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3 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Contenido
INTRODUCCIÓN 7
RESUMEN EJECUTIVO 11
CONTEXTO SOCIOECONÓMICO 21
Colombia 23
Latinoamérica 26
GAS NATURAL EN EL MUNDO 27
Cifras Mundiales 29
Norteamérica: Estados Unidos, Canadá y México 38
LATINOAMÉRICA: EL SECTOR GAS NATURAL EN CIFRAS 43
Mercados Desarrollados 49 Argentina 52
Brasil 64
Colombia 74
Comparativo Mercados Desarrollados 76
Mercados Emergentes 79 Bolivia 80
Chile 92
Ecuador 104
Perú 108
Uruguay 117
Venezuela 125
Comparativo Mercados Emergentes 133
Mercados sin Desarrollo 137 Costa Rica 138
El Salvador 139
Guatemala 140
Honduras 141
Nicaragua 142
4 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Contenido
Panamá 143
Paraguay 144
Comparativo Mercados sin Desarrollo 145
GAS NATURAL EN COLOMBIA 147
Exploración 149
Reservas 151
Producción y Suministro 152
Transporte 155
Cobertura 157
Consumo 161
Gas Natural Vehicular 164
Precios y Tarifas 169 Gas en boca de pozo 169
Componentes Tarifarios 170
Tarifa a Usuario Final 175
Subsidios y Contribuciones 178
Cifras Financieras de las Empresas del Sector 179
Proyecciones UPME de Demanda y Producción 188
ANEXOS 191
Aspectos jurídicos y regulatorios del sector 2008 - 2009 193 Normatividad CREG 193
Normatividad del Ministerio de Minas y Energía 209
Conceptos Relevantes de SSPD 210
Detalle de la cobertura nacional a diciembre 31 de 2008 219 Cobertura por departamentos y municipios 219
Poblaciones atendidas por empresa 226
5 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Contenido
Abreviaturas y Siglas 231
Unidades y Factores de Conversión 234
Glosario de Términos 236
Directorio del Sector 239
BIBLIOGRAFÍA 241
6 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
9 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Introducción El desarrollo del mercado del gas natural en Colombia presenta una dinámica
permanente, por lo que, año tras año, se mantiene el interés y el compromiso de
realizar esta reseña que recopila información del sector y del análisis evolutivo de
éste.
Para esta nueva edición, basada en la tendencia de integración regional
energética y en los cambios de pensamiento que involucra la alternativa de
abastecerse a tráves del gas natural licuado, se evidenció la necesidad de
aprender y compartir con todos los interesados por este sector, la información
relevante de los países latinoamericanos y su grado de desarrollo en relación con
la utilización del gas natural, un combustible que cada vez más se impone de
manera relevante en la canasta energética de los países de nuestra región. Se
destaca, en este enfoque, la posición privilegiada en cuanto a madurez, que
Colombia ocupa en el panorama latinoamericano.
El informe ha sido diseñado con un primer capítulo que involucra el contexto
socioeconómico de Colombia y la región latinoamericana, seguidamente se
presentan las cifras del gas natural en el mundo, con un detalle especial para
Norteamérica. El tercer capítulo, cubre el mercado del gas natural en
Latinoamérica, con la mencionada clasificación por nivel de desarrollo del sector
en cada uno de los países analizados, para focalizar la atención en aquellos con
mayor madurez, pero sin descuidar una mención a aquellos países que por sus
características y recientes logros irán ganando relevancia en los próximos años.
Vale la pena aclarar que no se tuvo en cuenta a México como parte de este
capítulo, debido a que su trascendencia está orientada al mercado
norteamericano.
Finalmente, se extiende el estudio al análisis evolutivo del año 2008 de la
información del sector del gas natural en Colombia.
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Resumen Ejecutivo Cifras de Colombia
Concepto 2007 2008
Crecimiento del PIB 7.5% 2.5%
Variación anual IPC 5.7% 7.7%
TRM fin de año $/US$ 2,014.8 2,243.6
TRM promedio año $/US$ 2,078.4 1,966.3
Variación TRM fin de año (10.0%) 11.4%
Variación TRM promedio (11.9%) (5.4%)
DTF E.A.- promedio año 8.1% 9.7%
Resumen Ejecutivo - Cifras Macroeconómicas
(20%)
(10%)
0%
10%
20%
30%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Variación TRM Fin de Año
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Sísmica 2D - Km Equivalentes
7,190 7,490 7,1886,336
7,2116,711 6,476 6,176 6,385
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Reservas de Gas Natural - Gpc
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Exploración - pozos A3 70 96 37%9,970 16,286 63%
ContratosFirmados 54 59 9%Vigentes 158 194 23%
6,176 6,385 3%1,200 1,182 (1%)
Llanos Orientales 977 913 (7%)La Guajira 168 208 24%Valle del Magdalena 45 55 22%Putumayo 7 5 (34%)Catatumbo 2 1 (45%)
Gpc 272 319Mpcd 745 874
Resumen Ejecutivo - Cifras Nacionales
17%Producción sin reinyección o suministro
Producción de gas natural - GpcReservas de gas natural - Gpc
Sísmica 2D - Km Equivalentes
Resumen Ejecutivo
14 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
TransporteEmpresas Transportadoras 9 9 0%
Km de gasoductos 6,887 6,973 1%Distribución
Empresas distribuidoras 31 30 (3%)Poblaciones atendidas 422 471 12%
MMm3 7,555 7,473 (1%)Mpcd 731 723 (1%)
RegiónCosta Caribe 304 294 (3%)Interior del país 427 429 0.5%
SectoresResidencial 99 106 7%No residencial 158 1,629 934%
Consumo residencial - m3/usuario - mes 19.1 18.9 (0.9%)Usuarios 4,611,866 5,015,381 9%
Residenciales 4,535,094 4,930,723 9%
No residenciales 76,772 84,658 10%
Cobertura potencial 90% 92%
Cobertura efectiva 72% 71%GNV
Vehículos 235,058 280,638 19%
Estaciones de servicio 394 507 29%Precios y tarifas
Boca de pozo - US$/MbtuGuajira 1er semestre 2.4 3.7 57%Guajira 2o semestre 2.8 5.0 80%
Tarifa a usuario regulado - $/m3
Residencial (Estrato IV - 20 m3) 693 817 18%Comercial (300 m3) 691 832 21%Industrial (25,000 m3) 638 778 22%
Tarifa a Industrial no regulado (1,000,000 m3) 423 503 19%Precio promedio del GNV - $/m3 1,051 1,297 23%
Consumo
Resumen Ejecutivo - Cifras Nacionales
Resumen Ejecutivo
15 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Resumen Ejecutivo - Cifras Financieras
Empresas del Sector Gas Natural en Colombia
39%
61%
Activo Sector Gas Natural2008
Distribución
Transporte
8,999,790
10,332,374
2007 2008
Activo Sector Gas Natural - $MM
Variación 15%
80%
20%
Ingresos Operacionales Sector Gas Natural - 2008
Distribución
Transporte
2,991,744
3,752,928
2007 2008
Ingresos Operacionales Sector Gas Natural - $MM
Variación 25%
57%43%
Utilidad Operacional Sector Gas Natural - 2008
Distribución
Transporte
618,124
746,700
2007 2008
Utilidad Operacional Sector Gas Natural - $MM
Variación 21%
Resumen Ejecutivo
16 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cifras mundiales
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Reservas probadas - TpcMundial 6,253 6,534 5%Norteamérica 314 313 (0.1%)Sur y Centroamérica 257 258 1%
Producción - GpcdMundial 285 296 4%Norteamérica 75 78 4%Sur y Centroamérica 15 15 2%
Consumo - Billones de m3
Mundial 2,938 3,019 3%Norteamérica 812 824 1%Sur y Centroamérica 138 143 4%
GNV mundialVehículos 7,127,297 9,649,549 35%Estaciones de servicio 13,653 15,137 11%
Resumen Ejecutivo - Cifras Mundiales
5,537
6,534
4,800
5,600
6,400
7,200
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Reservas Probadas de Gas Natural en el Mundo - Tpc
Crecimiento Promedio
Anual2%
2,425 2,5302,684
2,8433,019
2000 2002 2004 2006 2008
Consumo de Gas Natural en el Mundo Billones de m3
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Petróleo WTI - US$/Bl 72.2 100.1 39%Carbón US - US$/Ton 51.1 116.1 127%Gas Henry Hub - US$/Mbtu 7.0 8.8 27%Fuel Oil New York - US$/Gl 1.3 1.8 41%
Precios - Cifras Mundiales
Resumen Ejecutivo
17 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Latinoamérica
Mercados desarrollados
Mercados emergentes
Mercados sin desarrollo
Paises no incluidos en el estudio
Brasil
Argentina
Venezuela
Colombia
Perú
Bolivia
Paraguay
UruguayChile
Ecuador
Panamá
Nicaragua
Costa Rica
HondurasGuatemala
El Salvador
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualPoblación (Miles de habitantes) 419,600 420,400 429,152 1.1%
Mercados desarrollados 274,300 274,900 281,838 1.4%
Mercados emergentes 98,400 98,600 99,483 0.5%
Mercados sin desarrollo 46,900 46,900 47,831 1.0%
Inversión extranjera directa 7,701 57,541 50,213 155.4%
Mercados desarrollados (722) 40,642 33,545 582%
Mercados emergentes 7,327 15,772 16,459 49.9%Mercados sin desarrollo 1,096 1,127 209 (56.3%)
Cifras Latinoamérica
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualReservas Tpc 268.7 271.1 269.9 0.2%
Mercados desarrollados 43.3 42.4 41.3 (2%)Mercados emergentes 225.4 228.7 228.6 1%
Producción - Gpcd 19.0 18.9 19.1 0.3%Mercados desarrollados 10.2 10.0 10.2 0.3%Mercados emergentes 8.9 9.0 8.9 0.4%
Consumo - Billones de m3 105.5 106.9 109.7 1.9%Mercados desarrollados 63.3 66.2 70.3 5%Mercados emergentes 42.2 40.7 39.4 (3%)
Usuarios 12,895,013 13,636,668 14,400,573 5.7%Mercados desarrollados 12,292,998 12,969,663 13,674,810 5%Mercados emergentes 602,015 667,005 725,763 10%
Vechículos con GNV 2,999,336 3,498,789 3,783,986 12.3%Mercados desarrollados 2,924,915 3,380,507 3,614,646 11%Mercados emergentes 74,421 118,282 169,340 51%
Cifras Latinoamérica
Resumen Ejecutivo
18 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Latinoamérica: Mercados desarrollados
Brasil
Colombia
Argentina
Mercados desarrollados
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualCrecimiento del PIB
Argentina 8.5% 8.7% 6.8%Brasil 4.0% 5.7% 5.9%Colombia 6.8% 7.5% 2.5%
Reservas - TpcArgentina 15.8 15.6 15.6 (0.4%)Brasil 20.8 20.6 19.3 (4%)Colombia 6.7 6.2 6.4 (3%)
Producción - MpcdArgentina 4,995 4,935 4,887 (1%)Brasil 1,713 1,756 2,083 10%Colombia 3,444 3,287 3,239 (3%)
Consumo - MMm3
Argentina 36,419 38,531 38,928 3%Brasil 19,671 20,159 23,871 10%Colombia 7,204 7,555 7,473 2%
Cifras Latinoamérica - Mercados Desarrollados
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualConsumo medio residencial - m3/usuario mes
Argentina 95.5 112.4 103.2 4%Brasil 15.0 15.7 16.2 4%Colombia 19.0 19.1 18.9 (0.2%)
UsuariosArgentina 6,768,800 6,996,700 7,221,498 3%Brasil 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6%Colombia 4,245,957 4,611,866 5,015,381 9%
Vehículos con GNVArgentina 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10%Brasil 1,325,823 1,467,219 1,588,331 9%Colombia 169,119 235,058 280,638 29%
Consumo de GNV - MMm3
Argentina 3,043 2,858 2,728 (5%)Brasil 2,600 2,562 2,421 (4%)Colombia 505 765 806 26%
Cifras Latinoamérica - Mercados Desarrollados
Resumen Ejecutivo
19 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Mercados emergentes
Venezuela
Perú
Ecuador
Bolivia
Uruguay
Chile
Mercados emergentes
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualCrecimiento del PIB
Bolivia 4.8% 4.6% 5.8%Chile 4.3% 5.1% 3.8%Ecuador 3.9% 2.5% 6.5%Perú 7.6% 8.9% 9.4%Uruguay 7.0% 7.4% 11.5%Venezuela 10.3% 8.4% 4.8%
Reservas - TpcBolivia 26.1 25.1 25.1 (2%)Chile 2.8 2.8 2.7 (2%)Ecuador N.D. N.D. 0.2 N.D.Perú 30.2 30.0 29.8 (0.7%)Uruguay 0 0 0 0%Venezuela 166.2 170.9 170.9 1%
Producción - MpcdBolivia 1,313 1,509 1,512 7%Chile 213 195 178 (9%)Ecuador 72 50 54 (14%)Perú 172 259 329 38%Uruguay 0 0 0 0%Venezuela 7,109 6,958 6,868 (2%)
Cifras Latinoamérica - Mercados Emergentes
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualConsumo - MMm3
Bolivia 1,922 2,142 2,150 6%Chile 7,950 4,426 2,604 (43%)Ecuador 749 520 559 (14%)Perú 993 1,307 1,616 28%Uruguay 96 90 82 (7%)Venezuela 30,527 32,188 32,383 3%
UsuariosBolivia 71,643 93,305 112,295 25%Chile 478,125 519,543 555,599 8%Ecuador N.D. N.D. N.D. N.D.
Perú 5,080 7,705 12,039 54%Uruguay 47,167 46,452 45,830 (1%)Venezuela N.D. N.D. N.D. N.D.
Vehículos con GNVBolivia 63,432 86,315 99,657 25%Chile 5,500 8,009 8,064 21%Ecuador N.D. N.D. N.D. N.D.
Perú 5,489 23,958 57,419 223%Uruguay N.D. N.D. N.D. N.D.
Venezuela N.D. N.D. 4,200 N.D.
Cifras Latinoamérica - Mercados Emergentes
Resumen Ejecutivo
20 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Mercados sin desarrollo
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa RicaPanamá
Paraguay
Mercados sin desarrollo
178131
202
127
71
226
426
Costa Rica El Salvador
Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay
Consumo de Energía Primaria - Tbtu2006
44 44
72
48
28
92
28
Costa Rica El Salvador
Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay
Consumo de Petróleo - Mbpd2007
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualCrecimiento del PIB
Costa Rica 8.8% 7.3% 3.3%El Salvador 4.2% 4.7% 3.0%Guatemala 5.3% 5.7% 3.3%Honduras 6.3% 6.3% 3.8%Nicaragua 3.9% 3.8% 3.0%Panamá 8.5% 11.5% 9.2%Paraguay 4.3% 6.8% 5.0%
Inflación Costa Rica 9.4% 10.8% 16.3%El Salvador 4.9% 4.9% 5.3%Guatemala 5.8% 8.8% 10.9%Honduras 5.3% 8.9% 10.9%Nicaragua 9.5% 16.9% 15.2%Panamá 1.8% 6.4% 7.7%Paraguay 12.5% 6.0% 8.3%
Inversión extranjera directa - MMUS$Costa Rica 1,371 1,634 2,048 12%El Salvador 278 200 280 0.4%Guatemala 531 658 769 20%Honduras 674 815 899 15%Nicaragua 287 382 400 18%Panamá 2,498 1,907 1,800 (15%)Paraguay 156 194 209 16%
Cifras Latinoamérica - Mercados sin Desarrollo
23 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Contexto Socioeconómico Colombia
Durante el año 2008, se presentaron variaciones del PIB con una tendencia trimestral decreciente. Los resultados de la inflación, durante los últimos dos años, han superado las metas inicialmente establecidas por el gobierno.
Concepto 2006 2007 2008
Crecimiento PIB 6.8% 7.5% 2.5%
TRM - $/dólarPromedio año 2,358.0 2,078.4 1,966.3Fin de año 2,238.8 2,014.8 2,243.6Variación TRM fin de año (2.0%) (10.0%) 11.4%Variación TRM promedio año 1.6% (11.9%) (5.4%)
Inflación anual 4.5% 5.7% 7.7%
IPP fin de año 5.5% 1.3% 9.0%DTF E.A.
Promedio año 6.3% 8.1% 9.7%Fin de año 6.8% 9.0% 10.3%Libor 180 días
Promedio año 5.3% 5.3% 3.1%Fin de año 5.4% 4.9% 2.2%Tasa de desempleo (Dic) 11.7% 10.7% 11.2%
Riesgo país (EMBIG) 1.7% 1.9% 5.4%
Fuente: DANE, Cálculo del Banco de la República, Cepal.
Variables Macroeconómicas Colombianas
5.4 5.9
7.7 8.3 8.4
7.1 6.6
8.4
4.1 3.9 2.9
(0.7)
I II III IV I II III IV I II III IV
2006 2007 2008
Variación PIB
6.8%
9.0%
10.3%
4.5%5.7%
7.7%
2006 2007 2008
Inflación - DTF
DTF E.A. Inf lación
Contexto Socioeconómico
24 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Las importaciones y las exportaciones han mantenido un crecimiento promedio anual similar durante el periodo 2006 - 2008, 23% y 24%, respectivamente.
Concepto 2007 I Trimestre
II Trimestre
III Trimestre
IV Trimestre Total
Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 3.9% 3.8% 5.6% 2.1% (0.6%) 2.7%
Explotación de minas y canteras 2.9% 4.5% 8.1% 10.0% 6.6% 7.3%
Industria manufacturera 9.5% 1.8% 1.2% (2.6%) (8%) (2%)
Electricidad, gas y agua* 3.7% 0.7% 1.7% 1.2% 1.0% 1.2%
Construcción 11.5% 0.6% 4.4% 16.1% (8.0%) 2.8%
Edificaciones 1.1% 24.8% 26.5% 25.8% (0.6%) 18.7%
Obras civiles 19.1% (15%) (8%) 9.5% (12.6%) (7.1%)
Comercio, reparaciones, restaurantes y hoteles 8.7% 2.1% 2.9% 0.2% (0.1%) 1.3%
Transporte, almacenamiento y comunicación** 11.0% 8.8% 4.5% 2.3% 0.8% 4.0%
Sector financiero y servicios a empresas 7.3% 7.0% 5.0% 6.4% 4.0% 5.6%
Servicios sociales, comunales y personales 4.7% 3.2% 3.2% 1.6% 0.5% 2.1%
PIB 7.5% 4.1% 3.9% 2.9% (0.7%) 2.5%
Fuente: DANE, Cálculos del Banco de la República.Incluye * Distribución y ** Transporte de gas.
2008Crecimiento del PIB (Actividad Económica)
26,162
32,897
39,669
24,391 29,991
37,626
2006 2007 2008
Balanza Comercial - MMUS$
Importaciones totales Exportaciones totales
Concepto 2007 I Trimestre
II Trimestre
III Trimestre
IV Trimestre 2008
Consumo final 6.9% 3.6% 2.8% 1.4% 1.3% 2.3%Hogares 7.6% 4.2% 2.8% 1.5% 1.7% 2.5%Gobierno 4.5% 1.4% 2.9% 1.2% (0.1%) 1.3%
Formación bruta de capital 13.7% 8.1% 9.9% 13.1% 0.0% 7.7%Demanda interna 8.5% 4.7% 4.5% 4.1% 1.0% 3.5%Exportaciones totales 11.4% 14.5% 9.0% 3.4% 6.3% 8%Importaciones totales 13.9% 12.9% 9.4% 8.1% 10.3% 10.1%PIB 7.5% 4.1% 3.9% 2.9% (0.7%) 2.5%
Fuente: DANE, Cálculos del Banco de la República.
Crecimiento del PIB por tipo de Gasto
Contexto Socioeconómico
25 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Los analistas citados en la fuente de información, exponen la siguiente opinión: “Estas proyecciones suponen que la actual crisis económica y financiera global es profunda y se extenderá por lo menos durante 2009 y buena parte de 2010”. De acuerdo con documentos de investigación del Banco de la República, se espera que la desaceleración en los mercados se refleje en las cifras de los indicadores de los próximos dos años.
Concepto PIB Real Inflación TRM
Fin de añoDTF E.A.
Tasa Desempleo
Analistas localesAlianza Valores 2.5% 5.2% 2,540 7.5% 12.5%ANIF 2.3% 5.5% N.D. 7.9% 13.0%Banco de Bogotá 3.2% 5.5% 2,450 9.0% 11.0%Banco Santander 2.5% 5.5% 2,460 8.4% 13.0%Bancolombia 2.7% 5.6% 2,330 9.1% 13.6%BBVA Colombia 3.0% 4.5% 2,442 8.2% 11.6%
Promedio 2.7% 5.3% 2,444 8.4% 12.5%Analistas externos
Citi Bank 2.5% 5.0% 2,400 8.3% 13.8%Deutsche Bank 2.0% 4.9% 2,350 N.D. 12.0%Goldman Sachs 2.0% 5.1% 2,550 N.D. N.DJP Morgan 2.5% 5.5% 2,500 8.5% N.D
Promedio 2.3% 5.1% 2,450 8.4% 12.9%Fuente: Banco de la República.Nota: Proyecciones realizadas a enero de 2009.
Proyecciones para el 2009
Concepto 2009 2010
PoblaciónMiles de habitantes 44.865 45.672Crecimiento 1.8% 1.8%
Crecimiento PIB (1.6%) 2.1%IPC fin de año 5.9% 4.8%Devaluación 35.6% 14.2%
Fuente: Banco de la República.Nota: Proyecciones realizadas a enero de 2009.
Otras Proyecciones para el 2009 - 2010
7.0% 6.8% 7.5%
2.5%2.5%
(1.6%)
2.1%
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Comportamiento del PIB
Histórico Esperado
Contexto Socioeconómico
26 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Latinoamérica
Colombia
BrasilPerú
Ecuador
ArgentinaChile
Bolivia
Paraguay
Uruguay
VenezuelaPanamá
Costa Rica
NicaraguaEl Salvador
Honduras
Guatemala
Centroamérica
Suramérica
Países no incluidos
Concepto 2006 2007 2008
Población (miles de habitantes)
40,600 40,800 40,999
PIBMillones US$ 87,458 93,512 97,611Promedio per cápita US$ 2,514 2,646 3,817Crecimiento promedio 6% 7% 4%Inflación promedio 6% 9% 11%Tasa de desempleo 7% 6% N.DVariación consumo de gas 0% 0% 0%
Fuente: CEPAL, BID.
Variables Macroeconómicas - Centroamérica
Concepto 2006 2007 2008
Población (miles de habitantes)
379,000 379,600 388,153
PIB Millones US$ 1,607,379 1,716,560 1,817,559Promedio per cápita US$ 4,017 4,256 6,556Crecimiento promedio 6% 7% 6%Inflación promedio 6% 8% 11%Tasa de desempleo 10% 9% 8%Variación consumo de gas 7% 2% 3%
Fuente: CEPAL, BID.
Variables Macroeconómicas - Suramérica
Cifras Mundiales
29 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cifras Mundiales
En 2008, el barril de petróleo alcanzó precios superiores a los 140 US$, razón por la cual muchos países consumidores de este hidrocarburo han iniciado una serie de programas con el objeto de diversificar su canasta energética y disminuir su dependencia de este combustible. . El crecimiento del 2% en el consumo de energía primaria a nivel mundial en 2008, está soportado por incrementos en los consumos de carbón y gas natural principalmente.
