVALUACIÓN Y RECOMENDACIONES

QUE DEBE CONTENER UNA POLÍTICA REGULATORIA FORMAL:

“No existe en Colombia una única gestión para mejora regulatoria”.

“Hay fragmentación de la gestión regulatoria”.

“Existe el requisito legal de realizar una consulta cuando se preparan las regulaciones, el cual aplica a todas las instituciones con facultades regulatorias, pero su implementación ha sido complicada”.

“El gobierno colombiano debería, como prioridad clave, desarrollar y promulgar una política regulatoria formal que sea explícita , obligatoria y congruente dentro del gobierno completo, estableciendo los procedimientos, las instituciones y las herramientas que se emplearán en aras de una regulación de calidad”.

“El Plan de desarrollo 2010-2014, deja en claro el papel de la regulación como promotora de un ambiente de negocios que impulse el emprendimiento sin imponer cargas innecesarias a las empresas”.

“En los últimos años, algunas instituciones han establecido requisitos específicos tales como, llevar a cabo consultas con las partes afectadas o esfuerzos incipientes para realizar evaluaciones de impacto”.

“Prevalece un enfoque atomizado, en vez de una perspectiva de gobierno completo".

Es crear una cultura de mejora regulatoria en todo el gobierno.

Debe expresar con claridad los procedimientos de política pública.

Debe existir un proceso para decidir si la regulación es la mejor alternativa. Se evidenciaron intervenciones regulatorias que partieron del supuesto de que solo pueden actuar por medio de normas legales.

Debe incluir herramientas que aseguren la consulta pública, la consideración de alternativas a la regulación, la evaluación del impacto ex ante, la simplificación administrativa y la evaluación ex post, en resumen, debe contemplar el desarrollo, la implementación, evaluación y revisión de las regulaciones.

“En algunos casos, el sector privado puede encontrar alternativas de solución para las fallas del mercado y, por ende, la intervención del gobierno no siempre es lo mas recomendable".

“Una buena práctica… es el establecimiento de una metodología para evaluar las diferentes alternativas en términos de costos y beneficios".

“Los tramites complicados se derivan de las cargas acumuladas de la regulación, por lo que estas son la fuente del problema”.

De forma inicial se debería establecer una política regulatoria mediante un documento CONPES y a largo plazo incorporarla al marco legislativo.




Consideramos relevante finalizar este capítulo con los resultados presentados por Francisco Xavier Salazar sobre la asesoría realizada por la Ocde al Gobierno Nacional en temas regulatorios. En el marco del foro ‘Gas Natural y Política de Seguridad Energética’, realizado en Barranquilla, se presentó una herramienta valiosa para evaluar la gestión de los entes regulatorios. Veamóslo a continuación:

La creación de agencias independientes comenzó con los bancos centrales (para dar credibilidad de la política monetaria).

Después siguió con los reguladores como resultado de las reformas y privatizaciones en mercados como el de energía y telecomunicaciones.

En 1992, Cukierman, Webb & Neyapti desarrollaron un índice para medir la independencia de los bancos centrales.

En 2001, Fabrizio Gilardi adaptó el índice para medir la independencia formal de los reguladores económicos en Europa.

E VA L U A C I Ó N D E U N E N T E R E G U L AT O R I O

1/5

1/5

1/5

1/5

1/5

Índice de Gilardi

Fuente: ENIX.

Estatus de la cabeza de la agenciaEstatus del órgano de gobiernoRelación con gobierno y congresoAutonomía financiera y organizacionalCompetencias regulatorias

1. Estatus de la cabeza de la agencia:

Duración del nombramiento.Quién escoge a la cabeza?Despido.¿Se puede tener otro trabajo en el Gobierno?¿Es renovable el nombramiento?¿La independencia es un requisito formal?

2. Estatus de la cabeza de la agencia:

Duración del nombramiento.¿Quién escoge a los miembros?Despido.¿Se puede tener otro trabajo en el Gobierno?¿Es renovable el nombramiento?¿La independencia es un requisito formal?


Los resultados son los siguientes:

Chile Perú México Colombia

0,40

0,87 0,88

0,48

ChilePerúMéxicoColombia

Fuente: ENIX.

3. Relación con el Gobierno y el Congreso:

¿La independencia está formalmente establecida?Obligaciones formales de la agencia vis-à-vis el Gobierno.Obligaciones formales de la agencia vis-à-vis el Congreso.¿Qué órgano, aparte de una corte, puede reconsiderar las decisiones de la agencia?

4. Autonomía financiera y organizacional:

¿Cuál es la fuente del presupuesto?¿Cómo se controla el presupuesto?¿Quién decide el arreglo institucional interno?¿Quién está a cargo de la política sobre el personal?

5. Competencias regulatorias:

Mide la independencia del ente regulador en la toma de decisiones.

Índice de Gilardi

A N E XO S

P R O M I G A S P Á G I N A 1 1 2P R O M I G A S P Á G I N A 1 1 2 A N E X O S


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 1 5 - 2 0 16

NORMA FECHA DESCRIPCIÓN

Racionamientos programados Res 40576 6/9/16

Se declara cese del racionamiento programado mediante Resolución 90456 del 29 de abril de 2014.

Asignaciónde recursospara pagosde subsidios

Res 40249 2/24/15Distribuir la suma de $5.838 millones para la cofinanciación de proyectos con recursos del FECF.

Res 40320 3/11/15Distribuir la suma de $80.000 millones para cubrir los déficits estimados en subsidios.



Res 40197 2/25/16Se distribuyen recursos para pagos por menores tarifas del sector gas combustible domicialiario y se dictan otras disposiciones.

Mercado y suministrode gas

Res 40324 3/12/15Establece medidas en materia de producción y comercialización de gas natural.

Res 40334 3/16/15Establece el término para presentar la declaración de producción de gas natural del año 2015.

Res 31289 6/3/15Publicó la declaración de producción de gas natural para el período 2015-2025.

Dec 2345 12/3/15

Adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativos de Minas y Energía, 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento de gas natural.

Res 40052 1/18/16Desarrolló el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto 1073 de 2015, en relación con el plan de abastecimiento de gas natural y se dictan otras disposiciones.

Res 40120 2/5/16Adiciona el numeral 6.3 del artículo 1 de la Resolución 90902 de 2013, que expidió el Reglaento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible.

Res 31132 3/30/16Se publica la declaración de producción de gas natural para el período 2016-2025.


Actividad Regulatoria 2015-2016

P Á G I N A 1 1 3A 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 1 5 - 2 0 16

CREG # FECHA DESCRIPCIÓN

Mercado y suministro de gas

022 3/5/15 Modifica el plazo establecido en el literal b) del numeral 1.3 del Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013.

023 3/13/15Define 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 de suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.

032 3/27/15 Modifica el parágrafo 4 del Artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

045 4/23/15 Modifica el plazo establecido en el Artículo 6 de la Resolución 017 de 2015.

050 4/23/15 Modificó el plazo establecido en el numeral 2 del Artículo 9 de la Resolución 136 de 2014.

068 5/26/15 Modifica CREG 156 de 2014.

069 5/28/15 Modificó el Artículo 1 de la Resolución 032 de 2015.

070 5/19/16 Se dictan disposiciones sobre compensaciones y desbalances en estaciones de puerta de ciudad y otras disposiciones y modifica el parágrafo 5 del Artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.


088 6/5/15 Modificó 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.

090 6/16/15 Amplía el plazo para comentarios de la Resolución 085 de 2015.


094 6/19/15 Modificó el numereal 5 del Artículo 12 de la Resolución 124 de 2013.


105 7/17/15 Modificó el Artículo 16 y el Anexo 4 de la Resolución 089 de 2013.

139 9/3/15 Modifica los plazos establecidos en los parágrafos del artículo 16 de la Resolución 089 de 2013.

143 9/18/15 Modifica dos definiciones en el numeral 5.5 del anexo 6 de la Resolución 089 de 2013.

157 10/2/16 Aprueba al subastador que adelantará el proceso de subasta de capacidad de transporte en los procesos úselo a véndalo de largo plazo de que trata el Artículo 44 de la Resolución 089 de 2013.

170 10/13/15 Precedida por el proyecto de resolución 165 de 2015, dicta disposiciones con respecto a la comercialización de gas natural para el periodo 2015 - 2016 y modifica los numerales 3.1.4 y 3.1.8 del anexo de la CREG 065 de 2015.

174 10/20/15 Modifica los numerales 1 y 3 del artículo 2 de la CREG 170 de 2015.

213 11/30/15 Establece una opción para acoger valores predeterminados de los factores alfa y beta definidos en el número 2 del anexo 4 de la Resolución 089 de 2013, modificada por la Resolución 105 de 2015.

218 12/4/15 Modifica el numeral 6 del anexo 3 de la Resolución 089 de 2013.

035 3/14/16 Se dictan disposiciones excepcionales para comercialización de contratos de suministro de gas natural con interrupciones.

067 5/19/16 Modifica el artículo 1 de la CREG 081 de 2015 y define porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado de gas natural para incorporar el nuevo servicio establecido en la CREG 170 de 2015.

083 6/13/16 Se dictan disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2016.RECURSOS DE REPOSICIÓN

081 6/5/15 Resuelve un recurso de reposición interpuesto contra la Resolución CREG 023 de 2015.

016 2/25/15Establece 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 cinco años suscritos en 2014.

017 2/27/15

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

034 4/1/15 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.

067 5/20/15 Proyecto de resolución que modifica la CREG 156 de 2014.

085 6/5/15 Modifica el artículo 16 y el anexo 4 de la Resolución 089 de 2013.

111 7/30/15 Modificó el numeral 6 del anexo 3 de la Resolución 089 de 2013.

146 9/18/15Dicta disposiciones sobre compensaciones y desbalances en estaciones de puerta de ciudad con medición común a varios remitentes dentro de un sistema de distribución, y se modifica el parágrafo 5 del Artículo 54 de la Resolución 089 de 2013.

165 10/2/15 Dicta disposiciones con respecto a la comercialización de gas natural para el periodo 2015 - 2016.

230 12/18/15 Adición al Artículo 44 de la Resolución 089 de 2013.

062 5/16/16 Adición al Anexo 2 de la Resolución 089 de 2013.





Transporte

065 5/8/15 Establece mecanismos de coberturas en subastas de contratos en firmes y en subastas de capacidad de transporte en procesos úselo o véndalo de largo plazo.

110 7/30/15 Modificó el Artículo 1 de la CREG 080 de 2013.

148 9/18/15 Designa un perito dentro del trámite de la actuación adminisitrativa adelantada por la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por TGI de acuerdo con el Artículo 14 de la Resolución 126 de 2010.

166 10/2/15 Establece los cargos regulados para el gasoducto Sardinata - Cúcuta del sistema de transporte de la Sociedad Promotora de Gases del Sur.180 10/30/15 Establece los cargos regulados para el gasoducto Aguazul - Yopal, según solicitud de Coinogas.084 6/13/16 Se ajustan los cargos regulados del sistema de transporte de Promigas.086 6/13/16 Se ajustan los cargos regulados del sistema de transporte de Promioriente.

RECURSOS DE REPOSICIÓN062 5/8/15 Resuelve una solicitud de revisión tarifaria presentada por Promioriente.092 6/19/15 Resuelve una solicitud de revisión tarifaria presentada por Transmetano.093 6/19/15 Resuelve la solicitud interpuesta por Gases del Llano contra la CREG 161 de 2014, que estableció los cargos regulados para el gasoducto Ariari.162 10/2/15 Resuelve solicitud de la CREG 126 de 2010 presentada por TGI.163 10/2/15 Resuelve solicitud de la CREG 126 de 2010 presentada por Promigas.167 10/2/15 Resuelve la solicitud interpuesta por Transmetano contra la CREG 092 de 2015.220 12/4/15 Resuelve la solicitud interpuesta por Promioriente contra la CREG 126 de 2010, Artículo 14.008 1/27/16 Resuelve la solicitud interpuesta por TGI contra la CREG 162 de 2015.

PROYECTOS DE RESOLUCIÓN

015 2/20/15 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.

037 3/15/16 Proyecto de resolución por la cual se establece el proceso de selección para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural.038 3/15/16 Proyecto de resolución por la cual se establece el proceso de selección para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural.

066B 5/16/16 Modifica el numeral 4.5.1.1 del RUT.


033 4/1/15 Modifica los artículos 13 y 18 de la Resolución 127 de 2013.

096 6/30/15 Define los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia (Rr,a) y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible.

112 8/3/15 Modifica la CREG 202 de 2013.114 8/3/15 Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015.125 8/26/15 Modifica y adiciona la CREG 202 de 2013.140 9/17/15 Modifica el cronograma para la comercialización de gas natural establecido en la CREG 114 de 2015 y el plazo establecido en la CREG 139 de 2015.141 9/18/15 Modifica la CREG 202 de 2013.241 12/29/15 Cumplimiento a lo establecido en el artículo 17 de la Ley 1753 de 2015 referente a aplicación de subsidios a los estratos 1 y 2.

RECURSOS DE REPOSICIÓN126 8/26/15 Resuelve la solicitud interpuesta por Proviservicios contra la CREG 002 de 2015.068 5/19/16 Resuelve solicitud interpuesta por Minminas contra la CREG 075 de 2015.

CARGOS DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL001 1/9/15 Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica, en el departamento de Bolívar.002 1/9/15 Charta, Suratá, Vetas, Tona y California, en el departamento de Santander.003 1/9/15 Villagarzón, en el departamento de Putumayo.

004 1/9/15 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 1/9/15 Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira, en el departamento de Caldas.006 1/9/15 Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento, en el departamento de Quindío.007 1/9/15 Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal,en el departamento de Risaralda.

008 1/9/15

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 3/13/15

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 5/4/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío (Cargo de Distribución).054 5/4/15 Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao, en el departamento de Quindío (Cargo de Comercialización).055 5/4/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá (Cargo de Distribución).

056 5/4/15 Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá, en el departamento de Boyacá (Cargo de Comercialización).

057 5/4/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena (Cargo de Distribución).

058 5/4/15 San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal, en el departamento del Magdalena (Cargo de Comercialización).

073 5/29/15 Páez e Inzá, en el departamento del Cauca (Cargo de Distribución).074 5/29/15 Páez e Inzá, en el departamento del Cauca (Cargo de Comercialización).





075 5/29/15 Boavita, La Uvita y Soatá, en el departamento de Boyacá (Cargo de Distribución).076 5/29/15 Boavita, La Uvita y Soatá, en el departamento de Boyacá (Cargo de Comercialización).077 5/29/15 San Miguel, Totarco Dinde, Totarco Tamarindo, Totarco Piedras, en el departamento de Tolima (Cargo de Distribución).078 5/29/15 San Miguel, Totarco Dinde, Totarco Tamarindo, Totarco Piedras, en el departamento de Tolima (Cargo de Comercialización).127 8/26/15 Galán en el departamento de Santander (Cargo de Distribución).128 8/26/15 Galán en el departamento de Santander (Cargo de Comercialización).129 8/26/15 Mesetas en el departamento del Meta (Cargo de Distribución).130 8/26/15 Mesetas en el departamento del Meta (Cargo de Comercialización).131 8/26/15 Machetá, Manta y Tibirita, en el departamento de Cundinamarca (Cargo de Distribución).132 8/26/15 Machetá, Manta y Tibirita, en el departamento de Cundinamarca (Cargo de Comercialización).133 8/26/15 Santa Tereza en el departamento de Santander (Cargo de Distribución).134 8/26/15 Santa Tereza en el departamento de Santander (Cargo de Comercialización).

150 9/18/15 Achi, Altos del Rosario, Arenal del Sur, El Peñon, Barranco de Loba, Hatillo de Loba, Margarita, Norosi, Regidor, Rio Viejo, San Fernando, San Jacinto del Cauca, San Martín de Loba y Simmití, en el departamento de Bolívar (Cargo de Distribución).

151 9/18/15 Achi, Altos del Rosario, Arenal del Sur, El Peñon, Barranco de Loba, Hatillo de Loba, Margarita, Norosi, Regidor, Rio Viejo, San Fernando, San Jacinto del Cauca, San Martín de Loba y Simmití, en el departamento de Bolívar (Cargo de Comercialización).

152 9/18/15 Tiquisio en el departamento de Bolívar (Cargo de Distribución).153 9/18/15 Tiquisio en el departamento de Bolívar (Cargo de Comercialización).154 9/18/15 El Socorro y Llano de la Virgen en el departamento de Huila (Cargo de Distribución).155 9/18/15 El Socorro y Llano de la Virgen en el departamento de Huila (Cargo de Comercialización).242 12/29/15 Galán en el departamento de Huila (Cargo de Distribución).243 12/29/15 Fe de erratas a la CREG 073 de 2015 (Cargo de Distribución de Páez e Inzá)

PROYECTOS DE RESOLUCIÓN089 6/11/15 Dicta disposiciones para la comercialización de gas natural en el año 2015.097 6/30/15 Modifica y adiciona la CREG 202 de 2013.219 12/4/15 Modifica la CREG 123 de 2013.225 12/11/15 Cumplimiento de lo establecido en el Artículo 17 de la Ley 1753 de 2015.

General

038 4/13/15 Encargo de las funciones de Director Ejecutivo de la CREG040 4/23/15 Resuelve actuación administrativa iniciada de oficio en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.041 4/23/15 Resuelve actuación administrativa iniciada de oficio en virtud de lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

046 3/19/15 Se informe a las empresas reguladas la cesión de la cartera vencida por más de 180 dias, a la entidad CISA, por concepto de pago de contribuciones.

052 4/28/15 Modifica el numeral 5.b de la CREG 115 de 2013.

071 5/29/15 Adopta los criterios de administración de los riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.

095 6/30/15Define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, transporte de GLP por ductos, transmisión y distribución de energía eléctrica en el sistema interconectado nacional, y generación y distribución de energía eléctrica en zonas no interconectadas.

147 9/18/15 Adopta el protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural.

181 10/30/15 Señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las empresas a la CREG durante el año 2015.182 10/30/15 Señala la contribución que deben pagar las empresas a la CREG durante el año 2015.183 10/30/15 Adiciona empresas que no fueron incluidas en resoluciones anteriores para el pago de la contribución a la CREG.060 4/25/16 Actualiza reglamento interno aplicable a las peticiones, quejas, reclamos y sugerencias a la CREG.

PROYECTOS DE RESOLUCIÓN

014 2/20/15 Proyecto de resolución por la cual se adopta el protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, transporte y distribución de gas natural.

042 4/23/15 Proyecto de resolución por la cual se adoptan los criterios de administración de los riesgos de lavado de activos y de financiación de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural.

044 4/23/15 Proyecto de resolución que modifica el numeral 5.b de la CREG 115 de 2013.115 8/26/15 Señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las empresas a la CREG durante el año 2015.

046 4/1/16 Se modifican los plazos establecidos en la CREG 072 de 2002.

Fuente: CREG.



Normatividad Minminas

La normatividad expedida por el Ministerio de Minas y Energía durante 2015 y hasta el mes de junio de 2016, 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

RACIONAMIENTOS PROGRAMADOS

Resolución 40576 de 2016: Se expide esta resolución el 9 de junio de 2016 en la que se declara el cese del racionamiento programado mediante la Resolución 90456 del 29 de abril de 2014 y que había sido extendido con la Resolución 41301 de 2015, dado que a consideración de Minminas se habían superado los hechos que motivaron la expedición de dichas resoluciones.

ASIGNACIÓN DE RECURSOS PARA PAGO DE SUBSIDIOS

Resolución 40249 de 2015: aprobó la asignación de recursos al FECF por valor de $5.837.861.031 para la cofinanciación de proyectos.

Resolución 40320 de 2015: distribuyó recursos por valor de $80.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas.

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

Resolución 40554 de 2015: distribuyó recursos por valor de $23.000.000.000 para cubrir los déficits estimados en subsidios por menores tarifas.

Resolución 40197 de 2016: distribuyó recursos por valor de $19.543.127.410 para cubrir las menores tarifas del sector gas combustible domiciliario por red y se dictan otras disposiciones.

MERCADO Y SUMINISTRODE GAS

Resolución 40324 de 2015: deroga la Resolución 90814 de 2014, la cual estableció que los productores comercializadores de gas natural que manejaran gas proveniente de regalías, por volúmenes superiores a los quince millones de pies cúbicos diarios, tenían la obligación de destinar 50 % de dicho volumen promedio diario con fines de exportación, para las contrataciones a realizarse a partir de 2018 y hasta por un término de 20 años; situación que se desvirtuó teniendo en cuenta un déficit para la atención de la demanda de la costa Atlántica.

Resolución 40334 de 2015: estableció el plazo para presentar la declaración de producción de gas natural 2015 cuya fecha límite será el 24 de abril.

Resolución 31289 de 2015: publicó la información relativa a la declaración de producción certificada por productores/comercializadores para el periodo 2015-2024.

Decreto 2345 de 2015: adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Admministrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural.

Resolución 40052 de 2016: desarrolló el artículo 2.2.2.2.28 del Decreto Único Reglamentario del Sector Admministrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, modificado por el artículo 4 del Decreto 2345 de 2015 en relación con el plan de abastecimiento de gas natural y se dictan otras disposiciones.

Resolución 40120 de 2016: adiciona el numeral 6.3 del artículo 1 de la Resolución 90902 de 2013, que expidió el Reglaento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible.

Resolución 31132 de 2016: publicó la declaración de producción de gas natural para el periodo 2016-2025.


CREG 016 y 017 de 2015: corresponden a proyectos de resolución en las cuales se 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.

CREG 022, 032, 034, 069, 070, 085, 088, 090, 105, 111, 139, 143, 146, 157, 165, 170, 174, 213, 218 y 230 de 2015 y 062 de 2016: 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.

La Resolución 146 es proyecto de resolución que dicta disposiciones sobre compensaciones y desbalances en estaciones de puerta de ciudad, con medición común a varios remitentes dentro de un sistema de distribución, y modifica el parágrafo 5 del artículo 54.

La Resolución 105 y 213 presentan modificaciones al Anexo 4. En la Resolución 213 se estableció una opción para acoger valores predeterminados de los factores alfa (α) y beta (β).

La Resolución 218 modificó el numeral 6 del anexo 3 de la Resolución 089 de 2013, relacionado con los desbalances de energía negativos que deberá pagar el remitente, cuando este incurran en ellos, al transportador.

La Resolución 157 de 2015 aprobó al subastador que adelanta el proceso de subasta de capacidad de transporte, en los procesos úselo o véndalo de largo plazo de que trata el artículo 44 de la CREG 089 de 2013.