Combustible 2007 2008 Variación Periodo
Petróleo 3,939 3,928 (0.3%)Gas natural 2,652 2,726 2.8%Carbón 3,194 3,304 3%Energía nuclear 623 620 (0.5%)Hidroelectricidad 696 718 3%
Total 11,104 11,295 2%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Canasta Energética Mundial - Mtep
35%
24%
29%
6%6%
Canasta Energética Mundial - 2008
Petróleo
Gas natural
Carbón
Energía nuclear
Hidroelectricidad
2,425 2,512 2,558 2,652 2,726
10,291 10,624 10,843 11,104 11,295
0%
2%
4%
6%
0
5,000
10,000
15,000
2004 2005 2006 2007 2008
Canasta Energética Mundial
Gas natural - Mtep Otros energéticos - MtepVariación gas natural Variación consumo de energía
Cifras Mundiales
30 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Las reservas de gas natural a nivel mundial en el año 2008, presentaron un incremento significativo del 5%, destacándose el crecimiento de Europa y Eurasia, región en la cual sus reservas aumentaron un 10%. Las reservas reportadas por B.P. solo incluye las reservas probadas de los países. Un gran descubrimiento de gas natural en Turkmenistan, el yacimiento Yuzhni Iolotan, considerado uno de los más grandes del mundo, aproximadamente 200 Tpc, llevó a esta nación, antigua integrante de la URSS, a ser el 4º país con más reservas en el mundo.
Región 2007 2008 Variación Periodo
Oriente Medio 2,619 2,681 2%Europa y Eurasia 2,027 2,221 10%Asia Pacífico 523 543 4%África 514 518 1%Norteamérica 314 313 (0.1%)Sur y Centroamérica 257 258 1%
Total 6,253 6,534 5%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Reservas Mundiales de Gas Natural - Tpc
41%
34%
8%
8%5% 4%
Reservas de Gas Natural - 2008
Oriente Medio
Europa y Eurasia
África
Asia Pacíf ico
Norteamérica
Sur y Centroamérica
País 2007 2008 Variación Periodo
Rusia 1,530 1,529 (0.03%)Irán 993 1,046 5%Qatar 899 899 0%Turkmenistan 86 281 228%Arabia Saudita 258 267 4%Estados Unidos 238 238 0%Emiratos Árabes 227 227 (0.1%)Nigeria 184 184 0%Venezuela 171 171 0%Algeria 159 159 0%Top 10 países 4,745 5,001 5%Resto del mundo 1,507 1,533 2%
Mundo 6,253 6,534 5%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Reservas Mundiales de Gas Natural - Tpc
Cifras Mundiales
31 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Consecuente con su bajo nivel de reservas, Sur y Centroamérica es la región con la menor producción de gas natural a nivel mundial. La producción de gas natural de Europa y Eurasia se soporta un 55% en Rusia, mayor productor de gas natural del mundo. Se observa en la producción, la ausencia de países como Emiratos Árabes, Nigeria y Venezuela, quienes a pesar de sus grandes reservas no se encuentran explotándolas a plenitud.
Región 2007 2008 Variación Periodo
Europa y Eurasia 102 105 3%Norteamérica 75 78 4%Asia Pacífico 38 40 3%Oriente Medio 35 37 6%África 20 21 5%Sur y Centroamérica 15 15 2%
Total 285 296 4%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Nota: Reporta producción sin incluir reinyección.
Producción Mundial de Gas Natural - Gpcd
36%
27%
13%
12%
7%5%Producción de Gas Natural
Europa y Eurasia
Norteamérica
Asia Pacífico
Oriente Medio
África
Sur y Centroamérica
País 2007 2008 Variación Periodo
Rusia 57 58 1%Estados Unidos 52 56 7%Canadá 18 17 (5%)Irán 11 11 4%Noruega 9 10 10%Algeria 8 8 2%Arabia Saudita 7 8 5%Qatar 6 7 21%Indonesia 7 7 3%Reino Unido 7 7 (4%)Top 10 países 182 189 4%Resto del mundo 103 107 4%
Mundo 285 296 4%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Producción Mundial de Gas Natural - Gpcd
Cifras Mundiales
32 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Oriente Medio fue la región que mayor crecimiento presentó con un 8% en 2008, particularmente destacándose el 17% obtenido por los Emiratos Árabes. China es el país con el mayor crecimiento en consumo de gas natural en el último año, 16%. Este país acordó con Turkmenistan, importar 30 billones de m3 anuales de gas natural durante el periodo 2009 - 2038.
Región 2007 2008 Variación Periodo
Europa y Eurasia 1,138 1,144 0.5%Norteamérica 812 824 1%Asia Pacífico 457 485 6%Oriente Medio 303 327 8%Sur y Centroamérica 138 143 4%África 89 95 6%
Total 2,938 3,019 3%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Consumo Mundial de Gas Natural - Billones de m3
38%
27%
16%
11%5% 3%
Consumo Mundial - 2008
Europa y Eurasia
Norteamérica
Asia Pacíf ico
Oriente Medio
Sur y Centroamérica
África
País 2007 2008 Variación Periodo
Estados Unidos 653 657 1%Rusia 426 420 (1%)Irán 113 118 4%Canadá 97 100 3%Reino Unido 91 94 3%Japón 90 94 4%Alemania 83 82 (1%)China 70 81 16%Arabia Saudita 74 78 5%Italia 78 78 (0.2%)Top 10 países 1,774 1,801 2%Resto del mundo 1,164 1,217 5%
Mundo 2,938 3,019 3%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Consumo Mundial de Gas Natural - Billones de m3
Cifras Mundiales
33 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
En términos generales, en 2008 todos los combustibles sufrieron significativos incrementos de precio. El precio del barril de petróleo WTI alcanzó el máximo histórico de 147.27 US$/Bl en julio11 de 2008. Las cifras presentadas son promedios del año. Aun cuando el gas natural presentó los menores incrementos de precio, no sucedió igual con el LNG, cuyo aumento fue del 62%. El precio del fuel oil que se presenta en el cuadro, sirve de referencia para el cálculo de los precios del gas en boca de pozo de La Guajira en Colombia.
Combustible 2007 2008 Variación Periodo
Petróleo - US$/BlWTI 72.2 100.1 39%Brent 72.4 97.3 34%
Carbón - US$/TonUS Central 51.1 116.1 127%Northwest Europe 86.6 149.8 73%Coking Coal Import 88.2 179.0 103%
Gas Natural - US$/MbtuGas Henry Hub 7.0 8.8 27%Alberta Canadá 6.2 8.0 30%LNG 7.7 12.6 62%
Fuel Oil New York - US$/Gl 1.3 1.8 41%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009, EIA.
Precios Internacionales
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
0
20
40
60
80
100
120
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
US$
/ Bl
Petróleo - WTI
WTI Variación WTI
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
2
4
6
8
10
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
US$
/ M
btu
Gas - Henry Hub
Henry Hub Variación Henry Hub
Cifras Mundiales
34 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El año 2008 fue excelente para la industria del GNV a nivel mundial, 2,522,252 vehículos convertidos, para un crecimiento del 35% con respecto a 2007, son cifras indiscutibles que así lo corroboran. Pakistán, que en el transcurso de 2008, convirtió 450,000 vehículos a gas natural para un total acumulado de 2 millones de conversiones, pasó a ocupar el 1er puesto a nivel mundial desplazando a Argentina. Irán con 740,000 conversiones en 2008, para alcanzar un acumulado de un millón de vehículos convertidos, fue el país con mayor crecimiento.
País 2007 2008 Variación Periodo
Pakistán 1,550,000 2,000,000 29%Argentina 1,678,230 1,745,677 4%Brasil 1,467,219 1,588,331 8%Irán 263,662 1,000,000 279%India 334,820 650,000 94%Italia 432,900 580,000 34%China 127,120 400,000 215%Colombia 235,058 280,638 19%Bangladesh 80,000 150,253 88%Estados Unidos 146,876 146,876 0%Ucrania 100,000 120,000 20%Otros países 711,412 987,774 39%
Total 7,127,297 9,649,549 35%Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.
Vehículos con GNV en el Mundo
3,784,962
3,016,905
1,429,2231,155,080
162,053 101,326
Vehículos con GNV - 2008
Sur y Centroamérica Oriente MedioAsia Pacíf ico Europa y EurasiaNorteamérica África
39%
31%
15%
12%2% 1%
Sur y Centroamérica
Oriente Medio
Asia Pacíf ico
Europa y Eurasia
Norteamérica
África
Cifras Mundiales
35 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Si se toma como parámetro de comparación el estándar de 700 vehículos por estación, establecido por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, países como Irán e India están incurriendo en un déficit de estaciones ya que duplican dicho parámetro. Colombia, presenta un indicador de vehículos por debajo de la media mundial. Estados Unidos y Alemania, reflejan un indicador muy por debajo de los parámetros de los demás países.
País 2007 2008 Variación Periodo
Pakistán 1,923 2,600 35%Argentina 1,753 1,801 3%Brasil 1,514 1,649 9%Estados Unidos 1,600 1,600 0%China 486 1,000 106%Alemania 781 800 2%Italia 609 700 15%Colombia 394 507 29%Irán 402 500 24%India 325 463 42%Bangladesh 211 337 60%Otros países 3,655 3,180 (13%)
Total 13,653 15,137 11%Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.
Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular
2,000
1,404
969 963829 769
637
Irán India Argentina Brasil Italia Pakistán Mundo
Relación Vehículos por Estaciones - 2008
637
554 536
446400
92 81
Mundo Colombia Ucrania Bangladesh China Estados Unidos
Alemania
Cifras Mundiales
36 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
La región del Asia Pacífico es la mayor importadora a nivel mundial de LNG, siendo Japón y en menor escala Corea del Sur, los países que lideran éste renglón.
Definitivamente con el LNG, se abre un abanico de posibilidades, tanto para importadores como exportadores, asimilándose éste mercado cada vez más a una competencia perfecta. A pesar de los múltiples proyectos en Sur y Centroamérica, Trinidad y Tobago sigue siendo el único productor – exportador de LNG, Perú espera arrancar en 2010; Venezuela y Bolivia por su parte, no concretan ni aún en el mediano plazo, los proyectos que han planeado.
Trinidad &
TobagoOmán Qatar Algeria Egipto Nigeria Australia Indonesia Malasia Otros
Norteamérica 13.6Estados Unidos 7.5 0.1 1.6 0.3 0.5 9.9México 1.3 0.1 1.1 1.0 0.1 3.6
Sur y Centroamérica 1.7Argentina 0.3 0.1 0.4República Dominicana 0.5 0.5Puerto Rico 0.8 0.8
Europa 55.3Bélgica 0.1 2.7 0.1 (0.3) 2.5Francia 0.1 7.6 1.1 3.6 0.3 12.6Grecia 0.1 0.7 0.2 0.9Italia 1.6 1.6Portugal 0.0 2.6 0.1 2.6España 4.3 0.2 5.1 4.9 4.9 7.5 1.8 28.7Turquía 4.3 0.1 1.0 5.3Reino Unido 0.5 0.1 0.4 0.1 1.0
Asia Pacífico 156.0China 0.2 0.3 0.2 3.6 0.01 0.16 4.4India 0.2 0.4 8.0 0.7 0.3 0.4 0.2 0.7 10.8Japón 0.7 4.3 10.9 1.1 2.2 2.4 15.9 18.8 17.5 18.4 92.1Corea del Sur 0.8 6.0 11.6 0.5 2.1 0.2 0.5 4.1 8.3 2.4 36.5Taiwán 0.2 0.1 1.1 0.1 0.1 1.4 4.0 3.6 1.5 12.1
Total exportaciones 17.4 10.9 39.7 21.9 14.1 20.5 20.2 26.8 29.4 25.6 226.5Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Importadores Total Importaciones
Comercio Internacional de LNG en el 2008 - Billones de m3
Exportadores
6% 1%
24%
69%
Importaciones de LNG
Norteamérica
Sur y Centroamérica
Europa
Asia Pacíf ico
17%
13%
12%
10%9%
9%
8%
22%
Exportaciones de LNG
Qatar
Malasia
Indonesia
Algeria
Nigeria
Australia
Trinidad y Tobago
Otros países
Cifras Mundiales
37 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Trinidad y Tobago es el país representativo del continente americano en materia de exportaciones de LNG. Es el principal comercializador de los países de la región. Las exportaciones de LNG de Trinidad y Tobago a Estados Unidos sufrieron una caida de 5.3 billones de m3 en el año 2008; sin embargo, las exportaciones totales de LNG de la isla solo disminuyeron en 0.8 billones de m3, lo que significó una mayor diversificación de clientes.
País 2007 2008 Variación Periodo
Norteamérica 13.4 8.8 (35%)Estados Unidos 12.8 7.5 (41%)México 0.6 1.3 106%
Sur y Centroamérica 1.1 1.6 46%Argentina 0 0.3 100%República Dominicana 0.4 0.5 31%Puerto Rico 0.7 0.8 9%
Europa 2.6 5.0 93%Bélgica 0.1 0.1 14%Francia 0.1 0.1 33%Grecia 0.0 0.1 100%España 2.1 4.3 107%Reino Unido 0.4 0.5 21%
Asia Pacífico 1.1 2.0 86%Turquía 0.1 0.0 (100%)India 0.2 0.2 14%Japón 0.6 0.7 18%Corea del Sur 0.2 0.8 281%Taiwán 0 0.2 100%
Total 18.2 17.4 (4%)Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Exportaciones de LNG desde Trinidad y Tobago - Billones de m3
Trinidad y Tobago
Norteamérica
38 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Norteamérica: Estados Unidos, Canadá y México
El consumo total de energía en Norteamérica disminuyó un 2% con respecto al año anterior, confirmando este indicador el comienzo de la desaceleración de la economía de ésta región. Se repite en la canasta energética norteamericana la tendencia observada a nivel mundial, otros energéticos como el gas natural y la hidroelectricidad ganando terreno ante el petróleo.
Combustible 2007 2008 Variación Periodo
Petróleo 1,134 1,077 (5%)Gas natural 739 751 2%Carbón 615 607 (1%)Energía nuclear 215 215 (0%)Hidroelectricidad 146 149 2%
Total 2,849 2,799 (2%)Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Canasta Energética Norteamericana - Mtep
38%
27%
22%
8%5%
Canasta Energética Norteamericana2008
Petróleo
Gas natural
Carbón
Energía nuclear
Hidroelectricidad
708 702 693 739 751
2,800 2,816 2,794 2,849 2,799
-5%
0%
5%
10%
0
1,000
2,000
3,000
4,000
2004 2005 2006 2007 2008
Canasta Energética Norteamericana
Gas natural - Mtep Otros energéticos - Mtep
Variación gas natural Variación consumo de energía
Norteamérica
39 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Las reservas norteamericanas en 2008 se mantuvieron prácticamente estables, sólo México con una disminución de 0.4 Tpc ocasionó una mínima variación en el total de la región. La producción de gas natural en la región en éste periodo presentó un crecimiento del 4%, soportado básicamente por un incremento de 4 Gpcd en la producción de Estados Unidos. A pesar de una disminución en el consumo de energía en la región, el consumo de gas natural alcanzó un crecimiento cercano al 2%, destacándose el incremento del consumo de México, 7%.
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Reservas - Tpc 313.5 313.1 (0.1%)Estados Unidos 237.7 237.7 0%Canadá 57.7 57.7 0%México 18.1 17.6 (2%)
Producción - Gpcd 75 78 4%Estados Unidos 52 56 7%Canadá 18 17 (5%)México 5 5 1%
Consumo - Billones de m3 812 824 2%Estados Unidos 653 657 0.7%Canadá 97 100 4%México 63 67 7%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Cifras Relevantes del Gas Natural en Norteamérica
76%
18%
6%
Reservas de Gas Natural Norteamérica - 2008
Estados Unidos
Canadá
México
72% 80%
22% 12%7% 8%
Producción Consumo
Producción y Consumo de Gas en Norteamérica - 2008
Estados Unidos Canadá México
Norteamérica
40 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Estados Unidos
El crecimiento del consumo de gas por parte de los sectores residencial y comercial permitieron un mínimo incremento global dada la disminución del consumo del sector eléctrico. Las importaciones de gas en 2008 en Estados Unidos disminuyeron en 627 Gpc, como resultado de incrementos en la producción.
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Gpc 19,089 20,561Gpcd 52 56Gpc 23,047 23,215Bm3 653 657
Residencial 134 138 3%Comercial 85 88 3%Industrial 188 188 0.01%Eléctrico 194 189 (3%)Vehicular 1 1 20%Otros sectores 52 54 5%
Fuente: EIA.
Producción y Consumo de Gas Natural en Estados Unidos
7%
0.7%
Producción
Consumo
21%
13%
29%
29%
8%
Consumo de Gas Natural en Estados Unidos - 2008
Residencial
Comercial
Industrial
Eléctrico
Otros sectores
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Importaciones 4,608 3,981 (14%)Gasoducto 3,837 3,629 (5%)LNG 771 352 (54%)
Exportaciones 822 1,006 22%Gasoducto 774 956 24%LNG 48 50 3%Balanza comercial (3,785) (2,975) (21%)
Fuente: EIA.
Balanza Comercial de Gas Natural en Estados Unidos - Gpc
Norteamérica
41 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
En 2008, a pesar del considerable incremento en el precio del gas en boca de pozo del 27%, el usuario residencial solo se vió afectado con una variación del 5%. En 2007, el precio en boca de pozo representaba el 48% del precio residencial, mientras que en 2008 este porcentaje subió a 59%. En términos generales, todos los sectores se vieron afectados con los precios de gas natural más altos de los últimos cinco años.
Concepto Variación Periodo
Boca de pozo - US$/Kpc 27%City gate - US$/Kpc 13%Tarifas a usuario final US$/Kpc US$/m3 US$/Kpc US$/m3
Eléctrico 7.3 0.3 9.4 0.3 28%Industrial 7.7 0.3 9.6 0.3 25%Vehicular 16.4 0.6 17.6 0.6 8%Comercial 11.3 0.4 12.0 0.4 6%Residencial 13.1 0.5 13.7 0.5 5%
Fuente: EIA, Energy Efficiency and Renewable Energy.
Precios de Gas Natural en Estados Unidos
2007
6.48.1
8.19.2
2008
0
5
10
15
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Precios del Gas Natural en Estados Unidos - US$/Kpc
Eléctrico Industrial Comercial
Residencial Boca de pozo
0.000.701.402.102.803.504.204.90
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Precios de Combustible en Estados Unidos - US$/Gl
Gasolina Diesel GNV
Propano Etanol Biodiesel
42 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
45 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Latinoamérica Para el estudio del sector gas natural en Latinoamérica y con el propósito de poder comparar cifras con un menor grado de dispersión, se dividió esta región en tres tipos de mercados: desarrollados, emergentes y sin desarrollo. Entre las variables que se tuvieron en cuenta para considerar los mercados como desarrollados se encuentran:
• Número de usuarios residenciales y no residenciales mayores a 1,000,000.
• Desarrollo equilibrado del consumo de gas en todos los sectores (Eléctrico, industrial, comercial, residencial y GNV).
En cuanto a la clasificación como mercados emergentes, se tuvo en cuenta que estos presentaran alguna preponderancia en cualquiera de los eslabones de la cadena del gas y es por eso que se encuentran casos de países con significativas reservas como Venezuela y Bolivia, con un mínimo desarrollo en otros sectores, contrastando con países como Chile y Uruguay, que tienen mínimas reservas, pero sus sectores de consumo se encuentran altamente desarrollados. En el último grupo, los mercados sin desarrollo, se encuentran aquellos países que no poseen ningún tipo de reservas y que a la vez su experiencia con el gas natural es muy escasa.
Vale la pena aclarar que no se tuvo en cuenta a México como parte de este capítulo debido a que su trascendencia y relevancia está dirigida hacia el mercado norteamericano, incluso
muchas estadísticas internacionales, como las de British Petroleum y las de Energy Information Administration, lo presentan como integrante activo de esta región.
Mercados Desarrollados
• Argentina• Brasil• Colombia
Mercados Emergentes
• Bolivia• Chile• Ecuador• Perú• Uruguay• Venezuela
Mercados sin Desarrollo
• Costa Rica• El Salvador• Guatemala• Honduras• Nicaragua• Panamá• Paraguay
El Gas Natural en Latinoamérica
Latinoamérica
46 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Mercados desarrollados
Mercados emergentes
Mercados sin desarrollo
Paises no incluidos en el estudio
Brasil
Argentina
Venezuela
Colombia
Perú
Bolivia
Paraguay
UruguayChile
Ecuador
Panamá
Nicaragua
Costa Rica
HondurasGuatemala
El Salvador
Latinoamérica
47 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
En la canasta energética de la región, el petróleo es el combustible con la mayor participación; sin embargo, en los últimos años, el gas natural ha mostrado una tendencia de crecimiento, logrando posicionarse como uno de los energéticos más importantes.
Nota: La producción incluye reinyección.
Combustible 2007 2008 Variación Periodo
Petróleo 260 270 4%Hidroeléctricidad 153 153 0%Gas natural 124 129 4%Carbón 22 23 4%Energía nuclear 4 5 9%
Total 564 580 3%Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Canasta Energética Latinoamericana - Mtep
47%
26%
22%
4% 1%
Canasta Energética Latinoamericana2008
Petróleo
Hidroeléctricidad
Gas natural
Carbón
Energía nuclear
210
215
220
225
230
235
240
245
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Reservas de Gas NaturalLatinoamérica - Tpc
19.0 18.9 19.1
2006 2007 2008
Producción de Gas Natural Latinoamérica - Gpcd
106 107 110
2006 2007 2008
Consumo de Gas NaturalLatinoamérica - Billones de m3
3,474,053
3,784,962
2007 2008
Vehículos con GNV en Latinoamérica
VariaciónPeriodo
9%
Latinoamérica
48 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Infraestructura de transporte de gas natural en Latinoamérica
Gasoductos binacionales en proyecto
Gasoductos actualesGasoductos en proyecto
Gasoductos binacionales actuales
Colombia
Brasil
Venezuela
Ecuador
Perú
Bolivia
Paraguay
ArgentinaChile
Brasilia
Bogotá
La Paz
MontevideoBuenos Aires
Asunción
Lima
Santiago
Caracas
QuitoManaus
Porto Velha
Carauari
Fortaleza
Salvador
Rio de Janeiro
Belo Horizonte
Florianópolis
Porto Alegre
Mar de Plata
Rio Grande
Punta Arenas
Concepción
Valparaiso
TocopillaMejillones
Taltal
Barranquilla
Medellín
Uruguay
Cali
Campo Amistad
Planta de LNG Quintero
Camisea
Aguaytia
Mercados Desarrollados
51 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Mercados Desarrollados
Brasil
Colombia
Argentina
Argentina
52 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Argentina Extensión geográfica (Km2): 3,761,274
Población (Miles de habitantes): 40,482
Buenos Aires
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - $a/US$
2009 2010PIB (1.5%) 0.7%IPC 7% 7.3%
Variables Macroeconómicas
18.3%Peso Argentino - $a
3.1Proyección FMI
Cifras 2008
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Tasa anual de variación6.8%5.8%7.9%
Porcentaje8.0%1.6%Tasa 10.1%17.3%
9,517
2,005
2,776
878
3,449 3,954 3,100
4,997
4,900
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMMUS$
8.5% 8.7%
6.8%
(2%)
7.0% 7.1%5.9%
4.6%2.9% 2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Argentina Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 508 2008
Consumo gas natural (MMm3) 38,928 2008
Consumo carbón (MM toneladas) 0.4 2008
Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 98 2006
Consumo total energía primaria (Mtep) 74.68 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,196 2006
Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 162 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Enargas.
Argentina
53 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• El primer descubrimiento de gas natural se da en el año 1913.
• Creación de la empresa estatal, Gas del Estado en 1946, da inicio al desarrollo del sector.
• En 1949, se construye gasoducto que lleva gas a Buenos Aires y en 1972 se inaugura el primer gasoducto internacional Bolivia - Argentina.
• El gas natural vehicular inicia actividades en 1984. Actualmente éste país es uno de los líderes a nivel mundial en este sector.
• La Ley 24706 de 1992, implanta marco regulatorio y privatiza Gas del Estado,
dando paso a 2 transportadoras y 8 distribuidoras.
• A mediados de los años 90´s comienzan exportaciones a Chile, Brasil y Uruguay.
• Entre 2004 y 2007, crisis por desabastecimiento de gas, suspensión temporal de exportaciones a Chile.
• En mayo de 2009 llegó a costas argentinas una plataforma de regasificación flotante de LNG, capaz de inyectar al sistema 8 MMm3/día. El LNG provendrá de Trinidad y Tobago y Egipto.
Fuente: ENARGAS.
Gas natural en canasta energética (2008) 54%Número de pozos perforados (2008) 120Reservas de gas natural - Tpc (2008) 15.6Producción de gas natural - Mpcd (2008) 4,887Red de gasoductos - Km (2007) 15,040Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 38,928Total usuarios (2008) 7,221,498
Residenciales 6,883,722No residenciales 337,776
Vehículos con GNV (2008) 1,745,677Estaciones de servicio (2008) 1,801
Resumen cifras relevantes de gas natural
95.5
112.4
103.2
2006 2007 2008
Consumo Residencial de Gas Natural - m3/usuario - mes
Argentina
54 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Argentina
55 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y producción
El 59% de los pozos perforados en 2008 se concentra en 3 empresas: Repsol YPF con 29 pozos, Total Austral con 22 y Apache Energía con 20.
Entre Repsol YPF y Total Austral se sustenta el 52% de la producción total de gas natural en Argentina.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualReservas de gas natural - Tpc 15.8 15.6 15.6 (0.4%)
Producción de gas natural - Mpcd 4,995 4,935 4,887 (1%)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2008.
Reservas y Producción de Gas Natural
157
116131 120
2005 2006 2007 2008
Actividad ExploratoriaPozos Perforados
Fuente: Sistema Informativo de Petróleo y Gas de Argentina.
Operador 2008 Participación
Repsol YPF 1,325 27%Total Austral 1,227 25%Pan American Energy 637 13%Pesa (Petrobras) 447 9%Pluspetrol 384 8%Petrolera LF Company 187 4%Tecpetrol 177 4%Otros operadores 502 10%
Total producción 4,887 100%Fuente: Instituto Argentino de Petróleo y Gas.
Producción de Gas Natural - Mpcd
Argentina
56 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Transportadora de Gas del Sur Descripción Longitud
(Km)Diámetro
(Pulg)Capacidad
(Kpcd) HP
Neuba II Troncal L. De la Lata (Neuquén) 590 36 1.0Cerri (Bs. As.)
Paralelos 91 30Plantas 4 Compresoras 109,000
Oeste Neuba I Troncal Barrosa (Neuquén)Cerri (Bs. As.) 573 24 0.5
Paralelos 70 24Plantas 3 Compresoras 40,750
G. San Martín Troncal San Sebastian (Tierra de Fuego)Cerri (Bs. As.) 1,969 30-24 0.9
Paralelos 1,225 30-24Plantas 14 Compresoras 337,300
Tramos Finales San Martín Cerri (Bs. As.)Neuba I Cerri Pacheco (Bs. As.) 1,909 30 1.7Neuba II Cerri - Las Heras (Bs. As.)Paralelos 395 36Plantas 5 Compresoras 84,280
Anillo Bs. As.* Alta Ps. Buchanan - Las Heras 83 36-30
Cordillerano Regional Plaza Huincul - Collón Curá (Neuquén) 244 8 0.1
Paralelos 140 12Plantas 3 Compresoras 7,760
Plaza Huincul Conesa Regional Plaza Huincul - Senillosa (Neuquén) 67 10-8 0.02
Mainque - Conesa (Río Negro) 220 8 0.02
Plantas 1 Compresora 5,760468 18-16-12
10-8-6Total TGS 8,042
Fuente: ENARGAS. *Buenos Aires - Argentina
Gasoductos de Interconexión y Derivaciones
Sistema de Transporte de Gas Natural en Argentina - 2007
Transportadora de Gas del Norte Descripción Longitud
(Km)Diámetro
(Pulg)Capacidad
(Kpcd) HP
Norte Troncal C. Durán (Salta)San Jerónimo (Santa Fé)
Paralelos C. Durán (Salta)San Jerónimo (Santa Fé)
Plantas 9 Compresoras 164,180Centro Oeste Troncal L. De La Lata (Neuquén)
San Jerónimo (Santa Fé)Gasoductos Area Cuyo 1,257 30-18 1.2
Paralelos 890 30-24Plantas 8 Compresoras 169,400
Tramos Finales Troncal San Jerónimo (Santa Fé)
Pachecho (Bs. As) 295 24-22
Paralelo San Jerónimo (Santa Fé) 0.6
Gral. Rodriguez (Bs. As) 297 30San Jerónimo, Santa Fé, Paraná 268 24-16-12
Total TGN 6,998Total 15,040
Fuente: ENARGAS.
1,455 24 0.9
1,268 24-16
Argentina
57 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gasoducto Comodoro Rivadavia – Buenos Aires
1,600 Km
Argentina1949
Gasnor S.A.
Gasnea
Litoral Gas
Gas Natural Ban Metrogas
Gamuzzi Gas Pampeana
Gamuzzi Gas del Sur
Distribuidora de Gas Cuyana
Distribuidora de Gas del Centro
Transportadora de Gas del Norte
Transportadora de Gas del Sur
Argentina2007
Gasoductos 15,040 Km
Fuente: ENARGAS.
237 253281
340
2006 2007
Contratos de Transporte
TGS TGN
Argentina
58 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Durante el año 2008, el 60% del volumen de gas fue transportado por TGS y el 40% por TGN. Las transportadoras están en la obligación de presentar a Enargas los contratos firmados con sus clientes. Especialistas en asuntos de energía de Argentina, ven con preocupación los años de reserva de gas, no aparecen nuevos yacimientos, intranquilidad que se aumenta por la representatividad del gas en el total de la energía primaria que se consume en el país
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualTransportadora
TGS - Volumen transportado 2,324 2,401 2,371 4%TGS - Capacidad 2,621 2,729 2,729 4%TGN - Volumen transportado 1,707 1,628 1,555 (2%)TGN - Capacidad 2,027 2,027 2,027 2%
Gas transportado por el sistema 4,031 4,029 3,927 1%Capacidad 4,648 4,756 4,756 3%Cuenca
Neuquina 2,300 2,307 2,262 (0.6%)Austral y San Jorge 1,001 988 990 6%Noroeste 730 734 675 3%
Gas transportado por el sistema 4,031 4,029 3,927 1%Ingresos a distribución 72 72 63 0.1%
Total sistema 4,103 4,101 3,990 1%Consumo en boca de pozo 62 62 43 (10%)
Gas recibido de productores 4,165 4,162 4,032 1%Fuente: ENARGAS.
Gas Transportado en el Sistema - Mpcd
58%
25% 17%
Gas Transportado Según Cuenca
Neuquina
Austral y San Jorge
Noroeste
10.4 10.3 10.6
2006 2007 2008
Factor R/P - Años
Argentina
59 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cobertura y consumo
Empresa 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualMetrogas 2,060,100 2,101,700 2,142,244 2%
Residencial 1,982,200 2,021,800 2,060,853 2%
No residencial 77,900 79,900 81,391 2%
Ban 1,320,900 1,355,000 1,389,258 3%Residencial 1,273,300 1,305,900 1,338,695 3%
No residencial 47,600 49,100 50,563 3%
Litoral 521,100 544,300 567,509 4%Residencial 496,800 518,500 540,302 4%
No residencial 24,300 25,800 27,207 5%
Camuzzi Pampeana 1,050,800 1,089,400 1,126,326 3%Residencial 990,600 1,025,600 1,059,180 3%
No residencial 60,200 63,800 67,146 5%
Camuzzi Sur 486,700 510,000 531,833 4%Residencial 440,400 461,300 480,540 4%
No residencial 46,300 48,700 51,293 5%
Centro 508,900 533,500 558,392 5%Residencial 487,800 511,200 534,845 5%
No residencial 21,100 22,300 23,547 6%
Cuyana 423,300 443,200 464,211 5%Residencial 405,400 424,100 443,906 5%
No residencial 17,900 19,100 20,305 6%
Gasnor 355,100 371,000 385,397 4%Residencial 344,100 359,600 373,574 4%
No residencial 11,000 11,400 11,822 4%
Gasnea 41,900 48,600 56,328 16%Residencial 38,800 44,900 51,827 15%
No residencial 3,100 3,700 4,501 22%
Total 6,768,800 6,996,700 7,221,498 3%Residencial 6,459,400 6,672,900 6,883,722 3%No residencial 309,400 323,800 337,776 4%
Fuente: ENARGAS.
Usuarios de Gas Natural
Argentina
60 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El consumo residencial disminuyó en el último año, 1.3 MMm3/día, como consecuencia de un invierno más moderado que el de 2007.
El GNV ha disminuido el consumo, después de fuertes crecimientos en 2003 y 2004 de 30% y 15% respectivamente.
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualResidencial 7,401 9,000 8,522 7%Comercial 1,101 1,241 1,208 5%Industrial 12,526 12,176 12,426 (0.4%)Eléctrico* 11,430 12,176 12,983 7%GNV 3,043 2,858 2,728 (5%)Otros 918 1,080 1,060 7%
Total 36,419 38,531 38,928 3%Fuente: ENARGAS. * Incluye consumos de gas en boca de pozo.
Consumo de Gas Natural - MMm3
20% 23% 22%3% 3% 3%
34% 32% 32%
31% 32% 33%
8% 7% 7%3% 3% 3%
2006 2007 2008
Consumo de Gas Natural por Sector
Residencial Comercial Industrial
Eléctrico GNV Otros
Empresa 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualMetrogas 8,890 8,809 8,900 0.1%Ban 3,903 4,104 4,146 3%Litoral 3,831 3,862 3,902 0.9%Centro 2,210 2,336 2,360 3%Gasnor 3,574 3,911 3,951 5%Cuyana 2,284 2,325 2,349 1%Camuzzi Pampeana 6,589 6,913 6,985 3%Camuzzi Sur 4,877 5,970 6,032 11%Gasnea 261 300 303 8%
Total 36,419 38,531 38,928 3%Fuente: ENARGAS.
Consumo de Gas Natural - MMm3
Nota: Cifra real 2008 ponderada con base en el detalle del 2007.
Argentina
61 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas natural vehicular
El consumo de GNV entre 2006 y 2008 presenta una disminución significativa de 0.85 MMm3/día, aún cuando hubo un incremento de 315,000 conversiones. El crecimiento en EDS ha sido menor que el de las conversiones, por lo que el índice de vehículos/EDS pasó de 874 en 2007 a 969 en 2008.
Empresa 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualMetrogas 675 614 586 (7%)Ban 665 621 592 (6%)Litoral 284 266 254 (5%)Centro 362 347 331 (4%)Gasnor 244 240 229 (3%)Cuyana 299 288 275 (4%)Camuzzi Pampeana 401 372 355 (6%)Camuzzi Sur 66 64 61 (4%)Gasnea 47 47 45 (3%)
Total 3,043 2,858 2,728 (5%)Fuente: ENARGAS.
Consumo de GNV - MMm3
2,640
3,036
3,1683,043
2,8582,728
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Venta de GNV - MMm3
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Estaciones de servicio 1,636 1,753 1,801 5%
Vehículos con GNV 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10%
Consumo de GNV - MMm3 3,043 2,858 2,728 (5%)
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group, ENARGAS.
Gas Natural Vehicular
Argentina
62 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El 55% del parque automotor con GNV de Argentina se encuentra en la provincia de Buenos Aires y la Capital Federal.
En los últimos ocho años se han convertido en Argentina 1,300,000 vehículos a GNV, para un promedio de 162,500 vehículos/año.
Por todas las cifras anteriormente mostradas, es indiscutible que dentro del grupo de mercados del GNV a nivel mundial, entre los más desarrollados, se encuentra Argentina.
Provincia 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualBuenos Aires 671,478 796,236 834,093 11.5%
Capital Federal 129,212 142,780 129,240 0.01%
Córdoba 170,111 198,288 209,379 10.9%
Mendoza 126,491 150,237 157,643 11.6%
Santa Fé 128,025 139,782 151,492 9%
Otras provincias 204,655 250,907 263,831 14%
Total 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10%
Vehículos con GNV
Fuente: ENARGAS, International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.
48%
7%12%
9%
9%
15%
Vehículos con GNV - 2008
Buenos Aires
Capital Federal
Córdoba
Mendoza
Santa Fé
Otras provincias
450
1,459 1,4301,678 1,746
2000 2005 2006 2007 2008
Vehículos con GNVCifras en Miles
Argentina
63 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
Cargo Variable $/factura US$/factura
$/m3 20 m3 / mes 20 m3 / mesMetrogas 7.8 0.15 10.7 0.17 3.4Ban 10.1 0.17 13.4 0.22 4.3Litoral 8.1 0.13 10.6 0.17 3.4Centro 7.9 0.26 13.1 0.21 4.2Gasnor 7.9 0.11 10.1 0.16 3.2Cuyana 7.7 0.14 10.6 0.17 3.4Camuzzi Pampeana 7.8 0.16 11.0 0.18 3.6Camuzzi Sur 7.7 0.09 9.5 0.15 3.1Gasnea 7.8 0.15 10.7 0.17 3.4
Promedio país 8.1 0.15 11.1 0.18 3.6Fuente: Enargas.Nota: ($) corresponde a pesos argentinos. Tasa de cambio: 3.1 $a/US$
Cargo Fijo $/factura Empresa
Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008
US$/m3
Cargo Variable $/factura US$/factura
$/m3 300 m3 / mes 300 m3 / mesMetrogas 11.0 0.18 66.0 0.07 21.3Ban 14.4 0.25 88.9 0.10 28.7Litoral 11.2 0.20 72.2 0.08 23.3Centro 11.2 0.34 112.6 0.12 36.3Gasnor 11.2 0.18 66.6 0.07 21.5Cuyana 10.9 0.20 72.1 0.08 23.3Camuzzi Pampeana 11.2 0.22 75.7 0.08 24.4Camuzzi Sur 11.1 0.15 55.8 0.06 18.0Gasnea 11.5 0.22 78.7 0.08 25.4
Promedio país 11.5 0.22 76.5 0.08 24.7Fuente: Enargas.Nota: ($) corresponde a pesos argentinos. Tasa de cambio: 3.1 $a/US$
Cargo Fijo $/facturaEmpresa
Tarifas a Usuario Final - Servicio General con Contrato - 2008
US$/m3
Brasil
64 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Brasil Extensión geográfica (Km2) 8,547,403 Población (Miles de habitantes) 196,343
Brasilia
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - R$/US$
2009 2010PIB (1.3%) 2.2%IPC 4.8% 4.0%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
6.4%Porcentaje
7.9%1.9%Tasa
Tasa anual de variación5.9%
4.8%
Proyección FMI
7.8%36.7%
4.5%
Cifras 2008Variables Macroeconómicas
Reales - R$1.8
30,498 24,715
14,108
9,894 8,339
12,550
(9,380)
27,518
20,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
4.0%
5.7% 5.9%
(1.3%)
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
3% 3%
1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Brasil Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 2,397 2008
Consumo gas natural (MMm3) 23,871 2008
Consumo carbón (MM toneladas) 15 2008
Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 402 2007
Consumo total energía primaria (Mtep) 228 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,844 2006
Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 377 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Abegas.
Brasil
65 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• Primeras reservas de gas natural se
descubren en 1940, en el estado de Bahía.
• Petrobras, empresa estatal, creada en 1953, monopolizó durante más de 40 años los derechos de exploración y producción.
• Reformas constitucionales entre 1995 y
1997 crean ente regulador y abren las puertas del sector a la empresa privada.
• Actualmente el abastecimiento de gas natural proviene tanto de fuentes internas
como externas. Bolivia, principal fuente externa.
• Mercado con fuerte integración vertical entre
el upstream y los demás eslabones de la cadena. Petrobras lidera el mercado, maneja importaciones de Bolivia y domina reservas, producción y transporte.
• Petrobras desarrolla un proyecto para instalar dos plantas de LNG que abastecerían el 17% de la demanda, disminuyéndose así la dependencia del gas boliviano.
Fuente: Abegas.
Participación gas natural - Canasta energética 10%Número de Pozos perforados 422Reservas de gas natural - Tpc 19.3Producción de gas natural - Mpcd 2,083Red de gasoductos - Km 7,405
Nacionales 3,940Internacionales 3,465
Consumo de gas natural - MMm3 23,871Número de usuarios 1,437,931
Residenciales 1,411,833No residenciales 26,098
Vehículos con GNV 1,588,331Estaciones de servicio 1,649
Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural - 2008
15.0
15.7
16.2
2006 2007 2008
Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes
Brasil
66 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Brasil
67 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y producción
Solo el 20% de las reservas se encuentran en tierra, principalmente en el campo Urucu (Amazonas) y en campos del estado Bahía.
Del 80% de reservas que se encuentran costa afuera, la gran mayoría están en Bahía de Campos (Río de Janeiro), éstas son el 42% del total de las reservas del país.
Localización 2006 2007 2008 Participación2008
Río de Janeiro 9.7 9.6 9.0 47%Amazonas 3.1 3.2 3.0 15%Espíritu Santo 2.5 2.5 2.3 12%Sao Paulo 2.4 2.4 2.2 11%Bahía 1.9 1.8 1.7 9%Otros 1.19 1.17 1.1 6%
Total 20.8 20.6 19.3 100%Probadas 12.3 12.9 11.5 60%
No probadas 8.5 7.8 7.8 40%Fuente: Agencia Nacional de Petróleos, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Reservas de Gas Natural - Tpc
7.8 7.9 8.7
11.5 10.812.3 12.9
11.5
2000 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Reservas Probadas de Gas Natural - Tpc
Variación Promedio
Anual6%
Localización 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualTierra 4.6 4.1 3.9 1%Costa afuera 16.1 16.5 15.4 17%
Total 20.8 20.6 19.3 13%Fuente: Agencia Nacional de Petróleos, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Reservas de Gas Natural - Tpc
Brasil
68 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El 41% de la producción no llega a ser parte de la oferta al mercado.
Más del 75% de la producción es de gas asociado.
La totalidad del gas importado en el segundo semestre de 2008 provino de Bolivia. En el primer trimestre de 2008 se importaron 1.2 MMm3/día de Argentina.
A comienzos de 2009, se importaron de Bolivia 24 MMm3/día, a partir de mayo se solicitó el máximo, 30 MMm3/día.
Brasil está obligado a importar mínimo 19.5 MMm3/día hasta 2019, esta cifra representa el 63% de sus requerimientos de importación del año 2008, que permitieron balancear su demanda.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Producción 1,713 1,756 2,083 10%(-) Consumo propio 271 279 279 1%(-) Quema y pérdida 179 188 211 9%(-) Reinyección 307 338 376 11%
Producción nacional líquida 956 951 1,218 13%
(+) Importación 947 999 1,092 7%Mpcd 1,903 1,950 2,310MMm3 19,671 20,159 23,871
Gas comercializado por distribuidoras 15,355 15,053 18,101 9%Otros consumos 4,315 5,107 5,769 16%
Fuente: Agencia Nacional de Petróleos.
Balance de Gas Natural - Mpcd
Oferta (Consumo nacional) 10%
13%
10%
18%59%
Producción de Gas Natural - 2008
Consumo propio
Quema y pérdida
Reinyección
Producción nacional líquida
53%
47%
Oferta de Gas Natural - 2008
Producción nacional líquida
Importación
Brasil
69 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Gasoducto Diámetro (Pulg)
Extensión (Km)
Malha I 1,066Guamaré - Cabo 12 424Pilar - Cabo 12 204Guamaré - Pecém 382Santa Rita - São Miguel de Taipu 25Açu - Serra do Mel 12/10 31
Malha II 844Atalaia - Santiago/Catu 14 230Santiago/Catu - Camaçari I 14 32Santiago/Catu - Camaçari II 18 32Candeias - Camaçari 12 37Candeias - Aratu (Trecho Candeias - Dow Química) 14 15Dow - Aratu - Camaçari 14 27Atalaia - Itaporanga 14 29Catu - Carmópolis (Trechos Itaporanga - Carmópolis / Catu - Itaporanga) 26 265Carmópolis - Pilar 26 177
Malha III 575Lagoa Parda - Aracruz 8 38Aracruz - Vitória 8 62Serra - Viana 8 46
26/16 11713
Cabiúnas - Vitória 28 300Malha IV 1,454
Cabiúnas - Reduc 16 183Reduc - Regap 16 357Reduc - Esvol 18 95Esvol - Tevol 14 6Esvol - São Paulo 22 325RBPC - Capuava 12 37RBPC - Comgás 12 2Betim - Ibirité 12 0.1Campinas - Rio 28 450
Total extensión gasoductos de producción nacional 3,940Trecho Norte: 24 a 32 1,418Trecho Sur: 16 a 34 1,165
Lateral Cuiabá 18 267Uruguaiana - Porto Alegre 24 615
Total extensión gasoductos de importación 3,465Total 7,405
Fuente: Agencia Nacional de Petróleos.
Sistema de Transporte de Gas Natural en Brasil - 2008
Bolivia - Brasil
Cacimbas - Vitória
Brasil
70 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cobertura y consumo
Excepto las térmicas, de las cuales hay tres menos que en 2006, los demás sectores presentan crecimientos en sus usuarios en el periodo en estudio.
El 97% de los usuarios se encuentran en los dos grandes centros urbanos del país, los estados de Río de Janeiro y Sao Paulo.
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualResidencial 1,253,728 1,335,811 1,411,833 6%Comercial 20,550 21,190 21,798 3%Industrial 2,514 2,498 2,543 1%GNV 1,378 1,514 1,649 9%Cogeneración 32 38 46 20%Eléctrico 21 19 18 (7%)Otros 18 27 44 56%
Total 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6%Fuente: Abegas.
Usuarios de Gas Natural
51%44%
5%
Usuarios de Gas Natural por Empresa - 2008
Ceg
Comgas
Otras empresas
Empresa 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualCeg 710,761 724,786 735,656 2%Comgas 517,827 572,129 630,503 10%Gas Natural Sao Paulo S 25,400 28,761 31,586 12%Ceg Rio de Janeiro 17,158 19,555 21,537 12%Otras empresas 7,095 15,866 18,649 62%
Total 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6%Fuente: Abegas.
Usuarios de Gas Natural
Brasil
71 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El sector industrial presentó un crecimiento durante el periodo de análisis de 2.9 MMm3 /día.
El crecimiento del consumo en Brasil se ha sustentado en la generación eléctrica. En el periodo 2006 - 2008 éste se incrementó en 5.1 MMm3 /día.
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualIndustrial 8,353 9,254 9,427 6%GNV 2,600 2,562 2,421 (4%)Residencial 225 241 264 8%Comercial 213 213 222 2%Eléctrico 3,000 1,979 4,861 27%Cogeneración 686 696 823 10%Otros 278 107 83 (45%)
Total 15,355 15,053 18,101 9%Fuente: Abegas.
Consumo de Gas Natural - MMm3
2006
2007
2008
54%
61%
52%
20%
13%
27%
17%
17%
13%
9%
8%
8%
Consumo de Gas Natural por Sector
Industrial Eléctrico GNV Otros
Región 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualNordeste 2,173 2,371 2,443 6%Sudeste 10,286 10,554 13,861 16%Sur 2,253 1,782 1,680 (14%)Centro - Oeste 643 346 118 (57%)
Total 15,355 15,053 18,101 9%Fuente: Abegas.