La Resolución 170 de 2015 que estuvo precedida por el proyecto de resolución 165 de 2015, dicta disposiciones con respecto a la actualización de ofertas, negociación de excedentes de gas, contratos de suministro con interrupciones, durante el mes de octubre y modificación de aspectos relacionados con las subastas.

La Resolución 230 modifica y adiciona el artículo 44. En este se da la directriz a los distribuidores-comercializadores o comercializadores de permitir el uso de capacidad de transporte que tengan contratada previo a la resolución, a los usuarios no regulados que ya estaban atendiendo con dicha capacidad. La obligación será hasta la finalización del contrato de transporte. La adición de la regulación corresponde a la contraprestación que recibirán por las mencionadas gestiones que realicen los distribuidores-comercializadores.

La Resolución 062 de 2016, es un proyecto de resolución que somete a consideración la adición al anexo de la Resolución 089 de 2013, de treinta y dos indicadores del mercado primario, los cuales se deberán calcular sólo para los campos mayores de 32 Mpcd en los casos de suministro de gas. El gestor del mercado presentará a la CREG, la formulación de cada uno de los indicadores y será el encargado de su publicación.

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 terrorismos de los participantes en el mercado de gas natural.

CREG 045, 082, 091 y 103 de 2015: estas resoluciones modificaron el artículo 6 de la Resolución 017 de 2015, en el que se establecía la fecha de publicación de las nuevas ecuaciones para la actualización de precios del gas natural para los nuevos contratos; la fecha límite de publicación quedó establecida en la CREG 103 para el 21 de Julio de 2015.

CREG 050 de 2015: modificó el plazo establecido en el numeral 2 del artículo 9 de la Resolución 136 de 2014, que 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.

CREG 067 y 068 de 2015: (precedida por el proyecto de Resolución 067 de 2015) que modifica el artículo 1 de la CREG 156 de 2014, en la que había establecido el 31 de mayo como la fecha para presentar el contrato de suministro de GNL, por parte del Agente de Comercialización-AC- representante del Grupo de Térmicos-GT-, definiendo un nuevo plazo de tres meses antes al inicio del Periodo de Vigencia de la Obligación-IPVO-.

CREG 023 y 081 de 2015 y 067 de 2016: 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 de suministro en firme establecido en la Resolución 136 de 2014.

La Resolución 081 resuelve un recurso de reposición interpuesto contra la Resolución 023 de 2015, mediante el cual se repone la decisión contenida en el artículo 1 en lo relacionado con el valor del incremento que el gestor del mercado debe recibir.

La Resolución 067 de 2016 define el porcentaje de incremento del ingreso anual del gestor del mercado para incorporar nuevo servicio.

CREG 094 de 2015: modificó el numeral 5 del artículo 12 de la Resolución 124 de 2013, a través de la cual se establecen las reglas para la selección del gestor del mercado de gas natural, las condiciones en que se prestará sus servicios y su remuneración, como parte del reglamento de operación de gas natural.

CREG 035 de 2016: de manera excepcional pemitió que durante dos meses a partir de marzo 14 de 2016, fecha de expedición de la resolución, la negociación de contratos de suministro con interrupciones con una vigencia no superior al 30 de noviembre de 2016, cuyo uso del gas destinado unicamente para generación de energía.

CREG 083 de 2016: esta resolución en su artículos 2º presenta el cronograma para la comercialización del gas natural en el mercado primario y para la aplicación del mecanismo de subasta para proceso úselo o véndalo de largo plazo. Los periodos enmarcan diferentes etapas que abarcan todo lo que resta del 2016.

Normatividad CREG



TRANSPORTE

CREG 015 y 065 de 2015: (precedida por el proyecto de Resolución 015 de 2015) establece mecanismos de cobertura en subastas de contratos firmes y en las subastas de capacidad de transporte en los procesos úselo o véndalo de largo plazo.

CREG 062 de 2015: decide la solicitud de revisión tarifaria presentada por Promioriente; negando la existencia de un grave error de cálculo de conformidad con los argumentos expuestos en dicha resolución, aceptó la petición de incluir dentro de los cargos regulados del gasoducto Barrancabermeja – Payoa – Bucaramanga el ajuste de los valores reconocidos de AOM, modificó los artículos 6 y 8 de la CREG 111 de 2011.

CREG 092 de 2015: decide la solicitud de revisión tarifaria presentada por Transmetano; negando las peticiones denominadas como 1 y 2 realizadas por dicha empresa, modificó los artículos 3 y 7 de la CREG 114 de 2011 y el artículo 5 de la CREG 041 de 2015.

CREG 093 de 2015: resuelve el recurso de reposición interpuesto por Llanogas contra la CREG 161 de 2014, que estableció los cargos regulados para el gasoducto Ariari, según solicitud presentada por Llanopetrol; modificando los artículos 7 y 9 de la CREG 161 de 2014.

CREG 110 de 2015: modificó el Artículo 1 de la Resolución 080 de 2013, en la que se estableció la lista de peritos que trata el artículo 14 de la Resolución 126 de 2010, en la que a su vez fueron establecidos los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

CREG 148 de 2015: designó un perito dentro del trámite de la actuación administrativa adelantada por la CREG en virtud de las solicitudes presentadas por TGI, de acuerdo con el artículo 14 de la CREG 126 de 2010 en la que se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural.

CREG 167 de 2015: respuesta al recurso de reposición parcial interpuesto por Transmetano contra la CREG 092 de 2015; resolviendo reponer parcialmente los artículos 4 y 7 de la CREG 092 de 2015, modificar el artículo 7 de la CREG 114 de 2011 que había sido modificado por la 092 de 2015, que establece los cargos regulados para remunerar los gastos de AOM.

CREG 030 de 2016: revoca el artículo 1 de la CREG 176 de 2011 que modifica el artículo 10 de la CREG 050 de 2009, mediante el cual se establece la remuneración mensual del cargo medio de transporte.

Relacionadas con la remuneración del sistema

Recursos de reposición

CREG 062 de 2015: resuelve la solicitud presentada por Promioriente de revisión tarifaria de los cargos regulados para el gasoducto Barrancabermeja-Payoa-Bucaramanga.

CREG 092 de 2015: resuelve la solicitud presentada por Transmetano de revisión tarifaria de los cargos de la Resolución 114 de 2011. CREG 093 de 2015: resuelve solicitud interpuesta por Gases del Llano contra los cargos regulados para el gasoducto Ariari.

CREG 162,163 y 220 de 2015: resuelve las solicitudes hechas por TGI, Promigas y Promioriente, respectivamente, para la aplicación del artículo 14 de la Resolución 126 de 2010, en aquellos gasoductos que cumplieron la vida útil normativa en 2014 o antes.

CREG 167 de 2015: resuelve la solicitud presentada por Transmetano con respecto al cargo regulado para remunerar los gastos de AOM (ver tabla de cargos de transporte modficados).

CREG 008 de 2016: resuelve el recurso de reposición interpuesto por TGI contra la CREG 162 de 2015, negando la solicitud y confirmando la resolución en todos sus aspectos.

Proyectos de resolución

CREG 037 de 2016: proyecto de resolución que define el proceso de Open Season para la construcción de ampliaciones de capacidad de transporte de gas natural y se adoptan otras disposiciones en materia de asignación de capacidad de transporte de gas natural.

CREG 038 de 2016: proyecto de resolución que establece los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural mediante procesos de selección.

CREG 066B de 2016: proyecto de resolución que modifica el numeral 4.5.1.1 del RUT relacionado con decisiones frente a nominaciones de transporte.


DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

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.

CREG 096 de 2015: define los valores de la prima por diferencias entre el esquema de remuneración del mercado de referencia y el esquema aplicado en Colombia (Rr,a) y la tasa de descuento para la actividad de distribución de gas combustible.

Relacionadas con la remuneración de la actividad

Resolución CREG Gasoducto

Cargos que remuneranInversión AOM

Fijo 100 % US$ por kpcd-año Variable 100 % US$ por kpc Fijo $Col/kpcd-año de diciembre 31 de 2009

Promioriente Barrancabermeja - Payoa - Bucaramanga

062 de 2015 275,33 0,96 257.296

086 de 2016 374,43 1,32

Transmetano Sebastopol-Medellín

092 de 2015 255,49 1,03 150.660

167 de 2015 156.401

Promigas

084 de 2016 Ballena-La Mami 51,84 0,28

La Mami-Barranquilla 81,07 0,41

Barranquilla-Cartagena 54,53 0,20

Cartagena-Sincelejo Loop 14 pulgadas 147,05 0,56

Sincelejo-Jobo 122,72 0,41

La Creciente-Sincelejo 65,93 0,21

SRT Mamonal 10,54 0,04

Ramales 36,56 0,18

Llanopetrol de diciembre 31 de 2012

093 de 2015 Ariari 1.211,83 3,82 855.680

de diciembre 31 de 2013

Progasur

166 de 2015 Sardinata - Cúcuta 358,05 2,34 300.411

Coinogas

180 de 2015 Aguazul - Yopal 287,9 1,0 146.454

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

CREG 097, 112, 125 y 141 de 2015: (precedida por el proyecto de Resolución 097) estas resoluciones modificaron la CREG 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.

Recursos de reposición

CREG 126 de 2015: resuelve recurso de reposición interpuesto por Proviservicios contra la CREG 002 de 2015, confirmándola en todas sus partes.

CREG 068 de 2016: resuelve recurso de reposición interpuesto por Minminas contra la CREG 075 de 2015, modificando de esta última, los artículos 3,4,5,6 y los anexos 1 y 3.

Otras disposiciones

CREG 114 y 140 de 2015: dicta disposiciones para lacomercialización de gas natural en el año 2015. La Resolución 140 modificó el cronograma para la comercialización de gas natural, establecido en la Resolución 114 y el plazo establecido en la Resolución 139 de 2015.

CREG 219 de 2015: proyecto de resolución que modifica la CREG 123 de 2013, que estableció el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.

CREG 225 y 241 de 2015: (precedida por el proyecto de resolución 225) da cumplimiento a lo establecido en el artículo 17 de la Ley 1753 de 2015, en relación con la aplicación de los subsidios a los usuarios de estratos 1 y 2 de los servicios de energía eléctrica y gas combustible por redes de tubería.

Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.



Resolución CREG Año Empresa

distribuidora Departamento - Municipios31 de diciembre de:

Cargo de distribución

Cargo máximo base de comercialización$/factura

Componente $/m3

001 2015 Surtigas Bolívar: Tierrabomba, Caño de Oro, Punta Arena y Bocachica 2013

FECF 1.376,76

2.972,68 Surtigas 574,72

Gastos AOM 95,07

Total 2.046,55

002 2015 Proviservicios Santander: Charta, Suratá, Vetas, Tona y California. 2013

FECF 2.157,11

4.305,75

Gob Santander 375,93

Proviservicios 380,61

Gastos AOM 261,07

Total 3.174,72

003 2015 Surcolombiana de Gas Putumayo: Villagarzón 2013

FECF 697,75

2.997,28 Surcolombiana de Gas 222,27

Gastos AOM 168,13

Total 1.088,14

004 2015 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 2015 Efigas Caldas: Manizales, Villamaría, Chinchiná, Palestina y Neira. 2013 2.482,12

006 2015 Efigas Quindío: Armenia, Circasia, La Tebaida, Montenegro, Quimbaya, Calarcá, Filandia y Salento. 2013 2.293,91

007 2015 Efigas Risaralda: Pereira, Balboa, Dosquebradas, La Celia, La Virginia, Marsella y Santa Rosa de Cabal. 2013 2.577,54

008 2015 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 yTuta.Santander: Albania, Florián y La Belleza.

1.882,80

028 2015 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 2015 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao. 2013

OCAD

Eje Cafetero 1.936,96

Esaquín 21,90

Gastos AOM 392,94

Total 2.351,80

054 2015 Esaquín Quindío: Córdoba, Buenavista, Génova y Pijao. 2013 2.444,41

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

2013


058 2015 Gases del CaribeMagdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal.

2013 1,391.26

073 2015 Surcolombiana de Gas Cauca: Páez e Inzá. 2013

FECF 1.399,82

Surcolombiana de Gas 1.014,35

Gastos AOM 379,55

Total 2.793,72

074 2015 Surcolombiana de Gas Cauca: Páez e Inzá. 2013 2.499,12

075 2015 Gasur Boyacá: Boavita, La Uvita y Soatá 2013

FECF 758,47

Gasur 555,94

Gastos AOM 169,17

Total 1.483,58

076 2015 Gasur Boyacá: Boavita, La Uvita y Soatá 2013 2.997,23

077 2015 OP&S Construcciones

Tolima: San Miguel, Totarco Dinde,Totarco Tamarindo, Totarco Piedras

OP&S Construcciones 1.510,22

Gastos AOM 359,63

Total 1.869,85

078 2015 OP&S Construcciones

Tolima: San Miguel, Totarco Dinde,Totarco Tamarindo, Totarco Piedras 2013 2.444,41

127 2015 Proviservicios Santander: Galán 2014 4.477,93

128 2015 Proviservicios Santander: Galán 2014

FECF 2.974,93

Proviservicios 1.330,11

Gastos AOM 632,10

Total 4.937,14

129 2015 Centauro Gas Meta: Mesetas 2014

Centauro Gas 2.031,90

Gastos AOM 334,16

Total 2.366,06

130 2015 Centauro Gas Meta: Mesetas 2014 2.590,55

055 2015 DisticonBoyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá.

2013

Disticon 2.330,67

Gastos AOM 366,69

Total 2.697,36

056 2015 DisticonBoyacá: Chiscas, El Cocuy, Guicán, Guacamayas, Panqueba, El Espino, San Mateo, Jericó, Chita y Socotá.

2013 2.444,65

057 2015 Gases del CaribeMagdalena: San Zenón, San Sebastián de Buenavista, Santa Bárbara de Pinto, Pijiño del Carmen y Guamal.

2013

Gases del Caribe 634,21

Gastos AOM 117,36

Total 751,57





Componente $/m3


2013



150 2015 SurtigasBolívar: Achi, Altos del Rosario, Arenal del Sur, El Peñon, Barranco de Loba, Hatillo de Loba, Margarita, Norosi, Regidor, Rio Viejo, San Fernando, San Jacinto del Cauca, San Martín de Loba y Simití

2014 Gob de Bolívar 1.402,57

Surtigas 597,57

Gastos AOM 254,72

Total 2.254,86

151 2015 SurtigasBolívar: Achi, Altos del Rosario, Arenal del Sur, El Peñon, Barranco de Loba, Hatillo de Loba, Margarita, Norosi, Regidor, Rio Viejo, San Fernando, San Jacinto del Cauca, San Martín de Loba y Simití

2014 3.106,88

152 2015 Proviservicios Bolívar: Tiquisio 2014

Proviservicios 4.259,70

Gastos AOM 514,90

Total 4.774,60

153 2015 Proviservicios Bolívar: Tiquisio 2014 3.106,88

154 2015 Surcolombiana de Gas Huila: El Socorro y Llano de la Virgen 2014

Gob Huila 8.761,84

Surcolombiana de Gas 2.833,08

Gastos AOM 1.689,77

Total 13.284,69

155 2015 Surcolombiana de Gas Huila: El Socorro y Llano de la Virgen 2014 3.106,94

243 2015 Surcolombiana de Gas Huila: Galán 2014 3.106,94

Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas.





Componente $/m3


131 2015 Vida Gas Por Naturaleza Cundinamarca: Machetá, Manta y Tibirita 2014

Gob de Cundinamarca 555,50

Vida Gas por Naturaleza 896,06

Gastos AOM 184,63

Total 1.636,19

132 2015 Vida Gas Por Naturaleza Cundinamarca: Machetá, Manta y Tibirita 2014 1.817,54

133 2015 Hega Santander: Santa Teresa 2014

Ecopetrol 7.124,00

Hega -

Gastos AOM 1.194,75

Total 8.318,75

134 2015 Hega Santander: Santa Teresa 2014 4.146,09


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

CREG 038 de 2015: Encargo de las funciones del director ejecutivo de la CREG.

CREG 040 Y 041 de 2015: resuelven una actuación administrativa iniciada de oficio en virtud de lo establecido en el artículo 126, que trata sobre la vigencia de las fórmulas tarifarias, de la Ley 142 de 1994.

CREG 042 y 071 de 2015: (precedida por el proyecto de Resolución 042 de 2015) define los criterios de administración de riesgos de lavado de activos y de financiacion de actividades delictivas y de terrorismo de los participantes en el mercado de gas natural, que debera implementar el gestor del mercado.

CREG 044 y 052 de 2015: (precedida por el proyecto de Resolución 044 de 2015) que modifica el numeral 5.b, denomidado como reuniones presenciales del Anexo 1 de la Resolución CREG 115 de 2013, en la que se adoptó el acuerdo operativo por el cual se establecen las funciones y se reglamenta el funcionamiento y la constitución del comité de coordinación de mantenimientos e intervenciones del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural – COMI.

CREG 046 de 2015: informa a las empresas reguladas que la CREG realizó cesión de la cartera con más de 180 días de vencida por concepto de contribuciones.

CREG 095 de 2015: define la metodología para el cálculo de la tasa de descuento que se aplicará en las actividades de transporte de gas natural, distribución de gas combustible, entre otros.

CREG 147 de 2015: adopta el protocolo operativo del proceso de coordinación de mantenimientos e intervenciones en instalaciones de producción, importación y transporte de gas natural.

CREG 115, 181,182 y 183 de 2015: señala porcentajes y montos de la contribucion que deben pagar las empresas durante el año 2015.

CREG 046 de 2016: se aplazan hasta el 31 de diciembre de 2016, los plazos establecidos para divulgar los referentes con los que la SSPD evaluará la gestión del año 2015 y 2016 y otros plazos de información.

CREG 060 de 2016: Actualiza el reglamento interno que aplicará a las peticiones, quejas, reclamos y sugerencias a la CREG.



D E TA L L E D E L A CO B E RT U R A N AC I O N A L

Antioquia (91) 1.612.928 1.411.911 110.885 399.048 343.492 100.162 68.543 33.657 1.055.787 14.976 1.255 1.072.018 88 % 65 %

Atlántico (23) 590.583 574.588 209.309 157.060 89.877 39.942 14.791 11.768 522.747 9.640 493 532.880 97 % 89 %

Bogotá 2.060.659 1.879.537 135.210 647.517 651.370 241.449 79.586 58.406 1.813.538 48.518 606 1.862.662 91 % 88 %

Bolívar (27) 347.923 340.764 150.358 103.888 39.164 14.971 8.199 10.070 326.650 3.822 176 330.648 98 % 94 %

Boyacá (58) 169.144 158.300 17.722 79.552 46.753 10.562 2.995 65 157.649 5.498 22 163.169 94 % 93 %

Caldas (22) 243.359 221.712 24.298 58.666 56.654 16.377 4.772 7.990 168.757 2.831 100 171.688 91 % 69 %

Casanare (15) 127.047 105.499 23.894 37.001 9.181 1.915 17 4 72.012 2.910 18 74.940 83 % 57 %

Cauca (18) 160.046 143.206 28.661 33.126 19.395 6.719 1.862 312 90.075 605 30 90.710 89 % 56 %

Caquetá (1) 42.343 42.151 24.568 9.225 1.399 308 0 0 35.500 97 1 35.598 100 % 84 %

Cesar (20) 204.571 192.207 71.714 64.030 22.382 8.501 2.628 949 170.204 2.002 29 172.235 94 % 83 %

Córdoba (30) 220.200 212.200 108.256 51.575 18.416 4.985 1.775 1.395 186.402 1.979 51 188.432 96 % 85 %

Cundinamarca (101) 631.979 528.158 72.726 260.196 173.938 37.378 3.877 1.501 549.616 10.354 224 560.194 84 % 87 %

Guaviare 6.098 4.955 2.189 1.190 56 0 0 0 3.435 40 0 3.475 81 % 56 %

La Guajira (15) 123.323 119.502 38.275 46.399 10.802 1.485 206 0 97.167 1.838 71 99.076 97 % 79 %

Huila (26) 232.655 228.035 69.703 100.528 20.958 7.643 1.571 115 200.518 1.949 29 202.496 98 % 86 %

Magdalena (23) 248.139 240.935 77.448 60.001 40.096 10.084 4.517 9.427 201.573 2.802 232 204.607 97 % 81 %

Meta (21) 209.092 197.856 41.087 67.293 58.061 11.473 3.757 642 182.313 6.021 38 188.372 95 % 87 %

Nariño (1) 103.062 40.823 4.861 7.978 944 0 0 0 13.783 18 0 13.801 40 % 13 %

Norte de Santander (12) 244.008 223.640 46.406 76.336 27.500 9.592 526 6 160.366 419 10 160.795 92 % 66 %

Putumayo (4) 17.868 17.387 6.749 2.427 144 0 0 0 9.320 14 0 9.334 97 % 52 %

Quindío (8) 166.711 157.630 28.851 52.987 28.484 8.918 6.375 1.176 126.791 2.091 57 128.939 95 % 76 %

Risaralda (12) 298.773 257.924 32.445 73.228 56.032 22.841 9.725 5.581 199.852 3.205 92 203.149 86 % 67 %

Santander (35) 428.871 412.109 56.308 109.940 107.171 74.635 12.634 10.549 371.237 7.988 59 379.284 96 % 87 %

Sucre (23) 140.775 134.134 75.327 38.844 8.785 3.526 431 269 127.182 1.577 35 128.794 95 % 90 %

Tolima (41) 341.246 285.416 63.613 129.265 52.762 12.399 1.957 302 260.298 2.759 72 263.129 84 % 76 %

Valle (36) 1.188.266 1.157.597 197.219 372.174 253.241 75.975 49.803 15.203 963.615 14.215 407 978.237 97 % 81 %

Total (664) 10.159.669 9.288.176 1.718.082 3.039.474 2.137.057 721.840 280.547 169.387 8.066.387 148.168 4.107 8.218.662 91 % 79 %

DEPARTAMENTO POTENCIAL RESIDENCIALANILLADOS

1 2 3 4 5 6 RESIDENCIALCONECTADOS

COMERCIAL INDUSTRIAL TOTAL POTENCIAL

EFECTIVA

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 1 5


Usuarios de Gas Natural en Colombia


2005

BogotáAntioquiaValleCundinamarcaAtlánticoSantanderOtros departamentos

31 %

5 %7 %

9 %4 %

12 %

32 %

5 %

34 % 23 %

13 %

12 %

7 %6 %

2015

Antioquia (91) 1.612.928 1.411.911 110.885 399.048 343.492 100.162 68.543 33.657 1.055.787 14.976 1.255 1.072.018 88 % 65 %