Consumo de Gas Natural - MMm3
Brasil
72 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
Departamentos sin cobertura
R$/factura US$/factura
20 m3/mes 20 m3/mesGas Natural 15.37 3.08 77.04 2.14 42.80
Comgas 15.03 3.38 82.59 2.29 45.88
Ceg Río de Janeiro 0 3.73 74.62 2.07 41.45
Promedio 10.13 3.40 78.08 2.17 43.38
Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008
Cargo FijoR$/factura
Cargo VariableR$/m3Empresa US$/m3
R$/factura US$/factura
300 m3/mes 300 m3/mesGas Natural 32.00 2.33 731.30 1.35 406.28
Comgas 61.78 2.52 816.96 1.51 453.87
Ceg Río de Janeiro 0 3.79 1,136.88 2.11 631.60
Promedio 31.26 2.88 895.05 1.66 497.25Fuente: AGENERSA, ARSESP.Tasa de cambio: 1.8 R$/US$.
Empresa Cargo FijoR$/factura
Cargo VariableR$/m3
Tarifas a Usuario Final - Sector Comercial - 2008
US$/m3
Brasil
73 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas natural vehicular
Durante los últimos ocho años, los vehículos convertidos a GNV en Brasil, han presentado un crecimiento promedio año del 28%.
El índice vehículos/estación, del periodo 2006 - 2008 se encuentra entre 962 - 969, superior a los 700 establecidos en Colombia como nivel óptimo por el Ministerio de Minas y Energía.
Contrastan las cifras de conversiones y consumo de GNV en 2008, mientras las primeras aumentaron en casi 120,000, el volumen disminuyó en 0.5 MMm3/día.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Estaciones de servicio de GNV 1,378 1,514 1,649 9%
Vehículos con GNV 1,325,823 1,467,219 1,588,331 9%
Consumo de GNV - MMm3 2,600 2,562 2,421 (4%)
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group, Abegas.
Gas Natural Vehicular
285 381643
8261,052
1,3261,467
1,588
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Vehículos con GNV Miles de Vehículos
962 969 963
2006 2007 2008
Vehículos/Estaciones
Colombia
74 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Colombia Extensión geográfica (Km2) 1,141,815 Población (Miles de habitantes) 45,014
Bogotá
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio $/US$
2009 2010PIB 0% 1.2%IPC 5.4% 4.0%Fuente: Cepal, FMI, BP.
Tasa anual de variación
Porcentaje
Tasa
2.5%1.7%
3.4%
9.7%17.1%5.4%
Peso Colombiano - $
Proyección FMI
11.2%
2,243.6
Variables MacroeconómicasCifras 2008
7.7%
2,111
2,526
1,277 783
2,873 5,590
5,558
8,127 8,645
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
6.8%7.5%
2.5%
0.0%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
3%3%
1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Colombia Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 234 2008
Consumo gas natural (Mpcd) 723 2008
Consumo carbón (MM toneladas) 2 2008
Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 54 2008
Consumo total energía primaria (Mtep) 30 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,399 2008
Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 62 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, UPME.
Colombia
75 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Comparativo Mercados Desarrollados
76 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Comparativo Mercados Desarrollados
40,482
196,343
45,014
6.8%5.9%
2.5%
Argentina Brasil Colombia
Población y Crecimiento PIB - 2008
Población - Miles de habitantes Crecimiento PIB
54%
10%24%
32%
46%36%
1%
6%8%
2%
1%
11%36% 33%
Argentina Brasil Colombia
Consumo Energético - 2008
Gas natural Petróleo CarbónEnergía nuclear Hidroeléctrica
15.619.3
6.410.6
31.0
20.0
Argentina Brasil Colombia
Reservas y Factor R/P de Gas Natural 2008
Reservas - Tpc Factor R/P - Años
38,928
23,871
7,473
Argentina
Brasil
Colombia
Consumo - MMm3 - 2008
15,040
7,405 6,973
23
9
Argentina Brasil Colombia
Transporte de Gas Natural
Km Empresas transportadoras
7,221,498
1,437,931
5,015,381
9
2730
Argentina Brasil Colombia
Cobertura de Gas Natural - 2008
Usuarios Empresas distribuidoras
1,745,677
1,588,331
280,638
1,8011,649
507
Argentina Brasil Colombia
Gas Natural Vehicular - 2008
Vehículos EDS
3.57
43.38
7.29
Argentina
Brasil
Colombia
Tarifa Promedio Residencial US$/factura (20 m3/mes) - 2008
Mercados Emergentes
79 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Mercados Emergentes
Venezuela
Perú
Ecuador
Bolivia
Uruguay
Chile
Bolivia
80 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Bolivia Extensión geográfica (Km2) 1,098,591 Población (Miles de habitantes) 9,601
La Paz
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - Bs/US$
Proyección FMI2009 2010
PIB 2.2% 2.9%IPC 6.5% 6.1%
7.7
Fuente: Cepal, FMI, BP.
N.D.2.3%Tasa 3.6%
Cifras 2008
8.8%
Tasa anual de variación5.8%3.7%12.1%
Porcentaje
Variables Macroeconómicas
Boliviano - Bs
734
703
674
195 63
(242)
278 200
280
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMMUS$
4.8% 4.6%
5.8%
2.2%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
2.9%2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Bolivia Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 59 2007Consumo gas natural MMm3 2,150 2008Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 5.1 2007Consumo total energía primaria (Tbtu) 218 2006
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,844 2006
Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 12 2006
Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Superintendencia de Hidrocarburos.
Bolivia
81 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• El análisis del sector gas se ha hecho con
base en las reservas probadas de gas natural que ascienden a 25 Tpc; sin embargo, según fuentes oficiales como YPFB, este país cuenta con un total de reservas de 52 Tpc.
• País productor y exportador de gas desde inicio de los años 70´s. Sin embargo, su consumo interno es muy reducido.
• Ley de hidrocarburos de 1996 incentivó la exploración,130 pozos perforados entre 1998 y 1999. Reservas aumentaron significativamente entre 1998 y 2003.
• Nacionalización de hidrocarburos en 2005,
creó un periodo de total inestabilidad en la inversión extranjera. Solo 12 pozos
perforados entre 2006 y 2007.
• Actualmente existen contratos de exportación a Brasil (30 MMm3/día), Argentina (16 MMm3/día, extendibles a 27 en 2010) y Uruguay (4 MMm3/día).
• Producción de gas natural entre 2006 y 2008 no sobrepasa los 41 MMm3/día, causa de incumplimientos en compromisos de exportación. A comienzos de 2008 solo se enviaban a Argentina 2.8 MMm3/día.
• A finales de 2008, se estructuró una alianza estratégica entre Gasprom (Multinacional rusa), Total y la estatal Boliviana YPFB, para invertir 4,500 MM US$ en el sector gas de Bolivia.
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.
Reservas de gas natural - Tpc (2008) 25.1Producción de gas natural - Mpcd (2008) 1,512Red de gasoductos - Km (2006) 4,562Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 2,150Número de usuarios (2008) 112,295
Residenciales 108,359No residenciales 3,936
Vehículos convertidos a GNV (2008) 99,657Estaciones de servicio (2008) 96
Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural
27.5
24.427.2
2006 2007 2008
Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes
Bolivia
82 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Bolivia
83 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y producción
En mayo de 2009, la estatal YPFB abrió licitación para lograr la certificación de las reservas de gas, con el apoyo técnico de Noruega y Canadá. La última certificación, 27.6 Tpc, corresponde a diciembre de 2004.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualReservas - Tpc 26.1 25.1 25.1 (2%)
Producción - Mpcd 1,313 1,509 1,512 7%
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009, Superintendencia de Hidrocarburos.
Reservas y Producción de Gas Natural
0200400600800
1,0001,2001,4001,600
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Producción de Gas Natural - Mpcd
Crecimiento Promedio
Anual21%
Empresa 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualPetrobras 751 838 844 6%Andina 231 243 236 1%Chaco 148 179 182 11%British Gas 53 52 53 (0.5%)Pluspetrol 38 43 46 11%Petrobras Energía 36 41 39 5%Repsol 31 77 79 58%Vintage 25 35 34 17%
Total 1,313 1,509 1,512 7%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.
Producción de Gas Natural - Mpcd
Bolivia
84 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Gasoductos Longitud(Km)
Diámetro(Pulg)
Capacidad(Mpcd) Empresa
Carrasco - Yapacaní 76 12 3/4 176
Yapacaní - Colpa 114 16 176
Colpa - Río Grande 88 24 274
Carrasco - Valle Hermoso 4 8 5/8 32 Transredes
Colpa - Mineros 64 6 5/8 - 4 1/2 10
Frontera - Yacuiba 367 24 72
Yacuiba - Caigua 100 24 468
Caigua - Taquiperenda 101 24 460
Taquiperenda - Saipurú 104 24 438
Saipurú - Río Grande 136 24 480
Villamontes - Tarijá 174 4 1/2 8
Tarijá - El Puente 85 4 1/2 6
Taquiperenda - Tarabuco 300 10 3/4 - 8 5/8 - 6 5/8 21
Tarabuco - Sucre 44 6 5/8 21
Tarabuco - Cbba 282 10 3/4 - 6 5/8 10
Piraimiri - Cerrillos 13 4 - 6 - 8 40 Transredes
Sucre - Potosí 100 6 5/8 - 4 1/2 5 Transredes
Río Grande - Parotani 454 10 3/4 75
Parotani - Oruro 127 6 5/8 28
Oruro - La Paz 199 6 5/8 25
Mineros San Ramón 111 3 1/2 - 2 Comsur
Río Grande - Santa Cruz 46 12 3/4 86 Transredes
Caranda - Colpa 33 10 3/4 Transredes
El puente - Camargo 71 2 3/8 - 3 1/2 - 4 1/2 Prefectura Chuquisaca
Madrejones - Campo Durán 20 12 3/4 88 Pluspetrol
Río Grande - Mutún 557 32 1,062 Transbolivia
Chiquitos - San Matías 360 18 99 Oriente Boliviano
Yacuiba - Río Grande 431 32 622 Transierra
Total 4,562Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.
Sistema de Transporte de Gas - 2006
Transredes
Transredes
Transredes
Transredes
Transredes
Bolivia
85 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Sistema de transporte de gas
La Paz
Oruro
TransredesPetrobrasGas TransbolivianoGas Oriente Boliviano
Sucre
Potosí
Santa Cruz
TarijáEl Puente
Camargo
Est. Chiquitos
A Brasil
Mutún A Brasil
San Ramón
MinerosCarrasco
A Campo Durán
Prefectura de Chuquisaca
Comsur
Bolivia
86 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exportaciones
Durante 2008, las exportaciones de gas natural a Brasil se mantuvieron cercanas a los 30 MMm3/día, cifra máxima contratada. En el mismo periodo se enviaron a Argentina 4 MMm3/día, inferior a los 16 MMm3/día que se proyectaba exportar para este año. El cálculo de este factor R/P se llevó a cabo con las reservas probadas, 25 Tpc, de haber tomado las reservas totales, que según fuentes oficiales bolivianas estarían en 51 Tpc, este factor ascendería a 92 años.
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualBrasil 888 1,075 1,083 10%
Por Mutún 867 1,071 1,081 12%Por San Matías 21 4 2 (69%)
Argentina 176 101 99 (25%)Por Madrejones 34 27 28 (9%)Por Pocitos 142 75 70 (30%)
Total 1,064 1,177 1,182 5%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.
Exportaciones de Gas Natural - Mpcd
17%
9%
8%
83%
91%
92%
2006
2007
2008
Exportaciones de Gas Natural
Argentina Brasil
199
45
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Factor R/P - Años
Decrecimiento Promedio
Anual(17%)
Bolivia
87 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cobertura y consumo
El gobierno boliviano proyecta para el año 2009, instalar 100,000 conexiones domiciliarias de gas natural en 7 departamentos. La mayor cantidad, 35,000, en La Paz, y 21,000 en Santa Cruz y Cochabamba.
Sector 2006 2007 2008 * Variación 2007 - 2008
Industrial 1,127 1,190 1,228 3%Comercial 2,127 2,458 2,708 10%Residencial 68,389 89,657 108,359 21%
Total 71,643 93,305 112,295 20%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.* Cifras a julio.
Usuarios de Gas Natural
1% 2%
97%
Usuarios de Gas Natural - 2008
Industrial
Comercial
Residencial
Empresa 2007 2008 * Variación
Emcogas 15,989 18,130 13%
Emdigas 8,058 8,254 2%
Emtagas 30,080 33,404 11%
Sergas 6,284 7,456 19%
YPFB 32,289 44,408 38%
Cosermo 605 643 6%
Total 93,305 112,295 20%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.* Cifras a julio.
Usuarios de Gas Natural
Bolivia
88 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Emcogas, líder en ventas de gas en 2008, se encuentra en trámites para transferir en julio de 2009, la administración del servicio de distribución de gas natural de Cochabamba a la entidad estatal YPFB, por vencimiento del contrato que era a 20 años.
Sector 2006 2007 2008*Variación Promedio
AnualDistribuidoras de gas por redes 736 848 898 10%Eléctrico 842 843 775 (4%)Consumo propio 199 323 322 27%Refinerías 86 90 99 7%Otros sectores 59 38 56 (3%)
Total 1,922 2,142 2,150 6%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.
Consumo de Gas - MMm3
Nota: Este consumo no incluye exportaciones de gas natural.* Proyección anual con cifras reales a marzo de 2008.
42%
36%
15%
5% 2%
Consumo de Gas
Gas por redes
Eléctrico
Consumo propio
Refinerías
Otros sectores
Empresa 2006 2007 2008 *Variación Promedio
Anual Emcogas 230 261 285 11%Emdigas 47 49 51 4%Sergas 191 241 268 18%YPFB 216 246 272 12%Otras empresas 52 51 22 (35%)
Total 736 848 898 10%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.* Proyección anual con cifras reales a julio.
Consumo de Gas Natural por Distribuidoras - MMm3
Bolivia
89 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
Bs$/factura US$/factura20 m3/mes 20 m3/mes
Emcogas 0.00 1.31 26.11 0.17 3.4
Emdigas 10.00 1.20 33.93 0.22 4.4
Emtagas 21.21 0.00 21.21 0.14 2.8
Sergas 0.00 1.26 25.25 0.16 3.3
YPFB 0.00 0.79 15.87 0.10 2.1
Promedio 6.24 0.91 24.47 0.16 3.2Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.Nota: Bs (Bolivianos) moneda nacional Bolivia. Tasa de cambio 7.7 Bs/US$.
Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008
Empresa Cargo FijoBs$/factura
Cargo VariableBs$/m3 US$/m3
3.4
4.4
2.8
3.3
2.1
3.2
Emcogas Emdigas Emtagas Sergas YPFB Promedio
Tarifa a Usuario Residencial US$/factura mes
50.944.3
29.5
24.6
10.4
31.9
Emcogas Emdigas Emtagas Sergas YPFB Promedio
Tarifa a Usuario ComercialUS$/factura mes
Bs$/factura US$/factura300 m3/mes 300 m3/mes
Emcogas 0.00 1.31 391.61 0.17 50.9
Emdigas 0.00 1.14 340.93 0.15 44.3
Emtagas 0.00 0.76 227.25 0.10 29.5
Sergas 0.00 0.63 189.43 0.08 24.6
YPFB 80.00 0.00 80.00 0.03 10.4Promedio 16.00 0.77 245.84 0.11 31.9
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.Nota: Bs (Bolivianos) moneda nacional Bolivia. Tasa de cambio 7.7 Bs/US$.
Empresa Cargo FijoBs$/factura
Cargo VariableBs$/m3
Tarifas a Usuario Final - Sector Comercial - 2008
US$/m3
Bolivia
90 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas natural vehicular
El 8% de crecimiento anual de las EDS está muy por debajo del 25% al que crecen los vehículos. El índice vehículos/EDS es de 1,039, uno de los más altos de la región.
Solo hasta 2005, se inició la penetración del GNV a La Paz y un año antes a la provincia de Tarijá, estos mercados apenas comienzan su desarrollo.
Concepto 2006 2007 2008 *Variación Promedio
AnualEstaciones de servicio de GNV 82 88 96 8%
Vehículos con GNV 63,432 86,315 99,657 25%
Consumo de GNV - MMm3 184 243 297 27%
Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Cifras a julio.
Gas Natural Vehicular
51%34%
9%6%
Vehículos con GNV - 2008
Cochabamba
Santa Cruz
El Alto
Otras ciudades
Ciudad 2006 2007 2008*Variación Promedio
Anual El Alto 4,963 7,970 9,504 38%La Paz 102 254 411 101%Cochabamba 36,021 45,445 50,756 19%Santa Cruz 19,145 28,141 33,640 33%Sucre 1,145 1,806 2,124 36%Oruro 483 720 1,045 47%Tarijá 1,573 1,979 2,177 18%
Total 63,432 86,315 99,657 25%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Cifras a julio.
Vehículos con GNV
Bolivia
91 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Entre Cochabamba y Santa Cruz se encuentra el 83% del consumo de GNV del país, estas regiones tienen más de 10 años con acceso al GNV.
Ciudad 2006 2007 2008*Variación Promedio
Anual El Alto 21 27 31 23%La Paz 4 5 7 36%Cochabamba 96 114 129 16%Santa Cruz 58 87 119 42%Sucre 2 4 5 49%Oruro 1 2 3 47%Tarijá 2 3 4 46%
Total 184 243 297 27%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Proyección anual con cifras reales a julio.
Consumo de GNV - MMm3
43%
40%
10%
7%
Ventas de GNV - 2008
Cochabamba
Santa Cruz
El Alto
Otras ciudades
Ciudad 2006 2007 2008*Variación Promedio
AnualEl Alto 14 15 18 13%La Paz 3 3 3 0%Cochabamba 29 32 33 7%Santa Cruz 25 28 31 11%Sucre 3 3 2 (18%)Oruro 2 2 3 22%Tarijá 6 5 6 0%
Total 82 88 96 8%Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos.(*) Cifras a julio.
Estaciones de GNV
Chile
92 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Chile Extensión geográfica (Km2) 2,006,096 Población (Miles de habitantes) 16,454
Santiago de Chile
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - $ /US$
2009 2010PIB 0% 3.0%IPC 3% 3.0%Fuente: Cepal, FMI, BP.
3.7%Peso Chileno - $
Proyección FMI
7.7%
Variables Macroeconómicas
5.4%Tasa 7.8%15.2%
522.4
Cifras 2008Tasa anual de variación
3.8%2.8%8.9%
Porcentaje
873
2,590 2,207 2,701
5,610
4,801 4,482
10,627 11,170
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
4.3%5.1%
3.8%
0.1%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
2.9%2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Chile Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 358 2008Consumo gas natural MMm3 2,604 2008Consumo carbón (MM toneladas) 3 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 46 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 28 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,823 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 65 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, CNE.
Chile
93 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• Reservas muy limitadas, desde los años
50´s se han descubierto en la cuenca de Magallanes 23 yacimientos, 12 aún con algunas reservas.
• En la última década, el consumo de gas se incrementó a un ritmo mucho mayor que la producción, situación que obliga a depender de importaciones.
• Importaciones de gas desde Argentina iniciaron en 1996 alcanzando los 22 MMm3/día. Entre 2004 y 2008 se presentan interrupciones temporales en estos envíos.
• Para cubrir déficit actual, Chile mira hacia el LNG, apuntándole a una independencia energética, por el múltiple acceso a la oferta que se tiene con él.
• En el segundo semestre de 2009, entraría en operación la planta de regasificación de LNG Quintero (una de las primeras en Suramérica), se espera procesar entre 10 y 15 MMm3 /día que podrían ampliarse hasta 20 MMm3 /día, lo que permitiría satisfacer las necesidades de suministro actuales en un 90% aproximadamente.
Fuente: CNE - Comisión Nacional de Energía de Chile.
Participación gas natural - Canasta energética (%) (2007) 16%Reservas de gas natural - Tpc (2008) 2.7Producción de gas natural - Mpcd (2008) 178Red de gasoductos - Km (2008) 4,468
Nacionales 1,117Internacionales 3,351
Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 2,604Número de usuarios (2008) 555,599
Residenciales 542,651No residenciales 12,948
Vehículos convertidos a GNV (2008) 8,064Estaciones de servicio (2008) 15
Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural
62.1
47.8
38.4
2006 2007 2008
Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes
Chile
94 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Chile
95 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y producción
La estatal ENAP tiene presupuestado invertir en exploración 600 millones de dólares en el periodo 2007-2011. De estos se invirtieron 300 millones en 2008 en la exploración de petróleo y gas natural en la austral región de Magallanes; sin embargo, hasta finales de 2008, los resultados no han sido los más alentadores. El 100% de la producción de gas natural de Chile se da en la cuenca de Magallanes, siendo sus principales destinos la multinacional Methanex, primer productor mundial de metano, y la ciudad de Punta Arenas, atendida por la distribuidora Gasco Magallanes.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Reservas de gas natural - Tpc 2.8 2.8 2.7 (2%)
Producción de gas natural - Mpcd 213 195 178 (9%)
Fuente: CNE - Comisión Nacional de Energía de Chile.
Reservas y Producción de Gas Natural
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
2003 2004 2005 2006 2007 2008
Reservas de Gas Natural - Tpc
236 250 246211 204
222 213195
178
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Producción de Gas Natural - MpcdVariación Promedio Anual (7%)
Chile
96 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Chile
97 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Infraestructura de Transporte de Chile
I: Tarapacá
II: Antofagasta
III: Atacama
IV: Coquimbo
V: ValparaisoRegión Metropolitana
VI: O’ HigginsVII: Maule
VIII: Bio BíoIX: Araucanía
X: Los Lagos
XI: Aisén del General Carlos Ibañez Campo
XII: Magallanes y Antárticachilena City Gates
Santiago de Chile
Norandino
Del Pacífico (De Argentina)
Gas Andes (De Argentina)
Fuente: CNE.
Atacama (De Argentina)
Electrogas
GasoductosZonas
Planta de regasificación de LNG Quintero
Chile
98 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
En 2004, comenzó la crisis argentina de gas, situación que ha reducido las importaciones de gas a las cifras más bajas desde sus inicios en 1996. A partir del segundo semestre de 2009, Chile dejará de depender exclusivamente del gas argentino, ya que comenzará a recibir las importaciones de LNG con destino a la planta de Quintero. El 9 de junio de 2009, zarpó desde Trinidad y Tobago la nave "Methane Jane Elizabeth" que llegará a Chile a través del estrecho de Magallanes con la primera importación de LNG, con una carga total de 142,699 m3, equivalente al suministro de Santiago por un periodo de entre 58 y 87 días, avaluada a precio actual en 20 millones de dólares.
Usos/Región 2005 2006 2007Variación Promedio
AnualUso energético 460 397 241 (28%)
Región Norte 170 120 50 (46%)
RM* - Región Centro 250 237 172 (17%)
Región Sur 39 39 19 (30%)Uso petroquímico
Región de Magallanes 169 196 74 (34%)
Total 629 592 316 (29%)
Importaciones de Gas Natural - Mpcd
Fuente: Cámara de Comercio de Santiago de Chile, Servicio Nacional de Aduanas XII Región. *Región Metropolitana.
0
200
400
600
800
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Importaciones de Gas Natural - Mpcd
27% 20% 16%
40%40% 55%
6%7%
6%27% 33% 23%
2005 2006 2007
Importaciones de Gas Natural
II Región RM ‐ V Región VIII Región Magallanes
Chile
99 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Consumo
El sector más afectado con los recortes de gas de Argentina, después de la generación eléctrica, es la industria, toda vez que se le da prioridad al resto de sectores en detrimento de este último. El combustible sustituto del gas natural en las térmicas ha sido el carbón, la industria recurrió principalmente al diesel y el sector residencial al GLP. Diciembre fue el mes donde se presentó el mayor consumo de gas natural en Chile durante 2008, un poco más de 300 MMm3. En condiciones normales de suministro, esa es la cantidad de gas que consume la multinacional Methanex, que antes de los recortes consumía el 25% del total del gas consumido en este país.