Atlántico (23) 590.583 574.588 209.309 157.060 89.877 39.942 14.791 11.768 522.747 9.640 493 532.880 97 % 89 %

Bogotá 2.060.659 1.879.537 135.210 647.517 651.370 241.449 79.586 58.406 1.813.538 48.518 606 1.862.662 91 % 88 %

Bolívar (27) 347.923 340.764 150.358 103.888 39.164 14.971 8.199 10.070 326.650 3.822 176 330.648 98 % 94 %

Boyacá (58) 169.144 158.300 17.722 79.552 46.753 10.562 2.995 65 157.649 5.498 22 163.169 94 % 93 %

Caldas (22) 243.359 221.712 24.298 58.666 56.654 16.377 4.772 7.990 168.757 2.831 100 171.688 91 % 69 %

Casanare (15) 127.047 105.499 23.894 37.001 9.181 1.915 17 4 72.012 2.910 18 74.940 83 % 57 %

Cauca (18) 160.046 143.206 28.661 33.126 19.395 6.719 1.862 312 90.075 605 30 90.710 89 % 56 %

Caquetá (1) 42.343 42.151 24.568 9.225 1.399 308 0 0 35.500 97 1 35.598 100 % 84 %

Cesar (20) 204.571 192.207 71.714 64.030 22.382 8.501 2.628 949 170.204 2.002 29 172.235 94 % 83 %

Córdoba (30) 220.200 212.200 108.256 51.575 18.416 4.985 1.775 1.395 186.402 1.979 51 188.432 96 % 85 %

Cundinamarca (101) 631.979 528.158 72.726 260.196 173.938 37.378 3.877 1.501 549.616 10.354 224 560.194 84 % 87 %

Guaviare 6.098 4.955 2.189 1.190 56 0 0 0 3.435 40 0 3.475 81 % 56 %

La Guajira (15) 123.323 119.502 38.275 46.399 10.802 1.485 206 0 97.167 1.838 71 99.076 97 % 79 %

Huila (26) 232.655 228.035 69.703 100.528 20.958 7.643 1.571 115 200.518 1.949 29 202.496 98 % 86 %

Magdalena (23) 248.139 240.935 77.448 60.001 40.096 10.084 4.517 9.427 201.573 2.802 232 204.607 97 % 81 %

Meta (21) 209.092 197.856 41.087 67.293 58.061 11.473 3.757 642 182.313 6.021 38 188.372 95 % 87 %

Nariño (1) 103.062 40.823 4.861 7.978 944 0 0 0 13.783 18 0 13.801 40 % 13 %

Norte de Santander (12) 244.008 223.640 46.406 76.336 27.500 9.592 526 6 160.366 419 10 160.795 92 % 66 %

Putumayo (4) 17.868 17.387 6.749 2.427 144 0 0 0 9.320 14 0 9.334 97 % 52 %

Quindío (8) 166.711 157.630 28.851 52.987 28.484 8.918 6.375 1.176 126.791 2.091 57 128.939 95 % 76 %

Risaralda (12) 298.773 257.924 32.445 73.228 56.032 22.841 9.725 5.581 199.852 3.205 92 203.149 86 % 67 %

Santander (35) 428.871 412.109 56.308 109.940 107.171 74.635 12.634 10.549 371.237 7.988 59 379.284 96 % 87 %

Sucre (23) 140.775 134.134 75.327 38.844 8.785 3.526 431 269 127.182 1.577 35 128.794 95 % 90 %

Tolima (41) 341.246 285.416 63.613 129.265 52.762 12.399 1.957 302 260.298 2.759 72 263.129 84 % 76 %

Valle (36) 1.188.266 1.157.597 197.219 372.174 253.241 75.975 49.803 15.203 963.615 14.215 407 978.237 97 % 81 %

Total (664) 10.159.669 9.288.176 1.718.082 3.039.474 2.137.057 721.840 280.547 169.387 8.066.387 148.168 4.107 8.218.662 91 % 79 %




EFECTIVA

COBERTURA RESIDENCIAL




Total País 10.036.346 9.168.674 1.679.807 2.993.075 2.126.255 720.355 280.341 169.387 7.969.220 146.330 4.036 8.119.586 91 % 79 %Ciudades Capitales 5.636.162 5.393.220 780.582 1.594.112 1.443.874 585.555 248.591 163.689 4.816.403 104.736 2.472 4.923.611 96 % 85 %Municipios 4.400.184 3.775.454 899.225 1.398.963 682.381 134.800 31.750 5.698 3.152.817 41.594 1.564 3.195.975 86 % 72 %Antioquia (91) 1.612.928 1.411.911 110.885 399.048 343.492 100.162 68.543 33.657 1.055.787 14.976 1.255 1.072.018 88 % 65 %

Abejorral 2.697 2.697 341 961 97 0 0 0 1.399 14 0 1.413 100 % 52 %Amagá 4.420 4.420 605 2.837 190 3 0 1 3.636 23 1 3.660 100 % 82 %Amalfi 3.954 3.954 496 981 763 0 0 0 2.240 0 0 2.240 100 % 57 %Andes 5.220 4.750 460 905 105 9 0 0 1.479 2 0 1.481 91 % 28 %Apartadó 30.101 22.595 7.907 5.871 1.576 185 0 0 15.539 23 0 15.562 75 % 52 %Arboletes 2.384 2.198 560 870 131 2 0 0 1.563 1 0 1.564 92 % 66 %Barbosa 12.999 7.107 587 3.702 752 0 0 2 5.043 84 5 5.132 55 % 39 %Bello 125.775 125.775 16.701 36.449 40.347 5.993 6 10 99.506 850 51 100.407 100 % 79 %Betania 2.322 1.184 87 665 98 0 0 0 850 2 0 852 51 % 37 %Betulia 3.495 1.275 442 562 207 2 0 0 1.213 11 0 1.224 36 % 35 %Cáceres y Jardín 4.560 3.984 1.429 210 0 0 0 0 1.639 0 0 1.639 87 % 36 %Caldas 18.760 18.691 477 9.223 4.104 4 1 1 13.810 220 12 14.042 100 % 74 %Cañasgordas 1.587 1.422 67 989 41 0 0 0 1.097 3 0 1.100 90 % 69 %Carepa 9.497 7.740 1.911 3.389 425 5 0 0 5.730 5 0 5.735 81 % 60 %Carmen de Viboral 8.706 8.596 202 2.420 2.156 0 0 0 4.778 80 1 4.859 99 % 55 %Carolina 1.028 1.000 123 306 0 0 0 0 429 0 0 429 97 % 42 %Caucasia 13.500 13.408 6.051 3.953 2.392 16 2 25 12.439 136 2 12.577 99 % 92 %Chigorodó 12.432 12.239 4.742 4.172 198 7 0 0 9.119 4 0 9.123 98 % 73 %Cisneros 2.132 1.829 290 1.202 288 7 0 0 1.787 1 0 1.788 86 % 84 %Ciudad Bolívar 34.038 4.893 578 1.211 1.128 1 0 0 2.918 20 0 2.938 14 % 9 %Cocorná 3.773 2.550 112 832 474 1 0 0 1.419 4 0 1.423 68 % 38 %Copacabana 20.247 20.247 559 9.155 5.423 11 2 25 15.175 180 26 15.381 100 % 75 %Concordia 4.906 2.006 122 860 529 7 0 0 1.518 8 0 1.526 41 % 31 %Don Matías 4.428 4.024 3 1.902 824 34 0 0 2.763 53 0 2.816 91 % 62 %El Bagre 7.101 4.132 2.599 1.345 80 0 0 0 4.024 1 0 4.025 58 % 57 %El Peñol 4.081 3.730 64 2.612 351 1 0 0 3.028 41 0 3.069 91 % 74 %El Retiro 6.581 2.524 4 355 1.096 287 169 0 1.911 45 0 1.956 38 % 29 %El Santuario 7.552 7.467 957 3.549 1.076 1 0 0 5.583 46 0 5.629 99 % 74 %Entrerríos 1.721 1.721 7 158 901 205 4 0 1.275 28 0 1.303 100 % 74 %Envigado 73.610 73.610 809 9.778 20.812 12.397 13.747 1.618 59.161 824 68 60.053 100 % 80 %Fredonia 5.472 2.565 270 968 705 2 0 1 1.946 7 0 1.953 47 % 36 %Frontino 4.464 2.516 165 920 805 49 0 0 1.939 5 0 1.944 56 % 43 %Girardota 12.013 9.944 202 6.616 1.243 26 9 7 8.103 155 26 8.284 83 % 67 %Gómez Plata 1.694 1.660 239 957 2 0 0 0 1.198 0 0 1.198 98 % 71 %Granada 2.623 2.562 141 328 751 0 0 0 1.220 6 0 1.226 98 % 47 %Guadalupe 1.415 2 0 2 0 0 0 0 2 0 0 2 0 % 0 %Guarne 16.765 5.015 77 1.192 1.754 42 0 0 3.065 71 14 3.150 30 % 18 %Guatapé 2.203 2.203 44 1.354 294 4 0 0 1.696 37 0 1.733 100 % 77 %Hispania 1.266 1.171 103 430 121 0 0 0 654 5 0 659 92 % 52 %Itagüí 77.951 77.951 2.517 23.878 29.456 2.870 2 30 58.753 1.079 259 60.091 100 % 75 %Ituango 2.604 2.060 343 1.013 250 1 0 0 1.607 15 0 1.622 79 % 62 %Jardín 3.455 2.560 261 911 617 18 0 0 1.807 17 0 1.824 74 % 52 %Jericó 3.235 2.511 124 1.010 722 1 0 0 1.857 4 0 1.861 78 % 57 %La Ceja 11.256 11.256 10 1.039 3.126 456 165 0 4.796 44 2 4.842 100 % 43 %La Estrella 15.594 15.594 427 5.633 4.426 1.047 283 4 11.820 242 63 12.125 100 % 76 %La Unión 4.800 3.211 134 1.563 445 9 0 0 2.151 34 2 2.187 67 % 45 %Liborina 2.520 1.561 332 591 220 0 0 0 1.143 1 0 1.144 62 % 45 %Maceo 409 21 0 13 13 0 0 0 26 0 0 26 5 % 6 %Marinilla 21.483 11.576 355 2.409 4.003 131 0 0 6.898 101 1 7.000 54 % 32 %Medellín 714.450 714.450 30.978 189.153 176.136 66.355 53.426 31.903 547.951 9.287 620 557.858 100 % 77 %Montebello 2.077 671 30 94 96 0 0 0 220 0 0 220 32 % 11 %Mutata 2.906 1.168 240 363 15 0 0 0 618 2 0 620 40 % 21 %Necoclí 10.344 2.545 727 691 81 1 0 0 1.500 0 0 1.500 25 % 15 %Olaya 708 306 71 138 4 1 1 0 215 0 0 215 43 % 30 %Pueblorrico 2.595 1.388 160 376 264 2 0 0 802 2 0 804 53 % 31 %Puerto Berrío 9.144 6.774 4.392 1.964 347 68 0 0 6.771 5 0 6.776 74 % 74 %Puerto Nare 3.678 3.678 923 2.146 229 0 0 0 3.298 1 0 3.299 100 % 90 %Puerto Triunfo 3.107 2.585 237 1.448 11 0 0 0 1.696 6 0 1.702 83 % 55 %Rionegro 46.067 27.877 413 3.826 7.234 3.158 660 21 15.312 331 15 15.658 61 % 33 %




EFECTIVA




Sabanarlga 2.324 1.010 257 560 124 0 0 0 941 0 0 941 43 % 40 %Sabaneta 27.303 27.303 131 4.962 10.236 6.440 64 9 21.842 448 85 22.375 100 % 80 %Salgar 4.437 1.806 341 661 376 0 0 0 1.378 2 0 1.380 41 % 31 %San Andrés de Cuerquía 976 976 197 554 73 0 0 0 824 6 0 830 100 % 84 %San Carlos 3.154 2.631 253 958 621 1 0 0 1.833 16 0 1.849 83 % 58 %San Jerónimo 10.472 1.549 126 768 182 2 1 0 1.079 6 0 1.085 15 % 10 %San Juan de Urabá 4.367 1.677 861 258 0 0 0 0 1.119 0 0 1.119 38 % 26 %San Luis 2.292 2.292 200 1.523 27 0 0 0 1.750 1 0 1.751 100 % 76 %San Pedro de los Milagros 5.753 4.354 12 1.308 1.324 28 0 0 2.672 44 0 2.716 76 % 46 %San Pedro de Urabá 6.230 1.945 787 486 1 0 0 0 1.274 0 0 1.274 31 % 20 %San Rafael 3.850 2.752 73 1.866 158 0 0 0 2.097 14 0 2.111 71 % 54 %San Roque 2.462 620 62 502 41 3 0 0 608 1 0 609 25 % 25 %Santa Bárbara 6.360 3.083 165 933 1.107 0 0 0 2.205 1 0 2.206 48 % 35 %Santa Fé de Antioquia 4.931 4.861 575 1.551 602 117 1 0 2.846 15 0 2.861 99 % 58 %Santa Rosa de Osos 8.843 5.510 192 3.055 746 35 0 0 4.028 73 2 4.103 62 % 46 %Santo Domingo 3.072 133 11 110 8 0 0 0 129 0 0 129 4 % 4 %Segovia 8.005 4.946 1.080 651 31 0 0 0 1.762 0 0 1.762 62 % 22 %Sonsón 4.826 4.826 155 1.812 1.531 21 0 0 3.519 40 0 3.559 100 % 73 %Sopetrán 2.291 2.063 150 863 280 3 0 0 1.296 6 0 1.302 90 % 57 %Tamesis 4.506 2.482 75 384 546 0 0 0 1.005 0 0 1.005 55 % 22 %Tarazá 5.000 4.999 1.376 431 2 0 0 0 1.809 1 0 1.810 100 % 36 %Tarso 1.609 1.059 200 334 70 0 0 0 604 10 0 614 66 % 38 %Titiribí 2.904 1.344 140 797 118 2 0 0 1.057 7 0 1.064 46 % 36 %Turbo 27.982 16.260 6.709 4.010 904 7 0 0 11.630 2 0 11.632 58 % 42 %Urrao 10.465 4.626 337 1.915 1.194 34 0 0 3.480 5 0 3.485 44 % 33 %Valdivia 3.666 1.033 197 586 102 0 0 0 885 0 0 885 28 % 24 %Valparaiso 1.431 713 8 38 7 0 0 0 53 0 0 53 50 % 4 %Venecia 3.118 1.655 57 313 236 6 0 0 612 0 0 612 53 % 20 %Yarumal 9.827 7.725 917 2.885 2.715 44 0 0 6.561 59 0 6.620 79 % 67 %Yolombó 5.090 1.980 50 576 151 0 0 0 777 0 0 777 39 % 15 %Yondó 1.641 1.631 987 483 44 0 0 0 1.514 53 0 1.567 99 % 92 %Zaragoza 3.836 2.918 997 465 1 0 0 0 1.463 0 0 1.463 76 % 38 %Atlántico (23) 590.583 574.588 209.309 157.060 89.877 39.942 14.791 11.768 522.747 9.640 493 532.880 97 % 89 %Baranoa 13.118 12.413 4.956 4.111 2.187 43 0 0 11.297 159 5 11.461 95 % 86 %Barranquilla 313.605 309.217 90.997 61.772 64.794 37.711 14.630 11.588 281.492 7.013 391 288.896 99 % 90 %Campo de la Cruz 3.839 3.584 380 1.809 773 0 0 0 2.962 29 0 2.991 93 % 77 %Candelaria 3.148 3.013 1.777 819 0 0 0 0 2.596 15 1 2.612 96 % 82 %Galapa 12.780 11.480 6.171 2.908 1.441 1 0 0 10.521 103 19 10.643 90 % 82 %Juan de Acosta 3.646 3.436 1.029 1.270 547 75 27 3 2.951 56 0 3.007 94 % 81 %Luruaco 5.798 5.501 2.686 1.639 120 0 0 0 4.445 45 5 4.495 95 % 77 %Malambo 27.576 26.853 20.629 3.136 130 20 0 0 23.915 226 22 24.163 97 % 87 %Manatí 3.482 3.404 1.869 1.067 0 0 0 0 2.936 16 1 2.953 98 % 84 %Palmar de Varela 5.516 5.291 1.556 2.390 821 0 0 0 4.767 41 0 4.808 96 % 86 %Piojó 1.033 828 666 134 0 2 0 0 802 1 0 803 80 % 78 %Polonuevo 3.184 3.162 1.278 1.283 274 1 0 0 2.836 35 1 2.872 99 % 89 %Ponedera 4.229 4.048 2.020 1.361 163 0 0 0 3.544 33 2 3.579 96 % 84 %Puerto Colombia 15.041 14.342 2.848 4.324 4.070 1.497 122 175 13.036 339 3 13.378 95 % 87 %Repelón 5.676 5.483 3.547 827 45 0 0 0 4.419 24 0 4.443 97 % 78 %Sabanagrande 6.513 6.034 2.529 2.425 451 0 0 2 5.407 101 5 5.513 93 % 83 %Sabanalarga 18.006 17.207 7.971 3.978 2.524 319 12 0 14.804 177 1 14.982 96 % 82 %Santa Lucía 2.177 2.100 1.107 550 19 0 0 0 1.676 10 0 1.686 96 % 77 %Santo Tomás 5.317 5.233 1.422 2.572 792 8 0 0 4.794 82 2 4.878 98 % 90 %Soledad 130.158 125.707 51.172 56.603 10.392 10 0 0 118.177 1.078 31 119.286 97 % 91 %Suán 2.313 2.058 1.095 663 220 0 0 0 1.978 19 0 1.997 89 % 86 %Tubará 2.585 2.469 843 756 14 255 0 0 1.868 21 4 1.893 96 % 72 %Usiacurí 1.843 1.725 761 663 100 0 0 0 1.524 17 0 1.541 94 % 83 %Bolívar (27) 347.923 340.764 150.358 103.888 39.164 14.971 8.199 10.070 326.650 3.822 176 330.648 98 % 94 %Arjona 12.270 12.236 9.004 2.611 499 0 0 0 12.114 78 1 12.193 100 % 99 %Arroyo Hondo 1.169 1.164 731 250 0 0 0 0 981 6 0 987 100 % 84 %Calamar 4.514 4.447 2.712 890 3 0 0 0 3.605 17 0 3.622 99 % 80 %Cantagallo 860 857 249 524 0 0 0 0 773 20 0 793 100 % 90 %Cartagena 215.982 214.579 79.700 63.652 35.454 13.993 8.144 10.070 211.013 2.909 156 214.078 99 % 98 %Cicuco 1.750 1.694 762 421 0 0 0 0 1.183 8 0 1.191 97 % 68 %Clemencia 1.972 1.816 1.190 565 2 1 0 0 1.758 7 2 1.767 92 % 89 %




EFECTIVA




Córdoba Tetón 1.237 1.145 474 122 0 0 0 0 596 0 0 596 93 % 48 %El Carmen de Bolívar 11.384 9.962 4.813 4.061 826 0 0 0 9.700 113 4 9.817 88 % 85 %Guamo 1.240 1.043 607 95 1 0 0 0 703 0 0 703 84 % 57 %Magangué 21.831 20.283 9.317 9.693 171 207 0 0 19.388 176 3 19.567 93 % 89 %Mahates 4.660 4.555 2.958 78 0 0 0 0 3.036 4 0 3.040 98 % 65 %María la Baja 5.350 5.233 3.168 1.513 99 0 0 0 4.780 24 0 4.804 98 % 89 %Mompox 5.287 5.186 3.130 1.405 401 0 0 0 4.936 50 0 4.986 98 % 93 %San Cristóbal 1.477 1.473 1.135 127 0 0 0 0 1.262 3 0 1.265 100 % 85 %San Estalisnao de Kotska 3.507 3.450 1.902 1.024 48 0 0 0 2.974 16 0 2.990 98 % 85 %San Jacinto 3.975 3.815 2.992 709 19 0 0 0 3.720 39 0 3.759 96 % 94 %San Juan Nepomuceno 6.118 5.992 2.827 3.009 28 0 0 0 5.864 61 1 5.926 98 % 96 %San Pablo 4.015 3.966 3.027 755 1 0 0 0 3.783 81 0 3.864 99 % 94 %Santa Catalina 3.340 3.216 1.712 182 3 0 0 0 1.897 2 0 1.899 96 % 57 %Santa Rosa 3.488 3.239 2.850 283 0 0 0 0 3.133 9 0 3.142 93 % 90 %Soplaviento 1.997 1.997 1.128 542 83 0 0 0 1.753 6 0 1.759 100 % 88 %Talaigua 1.276 1.228 842 300 0 0 0 0 1.142 4 0 1.146 96 % 89 %Turbaco 20.750 20.614 8.385 9.343 1.525 770 55 0 20.078 171 8 20.257 99 % 97 %Turbana 2.764 2.680 1.170 1.360 1 0 0 0 2.531 10 1 2.542 97 % 92 %Villanueva 3.500 2.896 2.627 183 0 0 0 0 2.810 8 0 2.818 83 % 80 %Zambrano 2.210 1.998 946 191 0 0 0 0 1.137 0 0 1.137 90 % 51 %Boyacá (58) 169.144 158.300 17.722 79.552 46.753 10.562 2.995 65 157.649 5.498 22 163.169 94 % 93 %Arcabuco 1.350 330 2 314 14 0 0 0 330 27 0 357 24 % 24 %Belén 1.398 1.198 12 1.160 26 0 0 0 1.198 82 0 1.280 86 % 86 %Berbeo 258 258 23 193 0 0 0 0 216 8 0 224 100 % 84 %Boyacá 259 215 54 126 1 0 0 0 181 9 0 190 83 % 70 %Briceño 152 152 27 101 0 0 0 0 128 3 0 131 100 % 84 %Caldas 88 88 3 79 0 0 0 0 82 5 0 87 100 % 93 %Campohermoso 287 287 88 128 0 0 0 0 216 13 0 229 100 % 75 %Cerinza 462 462 140 260 12 0 0 0 412 20 0 432 100 % 89 %Chiquinquirá 10.752 10.752 1.100 4.257 5.124 20 0 10 10.511 379 0 10.890 100 % 98 %Chitaraque 1.723 228 66 145 17 0 0 0 228 1 0 229 13 % 13 %Chivatá 120 110 45 51 0 0 0 0 96 1 0 97 92 % 80 %Ciénaga 472 413 13 313 10 0 0 0 336 14 0 350 88 % 71 %Cómbita 460 460 30 188 94 10 5 0 327 14 0 341 100 % 71 %Cucaita 323 323 58 247 3 1 0 0 309 9 0 318 100 % 96 %Duitama 28.566 28.140 2.513 13.262 9.794 2.187 309 54 28.119 959 2 29.080 99 % 98 %Floresta 348 348 4 307 19 0 0 0 330 12 0 342 100 % 95 %Garagoa 3.650 3.650 616 2.190 427 1 0 0 3.234 78 0 3.312 100 % 89 %Guateque 2.294 2.294 329 1.147 362 3 0 0 1.841 50 0 1.891 100 % 80 %Jenesano 948 896 19 346 397 0 0 0 762 20 0 782 95 % 80 %La Capilla 414 414 37 320 16 0 0 0 373 7 0 380 100 % 90 %Miraflores 1.477 1.477 414 1.005 17 0 0 0 1.436 58 0 1.494 100 % 97 %Moniquirá 3.050 2.950 447 1.226 1.079 111 0 0 2.863 67 0 2.930 97 % 94 %Motavita 145 145 44 85 2 0 0 0 131 9 0 140 100 % 90 %Nobsa 2.366 2.366 302 1.854 125 65 0 0 2.346 91 0 2.437 100 % 99 %Nuevo Colón 441 408 23 252 1 1 0 0 277 7 0 284 93 % 63 %Oicatá 61 61 35 74 4 0 0 0 113 10 0 123 100 % 185 %Páez 505 505 22 440 6 0 0 0 468 24 0 492 100 % 93 %Paipa 5.793 5.309 102 4.579 797 114 48 0 5.640 268 3 5.911 92 % 97 %Puerto Boyacá 9.206 9.105 1.780 5.671 1.360 97 0 0 8.908 87 0 8.995 99 % 97 %Ramiriquí 1.526 1.517 23 648 177 318 0 0 1.166 61 0 1.227 99 % 76 %Ráquira 508 372 25 153 143 0 0 0 321 93 0 414 73 % 63 %Sáchica 535 535 234 198 15 0 0 0 447 22 0 469 100 % 84 %Samacá 1.852 1.530 239 982 423 4 0 0 1.648 75 0 1.723 83 % 89 %San Eduardo 374 374 156 159 0 0 0 0 315 10 0 325 100 % 84 %San José de Pare 409 409 30 346 5 1 0 0 382 4 0 386 100 % 93 %Santa Rosa de Viterbo 1.718 1.718 83 1.138 413 0 0 0 1.634 68 0 1.702 100 % 95 %Santa Sofía 262 262 3 153 77 0 1 0 234 19 0 253 100 % 89 %Santana 1.884 479 19 405 55 0 0 0 479 17 0 496 25 % 25 %Siachoque 520 389 3 168 1 0 0 0 172 0 0 172 75 % 33 %Sogamoso 27.436 26.355 1.413 18.214 6.711 1.074 24 0 27.436 870 13 28.319 96 % 100 %Sora 143 143 31 74 14 0 0 0 119 6 0 125 100 % 83 %Soraca 425 357 12 183 1 0 0 0 196 0 0 196 84 % 46 %Sotaquirá 1.154 1.154 751 368 29 0 0 0 1.148 6 0 1.154 100 % 99 %