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualEléctrico 2,226 987 494 (53%)Petroquímica y refinería 4,208 2,537 1,557 (39%)Residencial 438 433 354 (10%)Industrial 942 332 79 (71%)Comercial 87 97 93 3%GNV 33 22 12 (40%)Otros 16 17 16 0.3%
Total 7,950 4,426 2,604 (43%)Fuente: CNE.
Consumo de Gas Natural - MMm3
53% 57% 60%
28% 22% 19%
12% 8% 3%
6% 10% 14%2% 3% 5%
2006 2007 2008
Consumo de Gas Natural
Petroquímica y ref inería EléctricoIndustrial ResidencialOtros
0
50
100
150
200
250
300
350
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Consumo de Gas Natural - 2008MMm3
Chile
100 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
La mayor concentración de usuarios se encuentra en la región Metropolitana, que comprende Santiago de Chile y sus alrededores, ésta es atendida por la empresa Metrogas, que a 2008 alcanzaba una participación de mercado del 75% de las viviendas ubicadas en zonas donde existen redes de gas natural. Con la llegada del LNG a Chile en el segundo semestre de 2009, el gobierno ha emplazado a la industria a regresar al gas natural, recordándole a las empresas que tienen Resolución de Calificación Ambiental que están obligadas a usar gas natural y que el uso del diesel fue algo excepcional, producto de la crisis energética. Lo anterior, debido a la elevada contaminación existente, especialmente en la región Metropolitana.
Región 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualAntofagasta - II 0 2,816 3,187 13%Valparaiso - V 74,840 76,928 77,972 2%O´Higgins - VI 10 5 2 (55%)Bio Bío - VIII 13,807 15,509 16,805 10%Araucanía - IX 5,845 6,324 6,560 6%Magallanes - XII 46,779 47,068 48,181 1%Metropolitana 336,844 370,893 402,892 9%
Total 478,125 519,543 555,599 8%Fuente: CNE.
Usuarios de Gas Natural
72%
14%
9%5%
Usuarios de Gas Natural - 2008
Metropolitana
Valparaiso - V
Magallanes - XII
Otras regiones
98%
2%
Residencial
No residencial
Chile
101 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Chile basa sus proyecciones de consumo en la confiabilidad del suministro que le generan sus proyectos de regasificación de LNG en Quintero y Mejillones.
Si se suspende el suministro de gas de Argentina, para 2014 se necesitarían cerca de 30 MMm3/día de gas provenientes del LNG, bajo el supuesto de mantener la producción actual de 5 MMm3/día.
Sector 2010 2011 2012 2013 2014Variación Promedio
AnualResidencial 545 577 609 641 674 5%
Comercial 190 197 203 210 216 3%
Industrial 1,598 1,633 1,669 1,706 1,744 2%
Eléctrico 5,263 5,260 5,349 5,452 5,564 1%
Petroquímico 3,626 3,545 3,609 3,592 3,571 (0.4%)
Refinerías y procesos ENAP* 1,036 1,043 1,123 1,207 1,216 4%
GNV 33 34 34 35 36 2%
Total 12,292 12,289 12,597 12,842 13,021 1%Fuente: CNE. * Empresa Nacional de Petróleos.
Proyección de Consumo de Gas Natural - MMm3
7%
43%
27%
13%
10%
Proyección Consumo de Gas Natural 2014
Residencial y comercial
Eléctrico
Petroquímico
Industrial
Otros sectores
Zona 2010 2011 2012 2013 2014Variación Promedio
AnualNorte 1,729 1,719 1,721 1,729 1,729 0%Centro 2,856 2,984 3,043 3,134 3,206 3%Metropolitana 1,563 1,603 1,653 1,708 1,765 3%O´Higgins 221 157 167 190 212 (1%)Sur 1,568 1,548 1,668 1,750 1,797 3%Magallanes 4,356 4,279 4,345 4,331 4,313 (0.2%)
Total 12,292 12,289 12,597 12,842 13,021 1%Fuente: CNE.
Proyección de Consumo de Gas Natural - MMm3
Chile
102 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
2006 2007 2008 US$/m3 US$/factura
Lipigas N.D. 8,372 8,649 0.8 16.6Energas 10,807 12,102 15,456 1.5 29.6GasValpo 10,829 11,798 15,165 1.5 29.0Metrogas 10,207 11,039 16,939 1.6 32.4GasSur 13,476 14,038 18,116 1.7 34.7Intergas 10,636 11,721 15,070 1.4 28.8Gasco Magallanes 2,296 2,368 2,478 0.2 4.7
Promedio 9,708 10,205 13,125 1.3 25.1Fuente: CNE.Nota: Tasa de cambio 522.4 $ chilenos/US$.
Tarifas a Usuario Final Sector Residencial
2008 (20 m3/mes)Empresa
$/factura - mes
16.6
29.6 29.032.4
34.7
28.8
4.7
25.1
Lipigas Energas GasValpo
Metrogas Gassur Intergas GascoMagallanes
Promedio
Tarifa a Usuario Final Sector Residencial US$/factura
224.3
403.1 387.0 374.2417.0
362.5
40.0
315.4
Lipigas Energas GasValpo
Metrogas Gassur Intergas GascoMagallanes
Promedio
Tarifa a Usuario Final Sector Comercial - US$/factura
2006 2007 2008 US$/m3 US$/factura
Lipigas N.D. 113,612 117,173 0.7 224.3Energas 149,573 162,971 210,558 1.3 403.1GasValpo 138,543 152,864 202,194 1.3 387.0Metrogas 130,526 149,418 195,485 1.2 374.2GasSur 162,475 169,547 217,853 1.4 417.0Intergas 130,294 142,979 189,378 1.2 362.5Gasco Magallanes 19,209 19,864 20,888 0.1 40.0
Promedio 121,770 130,179 164,790 1.1 315.4Fuente: CNE.Nota: Tasa de cambio 522.4 $ chilenos/US$.
2008 (300 m3/mes)Empresa
$/factura - mes
Tarifas a Usuario Final Sector Comercial
Chile
103 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas natural vehicular
Fuente: CNE.
El inicio del GNV en Chile se remonta al año 1988 en Punta Arenas, con una flota de aproximadamente 2,000 taxis.
La desconfianza en el suministro no ha permitido el crecimiento del sector.
Con las importaciones de LNG, queda garantizado el suministro de gas, situación que favorecerá al sector del GNV; sin embargo, existe la incertidumbre de si los precios de GNV se puedan manejar con esta nueva alternativa.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Estaciones de servicio de GNV N.D. 15 15 0%
Vehículos con GNV 5,500 8,009 8,064 21%
Consumo de GNV - MMm3 33 22 12 (40%)
Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group.
Gas Natural Vehicular
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Vehículos Convertidos a GNV
Variación Promedio Año
19%
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Precio Promedio del GNV - 2008$ US/m3
Ecuador
104 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Ecuador Extensión geográfica (Km2) 270,670 Población (Miles de habitantes) 14,354
Quito
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - US$/US$
2009 2010PIB (2.0%) 1.0%IPC 4.0% 3.0%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Proyección FMI
6.9%1.3%Tasa N.D.N.D.
42.4%Dólar USA - US$
1.0
Porcentaje
Tasa anual de variación6.5%5.0%9.1%
Variables MacroeconómicasCifras 2008
720
1,330 1,275
872 837
493 271
193
700
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
3.9%
2.5%
6.5%
(2.0%)
7.0% 7.1%
5.9%4.6%
3%3%
1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Ecuador Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 204 2008Consumo gas natural MMm3 559 2008Consumo carbón 0 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 13 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 12 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 5,626 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 25 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Ecuador
105 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
• En 2002, inició operaciones Machala Power, único proyecto de generación eléctrica, con una capacidad instalada de 140 MW, que utiliza gas natural en Ecuador, proveniente del campo Amistad en el golfo de Guayaquil.
• El Ministerio de Energía y Minas anunció en septiembre de 2008 que PDVSA y Enap de Chile, participarán junto a Petroecuador en empresas mixtas que explorarán gas natural en el golfo de Guayaquil.
• En abril de 2009, se firmó un contrato entre Petroecuador y la española Ros Roca Indox Cryo Energy, para construir una planta que licúe el gas natural procedente del golfo de Guayaquil.
• El gobierno ecuatoriano apunta a un cambio en la matríz energética como salida a problemas de productividad que afronta el país, razón por la cual ha volcado su atención al gas natural.
75%
21%
4%
Matríz Energética - 2008
Petróleo
Hidroeléctrica
Gas Natural
Agente Comentarios Relevantes
MME Ministerio de Energía y Minas es la entidad que regula el funcionamiento del sector hidrocarburífero.
DNH Dirección Nacional de Hidrocarburos, adscrita al MME, encargada de ejecutar la política sectorial, controla toda la industria petrolera pero no tiene autonomía financiera, administrativa, ni económica.
PetroecuadorEmpresa estatal, explora en el golfo de Guayaquil en asocio con empresas extranjeras, planea poner en marcha un proyecto de licuefacción de gas natural que daría paso a la distribución del producto en todo el país.
EDCPetrolera estadounidense (subsidiaria de Noble Energy, de Houston), explota el gas del campo Amistad en el golfo de Guayaquil, su producción es entregada a la térmica de la cual también es propietaria. Contrato venció en octubre de 2008 y su prórroga se encuentra en estudio.
PDVSAExplora en el bloque 4 del golfo de Guayaquil, mediante contrato de exploración a riesgo. Posee 2 taladros en territorio ecuatoriano realizando perforaciones y participa en plan de optimización de la producción del campo Sacha.
ENAPEstatal petrolera de Chile, firmó convenios con Petroecuador en septiembre de 2008 para explorar en el bloque 40 (golfo de Guayaquil).
Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Ecuador
Entidades Gubernamentales
Exploración - Producción
Ecuador
106 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y consumo
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos.
Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos.
Petrocomercial, filial de la estatal Petroecuador, afirma que a abril de 2009 existen reservas probadas de gas natural de 0.2 Tpc. Se está a la espera de que la DNH apruebe el nuevo plan de desarrollo de la compañía EDC que muestra reservas probadas de aproximadamente 0.6 Tpc. El principal campo de producción de gas natural en Ecuador, es el campo Amistad (66 Km costa afuera), actualmente operado por dos compañías EDC y Petroecuador. Se prevé, a partir del mes de noviembre del presente año, iniciar trabajos de exploración en la zona costera del país, actividad que será realizada por las empresas ENAP y PDVSA.
Concepto 2008Reservas probadas - Petrocomercial 0.2
Reservas por aprobar - DNH 0.6
Fuente: Petrocomercial.
Reservas de Gas Natural - Tpc
020406080
100120140
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Pozos Perforados
Exploratorio Desarrollado Avanzada
90%
10%
Campo Amistad
EDC
Petroecuador
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Eléctrico 749 520 559 (14%)
Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009.
Consumo de Gas Natural - MMm3
Ecuador
107 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Proyectos de Gas Natural y LNG en Ecuador
Pichincha
Guayas
AzuayEl Oro
Campo Amistad Cuenca
Guayaquil
Machala
Gasoductos en proyecto
Objetivo
Obra
Inversión US$ 105,000,000 Operador PropuestoEmpresa de economía mixta conformada por: Petroecuador(40%), Aportes Industriales (20%), Municipio de Cuenca (15%) y Austrogas (5%)
Entrega estudios : Abril 2009 Al primer año: US$ 77,000,000
Inicio de obras : Agosto 2009 Primeros 5 años: US$ 478,000,000
Final de obras : Junio 2011 Al 2020 : US$ 1,220,000,000
Objetivo
Obra
Inversión US$ 49,268,000 Constructor escogido ROS ROCA INDOX CRYO ENERGY
Entrega ofertas : Noviembre 2008
Escogencia oferta : Febrero 2009Tiempo de ejecución: 823 días
Proyectos del Sector Gas en Ecuador
Gasoducto Zona SurSustituir consumos de diesel, gasolina, fuel oil y GLP en los sectores residencial, industrial, generación eléctrica y GNV en las provincias de El Oro y Azuay.
En 20 Años: US$ 630,000,000, promedio de US$31,000,000 por año.
PlazosAhorros en sustituciónde Diesel
PlazosAhorros por reducción de
importación de combustibles
Fuente: Petrocomercial.
Dos gasoductos: Machala - Cuenca y Machala - Guayaquil, con una longitud conjunta de 330 Km.
Planta de Licuefacción - Provincia de El Oro
Reducir el costo de la energía, mejorar la balanza comercial, consolidar una industria gasífera competitiva, reducir la importación de combustibles y mejorar el ambiente, abasteciendo de gas natural a las provincias de Pichincha, Guayas, Azuay y El Oro.
Provisión, instalación y puesta en marcha de una planta de licuefacción con capacidad de 10 MMm3/día en la provincia de El Oro, cantón El Guabo.
Perú
108 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Perú Extensión geográfica (Km2) 1,285,216 Población (Miles de habitantes) 29,181
Lima
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - S/US$
2009 2010PIB 3.5% 4.5%IPC 4.1% 2.5%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Tasa anual de variación9.4%8.2%6.7%
Porcentaje
Proyección FMI
5.2%Nuevo Sol - S/
8.3%5.1%Tasa 3.3%16.7%
3.1
Variables MacroeconómicasCifras 2008
810 1,070
2,156
1,275
1,599 2,579
3,467
5,343
6,500
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
7.6%
8.9% 9.4%
3.5%
7.0% 7.1%5.9%
4.6%
3% 3%1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Perú Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 172 2008Consumo gas natural MMm3 1,616 2008Consumo carbón (MM toneladas) 0.5 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 22 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 16 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 3,683 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 30 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Minem.
Perú
109 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• El descubrimiento de los yacimientos de
Camisea en 1984, modificó el panorama del sector gas en el país.
• En 1999, Ley No. 27133, Ley de promoción del desarrollo de gas natural, da inicio al desarrollo del sector.
• Explotación de Camisea se inició en 2004, a través del consorcio liderado por la firma argentina Pluspetrol y la americana Hunt Oil.
• Agosto de 2004, se entrega concesión para
la distribución de gas natural en Lima
y El Callao a la firma belga Tractebel. Actualmente las empresas AEI y Promigas, son sus principales accionistas.
• A finales de 2005 se inician las operaciones
de GNV en la ciudad de Lima, 5,500 vehículos fueron convertidos en el primer año.
• Perú LNG reportó en mayo de 2009, el
arribo a Palma Melchorita del equipo central de la planta de LNG. Se pronostica el primer embarque destinado a la exportación, para mayo de 2010.
Fuente: Osinerg. (*) 0 – 300 m3/mes
Participación gas natural - Canasta energética (%) 19%Número Pozos perforados 192Reservas de gas natural - Tpc 29.8Producción de gas natural - Mpcd 329Red de gasoductos - Km 733Consumo de gas natural - MMm3 1,616Número de usuarios 12,039Vehículos convertidos a GNV 57,419Estaciones de servicio 60
Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural - 2008
12.5
17.9 18.1
2006 2007 2008
Consumo Usuarios Regulados Primer Rango de Consumo* - m3/usuario - mes
Perú
110 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Agente Comentarios Relevantes
PeruPetro Agencia encargada de licitar las áreas de exploración.
DGH Dirección General de Hidrocarburos, adscrita al Ministerio de Minas y Energía.
Osinergmin Ente regulador del estado para el sector gas. Funciones para con el sector: fijar las tarifas para la distribución y el transporte de gas natural por red de ductos.
Pluspetrol PerúProductora encargada de la explotación del Lote 88 (Camisea). Líder indiscutible de la producción de gas, en 2007 manejó una participación del 74% del total de la producción país. Principales clientes: las generadoras térmicas Edegel S.A. y Enesur, y la distribuidora Calidda.
Aguaytia Productora encargada de la explotación del Lote 31C.(Aguaytía), en 2007 manejó una participación del 11% del total de la producción país. El gas natural que produce lo despacha a Termoselva S.R.L.
PetrotechProductora encargada de la explotación del Lote Z-2B, en 2007 manejó una participación del 11% del total de la producción país. El gas natural que produce lo despacha a la Empresa Eléctrica del Piura y a Procesadora de Gas de país.
GMP Graña y Montero Petrolera. Productora encargada de los lotes I y V,en marzo de 2009 adquirió planta de tratamiento de gas en Talara.
Repsol YPF Participa en diversas áreas del sector hidrocarburos: en exploración, en la operación de la refinería La Pampilla (Relapasa); proyecto de exportación de LNG.
TGP Transportadora de Gas del Perú. Maneja la concesión del transporte de gas de Camisea. Principales accionistas: Techint (Argentina), Hunt Oil, Pluspetrol, Sonatrach, SK Corp y la peruana Graña y Montero.
Calidda Gas Natural de Lima y Callao. Atiende la capital del país y la provincia del Callao. Principales accionistas: Grupo Ashmore y Promigas.
Gastalsa Empresa de Gas de Talara S.A. Atiende la provincia de Talara (departamento de Piura).
Peru LNGConsorcio encargado de la construcción de la planta de LNG para exportación localizada en Palma Melchorita (Provincia de Cuzco). Principales accionistas: Hunt Oil (50%), SK Energy de Corea (20%), Repsol YPF de España (20%) y Marubeni de Japón (10%).
Distribución
LNG
Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Perú
Entidades Gubernamentales
Exploración - Producción
Transporte
Perú
111 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y producción
Después de una intensa actividad sísmica en 2007, en el que se alcanzó un máximo histórico de 11,019 Km de sísmica 2D, en 2008 esta actividad disminuyó a 2,503 Km, una cifra muy cercana al promedio de los últimos 10 años. La estatal Perupetro comunicó que entre 2008 y abril de 2009 se suscribieron 13 contratos de exploración con multinacionales extranjeras, que significaron ingresos por 650 millones de dólares. Con estos contratos se llegó a un total de 92 vigentes a esta fecha.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualPozos perforados 85 186 192 50%
Sísmica 2D (Km) 30 11,019 2,503 813%
Fuente: Minem.
Actividad Exploratoria
0
50
100
150
200
250
0
3,000
6,000
9,000
12,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Sís
mic
a 2D
(Km
)
Actividad Exploratoria
Sísmica 2D (Km) Pozos perforados
Pozos
2 4 2 2 615 16
2429 29 29 27 31
45
61
84
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Contratos
Suscritos Vigentes
Perú
112 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Existe controversia con la cifra de reservas probadas, B.P. y Pluspetrol reportan 11.8 Tpc, según informe elaborado por la consultora internacional Gaffney, Cline & Associates y contratado por Pluspetrol estas ascienden a 8.8 Tpc, mientras que el Ministerio de Minas del Perú reporta 18 Tpc. Vale recordar que las reservas probadas son aquellas que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones, estas se subdividen en desarrolladas y no desarrolladas. A su vez las no probadas, en las cuales existen incertidumbres técnicas y económicas para su recuperación, se subdividen en probables y posibles.
Tipo 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualProbadas 11.8 12.0 11.8 0.3%No probadas 18.4 18.0 18.0 (1%)
Total 30.2 30.0 29.8 (1%)Fuente: Pluspetrol, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Reservas de Gas Natural - Tpc
0
5
10
15
20
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Reservas de Gas Natural - Tpc
Probadas No probadas
13%
27%
23%
37%
Reservas - 2008
Desarrolladas
No desarrolladas
Probables
Posibles
Probadas
No probadas
Perú
113 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Pluspetrol, con la explotación del lote 88 en Camisea (Cuzco-Selva Sur ) y un par de campos menores alcanza, a 2008, una participación del 78% del total de la producción de gas natural del país.
Campo de Aguaytía (Ucayali), posee el 12% de participación de la producción total del país, explotado por Aguaytía Energy, tiene asociado una central térmica y una planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural.
Departamento 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualPiura 31 31 33 3%
Cuzco 103 189 255 57%
Ucayali 38 38 41 4%
Total 172 259 329 38%Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.
Producción Fiscalizada de Gas Natural - Mpcd
10%
78%
12%
Producción Fiscalizada - 2008
Piura
Cuzco
Ucayali
Empresa Campo 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualGMP 3 4 5 31%Sapet 3 2 2 (14%)Petrobras 10 10 11 4%Olympic 1 1 1 (11%)Petrotech 14 14 14 0.04%Pluspetrol Corp Cuzco 103 189 255 57%Aguaytia Ucayali 38 38 41 4%
Total 172 259 329 38%Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.
Producción Fiscalizada de Gas Natural - Mpcd
Piura
Perú
114 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Piura
Cuzco
Ucayali
Campo Camisea
Campo Aguaytía
Campo Noroeste
Lima
Gasoducto gas de Camisea
Gasoducto gas de Aguaytía
PucallpaAguaytía
City Gate – Lurín
Fuente: Servicio Nacional de Metrología
AyacuchoPunto de Derivación
Ubicación Diámetro (Pulg)
Extensión (Km)
Capacidad Actual (Mpcd)
Capacidad Futura (Mpcd)
Camisea - Ayacucho 32 211
Ayacucho - Punto de derivación 24 311
Punto de derivación - Lurín (City Gate) 18 211
Total 733Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.
Sistema de Transporte de Gas Natural Perú - 2008
215 1,179
Perú
115 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cobertura y consumo
Los usuarios de gas natural en Perú se circunscriben a los conectados por la empresa Calidda en la ciudad de Lima. El número de usuarios potenciales de este mercado superaría el millón, de acuerdo con datos recientes disponibles.
Tipo de Usuario 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualGeneradores eléctricos 2 1 2 0%Clientes iniciales 6 6 9 22%Distribuidor 1 1 1 0%Clientes independientes 4 1 3 (13%)Regulados 5,067 7,696 12,024 54%
0 - 300 m3/mes 4,891 7,361 11,449 53%301 - 17,500 m3/mes 49 146 318 155%17,501 - 300,000 m3/mes 104 139 171 28%Más de 300,000 19 30 26 17%GNV 4 20 60 287%
Total 5,080 7,705 12,039 54%Fuente: Osinerg.
Usuarios de Gas Natural
95%
3% 2%
Usuarios de Gas Natural - 2008
0 ‐ 300 m3/mes
301 ‐ 17,500 m3/mes
Otros
Tipo de Usuario 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualGeneradores eléctricos 650 706 778 9%Consumidores iniciales 117 130 139 9%Independientes 39 136 210 131%Regulados 186 336 489 62%
0 - 300 m3/mes 1 2 2 84%301 - 17,500 m3/mes 2 4 9 127%17,501 - 300,000 m3/mes 106 141 167 26%Más de 300,000 70 136 153 47%GNV 8 53 157 343%
Total 993 1,307 1,616 28%Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú.
Consumo de Gas Natural - MMm3
Perú
116 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
Gas natural vehicular
Primeras conversiones se dieron en diciembre de 2005. Crecimiento del GNV confirma un mercado en plena expansión.
Promedio mensual de 3,500 vehículos convertidos en el segundo semestre de 2008. A diciembre de 2008, existían 22 estaciones de servicio en construcción.
Los planes de financiación de las conversiones a GNV en este país son amplios. Algunos de ellos financian hasta el 100%, sin cuota inicial, lo que ha generado una importante dinámica del sector.
2006 2007 2008 US$/m3 US$/factura
Residencial (20 m3) 6.6 6.8 6.9 0.24 4.9
Comercial (300 m3) 5.9 6.2 6.3 0.22 66.6
Industrial (25,000 m3) 4.1 4.6 4.5 0.16 398.6
Fuente: Calidda. Nota: Se asume un poder calorifico de 1,000 Btu/pc.