EFECTIVA




Sutamarchán 413 413 5 143 225 0 0 0 373 37 0 410 100 % 90 %Sutatenza 256 256 45 169 25 0 0 0 239 11 0 250 100 % 93 %Tenza 663 663 124 482 4 0 0 0 610 8 0 618 100 % 92 %Tibaná 689 657 34 434 0 0 0 0 468 17 0 485 95 % 68 %Tibasosa 1.086 845 16 517 417 15 0 1 966 46 0 1.012 78 % 89 %Tinjacá 197 197 3 98 55 2 0 0 158 18 0 176 100 % 80 %Togüí 1.427 160 4 145 11 0 0 0 160 5 0 165 11 % 11 %Tunja 43.360 41.509 5.418 11.535 17.560 6.250 2.596 0 43.359 1.394 2 44.755 96 % 100 %Tununguá 69 69 32 36 1 0 0 0 69 3 0 72 100 % 100 %Turmequé 751 721 26 340 74 0 0 0 440 18 0 458 96 % 59 %Tuta 866 866 173 660 25 0 0 0 858 50 0 908 100 % 99 %Ventaquemada 670 592 131 378 28 0 0 0 537 68 0 605 88 % 80 %Villa de Leyva 1.945 1.791 221 773 557 288 12 0 1.851 222 2 2.075 92 % 95 %Viracachá 216 201 77 62 0 0 0 0 139 6 0 145 93 % 64 %Zetaquira 422 422 43 271 0 0 0 0 314 12 0 326 100 % 74 %Caldas (22) 243.359 221.712 24.298 58.666 56.654 16.377 4.772 7.990 168.757 2.831 100 171.688 91 % 69 %Anserma 13.394 7.246 820 1.356 2.052 50 0 0 4.278 35 0 4.313 54 % 32 %Aranzazú 1.916 1.520 238 289 109 0 0 0 636 7 0 643 79 % 33 %Belalcázar 3.340 1.671 330 519 240 1 0 0 1.090 10 0 1.100 50 % 33 %Chinchiná 13.463 13.463 1.534 4.879 2.863 1.456 115 0 10.847 164 5 11.016 100 % 81 %Filadelfia 2.052 1.412 90 262 294 0 0 0 646 7 0 653 69 % 31 %La Dorada 17.856 17.705 3.502 9.917 2.499 125 6 0 16.049 137 2 16.188 99 % 90 %La Merced 889 705 48 283 133 0 0 0 464 6 0 470 79 % 52 %Manizales 122.910 122.910 8.010 23.957 36.463 14.031 4.630 7.917 95.008 2.016 84 97.108 100 % 77 %Manzanares 2.507 2.475 588 1.489 310 12 0 0 2.399 27 0 2.426 99 % 96 %Marquetalia 1.913 1.913 713 903 84 0 0 0 1.700 1 0 1.701 100 % 89 %Neira 7.196 4.480 497 1.554 1.627 0 0 0 3.678 79 0 3.757 62 % 51 %Norcasia 1.624 1.376 316 577 35 0 0 0 928 1 0 929 85 % 57 %Palestina 3.878 3.878 791 1.002 135 24 15 15 1.982 41 0 2.023 100 % 51 %Pensilvania 3.013 3.013 508 1.487 258 14 0 0 2.267 2 0 2.269 100 % 75 %Riosucio 10.026 8.499 2.350 1.386 1.817 2 0 0 5.555 55 0 5.610 85 % 55 %Risaralda 2.446 1.634 309 601 178 0 0 0 1.088 24 0 1.112 67 % 44 %Salamina 3.925 2.852 75 152 53 0 0 0 280 0 0 280 73 % 7 %San José 1.252 572 95 296 1 1 0 0 393 3 0 396 46 % 31 %Supía 9.997 4.632 173 1.812 948 4 0 0 2.937 19 0 2.956 46 % 29 %Victoria 1.353 1.347 596 504 201 1 0 0 1.302 5 0 1.307 100 % 96 %Villamaría 14.468 14.468 1.810 4.420 5.440 634 4 58 12.366 168 9 12.543 100 % 85 %Viterbo 3.941 3.941 905 1.021 914 22 2 0 2.864 24 0 2.888 100 % 73 %Casanare (15) 127.047 105.499 23.894 37.001 9.181 1.915 17 4 72.012 2.910 18 74.940 83 % 57 %Aguazul 16.468 13.469 1.513 6.316 455 11 0 0 8.295 286 2 8.583 82 % 50 %Hato Corozal 2.983 1.724 263 747 30 0 0 0 1.040 25 0 1.065 58 % 35 %Maní 2.785 2.785 913 1.374 34 3 0 0 2.324 27 0 2.351 100 % 83 %Monterrey 7.122 4.045 2.055 1.622 4 0 0 0 3.681 150 0 3.831 57 % 52 %Nunchía 2.197 2.024 282 948 4 5 0 0 1.239 11 0 1.250 92 % 56 %Orocué 3.765 1.998 815 1.052 78 0 0 0 1.945 31 1 1.977 53 % 52 %Paz de Ariporo 6.668 4.775 2.841 1.691 2 11 0 0 4.545 103 1 4.649 72 % 68 %Pore 1.980 1.565 634 1.043 19 1 0 0 1.697 34 0 1.731 79 % 86 %Sabanalarga 759 759 68 699 36 5 0 0 808 9 0 817 100 % 106 %San Luis de Palenque 1.932 1.663 234 631 34 9 0 0 908 19 0 927 86 % 47 %Támara 1.762 1.762 230 260 6 3 0 0 499 7 0 506 100 % 28 %Tauramena 4.954 4.906 2.413 1.609 499 5 0 4 4.530 237 1 4.768 99 % 91 %Trinidad 3.597 2.138 875 901 7 17 0 0 1.800 32 0 1.832 59 % 50 %Villanueva 5.448 5.419 1.696 2.726 775 16 0 0 5.213 232 1 5.446 99 % 96 %Yopal 64.627 56.467 9.062 15.382 7.198 1.829 17 0 33.488 1.707 12 35.207 87 % 52 %Cauca (18) 160.046 143.206 28.661 33.126 19.395 6.719 1.862 312 90.075 605 30 90.710 89 % 56 %Cajibío 998 923 291 240 0 0 0 0 531 3 0 534 92 % 53 %Caloto 8.542 2.597 1.524 147 22 0 0 0 1.693 7 3 1.703 30 % 20 %Corinto 5.719 4.240 1.428 1.248 97 1 0 0 2.774 14 0 2.788 74 % 49 %El Tambo 1.565 1.548 678 328 7 0 0 0 1.013 7 0 1.020 99 % 65 %Guachené 2.572 2.572 1.648 74 0 0 0 0 1.722 2 2 1.726 100 % 67 %Miranda 7.785 7.403 3.160 2.380 19 0 0 0 5.559 24 1 5.584 95 % 71 %Morales 1.163 1.087 365 222 6 0 0 0 593 3 0 596 93 % 51 %Padilla 2.219 1.739 700 303 0 0 0 0 1.003 1 0 1.004 78 % 45 %Patia 5.096 4.887 1.042 797 17 0 0 0 1.856 9 0 1.865 96 % 36 %




EFECTIVA




Piendamó 6.332 5.136 1.202 1.536 348 0 0 0 3.086 24 0 3.110 81 % 49 %Popayán 73.869 73.473 9.111 16.013 14.201 6.640 1.861 312 48.138 362 5 48.505 99,5 % 65 %Puerto Tejada 10.449 10.111 459 2.442 2.440 1 0 0 5.342 29 5 5.376 97 % 51 %Rosas 683 625 208 130 4 0 0 0 342 2 0 344 92 % 50 %Santander de Quilichao 21.188 15.620 2.949 4.651 2.053 73 0 0 9.726 68 3 9.797 74 % 46 %Silvia 2.368 1.842 335 437 177 4 1 0 954 12 0 966 78 % 40 %Timbio 4.701 4.690 1.632 1.006 4 0 0 0 2.642 22 0 2.664 100 % 56 %Totoro 410 326 150 45 0 0 0 0 195 5 0 200 80 % 48 %Villa Rica 4.387 4.387 1.779 1.127 0 0 0 0 2.906 11 11 2.928 100 % 66 %Caquetá (1) 42.343 42.151 24.568 9.225 1.399 308 0 0 35.500 97 1 35.598 100 % 84 %Florencia 42.343 42.151 24.568 9.225 1.399 308 0 0 35.500 97 1 35.598 100 % 84 %Cesar (20) 204.571 192.207 71.714 64.030 22.382 8.501 2.628 949 170.204 2.002 29 172.235 94 % 83 %Aguachica 18.830 17.195 8.735 5.661 1.691 237 4 0 16.328 114 0 16.442 91 % 87 %Agustín Codazzi 9.731 9.197 2.120 5.689 369 65 6 0 8.249 42 0 8.291 95 % 85 %Becerril 2.512 2.497 958 1.420 0 0 0 0 2.378 9 0 2.387 99 % 95 %Bosconia 7.555 6.801 1.777 1.295 92 0 0 0 3.164 18 1 3.183 90 % 42 %Chiriguaná 3.890 3.704 1.120 808 1.090 0 0 0 3.018 14 0 3.032 95 % 78 %Curumaní 5.815 5.770 3.055 2.377 0 0 0 0 5.432 28 0 5.460 99 % 93 %El Copey 5.344 5.306 1.987 567 0 0 0 0 2.554 13 1 2.568 99 % 48 %El Paso 8.391 7.978 2.591 842 0 0 0 0 3.433 27 0 3.460 95 % 41 %Gamarra 1.631 1.615 457 822 41 0 0 0 1.320 5 0 1.325 99 % 81 %La Gloria 2.727 2.650 1.756 575 16 0 0 0 2.347 16 0 2.363 97 % 86 %La Jagua de Ibirico 4.793 4.708 2.574 1.862 1 0 0 0 4.437 23 0 4.460 98 % 93 %La Paz 4.908 4.472 1.579 2.116 339 0 0 0 4.034 56 0 4.090 91 % 82 %Manaure 1.897 1.889 963 658 6 0 0 0 1.627 16 0 1.643 100 % 86 %Pailitas 3.108 3.080 1.493 1.354 0 0 0 0 2.847 20 0 2.867 99 % 92 %Pelaya 2.692 2.667 2.115 400 51 0 0 0 2.566 11 0 2.577 99 % 95 %San Alberto 4.620 4.588 2.108 1.712 681 3 0 0 4.504 40 0 4.544 99 % 97 %San Diego 3.144 3.024 1.817 848 7 0 0 0 2.672 14 0 2.686 96 % 85 %San Martín 2.334 2.312 855 1.072 95 0 0 0 2.022 4 0 2.026 99 % 87 %Tamalameque 1.223 1.199 671 392 6 0 0 0 1.069 3 0 1.072 98 % 87 %Valledupar 109.426 101.555 32.983 33.560 17.897 8.196 2.618 949 96.203 1.529 27 97.759 93 % 88 %Córdoba (30) 220.200 212.200 108.256 51.575 18.416 4.985 1.775 1.395 186.402 1.979 51 188.432 96 % 85 %Ayapel 5.810 5.699 2.168 1.632 56 0 0 0 3.856 24 0 3.880 98 % 66 %Buenavista 1.860 1.258 992 230 1 0 0 0 1.223 4 0 1.227 68 % 66 %Canalete 1.012 913 628 4 0 0 0 0 632 0 0 632 90 % 62 %Cereté 14.398 14.378 5.436 6.448 1.329 512 8 0 13.733 128 18 13.879 100 % 95 %Chima 688 634 480 108 0 0 0 0 588 5 0 593 92 % 85 %Chinú 5.682 5.680 3.063 1.863 630 2 0 0 5.558 68 1 5.627 100 % 98 %Ciénaga de Oro 5.500 5.230 3.314 1.503 317 14 0 0 5.148 31 4 5.183 95 % 94 %Cotorra 1.950 1.804 1.420 4 1 0 0 0 1.425 1 0 1.426 93 % 73 %La Apartada 3.518 3.460 1.222 373 0 0 0 0 1.595 5 0 1.600 98 % 45 %Lorica 10.950 10.187 5.970 2.891 579 3 0 0 9.443 88 1 9.532 93 % 86 %Los Córdobas 970 722 377 5 0 0 0 0 382 0 0 382 74 % 39 %Momil 2.328 2.245 1.503 446 7 0 0 0 1.956 11 0 1.967 96 % 84 %Montelíbano 13.300 13.264 6.441 3.021 2.432 31 63 109 12.097 113 4 12.214 100 % 91 %Moñitos 2.208 1.973 603 5 0 0 0 0 608 0 0 608 89 % 28 %Montería 87.610 87.494 49.485 20.057 9.803 4.018 1.704 1.286 86.353 1.085 18 87.456 100 % 99 %Planeta Rica 9.500 9.412 3.846 3.912 1.298 44 0 0 9.100 123 2 9.225 99 % 96 %Pueblo Nuevo 3.000 2.281 1.171 756 53 0 0 0 1.980 24 0 2.004 76 % 66 %Puerto Escondido 1.001 869 392 23 0 0 0 0 415 1 0 416 87 % 41 %Puerto Libertador 3.279 2.652 1.183 209 0 0 0 0 1.392 1 0 1.393 81 % 42 %Purísima 2.800 2.761 940 459 14 0 0 0 1.413 5 0 1.418 99 % 50 %Sahagún 12.094 11.998 4.957 4.766 1.734 361 0 0 11.818 154 3 11.975 99 % 98 %San Andrés de Sotavento 1.804 1.712 945 678 50 0 0 0 1.673 21 0 1.694 95 % 93 %San Antero 5.976 4.136 2.185 920 96 0 0 0 3.201 42 0 3.243 69 % 54 %San Bernardo del Viento 2.476 2.229 964 179 5 0 0 0 1.148 0 0 1.148 90 % 46 %San Carlos 1.200 1.078 752 71 1 0 0 0 824 3 0 827 90 % 69 %San José de Uré 990 894 620 5 0 0 0 0 625 0 0 625 90 % 63 %San Pelayo 3.300 3.223 1.248 607 9 0 0 0 1.864 20 0 1.884 98 % 56 %Tierralta 7.910 7.555 3.456 160 0 0 0 0 3.616 7 0 3.623 96 % 46 %Tuchín 1.500 1.126 783 29 1 0 0 0 813 11 0 824 75 % 54 %Valencia 5.586 5.333 1.712 211 0 0 0 0 1.923 4 0 1.927 95 % 34 %Cundinamarca (101) 2.692.638 2.407.695 207.936 907.713 825.308 278.827 83.463 59.907 2.363.154 58.872 830 2.422.856 89 % 88 %




EFECTIVA




Agua de Dios 4.179 3.920 671 2.315 121 0 0 0 3.107 28 0 3.135 94 % 74 %Alban 741 541 28 312 25 0 0 0 365 0 0 365 73 % 49 %Anapoima 2.961 1.108 0 194 503 272 85 0 1.054 27 0 1.081 37 % 36 %Apulo 1.832 1.790 445 742 200 0 0 0 1.387 8 0 1.395 98 % 76 %Arbeláez 1.876 1.848 17 1.031 358 87 2 0 1.495 23 0 1.518 99 % 80 %Beltrán 182 164 78 38 0 0 0 0 116 0 0 116 90 % 64 %Bituima 326 285 18 110 22 0 0 0 150 2 0 152 87 % 46 %Bogotá 2.060.659 1.879.537 135.210 647.517 651.370 241.449 79.586 58.406 1.813.538 48.518 606 1.862.662 91 % 88 %Bojacá 1.512 1.512 91 1.120 228 6 0 0 1.445 92 0 1.537 100 % 96 %Cabrera 402 381 23 288 0 0 0 0 311 7 0 318 95 % 77 %Cajicá 16.149 16.149 826 5.141 7.013 3.214 796 247 17.237 412 17 17.666 100 % 107 %Caparrapi 865 865 70 165 6 0 0 0 241 0 0 241 100 % 28 %Cáqueza 1.760 1.463 159 990 245 2 0 0 1.396 59 0 1.455 83 % 79 %Chaguani 448 432 25 305 3 0 0 0 333 1 0 334 96 % 74 %Chía 28.175 28.175 883 10.285 9.265 4.608 1.569 1.061 27.671 910 4 28.585 100 % 98 %Chipaque 603 476 4 147 326 0 0 0 477 33 0 510 79 % 79 %Choachi 1.055 613 0 613 0 0 0 0 613 0 0 613 58 % 58 %Choconta 24.600 1.808 280 1.791 0 0 0 0 2.071 3 0 2.074 7 % 8 %Cogua 2.218 2.218 429 1.103 448 211 1 0 2.192 81 1 2.274 100 % 99 %Cota 3.841 3.841 38 1.076 1.805 152 382 163 3.616 124 1 3.741 100 % 94 %Cucunubá 431 431 11 205 113 1 0 0 330 31 0 361 100 % 77 %El Colegio 3.673 1.269 2 503 566 0 0 0 1.071 19 0 1.090 35 % 29 %El Peñon 300 294 0 50 0 0 0 0 50 0 0 50 98 % 17 %El Rosal 3.083 3.083 12 1.566 1.477 1 0 2 3.058 51 0 3.109 100 % 99 %Facatativá 22.541 22.541 3.040 10.548 5.464 3.252 0 0 22.304 486 5 22.795 100 % 99 %Fomeque 1.200 709 0 706 0 0 0 0 706 3 0 709 59 % 59 %Fosca 529 514 93 394 5 0 0 0 492 21 0 513 97 % 93 %Funza 19.953 19.953 1.537 4.798 13.000 252 0 0 19.587 523 8 20.118 100 % 98 %Fúquene 241 241 1 105 81 0 0 0 187 8 0 195 100 % 78 %Fusagasugá 39.488 39.115 5.181 13.556 8.904 7.730 506 1 35.878 307 0 36.185 99 % 91 %Gachala 580 150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 26 % 0 %Gachancipá 2.338 2.098 98 822 458 11 0 0 1.389 43 0 1.432 90 % 59 %Gacheta 1.350 300 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 22 % 0 %Gama 240 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 42 % 0 %Girardot 29.578 28.842 4.015 9.503 7.096 1.308 140 0 22.062 366 4 22.432 98 % 75 %Guacheta 1.449 1.449 302 600 527 0 0 0 1.429 20 0 1.449 100 % 99 %Guaduas 5.380 5.305 1.213 3.160 107 134 0 0 4.614 30 1 4.645 99 % 86 %Guasca 12.109 747 21 637 147 0 0 0 805 3 0 808 6 % 7 %Guataqui 733 523 259 57 2 0 0 0 318 0 0 318 71 % 43 %Guatavita 600 270 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 45 % 0 %Guayabal de Siquima 657 418 20 301 48 0 0 0 369 1 0 370 64 % 56 %Guayabetal 1.025 943 30 339 2 0 0 0 371 24 0 395 92 % 36 %Jerusalen 358 337 78 164 1 0 0 0 243 0 0 243 94 % 68 %La Calera 4.467 2.653 16 1.709 825 48 0 0 2.598 54 0 2.652 59 % 58 %La Mesa 8.393 4.121 12 1.566 1.477 1 0 2 3.058 38 1 3.097 49 % 36 %La Palma 778 700 49 105 3 0 0 0 157 0 0 157 90 % 20 %La Peña 404 370 60 214 4 0 0 0 278 2 0 280 92 % 69 %La Vega 2.037 1.993 2 619 677 232 0 0 1.530 28 0 1.558 98 % 75 %Lenguazaque 783 783 26 641 105 1 0 0 773 10 0 783 100 % 99 %Madrid 20.358 17.586 548 8.393 8.531 1.536 0 1 19.009 399 5 19.413 86 % 93 %Medina 1.196 1.135 126 961 30 0 0 0 1.117 18 0 1.135 95 % 93 %Mosquera 29.995 27.997 2.280 10.476 13.897 3.251 34 2 29.940 610 18 30.568 93 % 100 %Nariño 1.234 639 230 269 3 0 0 0 502 3 0 505 52 % 41 %Nemocón 1.519 1.363 215 719 275 85 0 0 1.294 59 77 1.430 90 % 85 %Nimaima 499 406 37 221 1 0 0 0 259 1 0 260 81 % 52 %Nilo 1.346 840 79 584 15 1 0 0 679 4 0 683 62 % 50 %Nocaima 729 723 19 353 146 0 0 0 518 3 0 521 99 % 71 %Pacho 24.485 2.922 592 1.512 759 101 0 0 2.964 23 0 2.987 12 % 12 %Paime 184 138 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 75 % 0 %Pandi 758 659 12 462 3 0 0 0 477 2 0 479 87 % 63 %Paratebueno 1.256 1.106 279 721 25 2 1 0 1.028 28 1 1.057 88 % 82 %Pasca 926 825 104 438 153 0 0 0 695 9 0 704 89 % 75 %Puerto Salgar 3.794 3.723 1.913 707 191 0 0 0 2.811 23 0 2.834 98 % 74 %Puli 370 365 145 104 0 0 0 0 249 0 0 249 99 % 67 %




EFECTIVA




Quipile 330 314 21 129 60 0 0 0 210 1 0 211 95 % 64 %Quebradanegra 229 229 18 120 8 0 0 0 146 0 0 146 100 % 64 %Quetame 743 566 27 459 49 0 0 0 535 39 0 574 76 % 72 %Ricaurte 6.107 5.636 800 190 598 227 310 0 2.125 30 2 2.157 92 % 35 %San Bernardo 1.878 1.233 109 652 116 1 0 0 878 5 0 883 66 % 47 %San Francisco 1.618 1.598 9 680 441 1 0 0 1.131 2 0 1.133 99 % 70 %San Juan de Rio Seco 1.521 1.350 19 713 256 1 0 0 989 5 0 994 89 % 65 %Sasaima 1.169 936 20 464 171 1 0 0 656 3 0 659 80 % 56 %Sesquile 850 850 30 379 18 0 0 0 427 0 0 427 100 % 50 %Sibaté 7.937 7.299 429 4.863 1.140 1 1 0 6.434 163 21 6.618 92 % 81 %Silvania 2.693 2.656 109 1.069 715 127 4 0 2.024 32 1 2.057 99 % 75 %Simijaca 1.835 1.614 378 775 618 5 0 0 1.776 68 3 1.847 88 % 97 %Soacha 189.741 172.756 29.770 88.127 46.464 30 3 1 164.395 1.777 34 166.206 91 % 87 %Sopó 3.735 3.442 425 1.750 1.326 40 0 3 3.544 148 2 3.694 92 % 95 %Subachoque 1.957 1.957 6.031 24.360 21.396 6.412 36 3 58.238 1.476 0 59.714 100 % 2976 %Supata 964 836 6 310 177 1 0 0 494 3 0 497 87 % 51 %Susa 657 518 40 280 129 0 0 0 449 18 0 467 79 % 68 %Sutatausa 350 346 3 148 197 1 0 0 349 10 0 359 99 % 100 %Tabio 3.547 2.742 32 1.182 1.415 335 4 0 2.968 120 0 3.088 77 % 84 %Tausa 332 172 39 100 70 2 0 0 211 13 0 224 52 % 64 %Tenjo 1.610 1.339 11 1.034 384 6 0 0 1.435 66 0 1.501 83 % 89 %Tibacuy 510 503 10 354 3 0 0 0 367 4 0 371 99 % 72 %Tocaima 4.080 3.950 900 1.681 574 2 0 0 3.157 57 0 3.214 97 % 77 %Tocancipá 6.096 5.246 422 2.667 2.435 500 0 1 6.025 160 12 6.197 86 % 99 %Topaipi 310 310 24 54 0 0 0 0 78 0 0 78 100 % 25 %Une 1.019 968 15 646 104 0 0 0 765 57 0 822 95 % 75 %Utica 1.287 953 296 391 0 0 0 0 687 1 0 688 74 % 53 %Venecia 615 597 19 394 22 0 0 0 435 2 0 437 97 % 71 %Vergara 627 615 102 341 2 0 0 0 445 0 0 445 98 % 71 %Viani 601 581 137 306 12 0 0 0 455 2 0 457 97 % 76 %Villa de San Diego de Ubaté 6.867 6.498 1.350 3.597 1.542 148 0 11 6.648 247 2 6.897 95 % 97 %Villagomez 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 % 0 %Villarrica 854 633 156 129 1 0 0 0 286 3 0 289 74 % 33 %Villeta 5.426 5.111 805 2.711 821 25 1 0 4.363 38 0 4.401 94 % 80 %Yacopi 1.000 850 71 610 0 0 0 0 681 2 0 683 85 % 68 %Zipacón 388 384 5 257 76 3 0 0 341 16 0 357 99 % 88 %Zipaquirá 25.224 24.102 3.346 11.720 6.912 3.010 2 3 24.993 726 4 25.723 96 % 99 %Guaviare (1) 6.098 4.955 2.189 1.190 56 0 0 0 3.435 40 0 3.475 81 % 56 %San José del Guaviare 6.098 4.955 2.189 1.190 56 0 0 0 3.435 40 0 3.475 81 % 56 %La Guajira (15) 123.323 119.502 38.275 46.399 10.802 1.485 206 0 97.167 1.838 71 99.076 97 % 79 %Albania 5.299 2.882 702 835 0 0 0 0 1.537 42 0 1.579 54 % 29 %Barrancas 6.461 6.461 1.010 2.468 1.183 597 0 0 5.258 95 9 5.362 100 % 81 %Dibulla 4.525 4.525 1.009 2.209 2 0 0 0 3.220 82 1 3.303 100 % 71 %Distracción 1.394 1.394 346 653 216 0 0 0 1.215 13 1 1.229 100 % 87 %El Molino 1.745 1.436 434 663 63 0 0 0 1.160 9 0 1.169 82 % 66 %Fonseca 11.243 10.569 4.384 2.903 1.677 19 0 0 8.983 117 6 9.106 94 % 80 %Hato Nuevo 3.303 3.303 592 1.549 395 3 0 0 2.539 68 1 2.608 100 % 77 %La Jagua del Pilar 458 450 214 210 0 0 0 0 424 6 0 430 98 % 93 %Maicao 25.570 25.570 6.066 12.696 1.281 25 0 0 20.068 418 12 20.498 100 % 78 %Manaure 2.022 2.022 399 855 168 0 0 0 1.422 44 2 1.468 100 % 70 %Riohacha 41.886 41.886 16.918 12.885 4.526 820 206 0 35.355 666 29 36.050 100 % 84 %San Juan 9.537 9.354 3.020 3.862 785 11 0 0 7.678 117 5 7.800 98 % 81 %Uribia 2.157 2.083 577 875 30 0 0 0 1.482 54 4 1.540 97 % 69 %Urumita 2.050 2.025 799 993 6 0 0 0 1.798 28 0 1.826 99 % 88 %Villanueva 5.673 5.542 1.805 2.743 470 10 0 0 5.028 79 1 5.108 98 % 89 %Huila (26) 232.655 228.035 69.703 100.528 20.958 7.643 1.571 115 200.518 1.949 29 202.496 98 % 86 %Agrado 1.587 1.506 1.138 397 7 0 0 0 1.542 1 0 1.543 95 % 97 %Aipe 3.986 3.653 1.298 2.141 134 2 0 0 3.575 20 0 3.595 92 % 90 %Algeciras 4.401 4.373 1.653 1.724 75 0 0 0 3.452 26 0 3.478 99 % 78 %Altamira 793 743 120 602 9 0 0 0 731 0 0 731 94 % 92 %Baraya 1.226 1.217 728 282 43 0 0 0 1.053 9 0 1.062 99 % 86 %Campoalegre 8.097 8.007 3.779 3.142 493 0 0 0 7.414 38 2 7.454 99 % 92 %El Pital 1.399 1.399 672 529 20 0 0 0 1.221 2 0 1.223 100 % 87 %




EFECTIVA


Quipile 330 314 21 129 60 0 0 0 210 1 0 211 95 % 64 %Quebradanegra 229 229 18 120 8 0 0 0 146 0 0 146 100 % 64 %Quetame 743 566 27 459 49 0 0 0 535 39 0 574 76 % 72 %Ricaurte 6.107 5.636 800 190 598 227 310 0 2.125 30 2 2.157 92 % 35 %San Bernardo 1.878 1.233 109 652 116 1 0 0 878 5 0 883 66 % 47 %San Francisco 1.618 1.598 9 680 441 1 0 0 1.131 2 0 1.133 99 % 70 %San Juan de Rio Seco 1.521 1.350 19 713 256 1 0 0 989 5 0 994 89 % 65 %Sasaima 1.169 936 20 464 171 1 0 0 656 3 0 659 80 % 56 %Sesquile 850 850 30 379 18 0 0 0 427 0 0 427 100 % 50 %Sibaté 7.937 7.299 429 4.863 1.140 1 1 0 6.434 163 21 6.618 92 % 81 %Silvania 2.693 2.656 109 1.069 715 127 4 0 2.024 32 1 2.057 99 % 75 %Simijaca 1.835 1.614 378 775 618 5 0 0 1.776 68 3 1.847 88 % 97 %Soacha 189.741 172.756 29.770 88.127 46.464 30 3 1 164.395 1.777 34 166.206 91 % 87 %Sopó 3.735 3.442 425 1.750 1.326 40 0 3 3.544 148 2 3.694 92 % 95 %Subachoque 1.957 1.957 6.031 24.360 21.396 6.412 36 3 58.238 1.476 0 59.714 100 % 2976 %Supata 964 836 6 310 177 1 0 0 494 3 0 497 87 % 51 %Susa 657 518 40 280 129 0 0 0 449 18 0 467 79 % 68 %Sutatausa 350 346 3 148 197 1 0 0 349 10 0 359 99 % 100 %Tabio 3.547 2.742 32 1.182 1.415 335 4 0 2.968 120 0 3.088 77 % 84 %Tausa 332 172 39 100 70 2 0 0 211 13 0 224 52 % 64 %Tenjo 1.610 1.339 11 1.034 384 6 0 0 1.435 66 0 1.501 83 % 89 %Tibacuy 510 503 10 354 3 0 0 0 367 4 0 371 99 % 72 %Tocaima 4.080 3.950 900 1.681 574 2 0 0 3.157 57 0 3.214 97 % 77 %Tocancipá 6.096 5.246 422 2.667 2.435 500 0 1 6.025 160 12 6.197 86 % 99 %Topaipi 310 310 24 54 0 0 0 0 78 0 0 78 100 % 25 %Une 1.019 968 15 646 104 0 0 0 765 57 0 822 95 % 75 %Utica 1.287 953 296 391 0 0 0 0 687 1 0 688 74 % 53 %Venecia 615 597 19 394 22 0 0 0 435 2 0 437 97 % 71 %Vergara 627 615 102 341 2 0 0 0 445 0 0 445 98 % 71 %Viani 601 581 137 306 12 0 0 0 455 2 0 457 97 % 76 %Villa de San Diego de Ubaté 6.867 6.498 1.350 3.597 1.542 148 0 11 6.648 247 2 6.897 95 % 97 %Villagomez 200 200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 100 % 0 %Villarrica 854 633 156 129 1 0 0 0 286 3 0 289 74 % 33 %Villeta 5.426 5.111 805 2.711 821 25 1 0 4.363 38 0 4.401 94 % 80 %Yacopi 1.000 850 71 610 0 0 0 0 681 2 0 683 85 % 68 %Zipacón 388 384 5 257 76 3 0 0 341 16 0 357 99 % 88 %Zipaquirá 25.224 24.102 3.346 11.720 6.912 3.010 2 3 24.993 726 4 25.723 96 % 99 %Guaviare (1) 6.098 4.955 2.189 1.190 56 0 0 0 3.435 40 0 3.475 81 % 56 %San José del Guaviare 6.098 4.955 2.189 1.190 56 0 0 0 3.435 40 0 3.475 81 % 56 %Guajira (15) 123.323 119.502 38.275 46.399 10.802 1.485 206 0 97.167 1.838 71 99.076 97 % 79 %Albania 5.299 2.882 702 835 0 0 0 0 1.537 42 0 1.579 54 % 29 %Barrancas 6.461 6.461 1.010 2.468 1.183 597 0 0 5.258 95 9 5.362 100 % 81 %Dibulla 4.525 4.525 1.009 2.209 2 0 0 0 3.220 82 1 3.303 100 % 71 %Distracción 1.394 1.394 346 653 216 0 0 0 1.215 13 1 1.229 100 % 87 %El Molino 1.745 1.436 434 663 63 0 0 0 1.160 9 0 1.169 82 % 66 %Fonseca 11.243 10.569 4.384 2.903 1.677 19 0 0 8.983 117 6 9.106 94 % 80 %Hato Nuevo 3.303 3.303 592 1.549 395 3 0 0 2.539 68 1 2.608 100 % 77 %La Jagua del Pilar 458 450 214 210 0 0 0 0 424 6 0 430 98 % 93 %Maicao 25.570 25.570 6.066 12.696 1.281 25 0 0 20.068 418 12 20.498 100 % 78 %Manaure 2.022 2.022 399 855 168 0 0 0 1.422 44 2 1.468 100 % 70 %Riohacha 41.886 41.886 16.918 12.885 4.526 820 206 0 35.355 666 29 36.050 100 % 84 %San Juan 9.537 9.354 3.020 3.862 785 11 0 0 7.678 117 5 7.800 98 % 81 %Uribia 2.157 2.083 577 875 30 0 0 0 1.482 54 4 1.540 97 % 69 %Urumita 2.050 2.025 799 993 6 0 0 0 1.798 28 0 1.826 99 % 88 %Villanueva 5.673 5.542 1.805 2.743 470 10 0 0 5.028 79 1 5.108 98 % 89 %Huila (26) 232.655 228.035 69.703 100.528 20.958 7.643 1.571 115 200.518 1.949 29 202.496 98 % 86 %Agrado 1.587 1.506 1.138 397 7 0 0 0 1.542 1 0 1.543 95 % 97 %Aipe 3.986 3.653 1.298 2.141 134 2 0 0 3.575 20 0 3.595 92 % 90 %Algeciras 4.401 4.373 1.653 1.724 75 0 0 0 3.452 26 0 3.478 99 % 78 %Altamira 793 743 120 602 9 0 0 0 731 0 0 731 94 % 92 %Baraya 1.226 1.217 728 282 43 0 0 0 1.053 9 0 1.062 99 % 86 %Campoalegre 8.097 8.007 3.779 3.142 493 0 0 0 7.414 38 2 7.454 99 % 92 %El Pital 1.399 1.399 672 529 20 0 0 0 1.221 2 0 1.223 100 % 87 %




EFECTIVA





Garzón 13.402 13.316 3.766 6.727 1.864 230 1 1 12.589 82 0 12.671 99 % 94 %Gigante 6.216 6.179 2.175 3.370 118 2 0 0 5.665 33 0 5.698 99 % 91 %Guadalupe 1.949 1.693 641 904 58 0 0 0 1.603 3 0 1.606 87 % 82 %Hobo 2.218 2.204 910 737 2 0 0 0 1.649 8 0 1.657 99 % 74 %La Plata 8.380 8.271 2.377 4.045 1.060 4 0 0 7.486 94 0 7.580 99 % 89 %Neiva 123.918 122.304 26.584 54.881 12.795 7.236 1.568 113 103.177 1.344 25 104.546 99 % 83 %Paicol 1.037 1.026 193 573 100 0 0 0 866 11 0 877 99 % 84 %Palermo 5.698 5.401 1.699 2.590 475 4 0 0 4.768 59 1 4.828 95 % 84 %Pitalito 20.350 19.745 9.557 7.301 2.556 63 1 0 19.478 46 0 19.524 97 % 96 %Rivera 6.076 5.993 1.576 3.437 425 101 1 1 5.541 80 1 5.622 99 % 91 %San Agustín 2.675 2.156 548 939 220 0 0 0 1.707 3 0 1.710 81 % 64 %Suaza 1.970 1.900 1.186 672 36 0 0 0 1.894 0 0 1.894 96 % 96 %Tarqui 3.841 3.803 2.570 703 8 1 0 0 3.282 4 0 3.286 99 % 85 %Tello 2.369 2.363 1.385 584 74 0 0 0 2.043 6 0 2.049 100 % 86 %Teruel 1.519 1.506 384 763 109 0 0 0 1.256 11 0 1.267 99 % 83 %Tesalia 2.754 2.708 1.815 616 35 0 0 0 2.466 25 0 2.491 98 % 90 %Timaná 2.521 2.422 1.239 955 71 0 0 0 2.265 7 0 2.272 96 % 90 %Villavieja 2.111 2.067 1.238 642 1 0 0 0 1.881 13 0 1.894 98 % 89 %Yaguará 2.162 2.080 472 1.272 170 0 0 0 1.914 24 0 1.938 96 % 89 %Magdalena (23) 248.139 240.935 77.448 60.001 40.096 10.084 4.517 9.427 201.573 2.802 232 204.607 97 % 81 %Algarrobo 2.101 2.092 1.087 13 0 0 0 0 1.100 3 0 1.103 100 % 52 %Aracataca 7.331 7.098 2.299 3.915 1 0 0 0 6.215 39 1 6.255 97 % 85 %Cerro de San Antonio 1.752 1.744 1.006 101 0 0 0 0 1.107 1 0 1.108 100 % 63 %Chibolo 2.691 2.680 1.016 113 0 0 0 0 1.129 2 0 1.131 100 % 42 %Ciénaga 21.805 21.473 7.076 8.488 2.344 20 0 0 17.928 219 39 18.186 98 % 82 %Concordia 2.765 2.760 1.723 0 0 0 0 0 1.723 8 0 1.731 100 % 62 %El Banco 7.773 7.530 3.636 1.938 547 20 0 0 6.141 69 0 6.210 97 % 79 %El Piñón 3.128 3.128 1.809 281 0 0 0 0 2.090 2 0 2.092 100 % 67 %El Retén 2.963 2.938 2.129 415 0 0 0 0 2.544 7 1 2.552 99 % 86 %Fundación 14.062 13.902 8.718 3.482 929 53 0 0 13.182 162 5 13.349 99 % 94 %Pedraza 1.589 1.574 983 65 0 0 0 0 1.048 0 0 1.048 99 % 66 %Pivijay 7.239 7.239 2.835 2.021 217 0 0 0 5.073 19 0 5.092 100 % 70 %Plato 9.967 8.501 2.274 1.443 498 0 0 0 4.215 29 0 4.244 85 % 42 %Pueblo Viejo 3.370 3.214 1.894 600 1 0 0 0 2.495 29 0 2.524 95 % 74 %Remolino 1.036 1.034 351 400 0 0 0 0 751 5 0 756 100 % 72 %Sabanas de San Ángel 3.275 1.013 621 20 0 0 0 0 641 0 0 641 31 % 20 %Salamina 2.519 2.497 1.053 794 28 0 0 0 1.875 9 0 1.884 99 % 74 %Santa Ana 3.015 2.369 1.210 954 12 0 0 0 2.176 19 0 2.195 79 % 72 %Santa Marta - Rodadero 132.612 131.238 25.315 32.524 35.512 9.991 4.517 9.427 117.286 2.114 89 119.489 99 % 88 %Sitio Nuevo 3.694 3.641 2.812 152 0 0 0 0 2.964 15 0 2.979 99 % 80 %Tenerife 2.320 2.312 1.085 117 0 0 0 0 1.202 2 0 1.204 100 % 52 %Zapayan 874 873 575 0 0 0 0 0 575 0 1 576 100 % 66 %Zona Bananera 10.258 10.085 5.941 2.165 7 0 0 0 8.113 49 96 8.258 98 % 79 %Meta (21) 209.092 197.856 41.087 67.293 58.061 11.473 3.757 642 182.313 6.021 38 188.372 95 % 87 %Acacías 29.487 25.374 4.568 10.344 5.168 684 1 0 20.765 596 12 21.373 86 % 70 %Barranca de Upía 1.066 1.043 728 297 0 0 0 0 1.025 35 0 1.060 98 % 96 %Cabuyaro 1.211 1.005 473 152 0 0 0 0 625 13 0 638 83 % 52 %Castilla 2.215 1.723 449 425 643 0 0 0 1.517 32 0 1.549 78 % 68 %Cubarral 990 977 430 532 5 0 0 0 967 27 0 994 99 % 98 %Cumaral 5.058 4.901 794 2.517 937 0 0 0 4.248 165 1 4.414 97 % 84 %El Castillo 970 842 458 203 0 0 0 0 661 10 0 671 87 % 68 %El Dorado 1.019 872 496 57 0 0 0 0 553 5 0 558 86 % 54 %Fuente de Oro 1.692 1.295 358 601 8 0 0 0 967 10 0 977 77 % 57 %Granada 14.209 11.464 2.124 6.263 1.583 183 0 0 10.153 193 0 10.346 81 % 71 %Guamal 3.015 2.926 512 1.132 286 4 0 0 1.934 45 1 1.980 97 % 64 %Puerto Concordia 830 601 351 18 0 0 0 0 369 7 0 376 72 % 44 %Puerto Gaitán 1.935 1.857 450 730 10 0 0 0 1.190 70 0 1.260 96 % 61 %Puerto Lleras 1.037 919 281 374 0 0 0 0 655 10 0 665 89 % 63 %Puerto López 3.865 3.535 1.310 2.100 116 6 0 0 3.532 76 0 3.608 91 % 91 %Puerto Rico 1.100 1.065 820 188 0 0 0 0 1.008 4 0 1.012 97 % 92 %Restrepo 4.071 3.961 1.168 988 1.286 54 97 0 3.593 142 1 3.736 97 % 88 %San Carlos de Guaroa 1.845 1.802 1.093 494 2 0 0 0 1.589 16 0 1.605 98 % 86 %San Juan de Arama 1.380 1.006 334 555 1 0 0 0 890 7 0 897 73 % 64 %San Martín 5.221 5.077 617 2.051 575 4 0 0 3.247 47 0 3.294 97 % 62 %