Tarifas a Usuario Final
US$/MbtuSector
2008
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualEstaciones de servicio de GNV 4 20 60 287%Vehículos con GNV 5,489 23,958 57,419 223%Consumo de GNV - MMm3 8 53 157 343%
Fuente: Osinerg, NVG Group, Ministerio de Energía y Minas de Perú.
Gas Natural Vehicular
1,3721,198
957
2006 2007 2008
Vehículos con GNV / Estaciones
68
26
Estaciones de Servicio
Abril 2009
Estaciones en operaciónEstaciones en construcción
75%
25%
Vehículos con GNV
Vehículos f inanciadosVehículos sin f inanciación
66,124
Uruguay
117 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Uruguay Extensión geográfica (Km2) 176,215 Población (Miles de habitantes 2006) 3,478
Montevideo
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - $/US$
2009 2010PIB 1.3% 2.0%IPC 7.0% 6.7%
24.4Proyección FMI
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Tasa anual de variación
Porcentaje
11.5%11.2%8.5%
7.9%3.8%Tasa 3.0%12.0%7.1%
Peso Uruguayo - $
Variables MacroeconómicasCifras 2008
274 291 180
401
315
811
1,495
1,000
1,509
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
7.0% 7.4%
11.5%
1.3%
7.0% 7.1%5.9%
4.6%3% 3%
1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Uruguay Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 42 2007Consumo gas natural MMm3 82 2008Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 6 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 134 2006
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 4,619 2006
Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 6 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Uruguay
118 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• País netamente importador de
hidrocarburos, no posee reservas de gas natural ni de petróleo.
• Consumo de gas natural inicia en 1999 con la puesta en marcha del gasoducto del Litoral, proveniente de Argentina y llegando a Paysandú, operado por la estatal Ancap.
• A finales de 2002, llega el gas a
Montevideo, a través del gasoducto Cruz del Sur, que une las reservas de Neuquén
(Argentina) con la capital del país.
• Se considera un mercado reducido, apto
para atender desde Argentina; sin embargo, muy estratégico para acceder a través de él, al sur de Brasil.
• Petrobras proyecta la construcción de una
planta de regasificación y una planta de aire propanado, esta última ubicada en Paysandú, para soporte del suministro.
Fuente: Ministerio de Industria Energía y Minería.
Participación gas natural - Canasta energética (%) (2007) 3%
Importación de gas natural - MMm3 (2008) 100
Red de gasoductos - Km (2008) 456
Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 82
Número de usuarios (2008) 45,830Residenciales 44,585
No residenciales 1,245
Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural
27.9
35.6 33.6
2006 2007 2008
Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes
Uruguay
119 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Agente Comentarios Relevantes
DNETN Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, ente encargado de la regulación del sector energético.
ANCAP Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland, empresa petrolera estatal, con participación en toda la cadena del gas, principalmente en los sectores transporte y distribución.
OPP Oficina de Políticas Públicas, encargada de entregar las directrices de la polítca energética del país.
URSEAUnidad de Regulación de Servicios de Energía y Agua. Es el órgano regulador de los servicios de energía, incluyendo electricidad, gas y combustibles liquidos; agua y saneamiento. Creado por la Ley No. 17598 de 2002.
PetrobrasA partir de 2008 participa activamente en las rondas exploratorias que entrega la Ancap. Proyectos especiales: planta de aire propanado en Paysandú para soporte de abastecimiento y una construcción de una planta regasificadora de LNG en asocio con Argentina.
Otras empresas Seis empresas quedaron calificadas para un eventual contrato petrolero con Uruguay son: PDVSA (Venezuela), Galp (Portugal), YPF (Argentina), BHP (Canadá), Pluspetrol (Argentina).
GCSGasoducto Cruz del Sur. Consorcio formado por British Gas (40%), Pan American Energy (30%), ANCAP (20%) y Wintershall (10%). Se vincula con gasoducto TGS de Argentina.
Gasoducto del Litoral
También denominado gasoducto Cr Federico Slinger, fue construido y es operado por ANCAP, cruza el río Uruguay desde Argentina a través del puente Paysandú - Colón. Se vincula con el gasoducto TGN de Argentina.
ConectaAtiende la ciudad de Paysandú y el interior del país, principales accionistas: Ancap (45%), Petrobras (55%). Este último participa como operador de la empresa.
MontevideoGasAtiende Montevideo y su provincia, su composición accionaria en la actualidad es: Petrobras (66%) y Pan American (34%).
Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Uruguay
Entidades Gubernamentales
Exploración - Producción
Transporte
Distribución
Gasoducto Tramo Longitud(Km)
Diámetro(Pulg)
Del Litoral Colón - Paysandú 54 10 - 8 - 4 - 2
Gasoducto Cruz del Sur Buenos Aires - Montevideo 402 24 - 18
Total 456Fuente: Ancap, Gasoducto Cruz del Sur.
Infraestructura de Transporte de Uruguay - 2008
Uruguay
120 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Consumo y cobertura
En el año 1997, el gas natural no hacía parte de la matríz energética uruguaya, fue solo a finales de 1999, cuando este combustible empezó a ser utilizado en este país, proveniente de Argentina. Uruguay se encuentra en pos de transformar su matríz energética con el propósito de reducir el impacto de los altos precios del petróleo. Para ello apunta a proyectos como: generar 500 MW para 2015 con fuentes renovables, producir 20 MMlts anuales de alcohol carburante, que se mezclarán con las naftas, y no descarta una planta de regasificación de LNG.
Sector 2005 2006 2007Variación Promedio
AnualLeña y carbón vegetal 401 431 441 5%Residuos de biomasa 42 41 63 24%Carbón mineral 1 1 2 29%Derivados del petróleo 1,235 1,249 1,345 4%Gas natural 74 84 79 4%Derivados del carbón 1 1 1 11%Electricidad 557 570 613 5%
Total 2,309 2,377 2,544 5%Fuente: Dirección Nacional de Energía.
Consumo Final Energético - Ktep
18%
60%
20%
2%
Consumo Final Energético1997
Leña y carbón vegetal
Derivados del petróleo
Electricidad
Otros
17%
53%
3%
24%
3%2007
Leña y carbón vegetal
Derivados del petróleo
Gas natural
Electricidad
Otros
Uruguay
121 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Ante la ausencia total de producción de gas en Uruguay, el crecimiento en el consumo de gas natural en este país se encuentra supeditado a los volúmenes de gas que puedan ser suministrados desde Argentina.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualImportación 116 107 100 (7%)(-) Pérdidas 13 12 12 (6%)Oferta 103 95 88 (7%)(-) Centros de transformación secundarios
1 1 1 12%
(-) Consumo propio 6 5 5 (10%)Consumo 96 90 82 (7%)Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.
Balance de Gas Natural - MMm3
22%
22%
56%
Consumo de Gas Natural - 2008
Residencial
Comercial - Servicios
Industrial
Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualResidencial 15 18 18 11%Comercial - Servicios 13 15 18 18%Industrial 68 57 46 (18%)
Total 96 90 82 (7%)Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.
Consumo de Gas Natural - MMm3
Uruguay
122 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
A pesar de depender totalmente del gas natural importado desde Argentina, al no ser volúmenes significativos, se ha podido mantener el flujo y los consumos de los 3 últimos años presentan un crecimiento promedio anual aceptable. Petrobras es la multinacional que controla la distribución de gas natural en Uruguay, ya que posee participación accionaria mayoritaria (66%) en la empresa Montevideo Gas y en Conecta el 55% de las acciones, compartiendo su manejo con la estatal ANCAP (45%).
Departamento/Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
AnualPaysandú 1.7 1.8 2.0 7%
Residencial 0.48 0.53 0.48 (0.1%)Comercial - Servicios 1.3 1.3 1.5 10%
Montevideo 23.5 28.4 30.8 14%Residencial 13.1 16.3 16.3 11%Comercial - Servicios 10.4 12.1 14.6 18%
Canelones 2.2 3.0 3.1 18%Residencial 1.1 1.4 1.4 9%Comercial - Servicios 1.1 1.5 1.7 26%
Total 27.5 33.2 36.0 14%Residencial 14.7 18.2 18.1 11%Comercial - Servicios 12.8 15.0 17.8 18%
Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.
Consumo Residencial y Comercial de Gas Natural - MMm3
5%
86%
9%
Consumo Residencial y Comercial - 2008
Paysandú
Montevideo
Canelones
14%
86%
Participación por empresa 2008
Conecta
Montevideo Gas
Uruguay
123 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Departamentos con Gas Natural
Paysandú
Canelones
MontevideoDepartamentos con gas
Treinta y Tres
Rocha
Maldonado
San JoseColonia
Soriano
Río Negro
Flores
Durazno
Florida Lavalleja
Cerro Largo
Rivera
Tacuarembo
Salto
Artigas
GasoductoGas del Sur(Argentina)
Gasoductodel Litoral(Argentina)
Fuente: South American Energy Markets.
Departamento/Sector 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Paysandú 1,608 1,581 1,524 (3%)Residencial 1,560 1,529 1,470 (3%)Comercial - Servicios 48 52 54 6%
Montevideo 43,780 42,968 42,297 (2%)Residencial 42,573 41,772 41,169 (2%)Comercial - Servicios 1,207 1,196 1,128 (3%)
Canelones 1,779 1,903 2,009 6%Residencial 1,741 1,846 1,946 6%Comercial - Servicios 38 57 63 29%
Total 47,167 46,452 45,830 (1%)Residencial 45,874 45,147 44,585 (1%)
Comercial - Servicios 1,293 1,305 1,245 (2%)Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.
Usuarios de Gas Natural
Uruguay
124 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
2006 2007 2008 US$/factura
2008 (20 m3)Paysandú 0.79 0.93 1.38 27.7 32%
Montevideo 0.87 0.97 1.36 27.1 25%
Sur 0.81 0.89 1.30 26.0 27%
Promedio 0.82 0.93 1.35 26.9 28%
Tarifa a Usuario Final Sector Residencial
Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.
US$/m3
Variación Promedio
AnualRegión
1.38
1.36
1.30
1.35
Paysandú Montevideo Sur Promedio
Tarifa a Usuario Final Residencial US$/m3
1.28
1.03
1.21 1.17
Paysandú Montevideo Sur Promedio
Tarifa a Usuario Final Comercial US$/m3
2006 2007 2008 US$/factura
2008 (300 m3)Paysandú 0.70 0.84 1.28 384.2 35%
Montevideo 0.57 0.65 1.03 309.2 34%
Sur 0.72 0.80 1.21 364.0 30%
Promedio 0.66 0.77 1.17 352.5 33%
Tarifa a Usuario Final Sector Comercial
Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería.
US$/m3
Variación Promedio
AnualRegión
Venezuela
125 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Venezuela Extensión geográfica (Km2) 916,455 Población (Miles de habitantes) 26,415
Caracas
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - Bs/US$
2009 2010PIB (2.2%) (0.5%)IPC 36.4% 43.5%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Tasa anual de variación4.8%
Variables MacroeconómicasCifras 2008
Proyección FMI
15.9%23%
Bolivar - Bs17.5%
2,150
Porcentaje7.4%
(1.2%)Tasa
3.1%32.7%
4,180 3,479
(244)
722 864 1,422
(2,666)
(1,591)
(3,700)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$ 10.3%
8.4%
4.8%
(2.2%)
7.0% 7.1%5.9%
4.6%
3% 3%1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Venezuela Países no desarrollados Países desarrollados
Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 719 2008Consumo gas natural MMm3 32,383 2008Consumo carbón (MM toneladas) 0.1 2008Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 84 2006Consumo total energía primaria (Mtep) 81 2008
Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 12,373 2006
Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 152 2006
Datos Energéticos
Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Venezuela
126 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
• Aun cuando existen abundantes reservas de
gas, ocupando el segundo lugar en América después de EEUU, el desarrollo del mercado interno no es coherente con dichas reservas.
• Principales consumos se obtienen en el sector petroquímico, la industria, la generación eléctrica y en los yacimientos.
• Desde 1971, cuando se promulgó la ley que
reserva al Estado el sector gas, la participación del capital privado en grandes proyectos ha sido casi nula.
• El Estado, a través de PDVSA o de sus
filiales, opera la red de gasoductos y las
distribuidoras en las distintas ciudades.
• Existen muchos proyectos para el desarrollo
del sector (plantas de LNG, gasoductos internacionales ,etc); sin embargo, muy pocos se concretan en el corto plazo.
• En mayo de 2009, Venezuela solicitó
incrementar las importaciones de gas procedentes de Colombia con destino a Maracaibo, de 240 a 300 Mpcd. Según contrato firmado en mayo de 2007 por los gobiernos de ambos países, durante 4 años Colombia exportaría gas natural a Venezuela, situación que se revertiría al término de estos cuatro años y Colombia importaría gas natural de Venezuela durante los 16 años siguientes.
Participación gas natural - Canasta energética (%) (2008) 36%
Reservas de gas natural - Tpc (2008) 170.9
Producción de gas natural - Mpcd (2008) 6,868
Importación de gas natural (Colombia) - Mpcd (2008) 147
Red de gasoductos - Km (2006) 4,030
Consumo de gas natural - MMm3 (2008) 32,383
Vehículos convertidos a GNV (2008) 4,200
Estaciones de servicio (2008) 124
Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural
Agente Comentarios Relevantes
Enagas Ente Nacional de Gas, encargado de regular el sector gas en el país.
Pdvsa Petróleos de Venezuela S.A., Empresa estatal.
Chevron-TexacoOpera un bloque de explotación costa a fuera en la plataforma deltana, en el límite marítimo con Trinidad y Tobago.
Statoil Opera un bloque de explotación costa a fuera en la plataforma deltana.
Corpoven Filial de la estatal Pdvsa, posee una participación del 77% de la operación de transporte.
Maraven Filial de Pdvsa, opera algunos ductos redes al oeste del país.
Lagoven Filial de Pdvsa, opera algunos ductos redes al oeste del país.
Pdvsa Gas Posee una participación del mercado del 86%.
Vdgas Venezolana Distribuidora de Gas Natural. Cubre las ciudades de Puerto la Cruz y Barcelona.Domegas Doméstica de Gas C.A. Cubre la región Capital.
Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Venezuela
Entidades Gubernamentales
Exploración - Producción
Transporte
Distribución
Venezuela
127 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Exploración y producción
Cerca del 90% de las reservas probadas de gas con que cuenta Venezuela son de gas asociado al petróleo, razón por la cual gran parte de la producción se reinyecta.
Solo el 30% de la producción de gas en Venezuela llega al mercado interno, el restante se utiliza en la industria petrolera o se reinyecta.
Concepto 2006 2007 2008Variación Promedio
Anual
Reservas de gas natural - Tpc 166.2 170.9 170.9 1%
Producción de gas natural - Mpcd 7,109 6,958 6,868 (2%)
Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, PDVSA, B.P.
Reservas y Producción de Gas Natural
68%
20%
0.2%
12%
Reservas Probadas de Gas Natural 2008
Oriente
Occidente
Barinas
Faja del Orinoco
Usos 2006Variación
Promedio Anual 2004 - 2006
Participación
Utilización 3,536 2% 50%Reinyectado 3,035 3% 43%Arrojado 501 (2%) 7%
Otros usos 3,572 5% 50%
Transformado en productos y mermas
526 6% 7%
Combustible 992 2% 14%Vendido 2,054 7% 29%
Total 7,109 4% 100%Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.
Producción de Gas Natural - Mpcd
Venezuela
128 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Gasoducto Longitud (Km)
Volumen Transportado
(Mpcd)Occidente 831 190
Costa Oeste 278 93Ulé - Amuay 473 97Interconexión Centro - Occidente 80
Oriente 3,173 1,683Anaco - Barquisimeto 2,246 674Anaco - Puerto Ordáz 616 503Anaco - Puerto la Cruz 311 506
Otros 27 20Estación San Joaquín - Buenavista 11La Toscana - Maturín 13 3Guario - Cadafe Anaco 3 11Entregas directas Oriente 6
Total 4,030 1,893Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.
Sistema de Transporte de Gas Natural en Venezuela - 2006
Fuente: PDVSA.
Gasoductos existentes
Gasoductos nuevos
Gasoductos en perspectivas
Fuente de gas actual
Fuente de gas futura
Colombia
Ballenas
Maracaibo
La Vela
Golfo de Venezuela
Margarita
CopaMayoca Monagas Sur
Morichal
AnacoNM
YP
Sistema de TransporteNorte Llanero
Maracay
Nuevas PlantasCompresoras
CaracasLitoral Norte Paria
ExportaciónGNL
GasoductoVenezuela - Brasil
El Piñal
Ulé
La Fría
CasiguaGuanare
Barinas
BarquisimetoYaritagua
CabrutaSincor /
Petrozuata
Puerto Ordaz
Soto
JosePLC
Rio seco
DCN/Ameriven
PD
Venezuela
129 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Estados y ciudades con suministro de gas natural
Occidente
Centro Occidente
Centro
Oriente Norte
Oriente Sur
Gran Caracas
Zulia
Falcón
Lara Yaracuy
Carabobo
Aragua
San Juan de los Morros Altagracia
Puerto la Cruz
AnacoMaturín
Puerto Ordáz
Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.
Fuentes de gas
Barcelona
Venezuela
130 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Consumo
Fuente: MPPEP y B.P.
Si consolidamos los sectores petroquímico, siderúrgico y cemento como industria, se alcanza en 2006, un consumo de 21,569 MMm3, con una participación del 71% del total consumo, cifra que muestra claramente cual es el principal destino del gas en este país. A diferencia de la mayoría de países latinoamericanos, en los cuales el gas natural hace parte de la matríz energética, Venezuela no ha definido la masificación del consumo del sector residencial como una de sus prioridades y solo hasta ahora comienza a vislumbrarlo como uno más de sus proyectos.
Sector 2004 2005 2006Variación Promedio
AnualIndustria 10,306 10,370 10,528 1%Siderúrgico 5,120 5,495 5,440 3%Eléctrico 4,983 4,867 5,424 4%Petroquímico 3,885 4,047 4,571 8%Cemento 1,060 1,026 1,030 (1%)Doméstico 860 846 1,038 10%Otros 2,565 2,558 2,495 (1%)
Total 28,778 29,210 30,527 3%Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.
Consumo de Gas Natural - MMm3
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Consumo de Gas Natural - MMm3
34%
18%18%
15%
15%
Consumo de Gas Natural - 2006
Industria
Siderúrgico
Eléctrico
Petroquímico
Otros
Venezuela
131 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a usuario final
Región Industrial Petroquímico Doméstico y Comercial
Puerto Ordáz 30.9 29.1 N.A.Puerto La Cruz 30.9 29.1 150.6Anaco 27.9 26.0 147.5Maturín 27.9 26.0 N.A.Área Metropolitana 48.3 46.5 167.9San Juan de los Morros 48.5 46.6 N.A.Aragua 52.4 50.6 N.A.Carabobo 57.4 55.5 N.A.Lara - Yaracuy 66.6 64.7 N.A.Altagracia 34.6 32.7 N.A.Barbacoas 28.9 27.0 N.A.Zulia 46.3 45.3 165.5Falcón 56.0 55.0 N.A.
Promedio 42.8 41.1 157.9Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.
Tarifa a Usuario Final - Bs /m3 - 2006
Región Industrial Petroquímico Doméstico y Comercial
Puerto Ordáz 0.014 0.014 N.A.Puerto La Cruz 0.014 0.014 0.070Anaco 0.013 0.012 0.069Maturín 0.013 0.012 N.A.Área Metropolitana 0.022 0.022 0.078San Juan de los Morros 0.023 0.022 N.A.Aragua 0.024 0.024 N.A.Carabobo 0.027 0.026 N.A.Lara - Yaracuy 0.031 0.030 N.A.Altagracia 0.016 0.015 N.A.Barbacoas 0.013 0.013 N.A.Zulia 0.022 0.021 0.077Falcón 0.026 0.026 N.A.
Promedio 0.020 0.019 0.073Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo.Nota: Tasa de cambio de Bs $2,150/US$
Tarifa a Usuario Final - US$ /m3 - 2006
Venezuela
132 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Comparativo Mercados Emergentes
133 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Comparativo Mercados Emergentes
(*) Cifras de 2006
9,601 14,354
16,454
29,181
3,478
26,415
5.8%6.5%
3.8%
9.4%
11.5%
4.8%
Bolivia Ecuador Chile Perú Uruguay Venezuela
Población y Crecimiento PIB - 2008
Población - Miles de habitantes Crecimiento PIB
2,150 5592,604 1,616 90
32,383
Bolivia Ecuador Chile Perú Uruguay Venezuela
Consumo de Gas Natural - MMm3
2008
0.16
1.26
0.24
1.35
0.07
Bolivia Chile Perú Uruguay Venezuela (*)
Tarifas de Gas Natural Residencial - US$/m3
2008
134 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
137 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Mercados Sin Desarrollo
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa RicaPanamá
Paraguay
Costa Rica
138 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Costa Rica Extensión geográfica (Km2) 51,100 Población (Miles de habitantes 2006) 4,196
San José
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio -C/ US$
Proyección FMI2009 2010
PIB 0.5% 1.5%IPC 10.0% 7.5%
Colones - C
Variables MacroeconómicasCifras 2008
501.6
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Tasa anual de variación3.3%1.6%16.3%
Porcentaje4.8%6.5%Tasa 5.1%16.3%
400
451 625
548
733 904
1,371
1,634
2,048
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMMUS$ 8.8%
7.3%
3.3%
0.5%
7.0% 7.1%5.9%
4.6%
2.9% 2.5%
1.1%
(0.5%)2006 2007 2008 2009(p)
Crecimiento PIB
Costa Rica Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 44 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón (MM toneladas) 0.1 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 8 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 178 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 4,094 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 6 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
El Salvador
139 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El Salvador Extensión geográfica (Km2) 21,040
Población (Miles de habitantes) 7,066
San Salvador
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio -US$/US$
2009 2010PIB 0% 0.5%IPC 1.8% 2.4%Fuente: Cepal, FMI, BP.
7.3%Dólar USA - US$
4.0%7.6%
Variables Macroeconómicas
1.0Proyección FMI
Cifras 2008
3.0%1.3%5.3%
N.D.0.9%
Tasa anual de variación
Porcentaje
Tasa
734 703 674
195 63
(242)
278
200
280
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
4.2%4.7%
3.0%
0.0%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
3%3%
1%
(1%)2006 2007 2008 2009(p)
Crecimiento PIB
El Salvador Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 44 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 4 2007Consumo total energía primaria (Tbtu) 131 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 3,929 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 6 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Guatemala
140 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Guatemala Extensión geográfica (Km2) 108,890
Población (Miles de habitantes) 13,002
Guatemala
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - Q/US$
Proyección FMI2009 2010
PIB 1% 1.8%IPC 4.8% 5.7%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
3.3%0.8%
Porcentaje
1.9%Tasa 5.1%13.3%
Quetzal - Q7.8
N.D.
Variables Macroeconómicas
Tasa anual de variación
10.9%
Cifras 2008
230 138
183
218 255
470531
658769
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
5.3% 5.7%
3.3%
1.0%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
2.9%2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009(p)
Crecimiento PIB
Guatemala Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 72 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón (MM toneladas) 0.7 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 7 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 202 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 4,073 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 11 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Honduras
141 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Honduras Extensión geográfica (Km2) 112,492 Población (Miles de habitantes) 7,639
Tegucigalpa
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - L/US$
Proyección FMI2009 2010
PIB 1.5% 1.9%IPC 9.5% 8.6%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Cifras 2008Tasa anual de variación
4.0%
Variables Macroeconómicas
Tasa 8.9%17.4%
3.8%1.7%10.9%
PorcentajeN.D.
18.9Lempira -L
375 301 269
391
553 599674
815899
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
6.3% 6.3%
3.8%
1.5%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
2.9%2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009(p)
Crecimiento PIB
Honduras Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 48 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón (MM toneladas) 0.2 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 4 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 127 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 5,182 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 7 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Nicaragua
142 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Nicaragua Extensión geográfica (Km2) 121,428 Población (Miles de habitantes) 5,786
Managua
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - C$/US$
2009 2010PIB 0.5% 1.0%IPC 7.5% 7.2%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
Proyección FMI
Cifras 2008Variables Macroeconómicas
PorcentajeN.D.3.5%Tasa 6.5%13.1%
Tasa anual de variación3.0%1.7%15.2%
Córdoba - C$19.8
267
150
204
201
250 241 287
382 400
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMMUS$
3.9% 3.8%3.0%
0.5%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
2.9%2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009(p)
Crecimiento PIB
Nicaragua Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 28 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón (MM toneladas) 0.1 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 2 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 71 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 5,518 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 5 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Panamá
143 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Panamá Extensión geográfica (Km2) 75,517 Población (Miles de habitantes) 3,310
Ciudad de Panamá
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoRiesgo país (EMBIG)Moneda nacionalTasa de cambio - US$/US$
Proyección FMI2009 2010
PIB 3.0% 4.0%IPC 3.7% 2.8%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
1
Variables Macroeconómicas
Tasa anual de variación9.2%7.5%
Cifras 2008
7.7%Porcentaje
6.5%7.8%Tasa 3.6%8.2%5.2%
Dólar USA - US$
624 467
99
818 1,019
918
2,498
1,907
1,800
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
8.5%
11.5%
9.2%
3.0%
7.0% 7.1%5.9%
4.6%
2.9% 2.5%1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009(p)
Crecimiento PIB
Panamá Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 92 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 5 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 226 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 8,701 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 14 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Paraguay
144 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Paraguay Extensión geográfica (Km2) 406,752 Población (Miles de habitantes) 6,831
La Asunción
PIB PIB per cápita IPC
DesempleoInversión extranjera / PIB
CaptaciónColocación de préstamoMoneda nacionalTasa de cambio - G/US$
Proyección FMI2009 2010
PIB 0.5% 1.5%IPC 4.7% 5.6%
Fuente: Cepal, FMI, BP.
13.6%
Tasa 1.3%
Guaraní - G4,870.0
N.D.
Tasa anual de variación5.0%3.0%8.3%
Porcentaje
Cifras 2008Variables Macroeconómicas
5.8%
98 78
12 22 32
47
156
194 209
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Inversión Extranjera Directa NetaMM US$
4.3%
6.8%
5.0%
0.5%
7.0% 7.1%
5.9%
4.6%
2.9%2.5%
1.1%
(1%)2006 2007 2008 2009 (p)
Crecimiento PIB
Paraguay Países no desarrollados Países desarrollados
Datos Energéticos Año
Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 28 2007Consumo gas natural 0 2007Consumo carbón 0 2007Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 5 2006Consumo total energía primaria (Tbtu) 426 2006Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 29,159 2006Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) 4 2006Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009.
Comparativo Mercados sin Desarrollo
145 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Comparativo Mercados sin Desarrollo
7,066 7,066
13,002
7,639
5,786
3,310
6,1003.3% 3.0% 3.3%
3.8%3.0%
9.2%
5.0%
Costa Rica El Salvador
Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay
Población y Crecimiento PIB - 2008
Población - Miles de habitantes Crecimiento PIB
178131
202
127.071
226
426
Costa Rica El Salvador
Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay
Consumo Energía Primaria - 2006Consumo total- Tbtu
4,094 3,929 4,073 5,182 5,5188,701
29,159
Costa Rica El Salvador
Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay
Intensidad Energética - 2006Btu/ US$ 2000
146 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
149 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas Natural en Colombia Exploración
Antes de la creación de la ANH en 2003, la actividad de exploración era realizada por Ecopetrol, ya fuera directamente o mediante contratos de asociación. Con la llegada de la ANH, surgieron las modalidades de contratos de exploración y producción o E&P y los contratos de evaluación técnica o TEA’S. Con los 59 contratos exploratorios firmados en el transcurso de 2008, la ANH logró superar las metas establecidas por el Gobierno Nacional en
el Plan Nacional de Desarrollo 2006 – 2010, que se fijó en 120 contratos exploratorios en los 4 años, al llegar a un acumulado de 125. De igual manera, se cumplieron las metas del cuatrienio establecidas en este Plan Nacional de Desarrollo en lo concerniente a sísmica equivalente 2D y pozos A3, en el primer ítem se llegó a 44,322 Km contra 32,000 Km presupuestados y en el segundo se perforaron 185 pozos y se habían presupuestado 160.
Las multinacionales con las que la ANH logró firmar contratos de exploración y producción por primera vez en el transcurso de 2008 fueron: Hunt Oil, Shona Energy Colombia, Korea National Oil Corporation - KNOC, la petrolera argentina Pluspetrol y la surcoreana S.K Energy.
En 2008, por concepto de propuestas recibidas de contratación directa y que efectivamente se firmaron en ese año, fueron adjudicadas cerca de 3,200,000 ha. El promedio de inversión por hectárea en un contrato E&P fue de US$56/ha, y en los TEA´S 3.10 US$/ha.
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Pozos A3 (*) 70 96 37%Sísmica - Kms equivalentes 9,970 16,286 63%
Contratos Contratos firmados 54 59 9%Contratos vigentes 158 194 23%
Fuente: Ecopetrol, Universidad Nacional, ANH.(*) Pozo perforado en un área inexplorada.
Actividad Exploratoria
151
19
Entrada en Vigencia ANH
Contratos E&PContratos TEA'S
11
13
Antes de ANH
Ecopetrol directoContratos de asociación
Contratos Vigentes - 2008
Tipo de ContratoEmpresas
Establecidas con Anterioridad
Empresas Internacionales
NuevasTotal
Exploración y producción (E&P) 21 1 22
Evaluaciones técnicas (TEA´S) 8 4 12Total 29 5 34
Fuente: ANH.
Empresas Participantes 2008
Exploración
150 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Bajo la modalidad contractual anterior en la cual Ecopetrol actúa directamente, la ANH reporta que para 2008 esta empresa realizó una inversión cercana a los US$16 millones, mientras que en los contratos de asociación, la inversión de Ecopetrol alcanzó los US$85 millones, cifras representadas en adquisición de sísmica y perforación de pozos exploratorios (A3).
Para el año 2007, el porcentaje de éxito obtenido en las perforaciones realizadas fue del 41%. Si en 2008 con el fin de realizar un cálculo parcial, se excluyen los 16 pozos que a la fecha de este reporte aún se encuentran en prueba, el porcentaje de éxito se mantiene en el 41%.
Según la ANH, durante 2008 la actividad exploratoria desarrollada condujo a una inversión cercana a los US$400 millones, representada en adquisición e interpretación de sísmica, perforación de pozos exploratorios (A3), perforación de pozos estratigráficos y estudios geológicos en los diferentes bloques contratados.
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
ANH - E&P 43 64 49%
Ecopetrol 4 11 175%
Asociados 23 21 (9%)Total 70 96 37%
Fuente: ANH.
Origen Contractual de los Pozos A3
2933
0
16
4147
2007 2008
Pozos Perforados
Productor En prueba Abandonados
Productores En Prueba Abandonados TotalANH - E&P 19 14 31 64Ecopetrol 5 0 6 11Asociados 9 2 10 21
Total 33 16 47 96Fuente: ANH.
Número de Pozos
Resultados de Exploración en Pozos A3 - 2008
67%
11%
22%
Pozos A3
ANH - E&P
Ecopetrol
Asociados
Reservas
151 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Reservas
El incremento del 3% en las reservas de gas natural en el último año, se basa en el aumento de las reservas en las cuencas con escasa participación en el total, específicamente la de Catatumbo, en la que se declararon comerciables las reservas del campo Gibraltar por 426 Gpc. Los campos de Chuchupa – Ballena y Cusiana – Cupiagua, poseen la mayoría de las reservas de gas natural en el país, entre los dos alcanzan un 79% del total de las reservas de Colombia.
Cuencas 2007 2008 Variación Periodo
Llanos Orientales 3,058 3,015 (1%)
La Guajira 2,793 2,634 (6%)
144 85 (41%)
6 11 97%
Otros 175 639 266%
Gpc 6,176 6,385Tpc 6.2 6.4
Fuente: Ecopetrol.
Reservas de Gas Natural - Gpc
Total
Valle Medio del Magdalena
Valle Superior del Magdalena
3%
3,0582,793
325
3,0152,634
735
Llanos Orientales La Guajira Otros
Reservas de Gas Natural en Colombia Gpc
2007 2008
41%
38%
9%7%
3%2%
Reservas de Gas Natural por Campo2008
Chuchupa - Ballena
Cusiana - Cupiagua
Pauto
La Creciente
Gibraltar
Otros
Producción y Suministro
152 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Producción y Suministro
La producción de gas natural en Colombia disminuyó en el año 2008 un 1% con respecto al año anterior; sin embargo, la producción en La Guajira y en el Valle Inferior del Magdalena crecieron un 24% y 512% respectivamente. Cusiana y Cupiagua mantienen el liderazgo en la producción de gas natural en Colombia, con una participación del 72% de la producción del país. En la producción de estos campos se incluye la reinyección de gas natural utilizado en la industria petrolera.
Cuenca 2007 2008 Variación Periodo
977 913 (7%)La Guajira 168 208 24%
45 55 22%Medio 25 24 (3%)Superior 18 18 (4%)Inferior 2 14 512%
Putumayo 7 5 (34%)
Catatumbo 2 1 (45%)Gpc 1,200 1,182
Mpcd 3,287 3,239Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía.
Producción Fiscalizada - Gpc
(1%)Total
Valle del Magdalena
Llanos Orientales
77%
18%
5% 0.5%Producción 2008
Cuencas
Llanos Orientales
La Guajira
Valle del Magdalena
Otros
72%
18%
4%1% 5%
Campos
Cusiana - Cupiagua
Chuchupa - Ballena
Pauto - Floreña
La Creciente
Otros
Suministro de Gas Natural
153 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
La Guajira y Cusiana siguen siendo los campos más importantes del país, juntos tienen una participación del 87%; sin embargo, Cusiana disminuyó un 2% con respecto al año anterior. El incremento presentado en el suministro de gas natural para el año 2008, se presenta básicamente por el aumento del suministro en La Guajira y la inclusión del campo La Creciente con 34 Mpcd.
Campo 2007 2008 Variación Periodo
La Guajira 459 569 24%
Cusiana 197 194 (2%)
0 34 100%15 21 40%
52 18 (65%)
Otros 22 38 74%
Mpcd 745 874Gpc 272 319
Fuente: UPME.
Suministro de Gas Natural - Mpcd
17%Total
Pauto - Floreña
Payoa - Salinas
La Creciente
65%
22%
4%3%
2% 4%
Suministro de Gas Natural - 2008
La Guajira
Cusiana
La Creciente
Pauto - Floreña
Payoa - Salinas
Otros
3,287 3,239
745 874
2007 2008
Producción y Suministro de Gas Natural - Mpcd
Producción Suministro
Factor R/P
154 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El factor R/P en Colombia disminuyó para el año 2008, en 2.7 años dado el crecimiento de la producción. A la fecha de cierre de este informe, el Ministerio de Minas y Energía no había publicado las reservas de referencia a 31 de diciembre de 2008, por lo cual no se presenta el factor R/P de referencia actualizado de acuerdo con los parámetros gubernamentales.
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Tpc 6.2 6.4 3%Gpc 6,176 6,385 3%Gpc 272 319 17%Mpcd 745 874 17%
Factor R/P - Años 22.7 20.0 (12%)Fuente: Ecopetrol, UPME.Nota: La cifra de producción no incluye el gas reinyectado.
Factor R/P - Reservas Totales
Reservas
Producción
22.7
20.0
2007 2008
Factor R/P - Años
Concepto 2006 2007Reservas de
referencia (Gpc) a 31 de diciembre
4,342 3,881
2007 2008Producción de
referencia (Gpc/año)
382 399
Marzo 31 2007
Mayo 31 2008
Factor R/P (Años) 11.4 9.7
Fuente: Minminas.
Factor R/P de Referencia
Transporte de Gas Natural
155 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
Promigas reportó la construcción de nuevos gasoductos en el transcurso de 2008, un total de 87 Km representados en tres gasoductos: La Creciente, Piñalito - Bremen y Barú, éste último aunque fue construido en 2006, se reportó únicamente en 2008 cuando Promigas lo compró a Surtigas; su anterior dueño.
En el sistema nacional, se encuentran en curso a través de Transoriente, la construcción del gasoducto Gibraltar - Bucaramanga de 160 Km, que permitiría transportar 40 Mpcd, y una adición de 40 Km al ramal a Oriente de Transmetano, con lo que se atendería los municipios de Rionegro, Marinilla, Santuario y Guarne.
Transportador 2007 2008 Variación Periodo
Coinobras 18 18 0%Progasur 62 62 0%Promigas 2,101 2,188 4%TGI 4,205 4,205 0%Transcogas 126 126 0%Transgastol 51 51 0%Transmetano 155 155 0%Transoccidente 11 11 0%Transoriente 158 158 0%
Total 6,887 6,973 1%Fuente: Resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.
Red de Gasoductos - Kms
Transportador 2007 2008 Variación Periodo
Interior del País 546 568 4%Coinobras 4 3 (14%)Progasur 1.6 2.1 32%TGI 364 371 2%Transcogas 90 99 10%Transgastol 6 8 29%Transmetano 35 35 1%Transoccidente 33 36 8%Transoriente 12 13 11%
Costa Caribe 304 294 (3%)Promigas 304 294 (3%)
Total 850 862 1%Fuente: CREG, UPME, Promigas.Nota: TGI entrega gas a otras transportadoras.
Gas Transportado por Operador - Mpcd
43%
34%23%
Gas Transportado por Operador 2008
TGI
Promigas
Otros
Transporte de Gas Natural
156 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Infraestructura de Transporte de Gas Natural
TGI
Transmetano
Transoriente
TGI
TGI
TransoccidenteProgasur
Transgastol
TGI
Coinobras
Promigas
Tanscogas
Gasoductos actuales
Gasoductos en construcción
Cobertura
157 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cobertura
A diciembre de 2008, el número de poblaciones que cuentan con el servicio de gas natural en Colombia ascienden a 471, 49 más que en 2007, para un crecimiento del 12%. Estas localidades son atendidas por 30 empresas distribuidoras, una menos que en 2007, como resultado de la fusión entre Gases de Occidente y Gases del Norte del Valle.
Según proyecciones conservadoras de la UPME realizadas para el estudio Balance Probabilístico de Gas Natural 2008 - 2020, se aspira tener a finales de 2020; 6,167,000 usuarios, proyectando un crecimiento promedio anual del 2.9%. Otros escenarios de la UPME pronostican 6,920,000 usuarios para la misma fecha.
Concepto 2007 2008 Variación Periodo
Empresas distribuidoras 31 30 (3%)Poblaciones atendidas 422 471 12%Población potencial 6,284,817 6,975,120 11%Residencial anillados 5,630,266 6,388,803 13%
Usuarios conectados 4,611,866 5,015,381 9%
Residenciales 4,535,094 4,930,723 9%
Estrato 1,2 y 3 3,846,566 4,183,435 9%Estrato 4,5 y 6 688,528 747,288 9%
Comerciales 73,747 81,497 11%Industriales 3,025 3,161 4%
Cobertura residencialPotencial 90% 92%Efectiva 72% 71%
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Cobertura Gas Natural
Región 2007 2008 Variación Periodo
Costa Caribe 1,088,433 1,140,977 5%
Costa Pacífica 573,924 626,582 9%
Eje Cafetero 241,909 276,027 14%
Zona Central 2,371,832 2,622,109 11%
Zona Oriental 335,768 349,686 4%
Total 4,611,866 5,015,381 9%Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Usuarios de Gas Natural
23%
12%
6%52%
7%
Usuarios de Gas Natural ‐ 2008
Costa Caribe
Costa Pacíf ica
Eje Cafetero
Zona Central
Zona Oriental
Cobertura
158 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El mayor crecimiento en usuarios conectados, durante 2008, se presentó en el departamento de Antioquia, con 98,281 nuevas conexiones, 57% de estas en Medellín. Con las cuales Antioquia, que hasta ahora alcanza una cobertura efectiva del 44%, pasa a ocupar el tercer lugar entre los departamentos con más usuarios, desplazando al Atlántico.
Se destaca la llegada del gas natural a varios municipios del departamento del Cauca, a través del denominado “gasoducto virtual”, en el cual el gas se comprime en módulos especiales para su posterior transporte en camiones hasta las estaciones ubicadas en cada municipio. Este proyecto fue liderado por Gases de Occidente.
Departamento 2007 2008 Variación Periodo
Bogotá D.C. 1,373,794 1,449,089 5%
Valle 573,924 620,336 8%
Antioquia 340,851 439,132 29%
Atlántico 395,538 410,562 4%
Santander 269,808 282,540 5%
Bolívar 222,878 232,540 4%
Cundinamarca 189,908 216,348 14%
Tolima 151,885 158,994 5%
Huila 114,461 131,604 15%
Magdalena 118,537 125,459 6%
Córdoba 114,383 120,363 5%
Meta 98,892 107,807 9%
Cesar 95,783 103,484 8%
Otros 551,224 617,123 12%Total 4,611,866 5,015,381 9%
Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Usuarios de Gas Natural
47%
19%
13%
12%
9%
Usuarios de Gas Natural 2007
Bogotá D.C.
Valle
Atlántico
Antioquia
Santander
45%
19%
13%
14%
9%
Usuarios de Gas Natural 2008
Bogotá D.C.
Valle
Atlántico
Antioquia
Santander
Cobertura
159 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cobertura efectiva de gas natural 2008
Guajira
Magdalena
Cesar
Norte de Santander
Santander
Boyacá Casanare
Meta
Antioquia
Tolima
Cauca
Atlántico
Bolívar
Sucre
Córdoba
Caldas
Risaralda
Quindío
Valle del Cauca
Cundinamarca
Huila
Coberturas mayores de 75%.
Coberturas menores de 75%.
0% de coberturas
Fuente: Minminas.
Cobertura
160 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Durante el año 2008, ingresaron un poco más de 395,000 usuarios residenciales, de los cuales 337,000, es decir el 85%, pertenecen a los estratos 1, 2 y 3. Este porcentaje es similar al de participación de estos estratos del acumulado a diciembre de 2008.
Gas Natural y EPM, con ventas en 2008 cercanas a las 85,000 conexiones residenciales, fueron las distribuidoras de mayor crecimiento en términos absolutos en lo que a nuevos usuarios se refiere en el país.
Empresa 2007 2008 Variación Periodo
Alcanos de Colombia 308,638 337,798 9%E.P.M 332,183 417,545 26%Gas Natural 1,452,587 1,537,382 6%Gases de La Guajira 57,534 61,169 6%Gases de Barrancabermeja 41,295 42,227 2%Gases de Occidente 573,924 620,336 8%Gases del Caribe 569,353 594,133 4%Gasoriente 171,212 176,033 3%Gases del Oriente 65,960 67,146 2%Gas Natural Cundiboyacense 149,829 168,525 12%Gas Natural del Cesar 39,015 43,433 11%Gas Natural del Centro 73,208 82,334 12%Gases del Quindio 65,178 76,082 17%Gas del Risaralda 91,717 104,870 14%Llanogas 97,264 102,292 5%Metrogas 56,295 59,605 6%Surtigas 426,190 446,497 5%Otras distribuidoras 40,484 77,974 93%
Total 4,611,866 5,015,381 9%Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Usuarios de Gas Natural
Estrato 2007 2008 Variación Periodo
Estrato 1 745,265 828,806 11%
Estrato 2 1,699,239 1,868,275 10%
Estrato 3 1,402,062 1,486,354 6%
Estrato 4 405,458 442,758 9%
Estrato 5 172,541 185,166 7%
Estrato 6 110,529 119,364 8%
Total 4,535,094 4,930,723 9%Fuente: Ministerio de Minas y Energía.
Usuarios Residenciales
17%
38%
30%
9%4% 2%
Usuarios Residenciales de Gas Natural2008
Estrato 1
Estrato 2
Estrato 3
Estrato 4
Estrato 5
Estrato 6
Consumo
161 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Consumo
El consumo de gas natural en el país, durante 2008, presentó una disminución de 8 Mpcd con respecto a 2007, siendo el sector eléctrico, con una disminución de 23 Mpcd, el que más se redujo. Lo anterior como consecuencia del fuerte invierno del último año, que favoreció la generación de energía con base en la capacidad instalada de las hidroeléctricas.
Sector 2007 2008 Variación Periodo
Costa Caribe 304 294 (3%)Eléctrico 127 120 (6%)Otros sectores 177 174 (2%)
Industria y comercio 117 113 (4%)Residencial 18 20 12%Petroquímico 10 10 0%Ecopetrol 14 13 (7%)GNV 18 18 0%
Interior del País 427 429 0.5%Eléctrico 30 14 (53%)Otros sectores 397 415 5%
Industria y comercio 173 188 9%Residencial 81 86 6%Petroquímico 3 2 (33%)Ecopetrol 84 79 (6%)GNV 56 60 7%
Mpcd 731 723
MMm3 7,555 7,473Fuente: UPME.
Consumo Nacional de Gas Natural - Mpcd
(1%)Total
18%
41%
15%
13%
11%2%
Consumo Nacional de Gas Natural 2008
Eléctrico
Industria y comercio
Residencial
Ecopetrol
GNV
Petroquímico
Consumo
162 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Vale recordar que del año 2005 en adelante, para que un usuario pueda contratar como no regulado debe consumir más de 100,000 Pcd, son estos grandes consumidores, incluidas las térmicas, los que disminuyeron su consumo en 20 Mpcd en 2008.
Mpcd MMm3 Mpcd MMm3
Regulado 158 1,629 170 1,759 8%Residencial 99 1,019 106 1,095 7%No Residencial 59 610 64 665 9%
No Regulado 573 5,926 553 5,713 (4%)Total 731 7,555 723 7,473 (1%)
Fuente: CREG, SUI.
Consumo Nacional de Gas Natural
2007 Variación Periodo
2008Mercado
24%
76%
Consumo Nacional - 2008
Regulado
No regulado
Empresa 2007 2008 Variación Periodo
Alcanos de Colombia 85 93 9%EPM 116 140 20%Gas Natural 592 623 5%Gases del Caribe 216 219 1%Gases de La Guajira 15 17 15%Gases de Occidente 148 162 9%Gases de Barrancabermeja 11 12 6%Gas Natural Cundiboyacense 79 93 18%Gas Natural del Centro 28 32 12%Gases del Oriente 15 14 (6%)Gases del Quindío 16 19 16%Gas del Risaralda 30 34 14%Gasoriente 70 69 (2%)Gasnacer 9 10 19%Llanogas 26 26 2%Metrogas 17 18 1%Surtigas 143 164 14%Otras distribuidoras 12 16 31%
Total 1,629 1,759 8%Residencial 1,019 1,095 7%
No Residencial 610 665 9%Fuente: CREG, SUI.
Consumo Nacional de Gas Natural en el Mercado Regulado - MMm3
Consumo
163 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
La Zona Central, que incluye entre otras a las ciudades de Bogotá y Medellín, seguida de la Costa Caribe (incluye 7 departamentos), siguen siendo las regiones del país con el mayor consumo de gas natural, situación que ha mantenido el mismo comportamiento durante los últimos nueve años.