EFECTIVA




Villavicencio 126.876 125.611 23.273 37.272 47.441 10.538 3.659 642 122.825 4.511 23 127.359 99 % 97 %Nariño (1) 103.062 40.823 4.861 7.978 944 0 0 0 13.783 18 0 13.801 40 % 13 %Pasto 103.062 40.823 4.861 7.978 944 0 0 0 13.783 18 0 13.801 40 % 13 %Norte de Santander (12) 244.008 223.640 46.406 76.336 27.500 9.592 526 6 160.366 419 10 160.795 92 % 66 %Chitagá 2.438 1.257 236 790 1 0 0 0 1.027 4 0 1.031 52 % 42 %Cúcuta 139.358 132.365 24.968 47.972 18.100 8.022 523 0 99.585 202 5 99.792 95 % 71 %El Zulia 5.173 3.295 511 1.489 275 1 0 0 2.276 0 0 2.276 64 % 44 %Labateca 1.679 682 105 377 0 0 0 0 482 0 0 482 41 % 29 %Los Patios 16.982 16.982 1.012 8.491 1.835 48 3 6 11.395 12 0 11.407 100 % 67 %Ocaña 30.686 30.460 11.904 7.573 3.423 864 0 0 23.764 175 1 23.940 99 % 77 %Pamplona 12.687 12.046 1.362 2.739 1.925 448 0 0 6.474 12 3 6.489 95 % 51 %Sardinata 4.441 2.763 1.040 1.018 42 0 0 0 2.100 0 0 2.100 62 % 47 %Silos 1.466 508 30 265 0 0 0 0 295 0 0 295 35 % 20 %Tibú 5.295 1.600 9 438 0 0 0 0 447 3 0 450 30 % 8 %Toledo 4.399 2.278 108 1.393 261 7 0 0 1.769 0 0 1.769 52 % 40 %Villa del Rosario 19.404 19.404 5.121 3.791 1.638 202 0 0 10.752 11 1 10.764 100 % 55 %Putumayo (4) 17.868 17.387 6.749 2.427 144 0 0 0 9.320 14 0 9.334 100 % 51 %Mocoa 5.736 5.736 2.204 638 106 0 0 0 2.948 8 0 2.956 100% 51%Puerto Asís 8.900 8.540 3.457 1.161 38 0 0 0 4.656 6 0 4.662 96% 52%Puerto Caicedo 1.050 929 302 258 0 0 0 0 560 0 0 560 88% 53%Villagarzón 2.182 2.182 786 370 0 0 0 0 1.156 0 0 1.156 100% 53%Quindío (8) 166.711 157.630 28.851 52.987 28.484 8.918 6.375 1.176 126.791 2.091 57 128.939 95 % 76 %Armenia 99.731 99.731 18.440 23.152 21.413 7.873 6.237 1.146 78.261 1.308 42 79.611 100 % 78 %Calarcá 19.525 19.525 2.154 9.699 3.511 746 20 2 16.132 258 5 16.395 100 % 83 %Circasia 7.608 7.478 2.123 2.809 987 224 62 10 6.215 79 3 6.297 98 % 82 %Filandia 3.636 2.596 488 1.469 351 0 0 0 2.308 51 0 2.359 71 % 63 %La Tebaida 8.690 8.690 1.709 5.358 335 21 48 10 7.481 98 5 7.584 100 % 86 %Montenegro 11.600 10.058 2.746 4.713 857 19 7 7 8.349 133 2 8.484 87 % 72 %Quimbaya 13.613 8.115 1.011 4.931 868 25 1 0 6.836 113 0 6.949 60 % 50 %Salento 2.308 1.437 180 856 162 10 0 1 1.209 51 0 1.260 62 % 52 %Risaralda (12) 298.773 257.924 32.445 73.228 56.032 22.841 9.725 5.581 199.852 3.205 92 203.149 86 % 67 %Apía 4.211 2.211 145 570 513 7 0 0 1.235 9 1 1.245 53 % 29 %Balboa 1.675 422 56 120 183 2 0 0 361 12 0 373 25 % 22 %Belén de Umbría 7.444 4.116 87 1.252 918 138 0 0 2.395 26 0 2.421 55 % 32 %Dosquebradas 66.891 66.891 6.755 21.739 21.579 4.990 43 4 55.110 742 41 55.893 100 % 82 %Guática 4.338 2.249 236 887 209 0 0 0 1.332 11 0 1.343 52 % 31 %La Celia 2.068 925 161 436 244 2 0 0 843 25 0 868 45 % 41 %La Virginia 8.933 8.933 2.219 2.180 2.743 130 0 0 7.272 134 2 7.408 100 % 81 %Marsella 4.779 3.004 498 1.421 420 7 0 0 2.346 58 0 2.404 63 % 49 %Pereira 169.242 147.066 20.439 37.651 22.614 16.791 9.553 5.568 112.616 1.895 44 114.555 87 % 67 %Quinchía 8.074 3.067 367 507 751 8 0 0 1.633 17 0 1.650 38 % 20 %Santa Rosa de Cabal 17.131 16.966 1.320 6.047 5.376 759 129 9 13.640 262 4 13.906 99 % 80 %Santuario 3.987 2.074 162 418 482 7 0 0 1.069 14 0 1.083 52 % 27 %Santander (35) 428.871 412.109 56.308 109.940 107.171 74.635 12.634 10.549 371.237 7.988 59 379.284 96 % 87 %Aguada 200 200 6 184 0 0 0 0 190 0 0 190 100 % 95 %Albania 108 99 3 89 4 3 0 0 99 9 0 108 92 % 92 %Barbosa 7.574 4.210 195 2.239 1.775 1 0 0 4.210 83 0 4.293 56 % 56 %Barrancabermeja 52.252 51.314 11.811 17.657 8.658 7.707 683 0 46.516 984 1 47.501 98 % 89 %Bolívar 3.908 302 19 200 83 0 0 0 302 10 0 312 8 % 8 %Bucaramanga 145.600 144.726 13.377 21.952 38.051 50.116 5.443 8.842 137.781 4.710 20 142.511 99 % 95 %Chipatá 1.465 320 13 276 31 0 0 0 320 3 0 323 22 % 22 %Curití 1.853 1.848 368 746 42 0 0 0 1.156 3 0 1.159 100 % 62 %El Carmen de Chucurí 701 701 249 434 13 0 0 0 696 5 0 701 100 % 99 %El Peñón 459 459 93 360 6 0 0 0 459 0 0 459 100 % 100 %Florián 438 388 49 319 10 2 0 0 380 14 0 394 89 % 87 %Floridablanca 87.702 87.162 9.465 29.316 22.059 13.218 6.358 1.570 81.986 525 10 82.521 99 % 93 %Girón 34.068 33.908 9.501 10.546 10.218 1.108 12 3 31.388 650 24 32.062 100 % 92 %Guavatá 490 490 28 453 0 0 0 0 481 3 0 484 100 % 98 %Güepsa 1.010 1.010 627 381 22 3 0 0 1.033 14 0 1.047 100 % 102 %Jesús María 943 516 9 466 41 0 0 0 516 9 0 525 55 % 55 %La Belleza 580 580 90 370 8 14 0 0 482 27 0 509 100 % 83 %La Paz 539 539 256 185 3 0 0 0 444 0 0 444 100 % 82 %Lebrija 4.480 4.478 718 1.710 1.352 46 0 0 3.826 101 0 3.927 100 % 85 %Páramo 606 601 56 240 63 0 0 0 359 3 0 362 99 % 59 %




EFECTIVA




Piedecuesta 34.700 34.600 1.440 9.383 19.022 2.248 129 134 32.356 573 4 32.933 100 % 93 %Pinchote 562 557 42 242 33 0 0 0 317 3 0 320 99 % 56 %Puente Nacional 1.310 1.290 159 646 440 0 0 0 1.245 51 0 1.296 98 % 95 %San Gil 12.544 12.530 42 988 1.614 112 0 0 2.756 3 0 2.759 100 % 22 %Socorro 7.097 7.068 262 1.979 633 56 9 0 2.939 12 0 2.951 100 % 41 %Puerto Wilches 5.723 5.626 3.510 1.186 333 0 0 0 5.029 83 0 5.112 98 % 88 %Río Negro 1.158 1.151 503 603 0 0 0 0 1.106 0 0 1.106 99 % 96 %Sabana de Torres 4.975 4.965 1.309 1.952 1.221 0 0 0 4.482 81 0 4.563 100 % 90 %San Benito 276 276 113 159 0 0 0 0 272 0 0 272 100 % 99 %San Vicente de Chucurí 3.733 3.607 1.048 2.256 285 0 0 0 3.589 18 0 3.607 97 % 96 %Suaita 1.002 1.002 112 547 221 0 0 0 880 3 0 883 100 % 88 %Sucre 2.959 85 20 44 21 0 0 0 85 7 0 92 3 % 3 %Valle de San José 727 727 34 201 67 0 0 0 302 0 0 302 100 % 42 %Vélez 5.372 3.020 701 1.213 764 1 0 0 2.679 0 0 2.679 56 % 50 %Villanueva 1.757 1.754 80 418 78 0 0 0 576 1 0 577 100 % 33 %Sucre (23) 140.775 134.134 75.327 38.844 8.785 3.526 431 269 127.182 1.577 35 128.794 95 % 90 %Buenavista 2.244 1.619 1.289 265 0 0 0 0 1.554 13 0 1.567 72 % 69 %Caimito 1.100 1.032 639 13 0 0 0 0 652 1 0 653 94 % 59 %Chalán 618 534 513 4 0 0 0 0 517 2 0 519 86 % 84 %Coloso 1.500 1.458 555 0 0 0 0 0 555 0 0 555 97 % 37 %Corozal 12.980 12.895 6.727 5.431 420 158 13 0 12.749 110 4 12.863 99 % 98 %Coveñas 4.500 2.965 1.476 1.155 105 0 0 0 2.736 166 1 2.903 66 % 61 %El Roble 1.040 1.009 605 3 0 0 0 0 608 0 0 608 97 % 58 %Galeras 2.824 2.798 1.987 667 83 0 0 0 2.737 16 0 2.753 99 % 97 %La Unión 1.452 1.416 759 116 0 0 0 0 875 5 0 880 98 % 60 %Los Palmitos 2.480 2.351 1.659 642 0 0 0 0 2.301 21 0 2.322 95 % 93 %Morroa 2.300 2.180 1.472 596 37 0 0 0 2.105 23 0 2.128 95 % 92 %Ovejas 2.625 2.270 1.429 668 50 0 0 0 2.147 20 0 2.167 86 % 82 %Palmito 1.035 789 741 1 0 0 0 0 742 3 0 745 76 % 72 %Sampués 4.750 4.632 2.776 1.590 137 56 0 0 4.559 38 1 4.598 98 % 96 %San Benito de Abad 2.520 2.425 1.748 0 0 0 0 0 1.748 0 0 1.748 96 % 69 %San Pedro 3.371 3.312 2.384 677 45 0 0 0 3.106 42 1 3.149 98 % 92 %San Juan de Betulia 2.100 2.079 1.266 752 19 0 0 0 2.037 12 0 2.049 99 % 97 %San Marcos 6.960 6.598 3.163 2.362 876 0 0 0 6.401 82 2 6.485 95 % 92 %San Onofre 5.035 4.639 2.447 1.119 228 7 0 0 3.801 25 0 3.826 92 % 75 %Sincé 7.550 6.572 4.529 1.036 372 33 0 0 5.970 48 1 6.019 87 % 79 %Sincelejo 64.104 63.721 33.871 19.428 5.715 3.102 418 269 62.803 806 22 63.631 99 % 98 %Tolú 6.300 5.477 2.421 1.903 685 170 0 0 5.179 128 0 5.307 87 % 82 %Tolú Viejo 1.387 1.363 871 416 13 0 0 0 1.300 16 3 1.319 98 % 94 %Tolima (41) 341.246 285.416 63.613 129.265 52.762 12.399 1.957 302 260.298 2.759 72 263.129 84 % 76 %Alvarado 1.237 1.228 282 793 5 0 0 0 1.080 7 1 1.088 99 % 87 %Ambalema 2.227 2.091 1.067 624 75 0 0 0 1.766 6 0 1.772 94 % 79 %Anzoategui 651 651 255 270 2 0 0 0 527 0 0 527 100 % 81 %Armero Guayabal 3.447 3.429 1.567 1.438 12 0 0 0 3.017 22 0 3.039 99 % 88 %Cajamarca 3.237 3.090 333 1.644 587 0 0 0 2.564 37 0 2.601 95 % 79 %Carmen de Apicalá 3.594 3.541 363 1.870 447 63 32 0 2.775 49 1 2.825 99 % 77 %Casabianca 2.371 1.097 246 335 0 0 0 0 581 3 0 584 46 % 25 %Chaparral 8.470 8.283 3.039 2.958 907 3 0 0 6.907 63 1 6.971 98 % 82 %Coello 1.486 1.472 415 731 38 3 0 0 1.187 5 0 1.192 99 % 80 %Coyaima 2.092 117 8 109 0 0 0 0 117 19 1 137 6 % 6 %Cunday 1.416 1.085 251 454 8 0 0 0 713 5 0 718 77 % 50 %Dolores 1.688 1.265 243 325 24 0 0 0 592 3 0 595 75 % 35 %Espinal 20.828 19.705 4.235 9.655 3.060 545 1 1 17.497 167 13 17.677 95 % 84 %Falán 7.015 878 286 333 1 0 0 0 620 2 0 622 13 % 9 %Flandes 14.273 12.028 220 3.796 3.232 50 0 0 7.298 49 1 7.348 84 % 51 %Fresno 4.877 4.825 1.287 2.538 874 1 0 0 4.700 50 0 4.750 99 % 96 %Guamo 7.658 7.607 2.713 3.651 229 10 0 0 6.603 41 1 6.645 99 % 86 %Herveo 1.622 1.601 394 968 8 0 0 0 1.370 10 0 1.380 99 % 84 %Honda 8.129 7.202 1.929 3.783 612 98 1 0 6.423 77 1 6.501 89 % 79 %Ibagué 140.068 138.447 21.974 63.278 36.441 11.066 1.738 295 134.792 1.555 45 136.392 99 % 96 %Icononzo 1.386 1.320 385 754 7 0 0 0 1.146 18 0 1.164 95 % 83 %Lérida 5.552 5.519 1.599 3.515 105 0 0 0 5.219 29 1 5.249 99 % 94 %Líbano 7.523 7.433 963 4.152 1.806 277 0 2 7.200 82 1 7.283 99 % 96 %




EFECTIVA





Mariquita 9.015 8.921 3.946 3.953 511 45 1 0 8.456 82 3 8.541 99 % 94 %Melgar 9.873 9.193 1.623 3.764 2.693 229 182 4 8.495 201 0 8.696 93 % 86 %Murillo 795 627 183 192 12 0 0 0 387 7 0 394 79 % 49 %Natagaima 2.971 2.834 854 1.254 218 0 0 0 2.326 6 1 2.333 95 % 78 %Ortega 2.672 2.615 508 1.178 221 0 0 0 1.907 12 0 1.919 98 % 71 %Palocabildo 4.698 1.041 494 473 113 0 0 0 1.080 8 0 1.088 22 % 23 %Piedras 1.423 1.418 736 589 0 0 0 0 1.325 4 0 1.329 100 % 93 %Prado 8.761 1.550 954 560 2 3 0 0 1.519 13 0 1.532 18 % 17 %Purificación 33.266 6.771 3.507 2.135 133 1 0 0 5.776 27 0 5.803 20 % 17 %Rovira 2.771 2.650 1.540 668 90 0 0 0 2.298 7 0 2.305 96 % 83 %Saldaña 3.580 3.520 1.182 1.685 130 5 0 0 3.002 22 0 3.024 98 % 84 %San Antonio 1.581 1.503 497 590 100 0 0 0 1.187 6 0 1.193 95 % 75 %San Luis 2.589 2.572 1.092 1.388 6 0 2 0 2.488 16 0 2.504 99 % 96 %Santa Isabel 873 814 345 295 1 0 0 0 641 6 0 647 93 % 73 %Suarez 607 597 177 294 0 0 0 0 471 2 0 473 98 % 78 %Valle de San Juan 1.221 1.207 499 561 0 0 0 0 1.060 7 0 1.067 99 % 87 %Venadillo 2.564 2.530 1.170 1.220 6 0 0 0 2.396 24 1 2.421 99 % 93 %Villa Hermosa 1.139 1.139 252 492 46 0 0 0 790 10 0 800 100 % 69 %Valle (36) 1.188.266 1.157.597 197.219 372.174 253.241 75.975 49.803 15.203 963.615 14.215 407 978.237 97 % 81 %Alcalá 3.332 2.763 455 1.176 119 0 0 0 1.750 7 0 1.757 83 % 53 %Andalucía 5.349 5.349 718 3.676 70 0 0 0 4.464 27 1 4.492 100 % 83 %Ansermanuevo 4.963 3.508 977 1.499 258 0 0 0 2.734 19 0 2.753 71 % 55 %Bolívar 4.208 1.529 374 553 106 0 0 0 1.033 4 0 1.037 36 % 25 %Buenaventura 74.843 69.066 30.737 9.604 4.878 682 0 0 45.901 111 6 46.018 92 % 61 %Buga 35.405 35.405 6.066 15.239 5.284 1.611 796 9 29.005 413 15 29.433 100 % 82 %Bugalagrande 5.526 3.705 986 1.639 520 0 0 0 3.145 34 0 3.179 67 % 57 %Caicedonia 8.891 6.888 138 3.355 2.020 181 10 0 5.704 95 0 5.799 77 % 64 %Cali 633.978 633.978 92.426 162.351 173.355 60.040 45.723 14.956 548.851 10.326 235 559.412 100 % 87 %Candelaria 24.150 24.150 5.966 9.605 3.886 0 0 0 19.457 159 20 19.636 100 % 81 %Cartago 38.599 38.599 4.516 10.843 13.514 2.689 469 157 32.188 274 5 32.467 100 % 83 %Cerrito 15.584 15.584 4.595 7.462 556 6 0 0 12.619 128 2 12.749 100 % 81 %Darién 5.108 4.094 764 1.690 133 2 6 5 2.600 15 0 2.615 80 % 51 %El Dovio 2.950 2.280 565 729 77 0 0 0 1.371 10 0 1.381 77 % 46 %Florida 15.009 15.009 6.363 5.136 993 0 0 0 12.492 71 1 12.564 100 % 83 %Ginebra 5.220 4.203 882 2.114 403 17 0 0 3.416 43 0 3.459 81 % 65 %Guacari 8.339 8.339 1.551 5.317 88 0 0 0 6.956 47 2 7.005 100 % 83 %Jamundí 30.078 30.078 1.944 16.344 5.851 2.500 120 33 26.792 279 5 27.076 100 % 89 %La Unión 8.843 8.843 4.944 2.288 356 0 0 0 7.588 74 2 7.664 100 % 86 %La Victoria 4.161 3.056 1.195 1.441 65 0 0 0 2.701 26 0 2.727 73 % 65 %Obando 3.791 2.653 1.032 1.032 7 0 0 0 2.071 14 0 2.085 70 % 55 %Palmira 97.825 97.825 6.680 48.775 19.118 5.536 725 22 80.856 821 43 81.720 100 % 83 %Pradera 11.952 11.952 3.771 4.952 1.190 1 0 0 9.914 80 0 9.994 100 % 83 %Río Frío 4.064 2.213 866 704 107 0 0 0 1.677 6 0 1.683 54 % 41 %Roldanillo 9.933 9.343 2.520 4.107 1.232 82 0 0 7.941 65 1 8.007 94 % 80 %San Pedro 3.867 3.663 779 1.800 370 10 0 0 2.959 18 4 2.981 95 % 77 %Sevilla 11.401 8.920 1.947 3.717 1.641 59 0 0 7.364 98 2 7.464 78 % 65 %Toro 4.240 3.041 570 1.147 252 0 0 0 1.969 9 0 1.978 72 % 46 %Trujillo 5.015 3.192 423 1.081 353 0 0 0 1.857 14 0 1.871 64 % 37 %Tuluá 53.788 53.788 4.461 21.924 12.294 2.544 1.954 19 43.196 493 5 43.694 100 % 80 %Ulloa 1.463 1.168 272 423 46 0 0 0 741 1 0 742 80 % 51 %Versalles 2.519 1.376 301 298 312 0 0 0 911 6 0 917 55 % 36 %Vijes 2.904 2.271 147 1.194 235 2 0 0 1.578 5 1 1.584 78 % 54 %Yotoco 4.353 3.151 610 1.309 167 2 0 0 2.088 5 0 2.093 72 % 48 %Yumbo 25.715 25.715 5.059 11.249 2.450 5 0 2 18.765 326 55 19.146 100 % 73 %Zarzal 10.900 10.900 1.619 6.401 935 6 0 0 8.961 92 2 9.055 100 % 82 %




EFECTIVA



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

Amazonas (11) 31 % 60 % 44 % 24.981 21.969 45.163El Encanto* ND 100 % 100 % 0 138 138La Chorrera ND 53 % 53 % 0 2.027 2.027La Pedrera ND 59 % 59 % 0 1.187 1.187La Victoria* ND ND 100 % ND ND NDLeticia 31 % 54 % 38 % 23.194 9.256 32.450Miriti - Parana* ND 100 % 100 % 0 13 13Puerto Alegría* ND 100 % 100 % 0 4 4Puerto Arica ND 72 % 72 % 0 1.343 1.343Puerto Nariño 30 % 68 % 58 % 1.787 5.029 5.029Puerto Santander* ND 100 % 100 % 0 565 565Tarapaca ND 58 % 58 % 0 2.407 2.407Antioquia (34) 35 % 60 % 50 % 103.571 175.916 279.487 Abriaquí 12 % 36 % 29 % 669 1.504 2.173Alejandría 24 % 42 % 33 % 1.872 1.858 3.730Angelópolis 21 % 32 % 26 % 4.240 3.408 7.648Angostura 26 % 61 % 55 % 2.061 10.310 12.371Anorí 42 % 56 % 48 % 5.342 4.296 9.638Anza 30 % 55 % 51 % 1.157 6.214 7.371Argelia 26 % 48 % 39 % 2.810 4.013 6.823Armenia 25 % 47 % 40 % 1.742 3.354 5.096Belmira 20 % 33 % 29 % 1.693 4.503 6.196Briceño 44 % 59 % 55 % 2.190 5.763 7.953Buriticá 28 % 79 % 70 % 1.065 5.407 6.472Caicedo 31 % 72 % 64 % 1.456 6.213 7.669Campamento 100 % 100 % 100 % 1.070 8.717 9.787Caracolí 19 % 45 % 30 % 2.804 1.943 4.747Caramanta 21 % 45 % 30 % 2.559 2.819 5.378Concepción 12 % 33 % 26 % 1.467 2.943 4.410Dabeiba 37 % 84 % 66 % 7.427 12.356 19.783Ebéjico 20 % 47 % 43 % 2.118 10.195 12.313Giraldo 32 % 53 % 47 % 1.205 2.941 4.146Heliconia 31 % 37 % 34 % 2.828 3.739 6.567La Pintada 38 % 33 % 38 % 5.991 1.006 6.997Murindó 98 % 97 % 97 % 963 2.536 3.499Nariño 25 % 38 % 34 % 2.498 6.545 9.043Nechí 62 % 77 % 68 % 10.606 7.183 17.789Peque 36 % 84 % 75 % 1.606 5.914 7.520Remedios 37 % 55 % 48 % 8.191 12.484 20.675San Francisco 42 % 55 % 50 % 2.277 3.996 6.273San José de la Montaña 23 % 19 % 22 % 2.084 993 3.077San Vicente 20 % 35 % 30 % 6.853 12.420 19.273Toledo 27 % 58 % 50 % 1.274 3.855 5.129Uramita 37 % 74 % 64 % 2.027 5.235 7.262Vegachí 29 % 70 % 46 % 6.401 4.685 11.086Vigía del Fuerte 59 % 74 % 68 % 2.077 3.243 5.320Yalí 21 % 66 % 45 % 2.948 3.325 6.273Arauca (7) 44 % 74 % 47 % 135.014 18.014 153.028Arauca 31 % 64 % 34 % 63.448 4.774 68.222Arauquita 42 % 100 % 41 % 15.691 260 15.951Cravo Norte 52 % 63 % 54 % 2.348 622 2.970Fortul* 100 % 100 % 100 % 3.010 1.383 4.393Puerto Rondon 36 % 0 % 36 % 2.656 0 2.656Saravena 28 % 59 % 34 % 28.811 6.468 35.279Tame 100 % 100 % 100 % 19.050 4.507 23.557

NBI % (Necesidades Básicas Insatisfechas) Población (No. Habitantes)

Departamento / Municipio Cabecera Resto Total Cabecera Resto Total

M U N I C I P I O S S I N S E R V I C I O D E G A S N AT U R A L - D I C I E M B R E D E 2 0 1 5





Bolívar (19) 55 % 81 % 72 % 84.730 161.583 246.313Achí 53 % 86 % 81 % 3.404 16.225 19.629Altos del Rosario 52 % 88 % 69 % 5.637 5.058 10.695Arenal 47 % 74 % 59 % 4.141 3.223 7.364Barranco de Loba 59 % 82 % 75 % 5.058 10.128 15.186El peñón 61 % 79 % 73 % 2.787 5.084 7.871Hatillo de Loba 74 % 80 % 78 % 2.758 8.558 11.316Margarita 80 % 75 % 76 % 1.640 7.728 9.368Montecristo 56 % 92 % 68 % 7.331 3.881 11.212Norosí** 80 % 92 % 89 % ND ND NDMorales 54 % 69 % 64 % 4.679 8.575 13.254Pinillos 64 % 83 % 81 % 2.478 20.236 22.714Regidor 70 % 64 % 67 % 1.946 2.565 4.511Rio Viejo 67 % 89 % 77 % 6.355 8.888 15.243San Fernando 45 % 77 % 70 % 2.736 9.896 12.632San Jacinto del Cauca 97 % 88 % 90 % 1.749 5.455 7.204San Martín de Loba 55 % 80 % 69 % 6.092 8.273 14.365Santa Rosa del Sur 38 % 77 % 55 % 14.656 12.240 26.896Simití 42 % 73 % 62 % 6.737 11.402 18.139Tiquisio 76 % 90 % 86 % 4.546 14.168 18.714Boyacá (65) 24 % 59 % 50 % 92.812 248.618 341.430Almeida 8 % 42 % 37 % 296 1.875 2.171Aquitania 24 % 53 % 43 % 5.744 10.343 16.087Betéitiva 36 % 69 % 64 % 389 2.024 2.413Boavita 21 % 72 % 53 % 2.429 4.038 6.467Buenavista 18 % 49 % 45 % 728 5.031 5.759Busbanzá 21 % 77 % 58 % 300 575 875Chinavita 18 % 44 % 36 % 1.163 2.488 3.651Chiscas 30 % 79 % 70 % 1.005 4.170 5.175Chita 30 % 92 % 81 % 1.886 8.519 10.405Coper 13 % 54 % 47 % 699 3.348 4.047Corrales 18 % 44 % 28 % 1.543 938 2.481Covarachia 29 % 88 % 80 % 486 2.719 3.205Cubará 20 % 72 % 58 % 1.726 4.736 6.462Cuitiva 50 % 46 % 46 % 204 1.765 1.969Chiquiza 82 % 48 % 49 % 99 5.817 5.916Chivor 15 % 40 % 34 % 482 1.644 2.126El Cocuy 27 % 80 % 55 % 2.625 2.758 5.383El Espino 29 % 66 % 51 % 1.201 2.713 3.914Firavitoba 10 % 36 % 28 % 2.049 4.128 6.177Gachantivá 15 % 67 % 60 % 381 2.604 2.985Gámeza 20 % 54 % 44 % 1.415 3.480 4.895Guacamayas 16 % 80 % 63 % 566 1.476 2.042Guayatá 15 % 57 % 48 % 1.296 4.722 6.018Guicán 23 % 81 % 69 % 1.307 4.613 5.920Iza 11 % 32 % 23 % 887 1.194 2.081Jericó 36 % 80 % 74 % 604 3.934 4.538Labranzagrande 22 % 82 % 70 % 1.042 4.189 5.231La Victoria 32 % 54 % 45 % 717 928 1.645La Uvita 15 % 67 % 50 % 1.145 2.245 3.390Macanal 15 % 40 % 35 % 938 3.673 4.611Maripí 28 % 50 % 48 % 891 6.789 7.680Mongua 25 % 58 % 47 % 1.744 3.336 5.080Monguí 18 % 44 % 30 % 2.634 2.267 4.901Muzo 33 % 62 % 46 % 5.389 4.445 9.834






Otanche 31 % 63 % 51 % 3.859 6.385 10.244Pachavita 21 % 40 % 37 % 451 2.517 2.968Pajarito 24 % 52 % 42 % 875 1.293 2.168Panqueba 16 % 62 % 47 % 628 1.153 1.781Pauna 36 % 70 % 62 % 2.515 7.640 10.155Paya 54 % 88 % 82 % 495 2.092 2.587Paz de Rio 12 % 50 % 28 % 3.017 2.066 5.083Pesca 20 % 60 % 50 % 2.262 7.060 9.322Pisba 46 % 89 % 81 % 339 1.142 1.481Quípama 26 % 61 % 54 % 1.619 6.786 8.405Rondón 26 % 44 % 42 % 501 2.433 2.934Saboyá 15 % 51 % 49 % 751 11.860 12.611San Luis de Gaceno 18 % 41 % 34 % 2.045 4.113 6.158San Mateo 22 % 65 % 52 % 1.427 3.124 4.551San Miguel de Sema 23 % 32 % 31 % 471 3.557 4.028San Pablo de Borbur 35 % 48 % 47 % 726 9.141 9.867Santa Maria 22 % 46 % 33 % 2.473 2.025 4.498Sativanorte 32 % 68 % 60 % 571 2.090 2.661Sativasur 18 % 54 % 46 % 298 996 1.294Soatá 23 % 69 % 40 % 5.504 3.226 8.730Socotá 30 % 78 % 72 % 1.095 8.717 9.812Socha 13 % 44 % 29 % 3.548 3.816 7.364Somondoco 9 % 45 % 37 % 741 2.505 3.246Susacón 35 % 63 % 56 % 920 2.630 3.550Tasco 26 % 44 % 39 % 1.807 4.900 6.707Tipacoque 30 % 74 % 63 % 932 2.798 3.730Toca 26 % 56 % 44 % 3.353 5.396 8.749Tópaga 23 % 33 % 29 % 1.237 2.371 3.608Tota 25 % 65 % 61 % 583 4.948 5.531Tutazá 20 % 49 % 47 % 193 1.992 2.185Umbita 39 % 49 % 47 % 1.566 8.322 9.888Caldas (5) 20 % 32 % 28 % 23.208 42.719 65.927Aguadas 15 % 29 % 23 % 9.835 12.472 22.307Marmato 78 % 29 % 36 % 1.122 7.053 8.175Marulanda 22 % 21 % 21 % 1.110 1.592 2.702Pácora 15 % 32 % 25 % 6.243 8.205 14.448Samaná 22 % 37 % 33 % 4.898 13.397 18.295Caquetá (15) 44 % 64 % 54 % 107.410 92.626 200.036Albania 30 % 37 % 35 % 2.141 3.895 6.036Belén de los Andaquíes 36 % 60 % 48 % 5.518 5.291 10.809Cartagena del Chairá 41 % 61 % 52 % 9.365 10.854 20.219Curillo 39 % 58 % 45 % 5.278 2.056 7.334El Doncello 37 % 55 % 42 % 13.129 5.603 18.732El Pauijil 45 % 67 % 54 % 8.637 6.215 14.852La Montañita 42 % 72 % 65 % 3.722 12.003 15.725Milán 43 % 64 % 61 % 1.259 6.162 7.421Morelia 37 % 43 % 40 % 1.615 1.965 3.580Puerto Rico 36 % 68 % 46 % 12.405 5.519 17.924





San José del Fragua 39 % 60 % 50 % 4.525 4.838 9.363San Vicente del Caguán 53 % 56 % 54 % 32.093 10.281 42.374Solano* 100 % 100 % 100 % 1.765 8.860 10.625Solita 38 % 63 % 53 % 3.000 4.397 7.397Valparaiso 41 % 51 % 47 % 2.958 4.687 7.645Casanare (4) 28 % 62 % 45 % 3.231 2.884 6.115Chámeza 32 % 73 % 46 % 1.131 566 1.697La Salina 21 % 68 % 51 % 506 730 1.236Recetor 39 % 50 % 46 % 568 976 1.544Sácama 20 % 64 % 38 % 1.026 612 1.638Cauca (24) 52 % 70 % 67 % 68.226 375.351 443.577Almaguer 51 % 92 % 89 % 1.637 16.756 18.393Argelia* 100 % 100 % 100 % 34 256 290Balboa 40 % 70 % 62 % 6.232 17.467 23.699Bolívar 23 % 73 % 67 % 5.151 38.310 43.461Buenos Aires 26 % 61 % 58 % 1.924 20.880 22.804Caldono 27 % 72 % 70 % 1.364 29.681 31.045Florencia 24 % 53 % 47 % 1.318 4.696 6.014Guapi 98 % 74 % 87 % 16.573 12.076 28.649Inzá 25 % 72 % 68 % 2.182 24.990 27.172Jambaló 23 % 76 % 73 % 1.055 13.776 14.831La Sierra 42 % 59 % 57 % 1.426 9.418 10.844La Vega 31 % 74 % 71 % 2.615 30.518 33.133López 57 % 39 % 45 % 4.219 8.731 12.950Mercaderes 38 % 80 % 69 % 4.563 13.107 17.670Páez 21 % 68 % 64 % 2.709 28.839 31.548Piamonte* 100 % 100 % 100 % 570 817 1.387Puracé 45 % 51 % 51 % 1.753 13.170 14.923San Sebastian 36 % 78 % 75 % 1.043 11.933 12.976Santa Rosa 67 % 81 % 78 % 1.393 3.907 5.300Sotará 31 % 58 % 57 % 375 15.519 15.894Suárez 28 % 69 % 60 % 4.480 14.522 19.002Sucre 56 % 85 % 80 % 1.381 6.526 7.907Timbiquí 60 % 75 % 73 % 2.530 14.539 17.069Toribío 33 % 64 % 62 % 1.699 24.917 26.616Cesar (5) 50 % 78 % 68 % 31.024 56.702 87.726Astrea 63 % 79 % 71 % 8.716 9.070 17.786Chimichagua 57 % 72 % 67 % 11.090 19.026 30.116González 31 % 73 % 66 % 1.525 7.334 8.859Pueblo Bello 48 % 94 % 83 % 4.090 12.852 16.942Rio de Oro 21 % 69 % 50 % 5.603 8.420 14.023Chocó (31) 80 % 75 % 77 % 212.091 176.385 388.476Acandi 33 % 65 % 49 % 4.487 4.604 9.091Alto Baudo 100 % 96 % 97 % 6.300 22.202 28.502Atrato 98 % 71 % 80 % 1.763 3.532 5.295Bagado 68 % 91 % 84 % 2.333 5.841 8.174Bahía Solano 28 % 32 % 30 % 4.155 4.630 8.785Bajo Baudo 45 % 84 % 78 % 2.371 13.548 15.919






Belén de Bajirá ND ND ND 6.357 6.911 13.268Bojayá 97 % 95 % 96 % 4.733 4.063 8.796Carmen del Darien 88 % 91 % 91 % 1.005 3.186 4.191Certegui 93 % 80 % 87 % 3.719 3.078 6.797Condoto 66 % 54 % 63 % 8.745 3.659 12.404El Canton de San Pablo 53 % 52 % 53 % 1.846 2.567 4.413El Carmen de Atrato 14 % 52 % 32 % 3.764 3.312 7.076El Litoral del San Juan 54 % 81 % 78 % 1.032 6.144 7.176Itsmina 92 % 74 % 88 % 18.081 5.278 23.359Jurado 93 % 81 % 86 % 1.227 1.565 2.792Lloro 46 % 81 % 72 % 2.198 5.874 8.072Medio Atrato* 100 % 100 % 100 % 290 8.766 9.056Medio Baudo* 100 % 100 % 100 % 17 9.341 9.358Medio San Juan 45 % 65 % 58 % 3.440 6.807 10.247Novita 53 % 73 % 66 % 1.940 3.768 5.708Nuqui 38 % 48 % 45 % 1.874 4.421 6.295Quibdó 90 % 79 % 89 % 100.113 9.008 109.121Rio Iro 83 % 83 % 83 % 963 4.881 5.844Rio Quito 99 % 94 % 99 % 5.454 615 6.069Rio Sucio 100 % 80 % 85 % 7.265 6.566 13.831San Jose del Palmar 30 % 46 % 42 % 974 3.024 3.998Sipi 42 % 48 % 47 % 57 2.791 2.848Tado 89 % 82 % 87 % 10.300 5.662 15.962Unguia 42 % 69 % 61 % 3.172 7.274 10.446Unión Panamericana 70 % 43 % 53 % 2.116 3.467 5.583Cundinamarca (17) 21 % 35 % 32 % 34.699 112.759 147.458Anolaima 17 % 31 % 27 % 3.853 9.058 12.911Cachipay 16 % 24 % 21 % 3.118 6.619 9.737Carmen de Carupa 27 % 42 % 39 % 1.667 6.580 8.247Granada 18 % 18 % 18 % 1.592 5.207 6.799Gutiérrez 28 % 52 % 47 % 839 2.564 3.403Junín 9 % 37 % 34 % 804 7.311 8.115Machetá 17 % 52 % 45 % 1.415 5.248 6.663Manta 10 % 46 % 38 % 1.043 3.350 4.393San Antonio del Tequendama 33 % 27 % 28 % 835 9.367 10.202San Cayetano 25 % 41 % 40 % 651 4.488 5.139Suesca 21 % 25 % 24 % 6.368 7.617 13.985Tena 24 % 24 % 24 % 703 6.766 7.469Tibirita 9 % 39 % 34 % 485 2.403 2.888Ubalá 26 % 52 % 49 % 1.188 10.337 11.525Ubaque 12 % 35 % 32 % 847 5.845 6.692Villapinzón 18 % 30 % 26 % 5.250 10.967 16.217Viotá 31 % 42 % 38 % 4.041 9.032 13.073Guainía (9) 46 % 90 % 64 % 10.891 7.906 18.797Barranco Minas* 0 % 100 % 100 % 0 1.262 1.262Cacahual* 0 % 100 % 100 % 0 120 120La Guadalupe* 0 % 100 % 100 % 0 226 226Mapiripana* 0 % 0 % 100 % N,D, N,D, N,D,Morichal* 0 % 0 % 100 % N,D, N,D, N,D,





Pana Pana* 0 % 0 % 100 % N,D, N,D, N,D,Puerto Colombia 0 % 98 % 98 % 0 1.043 1.043Puerto Inírida 46 % 84 % 58 % 10.891 4.785 15.676San Felipe* 0 % 100 % 100 % 0 470 470Guaviare (3) 49 % 56 % 52 % 9.810 7.109 16.919Calamar 21 % 59 % 29 % 4.855 1.239 6.094El Retorno* 100 % 100 % 100 % 3.364 755 4.119Miraflores 28 % 50 % 44 % 1.591 5.115 6.706Huila (11) 40 % 54 % 51 % 29.646 100.985 130.631Acevedo 98 % 57 % 64 % 4.648 21.949 26.597Colombia 41 % 70 % 65 % 1.492 7.156 8.648Elías 20 % 40 % 33 % 1.098 2.244 3.342Iquira 13 % 54 % 44 % 2.352 7.595 9.947Isnos 29 % 51 % 47 % 4.802 18.954 23.756La Argentina 32 % 51 % 45 % 3.728 7.946 11.674Nátaga 30 % 48 % 42 % 1.917 3.890 5.807Oporapa 47 % 56 % 53 % 2.940 7.199 10.139Palestina 27 % 49 % 45 % 1.719 8.549 10.268Saladoblanco 31 % 55 % 49 % 2.192 8.070 10.262Santa María 24 % 49 % 42 % 2.758 7.433 10.191Magdalena (7) 63 % 75 % 70 % 50.658 71.416 122.074Ariguaní 55 % 66 % 59 % 18.170 12.398 30.568Guamal 40 % 74 % 64 % 7.126 16.926 24.052Nueva Granada 90 % 78 % 83 % 6.298 9.708 16.006Pijiño del Carmen 78 % 87 % 83 % 6.308 7.542 13.850San Sebastian de Buenavista 52 % 72 % 66 % 5.129 12.801 17.930San Zenón 55 % 78 % 74 % 1.504 7.245 8.749Santa Barbara de Pinto 80 % 81 % 80 % 6.123 4.796 10.919Meta (8) 59 % 56 % 58 % 20.861 22.211 43.072El Calvario 28 % 16 % 20 % 763 1.493 2.256Mapiripán* 0 % 100 % 100 % 0 866 866Mesetas* 100 % 100 % 100 % 3.061 1.616 4.677La Macarena* 100 % 100 % 100 % 3.703 610 4.313Uribe 45 % 53 % 50 % 2.470 5.710 8.180Lejanías 33 % 43 % 38 % 3.884 5.207 9.091San Juanito 29 % 30 % 30 % 640 1.239 1.879Vistahermosa 44 % 65 % 54 % 6.340 5.470 11.810Nariño (63) 39 % 62 % 54 % 388.427 732.968 1.121.395Alban 23 % 57 % 46 % 6.475 12.892 19.367Aldana 40 % 36 % 37 % 1.790 4.990 6.780Ancuyá 28 % 51 % 46 % 1.795 6.509 8.304Arboleda 55 % 86 % 82 % 1.011 6.431 7.442Barbacoas 58 % 84 % 74 % 11.939 18.317 30.256Belén 19 % 39 % 28 % 2.528 2.397 4.925Buesaco 33 % 66 % 59 % 4.773 16.246 21.019Chachaguí 40 % 55 % 47 % 6.312 5.598 11.910Colón 31 % 61 % 57 % 1.297 8.375 9.672Consacá 36 % 62 % 58 % 1.712 8.497 10.209Contadero 57 % 69 % 65 % 1.942 4.697 6.639






Córdoba 35 % 79 % 72 % 2.102 11.361 13.463Cuaspud 40 % 62 % 57 % 2.023 6.085 8.108Cumbal 17 % 42 % 40 % 1.672 20.746 22.418Cumbitara* 100 % 100 % 100 % 1.358 4.784 6.142El Charco 87 % 79 % 81 % 6.917 19.246 26.163El Peñol 37 % 57 % 54 % 910 5.773 6.683El Rosario 87 % 78 % 81 % 3.608 7.596 11.204El Tablón de Gómez 25 % 52 % 50 % 969 12.921 13.890El Tambo 25 % 58 % 45 % 5.124 8.675 13.799Francisco Pizarro 77 % 66 % 71 % 5.263 5.920 11.183Funes 49 % 73 % 65 % 2.362 4.325 6.687Guachucal 21 % 44 % 40 % 2.023 6.085 8.108Guaitarilla 24 % 65 % 54 % 1.672 20.746 22.418Gualmatán 33 % 56 % 47 % 2.148 3.508 5.656Iles 38 % 67 % 60 % 1.733 6.134 7.867Imués 36 % 58 % 55 % 688 6.699 7.387Ipiales 18 % 58 % 31 % 74.567 35.298 109.865La Cruz 41 % 89 % 72 % 6.271 11.362 17.633La Florida 21 % 51 % 46 % 1.879 9.272 11.151La Llanada 27 % 48 % 37 % 1.950 1.744 3.694La Tola 99 % 75 % 91 % 5.844 2.727 8.571La Unión 28 % 44 % 38 % 10.240 17.348 27.588Leiva 53 % 69 % 64 % 3.302 8.523 11.825Linares 31 % 59 % 54 % 2.260 9.286 11.546Los Andes 48 % 80 % 68 % 5.425 9.445 14.870Maguí 57 % 90 % 83 % 3.289 10.542 13.831Mallama 51 % 45 % 46 % 1.484 6.833 8.317Mosquera 98 % 78 % 84 % 3.828 8.045 11.873Nariño 38 % 46 % 40 % 3.215 995 4.210Olaya Herrera 35 % 70 % 66 % 3.280 23.945 27.225Ospina 32 % 69 % 59 % 2.097 6.136 8.233Policarpa 34 % 50 % 47 % 2.197 7.601 9.798Potosí 23 % 46 % 43 % 2.016 11.024 13.040Providencia 33 % 82 % 65 % 4.165 7.561 11.726Puerres 29 % 54 % 46 % 2.811 6.039 8.850Pupiales 26 % 47 % 41 % 5.257 13.158 18.415Ricaurte 28 % 72 % 66 % 2.085 12.584 14.669Roberto Payán 50 % 74 % 73 % 849 16.437 17.286Samaniego 36 % 70 % 58 % 17.813 32.179 49.992San Bernardo 24 % 66 % 57 % 3.124 11.363 14.487San Lorenzo 33 % 61 % 57 % 2.203 16.227 18.430San Pablo 21 % 38 % 33 % 3.891 11.041 14.932San Pedro de Cartago 15 % 61 % 57 % 582 6.465 7.047Sandoná 27 % 53 % 42 % 10.780 14.354 25.134Santa Bárbara* 100 % 100 % 100 % 3.124 11.363 14.487Santacruz 30 % 81 % 68 % 4.275 12.594 16.869Sapuyes 38 % 36 % 36 % 1.636 5.733 7.369





Taminango 36 % 60 % 55 % 3.597 13.757 17.354Tangua 31 % 60 % 54 % 2.140 8.532 10.672San Andrés de Tumaco 49 % 49 % 49 % 85.885 75.605 161.490Túquerres 23 % 54 % 41 % 16.489 24.716 41.205Yacuanquer 40 % 71 % 63 % 2.431 7.581 10.012Norte de Santander (28) 30 % 60 % 50 % 79.525 157.210 236.735Abrego 36 % 59 % 48 % 14.683 17.459 32.142Arboledas 28 % 61 % 52 % 2.289 6.300 8.589Bochalema 14 % 38 % 29 % 2.333 4.225 6.558Bucarasica 46 % 67 % 64 % 549 3.958 4.507Cácota 26 % 63 % 53 % 724 1.789 2.513Cáchira 15 % 55 % 49 % 1.516 9.041 10.557Chinácota 18 % 32 % 23 % 9.557 5.179 14.736Convención 22 % 62 % 45 % 5.975 8.043 14.018Cucutilla 23 % 65 % 59 % 1.275 7.043 8.318Durania 25 % 42 % 34 % 1.941 2.240 4.181El Carmen 31 % 75 % 67 % 2.199 9.551 11.750El Tarra 50 % 87 % 73 % 3.811 6.114 9.925Gramalote 20 % 44 % 33 % 2.934 3.299 6.233Hacari 38 % 85 % 79 % 1.084 7.032 8.116Herrán 23 % 43 % 38 % 1.102 3.344 4.446La Esperanza 35 % 64 % 61 % 1.341 9.548 10.889La Playa 14 % 56 % 51 % 656 5.150 5.806Lourdes 18 % 45 % 35 % 1.211 2.196 3.407Mutiscua 13 % 42 % 37 % 589 3.258 3.847Pamplonita 21 % 50 % 45 % 821 3.946 4.767Puerto Santander 43 % 65 % 43 % 8.026 86 8.112Ragonvalia 27 % 56 % 44 % 2.763 3.994 6.757Salazar 36 % 48 % 44 % 3.579 5.693 9.272San Calixto 45 % 80 % 74 % 1.829 8.008 9.837San Cayetano 30 % 43 % 38 % 1.593 2.898 4.491Santiago 21 % 47 % 36 % 1.187 1.475 2.662Teorama 35 % 60 % 57 % 2.187 13.105 15.292Villa Caro 34 % 68 % 56 % 1.771 3.236 5.007Putumayo (10) 33 % 49 % 42 % 66.898 77.788 144.686Colón 15 % 26 % 20 % 2.401 1.797 4.198Orito 42 % 58 % 51 % 17.731 21.788 39.519Puerto Guzman* 100 % 100 % 100 % 2.833 2.281 5.114Puerto Leguízamo 33 % 49 % 38 % 7.142 2.796 9.938Sibundoy 18 % 27 % 21 % 7.962 3.567 11.529San Francisco 18 % 34 % 25 % 2.998 2.272 5.270San Miguel 27 % 45 % 41 % 3.351 11.894 15.245Santiago 21 % 51 % 40 % 2.081 3.749 5.830Valle del Guamuez 29 % 45 % 39 % 12.615 20.343 32.958Villagarzon 26 % 46 % 36 % 7.784 7.301 15.085Quindío (4) 20 % 28 % 24 % 12.512 11.394 23.906Buenavista 11 % 30 % 22 % 1.173 1.781 2.954






Córdoba 18 % 33 % 25 % 2.897 2.341 5.238Génova 22 % 29 % 25 % 4.756 4.537 9.293Pijao 23 % 20 % 22 % 3.686 2.735 6.421Risaralda (2) 23 % 59 % 49 % 6.578 17.296 23.874Mistrató 22 % 55 % 45 % 3.834 8.604 12.438Pueblo Rico 25 % 62 % 53 % 2.744 8.692 11.436San Andrés y Providencia (2) 51 % 15 % 41 % 42.641 16.932 59.573San Andrés 52 % 15 % 42 % 40.902 14.524 55.426Providencia 23 % 17 % 20 % 1.739 2.408 4.147Santander (52) 25 % 48 % 41 % 221.181 234.807 455.988Aratoca 22 % 59 % 49 % 2.188 6.097 8.285Barichara 10 % 42 % 31 % 2.588 4.475 7.063Betulia 20 % 49 % 43 % 1.159 4.085 5.244Cabrera 42 % 40 % 40 % 465 1.409 1.874California 21 % 32 % 27 % 860 923 1.783Capitanejo 19 % 78 % 46 % 3.184 2.804 5.988Carcasí 29 % 72 % 67 % 602 4.471 5.073Cepitá 9 % 59 % 48 % 477 1.507 1.984Cerrito 25 % 60 % 46 % 2.454 3.733 6.187Charalá 15 % 34 % 24 % 5.916 5.203 11.119Charta 7 % 38 % 32 % 575 2.494 3.069Chima 28 % 49 % 44 % 819 2.454 3.273Cimitarra 33 % 55 % 46 % 12.896 19.228 32.124Concepción 21 % 53 % 39 % 2.462 3.276 5.738Confines 25 % 31 % 30 % 362 2.343 2.705Contratación 24 % 46 % 30 % 2.890 1.014 3.904Coromoro 15 % 46 % 43 % 648 5.462 6.110El Guacamayo 19 % 40 % 36 % 418 1.838 2.256El Playón 28 % 57 % 45 % 5.498 7.382 12.880Encino 21 % 38 % 35 % 413 2.255 2.668Enciso 14 % 46 % 41 % 622 3.272 3.894Galán 23 % 50 % 43 % 752 4.967 5.719Gámbita 18 % 58 % 54 % 417 10.787 11.204Guaca 27 % 52 % 45 % 117.672 2.151 119.823Guadalupe 16 % 39 % 32 % 1.936 3.424 5.360Guapotá 18 % 23 % 22 % 1.650 17.859 19.509Hato 40 % 47 % 45 % 496 4.844 5.340Jordan 39 % 62 % 61 % 64 1.076 1.140Landázuri 37 % 52 % 49 % 3.116 10.027 13.143Los Santos 25 % 43 % 40 % 1.280 9.334 10.614Macaravita 32 % 74 % 69 % 297 2.343 2.640Málaga 15 % 50 % 21 % 14.929 3.414 18.343Matanza 14 % 34 % 30 % 1.115 4.574 5.689Mogotes 20 % 63 % 49 % 3.500 7.164 10.664Molagavita 10 % 54 % 49 % 659 4.644 5.303Ocamonte 8 % 27 % 25 % 633 4.244 4.877Oiba 27 % 49 % 40 % 4.533 6.282 10.815





Onzaga 13 % 64 % 54 % 1.160 4.367 5.527Palmar 31 % 54 % 46 % 702 1.313 2.015Palmas del Socorro 26 % 30 % 29 % 622 1.769 2.391Puerto Parra 53 % 49 % 51 % 2.845 3.617 6.462San Andrés 14 % 44 % 35 % 2.710 6.770 9.480San Joaquín 11 % 52 % 41 % 736 2.126 2.862San José de Miranda 20 % 66 % 57 % 922 3.809 4.731San Miguel 18 % 70 % 62 % 398 2.194 2.592Santa Bárbara 19 % 42 % 39 % 358 1.913 2.271Santa Helena del Opón 19 % 63 % 57 % 569 3.760 4.329Simacota 25 % 56 % 48 % 2.202 6.542 8.744Suratá 21 % 49 % 44 % 661 2.904 3.565Tona 17 % 25 % 24 % 508 6.143 6.651Vetas 14 % 24 % 21 % 559 1.150 1.709Zapatoca 12 % 27 % 18 % 5.684 3.571 9.255Sucre (3) 57 % 85 % 77 % 20.662 47.347 68.009Guaranda 65 % 84 % 77 % 5.693 9.387 15.080Majagual 55 % 82 % 74 % 9.452 21.761 31.213Sucre 54 % 89 % 80 % 5.517 16.199 21.716Tolima (6) 35 % 66 % 58 % 21.819 61.479 83.298Alpujarra 29 % 45 % 39 % 1.805 3.293 5.098Ataco 44 % 76 % 66 % 4.566 11.099 15.665Planadas 37 % 69 % 60 % 7.146 18.296 25.442Rioblanco 33 % 73 % 66 % 4.269 20.724 24.993Roncesvalles 27 % 39 % 36 % 1.727 4.363 6.090Villarrica 25 % 42 % 35 % 2.306 3.704 6.010Valle del Cauca (6) 18 % 28 % 25 % 26.354 56.879 83.233Argelia 29 % 30 % 30 % 2.982 2.909 5.891Dagua 18 % 27 % 25 % 8.020 26.290 34.310El Aguila 18 % 31 % 27 % 2.411 6.813 9.224El Cairo 18 % 34 % 29 % 2.817 6.288 9.105La Cumbre 14 % 25 % 23 % 2.243 8.579 10.822Restrepo 15 % 28 % 21 % 7.881 6.000 13.881Vaupés (6) 43 % 89 % 57 % 13.977 5.966 19.943Caruru* 100 % 0 % 100 % 641 0 641Mitu 40 % 91 % 52 % 13.171 3.809 16.980Pacoa* 0 % 0 % 100 % ND ND NDPapunaua* 0 % 100 % 100 % 0 106 106Taraira 28 % 93 % 82 % 165 850 1.015Yavarate 0 % 79 % 79 % 0 1.201 1.201Vichada (4) 49 % 88 % 72 % 18.687 25.905 44.592Cumaribo 46 % 91 % 82 % 4.486 19.504 23.990La Primavera* 100 % 100 % 100 % 2.405 2.112 4.517Puerto Carreño 39 % 66 % 46 % 9.926 2.971 12.897Santa Rosalía 47 % 75 % 58 % 1.870 1.318 3.188Total nacional 1.962.124 3.141.124 5.101.461Municipios 461



G LO SA R I O D E T É R M I N O S

CONCEPTO DESCRIPCIÓN

C

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.

D

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 expres basado en JP Morgan.

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 licuado de petróleo

Hidrocarburo derivado del petróleo compuesto principalmente por propano y butano, extraído del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseoso en condiciones atmosféricas, que se licúa fácilmente. Es combustible y se distribuye principalmente en cilindros y redes urbanas.

Gas natural

Mezcla de gases de composición variable que se encuentra en función del yacimiento del que se extrae. Está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar 90 % o 95 %, puede contener otros gases como nitrógeno, etano, CO2, H2S, butano y propano, mercaptanos y trazas de hidrocarburos más pesados.

Gas natural líquido

Gas natural en forma líquida, se consigue a través de un proceso de licuefacción que reduce el volumen del gas natural 600 veces con respecto a su volumen original. Se almacena a -1610C 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.

H

Henry HubPunto 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 -.

Hidratosde 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.

I Interconexión internacional

Gasoducto o grupo de gasoductos de dedicación exclusiva a la importación o exportación de gas natural.

G LO SA R I O D E T É R M I N O S , S I G L AS Y FAC TO R E S D E CO N V E R S I Ó N




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.

O 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.

Pie cúbico

Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1.000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

Pozos A3 En el lenguaje petrolero se denomina así al primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada.

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.

Reservas Aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente de acumulaciones conocidas a una fecha dada.

Reservas probadas

Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estima con razonable certeza podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad por parte de la ANH a través de actos administrativos.

Reservas 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.



RReservas 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 responder a sus compromisos de pago de deuda, en capital e intereses, en los términos acordados.

S

Sísmica Mecanismo de adquisición de nueva información geológica estratégica en una actividad exploratoria.

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

Tasa de crecimiento anual compuesto

Tasa 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.

Total Organic Carbon

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 anilladosUsuarios 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 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


A

Acipet Asociación Colombiana de Ingeniería de Petróleos

AIE Agencia Internacional de Energía

ANH Agencia Nacional de Hidrocarburos

ANI Agencia Nacional de Infraestructura

ANLA Agencia 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

CQR Caldas Quindío Risaralda

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

DC Distrito Capital

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

ENI Ente Nazionale Idrocarburi

EPM Empresas Públicas de Medellín



EESMAP 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

H ha 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

$000 Miles de pesos colombianos

$MM Millones de pesos colombianos

Mbep Millones de barriles equivalentes de petróleo

Mha Millones de hectáreas

Minminas Ministerio de Minas y Energía

Ml Millones de Litros

mm Milímetros

Mm3 Millón de metros cúbicos

Mm3 d 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

Mtpa Millones de toneladas producidas anualmente

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

OPAGGNI 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

UE Unión Europea

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

W WACC 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 Diesel 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.

D I R E C TO R I O S E C TO R I A L

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 TELÉFONO PÁGINA WEB

Alcanos 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 www.gdo.com.coGases del Oriente Cúcuta Calle 10 # 5-84 Edificio SEADE Oficina 201 (5775) 5748888 gasesdeloriente.com.coGas Natural Bogotá Calle 71 A #5-38 (571) 3485500 - 3144500 www.gasnatural.com.coGas Natural Cundiboyacense Bogotá Carrera 10 #9-08 (571) 3485500 - 3144500 [email protected] Natural del Cesar Bucaramanga Carrera 37 #37-27 (5776) 6833300 [email protected] Bucaramanga Diagonal 13 #60 A-54 (5776) 6548000 [email protected] Villavicencio Calle 47 A #30-08 (578) 6819130 www.llanogas.comMadigas Acacías - Meta Carrera 23 #18-24 (578) 6569555 - 6569100 [email protected] 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 - 6723200 www.surtigas.com.co

BP Exploration (Colombia) Ltda. Bogotá Carrera 9A #99-02 Piso 9 (571) 6284000 www.bogota.cpweb.bp.comCanacol Energy Colombia SA Bogotá Calle 113 #7-45 Torre B Of 1501 (571) 6211747 - 6210067 www.canacolenergy.coChevron Texaco Petroleum Company Bogotá Calle 100 #19A-30 (571) 6107366 - 2578400 - 6394444 www.texaco.comEmpresa Colombiana de Petróleos SA Bogotá Carrera 13 #36-24 (571) 2344000 - (571) 2880071 www.ecopetrol.com.coEquion EnergÍa Ltda Bogotá Carrera 9 A #99-02 Piso 4 (571) 6284000 www.equion-energia.comGeoproduction OIL & Gas Company of Colombia Bogotá Calle 113 # 7-45 Torre B Of 1501 (571) 6211747 www.geoproduction.comHocol SA Bogotá Carrera 7 #113-46 Piso 16 (571) 4884000 www.hocol.com.coInteroil Colombia E & P Bogotá Carrera 7 #113-43 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 110 #9-25 Torre Empresarial Pacific (571) 5112000 - 7451001 www.pacificrubiales.com.coPerenco Colombia Ltda Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre B Piso 17 (571) 3135000 www.perenco.com Petrobras Colombia Limited Bogotá Carrera 7 #71-21 Torre A Piso 2 Of 201B (571) 4891500 www.petrobas.comPetróleos del Norte SA Bogotá Calle 110 #9-25 Torre Empresarial Pacific Of 1001 (571) 6279510 www.petronor.comPetrosantander (Colombia) Inc. Bogotá Calle 72 #8-24 Of 1001 (571) 3493660 www.petrosantander.com.coUnión Temporal Omega Energy Bogotá Carrera 9 #115-06 Of 1808, Edificio Tierra Firme (571) 7423338 www.omegaenergy.co

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 - 3713203 www.promigas.com.co

TGI 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.co

Transoccidente Cali Calle 64 N #5 BN-146 Of 404 A, Centro Empresarial Cali (572) 6542555 - 6565416 www.transoccidente.com.co

Promioriente Bucaramanga Carrera 27 #36-14 (5776) 6450002 www.promioriente.com

Agencia Nacional de Hidrocarburos Bogotá Av. Calle 26 #59-65 Piso 2 (57+1) 593 17 17 www.anh.gov.co

Agencia Nacional de Infraestructura Bogotá Calle 24 A #59-42 Edificio T3 Torre 4 Piso 2. Ciudadela Empresarial Sarmiento Angulo. (571) 3840534 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.co

CNO Gas Bogotá Avenida El Dorado #68 C-61, Of 532 (571) 6121464 - (571) 2145433 www.cnogas.org.coCorficolombiana 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-Produc-tos-y-Servicios/Industria-GNV

Naturgas Bogotá Calle 72 #10-70 Torre A Of 705 (571) 2124543 - (571) 2170713 www.naturgas.com.co

Empresas Distribuidoras

Empresas Productoras

Empresas Transportadoras

Entidades Gubernamentales

Otras Entidades

B I B L I O G R A F Í A

P R O M I G A S P Á G I N A 1 6 6 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. Informe detallado 2015.

ANH. Indicadores y estrategias 2014-2015

ANH. Producción fiscalizada gravable. Marzo 2015.

ANH. XVIII Congreso Naturgas 2015

ANH. Contratos firmados Ronda Colombia 2014

ALT Fuels. Asian NGV Communications, febrero 2016.

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 de 2014.

Banco de la República de Colombia. Informe de la junta directiva al congreso de la república. Marzo de 2014.

BP Statistical Review of World Energy, world book, 2015.

BP Statistical Review of World Energy Full Report, 2015.

C

Centro Internacional para la investigación del Fenómeno del Niño –CIIFEN-. El Niño 2015 – 2016, Evolución y Perspectivas, Mayo de 2016.

Corpresearch. Informe de riesgo país: Colombia. Abril 2013.

Congreso de la República de Colombia. Ley no. 1753 de 2015.

CREG. Cargos de transporte para el sistema de Promigas, periodo 2001 – 2005, febrero 20 de 2001.

CREG. Resoluciones expedidas en junio - diciembre 2013 y enero - mayo 2014.

D

DANE. Comunicado de prensa, índice de precios al consumidor. Bogotá, 1 de abril 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.

Davivienda. Hacia dónde va el Dólar en 2016, abril 2016.

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.

EIA. Price of Liquefied U.S. Natural Gas Exports, 2015.

Efigas. Componentes tarifarios año 2014.

Efigas. Consumo de gas natural año 2014.

Efigas. Subsidios y contribuciones año 2014.

ENERGY Insights. Persspectiva de gas a nivel global e impacto en países emergentes, septiembre de 2016.

ENIX. Reflexiones sobre la independecia de los reguladores energéticos. Los casos de Chile, Perú, Colombia y México, septiembre de 2016.

P Á G I N A 1 6 7B I B L I O G R A F Í A

D O C U M E N TO S

Gases del Caribe. El futuro del negocio de distribución de gas natural, Marzo 2016.

Gestor del Mercado de Gas Natural en Colombia. Informe contratación proceso de comercialización 2015, Octubre de 2015.

I IGU -International Gas Union-.2016 World LNG Report, LNG 18 Conference & Exhibition Edition .

M

Ministerio de Minas y Energía. Cobertura del Servicio de Gas Natural. Diciembre 2015.

Ministerio de Minas y Energía. Consolidado Estadístico de Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular. Julio 2015.

Ministerio de Minas y Energía. Producción Fiscalizada de Gas por Campo. Enero - Diciembre 2015.

Ministerio de Minas y Energía. Relación de Vehículos Convertidos a Gas Natural Vehicular. Diciembre 2015.

Ministerio de Minas y Energía. Retos y oportunidades de la Industria Offshore en Colombia, septiembre de 2016.

NNational Oceanic and Atmospheric Adminitration-NOAA-. Recent Evolution, Current Estatus and Predictions. 13 de junio de 2015.

NGV Comunication Group. Prensa Vehicular. Marzo de 2014.

NGVA -Natural & Bio Gas Vehicle Association. Report of Activities, 2014 - 2015

O OCDE. Estudio de la OCDE sobre política regulatoria en Colombia. 2014.

PPromigas. Expansión del Sistema de Transporte de la Costa, Marzo 2016.

Promigas. Empresas relacionadas, Informe de Gestión 2015.

S

SUI. Consumo regulado de gas natural por departamento, 2015.

SUI. Consumo regulado de gas natural por municipios, 2015.

SUI. Subsidios y contribuciones por empresas, 2015.

SUI. Componentes tarifarios de las empresas distribuidoras de gas natural, 2015.

SUI. Estados financieros de las empresas distribuidoras y transportadoras de gas natural, 2015.

SPEC LNG. Primer terminal de regasificación de GNL en Colombia.

Superintendencia de Servicios Públicos. Factores que hacen más crítica la Presencia del Niño 2015 – 16, Agosto 14 de 2015.

T TGI. Informe para inversionistas 2015, 8 de Marzo de 2016.

U

UPME. Balance de Gas Natural en Colombia 2015-2023. Febrero 2015.

UPME. Plan Energético Nacional Colombia: Ideario Energético 2050. Enero, 2015.

UPME. Precios de Gas Natural Vehicular Principales Ciudades, 2014.

UPME. Precios de Gasolina Corriente Principales Ciudades, 2014.

UPME. Plan transitorio de abastecimiento de gas natural, junio de 2016.

UPME. Proyección de demanda de energía en Colombia, Octubre de 2010.

UPME. Balance en la generación de energía eléctrica para 2010, Abril de 2011.

UPME. Boletín estadístico de Minas y Energía 1990 – 2010.

UPME. Boletín estadístico de Minas y Energía 2003 – 2008.

UPME. Plan de Expansión de Referencia, Generación – Transmisión 2015 – 2029.

UPME. Estudio de generación eléctrica bajo escenario de cambio climático, 2013.

UPME. Informes mensuales de variables de generación y del mercado eléctrico colombiano. 2010 – 2015.

G

Promigas SectorGas tapa contra 6 OCT · Como ha sido costumbre en las últimas versiones de este...

Documents

Transcript of Promigas SectorGas tapa contra 6 OCT · Como ha sido costumbre en las últimas versiones de este...