Continúa la tendencia decreciente del consumo medio residencial en el país, en los últimos 8 años este promedio ha disminuido 4 m3. La mayor eficiencia de los nuevos gasodomésticos y los cambios en los hábitos alimenticios de los colombianos, figuran entre las principales causas de dicha disminución.
Región 2007 2008 Variación Periodo
Costa Caribe 383 409 7%Región Pacífica 148 162 10%Eje Cafetero 77 87 14%Zona Central 908 989 9%Zona Oriental 113 112 (1%)
Total 1,629 1,759 8%Fuente: CREG, SUI.
Consumo Nacional de Gas Natural en el Mercado Regulado - MMm3
23%
9%
5%56%
7%
Consumo Mercado Regulado - 2008
Costa Caribe
Región Pacíf ica
Eje Cafetero
Zona Central
Zona Oriental
Mercado 2007 2008 Variación Periodo
Residencial 19.1 18.9 (1%)No Residencial 700.7 727.1 4%
Fuente: CREG, SUI.
Consumo Medio - m3 / Usuario - mes
23.0 22.3 21.9 20.9 20.2 19.5 19.0 19.1 18.9
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Consumo Residencial - m3/usuario - mes
Gas Natural Vehicular
164 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas Natural Vehicular
Bogotá D.C., con un poco más de 12,000 conversiones de GNV en el transcurso de 2008, lideró el crecimiento de conversiones en el país. De un total de 45,580 vehículos convertidos a GNV, el 26% se dieron en la capital del país. En contraste, los menores crecimientos en términos porcentuales en conversiones estuvieron en las ciudades de la Costa Caribe, como consecuencia de la madurez alcanzada por estos mercados.
En el primer semestre de 2009, con el propósito de incentivar las conversiones a GNV en la Costa Caribe, se puso en marcha una iniciativa de Ecopetrol, Chevron, Promigas, Gases del Caribe y Surtigas, en asocio con cerca de 50 talleres certificados, que consiste en suministrar bonos de hasta 1.5 millones de pesos a los propietarios de vehículos interesados en convertirse a GNV. Se estima suministrar unos 10,500 subsidios que suman cerca de 14,000 $MM de pesos.
Ciudad 2007 2008 Variación Periodo
Armenia 3,899 4,600 18%Barranquilla 25,826 28,880 12%Bogotá 83,479 95,651 15%Bucaramanga 11,868 14,459 22%Cali 27,780 34,052 23%Cartagena 10,750 12,789 19%Ibagué 4,933 6,194 26%Medellín 22,635 28,918 28%Montería 3,335 4,329 30%Neiva 1,785 2,644 48%Pereira 6,367 8,220 29%Santa Marta 5,547 6,446 16%Sincelejo 2,155 2,637 22%Villavicencio 7,041 8,294 18%Otras ciudades 17,658 22,525 28%
Total 235,058 280,638 19%Fuente: Minminas, Gazel.
Vehículos con GNV
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
Bogotá Cali Medellín Barranquilla Resto país
Vehículos con GNV
2007 2008
34%
12%11%
10%
33%
Vehículos con GNV ‐ 2008
Bogotá
Cali
Medellín
Barranquilla
Resto país
Gas Natural Vehicular
165 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Con un crecimiento en las conversiones del 19%, se esperarían cifras similares en el crecimiento del consumo del GNV del país; sin embargo, este solo alcanzó un 8%. Fenómenos sociales como el mototaxismo, huelgas de transportadores, construcción de los sistemas de transporte masivo y medidas restrictivas como el pico y placa y días sin carro, han incidido significativamente en el menor crecimiento del consumo de GNV.
Cartagena, es la única ciudad del país con decrecimiento del consumo de GNV, producto no solamente de las razones expuestas anteriormente, sino también debido a la chatarrización y la entrada de vehículos con consumos más eficientes. Medellín, Bucaramanga y Barranquilla, fueron las ciudades que crecieron por debajo del promedio de crecimiento nacional del 8%. Caso contrario el de ciudades como Pereira e Ibagué con crecimientos del 23% y 18% respectivamente.
Ciudad 2007 2008 Variación Periodo
Armenia 14 16 13%Barranquilla 95 98 4%Bogotá 195 218 11%Bucaramanga 39 40 3%Cali 81 87 8%Cartagena 46 44 (5%)Ibagué 19 22 18%Medellín 65 67 2%Montería 9 10 12%Neiva 11 13 12%Pereira 18 22 23%Santa Marta 22 24 8%Sincelejo 9 10 14%Villavicencio 28 31 11%Otras ciudades 45 53 19%Ajuste cifras UPME 69 51 (26%)
Total 765 806 5%Fuente: Gazel, UPME.
Consumo de GNV en Colombia - MMm3
0
50
100
150
200
250
300
350
Bogotá Barranquilla Cali Medellín Cartagena Resto país
Consumo de GNV ‐MMm3
2007 2008
27%
12%
11%8%6%
36%
Consumo de GNV - 2008
Bogotá
Barranquilla
Cali
Medellín
Cartagena
Resto país
Gas Natural Vehicular
166 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Bogotá con 29 nuevas EDS construidas en el transcurso del año 2008 y con una participación del 38% del total de estaciones de servicio de GNV del país, es la ciudad líder en EDS al servicio de sus usuarios.
Cali, que en lo corrido de 2008 acumuló 23 nuevas EDS, alcanzó a diciembre del mismo año un total de 70 estaciones de servicio de GNV, cifra con la cual pasó a ocupar el segundo puesto a nivel país, desplazando a Barranquilla al tercer lugar con 62 EDS.
Ciudad 2007 2008 Variación Periodo
Armenia 6 8 33%Barranquilla 52 62 19%Bogotá 104 133 28%Bucaramanga 14 16 14%Cali 47 70 49%Cartagena 21 21 0%Ibagué 14 15 7%Medellín 39 48 23%Montería 4 7 75%Neiva 8 9 13%Pereira 12 20 67%Santa Marta 14 17 21%Sincelejo 4 5 25%Villavicencio 10 15 50%Otras ciudades 45 61 36%
Total 394 507 29%Fuente: Gazel.
Estaciones de Servicio de GNV
52 62
104
133
4770
39 48
152
194
2007 2008
Estaciones de Servicio de GNV
Barranquilla Bogotá Cali Medellín Resto País
26%
14%
12%10%
38%
Estaciones de Servicio de GNV 2008
Bogotá
Cali
Barranquilla
Medellín
Resto país
Gas Natural Vehicular
167 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gazel, que construyó 34 nuevas estaciones de servicio de GNV en todo el territorio nacional durante 2008, alcanzando una participación del 37% del total de EDS en el país, es la empresa que lidera el sector del GNV en Colombia.
A diciembre de 2008, solo Bogotá con un índice de 719 vehículos/estación supera el estándar óptimo de 700 vehículos/estación establecido por el Ministerio de Minas y Energía. Este hecho muestra una necesidad de construcción de nuevas EDS en la capital.
Barranquilla y Cali, con índices de vehículos/estación por debajo de 500, son ciudades que empiezan a mostrar señales de de saturación del mercado de estaciones de servicio.
Empresa 2007 2008 Variación Periodo
Gazel 154 188 22%Independientes 82 107 30%Gas Natural 28 39 39%Energy Gas 15 27 80%Punto Gas 17 19 12%Otras 98 127 30%
Total 394 507 29%Fuente: Gazel.
Estaciones de Servicio de GNV
37%
21%8%
5%
4%
25%
Estaciones de Servicio de GNV
Gazel
Independientes
Gas Natural
Energy Gas
Punto Gas
Otras
597
700803
497591 580
Promedio Minminas Bogotá Barranquilla Cali Medellín
Vehículos Convertidos / Estaciones - 2007
554
700 719
466 486
602
Promedio Minminas Bogotá Barranquilla Cali Medellín
Vehículos Convertidos / Estaciones - 2008
Gas Natural Vehicular
168 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Aun cuando se dieron un poco más de 45,000 conversiones en 2008, para un crecimiento del 19% con respecto a 2007, en 10 ciudades se disminuyó el número de talleres de conversión a GNV. En todo el país se cerraron 52 talleres en 2008, el 50% de estos unicamente en Bogotá.
Medellín, Sincelejo, Neiva e Ibagué, fueron las ciudades del país en las que no disminuyó el número de talleres de conversiones a GNV en el transcurso de 2008, incluso Ibagué y Neiva incorporaron talleres en este periodo.
Ciudad 2007 2008 Variación Periodo
Armenia 7 6 (14%)Barranquilla 18 15 (17%)Bogotá 105 79 (25%)Bucaramanga 13 11 (15%)Cali 33 27 (18%)Cartagena 13 11 (15%)Ibagué 10 11 10%Medellín 25 25 0%Montería 8 6 (25%)Neiva 7 9 29%Pereira 13 9 (31%)Santa Marta 4 3 (25%)Sincelejo 4 4 0%Villavicencio 13 12 (8%)Otras ciudades 70 63 (10%)
Total 343 291 (15%)Fuente: Gazel.
Talleres de Conversión de GNV
020406080
100120140160180
Bogotá Barranquilla Cali Medellín Otras ciudades
Talleres de Conversión a GNV
2007 2008
27%
9%
9%5%
50%
Talleres de Conversión - 2008
Bogotá
Cali
Medellín
Barranquilla
Otras ciudades
Precios y Tarifas
169 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Precios y Tarifas Gas en boca de pozo
Para el segundo semestre de 2008, el precio del gas de Guajira presentó un incremento del 34% con respecto al primer semestre del año, siendo este el precio más alto desde los últimos 8 años. Estos incrementos se dieron principalmente por el aumento del fuel oil en el periodo agosto de 2007 a agosto de 2008, dado que es el índice de referencia para el cálculo del precio de gas en boca de pozo. Los precios del gas de La Guajira presentaron una importante disminución del 50% durante el primer semestre del 2009, generado por la disminución del precio internacional del fuel oil.
Campo / Periodo 2007 2008 Variación Periodo
2009
La Guajira Res MME 039/75Periodo I 2.4 3.7 57% 3.3Periodo II 2.8 5.0 80%
Tierra firme Res MME 061/83Periodo I 2.8 4.0 44% 4.5Periodo II 2.9 5.2 80%
Costa afuera Res MME 061/83Periodo I 3.1 4.4 44% 5.0Periodo II 3.2 5.8 80%
Fuente: CREG.
Precios Máximos de Gas Natural en Boca de pozo - US$/Mbtu
1.62.1
2.7 2.82.4
2.83.7
5.03.3
0.5
1.5
2.5
3.5
4.5
5.5
I -20
05
II -2
005
I -20
06
II -2
006
I -20
07
II -2
007
I -20
08
II -2
008
I -20
09
Precio Gas Natural Boca de Pozo US$/Mbtu
La Guajira Tierra Firme Costa afuera
0.70.9
1.1 1.2
1.01.2
1.6
2.1
1.4
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
I -20
05
II -2
005
I -20
06
II -2
006
I -20
07
II -2
007
I -20
08
II -2
008
I -20
09
Precio Fuel Oil US$/Galón
Precios y Tarifas
170 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Componentes Tarifarios Suministro
El componente de suministro se ve afectado por el comportamiento de la TRM y del fuel oil. El incremento del componente de suministro durante el año 2008, se debe principalmente al incremento en el precio del fuel oil.
Empresa Dic-07 Dic-08 Variación Periodo
Alcanos de Colombia 219 345 58%EPM 190 392 106%Gas Natural 184 304 65%Gas Natural Cundiboyacense 180 192 7%Gas Natural del Centro 142 152 7%Gases de Barrancabermeja 216 271 26%Gases de La Guajira 201 420 109%Gases de Occidente 147 216 47%Gases del Caribe 201 424 111%Gas del Risaralda 149 170 14%Gases del Quindío 145 165 14%Gases del Oriente 471 720 53%Gasnacer 201 409 103%Gasoriente 242 552 128%Llanogas 131 147 12%Metrogas 471 723 54%Surtigas 201 420 109%
Promedio 217 354 63%Fuente: SSPD.
Componente de Suministro en Tarifa a Usuario Final - $/m3
(5.4%)
80%
63%
TRM Promedio Fuel Oil Componente de suministro
Componente de Suministro - 2008Variación del Periodo
Precios y Tarifas
171 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Transporte
El componente de transporte se ve afectado por el comportamiento de la TRM, del IPC, del PPI y del volumen transportado. La tendencia a la baja de la TRM presentada durante 2008, se refleja directamente en la disminución del componente de transporte.
Empresa Dic-07 Dic-08 Variación Periodo
Alcanos de Colombia 203 176 (13%)EPM 182 205 12%Gas Natural 113 153 36%Gas Natural Cundiboyacense 108 107 (1%)Gas Natural del Centro 125 139 11%Gases de Barrancabermeja 11 19 64%Gases de La Guajira 50 57 13%Gases de Occidente 197 196 (0.5%)Gases del Caribe 62 84 34%Gas del Risaralda 142 146 3%Gases del Quindío 161 156 (3%)Gases del Oriente N.A. N.A. N.A.Gasnacer 90 99 10%Gasoriente 203 119 (41%)Llanogas 121 127 5%Metrogas 235 129 (45%)Surtigas 74 93 26%
Promedio 130 125 (4%)Fuente: SSPD.
Componente de Transporte en Tarifa a Usuario Final - $/m3
(5.4%)
4%
7.7%
(4%)
TRM promedio
PPI IPC Componente de transporte
Componente de Transporte - 2008Variación del Periodo
Precios y Tarifas
172 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Distribución
Las tarifas de distribución de gas natural son ajustadas con base en la actualización del IPP. Como muestra la gráfica, este cargo presentó un incremento del 10% para el año 2008, situación que se soporta con la variación que tuvo el IPP del 9% con respecto al año anterior.
Empresa Dic-07 Dic-08 Variación Periodo
Alcanos de Colombia 307 353 15%EPM 177 194 10%Gas Natural 300 329 10%Gas Natural Cundiboyacense 97 102 5%Gas Natural del Centro 235 249 6%Gases de Barrancabermeja 381 417 10%Gases de La Guajira 342 382 12%Gases de Occidente 231 251 8%Gases del Caribe 289 316 9%Gas del Risaralda 218 231 6%Gases del Quindío 333 352 6%Gases del Oriente 439 480 10%Gasnacer 360 400 11%Gasoriente 247 298 20%Llanogas 296 325 10%Metrogas 252 276 9%Surtigas 348 409 17%
Promedio 286 315 10%Fuente: SSPD.
Cargo de Distribución Dt o Dm - $/m3
1%
5%
9%10%
IPP Cargo de distribución
Cargo por DistribuciónVariación del Periodo
2007 2008
Precios y Tarifas
173 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Comercialización
El margen de comercialización, el cual es actualizado con base en el IPC, presentó un incremento en el cargo promedio del año 2008 del 6%, situación distinta a la ocurrida en 2007, el cual disminuyó un 3% como consecuencia de cambios en la norma regulatoria.
Empresa Dic-07 Dic-08 Variación Periodo
Alcanos de Colombia 49 54 9%EPM 117 124 6%Gas Natural 116 123 6%Gas Natural Cundiboyacense 8 9 6%Gas Natural del Centro 8 9 6%Gases de Barrancabermeja 53 57 6%Gases de La Guajira 94 100 6%Gases de Occidente 63 66 6%Gases del Caribe 143 152 6%Gas del Risaralda 8 9 5%Gases del Quindío 8 9 5%Gases del Oriente 97 103 6%Gasnacer 116 123 6%Gasoriente 81 86 6%Llanogas 79 84 6%Metrogas 68 72 6%Surtigas 105 111 6%
Promedio 72 76 6%Fuente: SSPD.
Cargo de Comercialización St o Cm - $/m3
5.7%
(3%)
7.7%6%
IPC Cargo decomercialización
Margen de ComercializaciónVariación del Periodo
2007 2008
Precios y Tarifas
174 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Resumen componentes
La tarifa a usuario final presentó durante el periodo 2007 - 2008, un crecimiento global promedio del 28%, solo dos distribuidoras mostraron disminución en la misma. Al observar el comportamiento de los componentes de la tarifa en los años 2007 y 2008, se destaca el incremento en la participación del componente de suministro, el cual durante 2008, es el más significativo.
Tarifa Tarifa Variación2007 Suministro (*) Transporte (*) Distribución Comercialización Kst 2008 Periodo
Alcanos de Colombia 812 345 176 353 54 (66) 862 6%EPM 650 392 205 194 124 0 915 41%Gas Natural 686 304 153 329 123 0 909 32%Gas Natural Cundiboyacense 408 192 107 102 9 (9) 401 (2%)Gas Natural del Centro 520 152 139 249 9 (7) 541 4%Gases de Barrancabermeja 661 271 19 417 57 0 763 15%Gases de La Guajira 683 420 57 382 100 0 958 40%Gases de Occidente 622 216 196 251 66 (6) 723 16%Gases del Caribe 571 424 84 316 152 0 975 71%Gas del Risaralda 541 170 146 231 9 (6) 550 2%Gases del Quindío 654 165 156 352 9 (36) 645 (1%)Gases del Oriente 1,007 720 N.A. 480 103 0 1,304 29%Gasnacer 740 409 99 400 123 0 1,031 39%Gasoriente 773 552 119 298 86 0 1,055 36%Llanogas 601 147 127 325 84 0 682 14%Metrogas 782 723 129 276 72 0 1,200 54%Surtigas 697 420 93 409 111 0 1,034 48%
Promedio 671 354 125 315 76 (8) 863 29%Fuente: SSPD.(*) Pesos equivalentes ya que la denominación base está en US$/Kpc.
Empresa2008
Componentes Tarifarios de las Empresas Distribuidoras de Gas Natural - $/m3
31%
18%11%
40%
Componentes Tarifarios - 2007
Suministro
Transporte
Comercialización
Distribución
40%
14%9%
37%
Componentes Tarifarios - 2008
Suministro
Transporte
Comercialización
Distribución
Precios y Tarifas
175 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tarifa a Usuario Final Sector residencial
Precios y Tarifas
176 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
El comercio y la industria
Precios y Tarifas
177 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Gas natural vehicular
Los precios de GNV para el año 2008 oscilan entre $1,213 /m3 y $1,340/m3, siendo Armenia la ciudad con el precio promedio más alto y Bucaramanga la del precio más bajo. El precio del GNV en Colombia en los últimos ocho años se incrementó en $763/m3 , lo que representa un crecimiento promedio anual del 12%.
Ciudad 2007 2008 Variación Periodo
Armenia 1,105 1,340 21%Barranquilla 1,004 1,308 30%Bogotá 1,140 1,291 13%Bucaramanga 1,020 1,213 19%Cali 1,094 1,331 22%Cartagena 1,011 1,312 30%Ibagué 1,028 1,265 23%Medellín 1,102 1,249 13%Monteria 1,009 1,323 31%Neiva 1,048 1,276 22%Pereira 1,091 1,317 21%Santa Marta 1,009 1,314 30%Sincelejo 1,009 1,323 31%
Promedio 1,051 1,297 23%Fuente: Gazel.
Precios de Gas Natural Vehicular a Usuario Final- $/m3
534 565 604671 763 829 919
1,051
1,297
0200400600800
1,0001,2001,400
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Promedio Histórico Precio GNV$/m3
Precios y Tarifas
178 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Subsidios y Contribuciones
El balance anual entre subsidios y contribuciones continúa siendo deficitario y con una tendencia a la alza, situación que se ha venido presentando desde el año 2004. Entre los años 2007 y 2008, se ha recurrido al Presupuesto General de la Nación (PGN) para cubrir este déficit, en 2008 la nación giró por este concepto 51,910 $MM, para un acumulado en los dos últimos años de 127,601 $MM.
Empresa 2007 2008 Variación Periodo 2007 2008 Variación
PeriodoAlcanos de Colombia 15,983 18,457 15% 1,829 3,315 81%EPM 4,844 8,314 72% 10,319 12,346 20%Gases de Barrancabermeja 1,400 1,743 24% 117 938 699%Gas Natural 34,948 50,027 43% 25,584 34,683 36%Gas Natural Cundiboyacense 2,478 3,042 23% 7,265 8,155 12%Gas Natural del Centro 877 1,226 40% 1,757 2,180 24%Gasoriente 4,455 6,052 36% 2,426 3,960 63%Gases de La Guajira 2,376 3,582 51% 186 367 98%Gases de Occidente 12,942 15,984 24% 8,710 9,885 13%Gases del Caribe 24,005 29,945 25% 11,256 13,363 19%Gases del Oriente 2,664 4,603 73% 128 34 (74%)Gases del Quindío 1,695 2,316 37% 288 329 14%Gas del Risaralda 1,674 2,222 33% 1,208 1,312 9%Gasnacer 1,939 2,988 54% 56 75 35%Llanogas 1,220 1,634 34% 459 479 4%Metrogas 1,819 2,601 43% 393 524 34%Surtigas 20,371 26,400 30% 10,910 13,107 20%Otras empresas 1,684 3,385 101% 103 99 (4%)
Total 137,373 184,521 34% 82,993 105,149 27%Fuente: Minminas, CREG, SUI.
Subsidios Contribuciones
Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos - Subsidios y Contribuciones - $MM
Año Subsidio Contribución Superávit Periodo
Superávit (Déficit)
Acumulado2000 17,092 23,043 5,951 5,1622001 24,611 33,442 8,831 13,9932002 30,077 39,684 9,607 23,6002003 44,069 53,340 9,271 32,8712004 55,985 54,600 (1,385) 31,4852005 78,307 59,939 (18,367) 13,1182006 106,549 76,476 (30,073) (16,955)2007 137,373 82,993 (54,380) (71,335)2008 184,521 105,149 (79,371) (150,707)
Comportamiento del FSSRI - $MM
Cifras Financieras
179 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Cifras Financieras de las Empresas del Sector
Sector 2007 2008 Variación Periodo
Distribuidoras 3,362,856 4,000,289 19%Transportadoras 5,636,934 6,332,085 12%
Total sector 8,999,790 10,332,374 15%
Distribuidoras 1,289,491 1,677,911 30%Transportadoras 3,024,985 3,483,388 15%
Total sector 4,314,475 5,161,299 20%
Distribuidoras 2,073,365 2,322,378 12%Transportadoras 2,611,950 2,848,697 9%
Total sector 4,685,315 5,171,074 10%
Fuente: SUI.
Activo
Pasivo
Patrimonio
Balance General Sector Gas Natural - $MM
Sector 2007 2008 Variación Periodo
Distribuidoras 2,369,320 2,995,404 26%Transportadoras 622,424 757,523 22%
Total sector 2,991,744 3,752,928 25%
Distribuidoras 351,104 422,155 20%Transportadoras 267,020 324,545 22%
Total sector 618,124 746,700 21%
Distribuidoras 432,759 580,193 34%Transportadoras 491,034 75,842 (85%)
Total sector 923,793 656,035 (29%)
Fuente: SUI.
Estado de Resultados Sector Gas Natural - $MM
Ingreso operacional
Utilidad operacional
Utilidad neta
Cifras Financieras
180 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Sector 2007 2008
Distribuidoras 38% 42%Transportadoras 54% 55%
Total sector 48% 50%
Distribuidoras 15% 14%Transportadoras 43% 43%
Total sector 21% 20%
Distribuidoras 18% 19%Transportadoras 79% 10%
Total sector 31% 17%
Distribuidoras 13% 15%Transportadoras 9% 1%
Total sector 10% 6%
Distribuidoras 21% 25%Transportadoras 19% 3%
Total sector 20% 13%
Fuente: SUI.
Indicadores Financieros Sector Gas Natural
Endeudamiento
Margen operacional
Margen neto
Rentabilidad del patrimonio
Rentabilidad del activo
8,999,790
2,991,744
10,332,374
3,752,928
Activo Ingreso operacional
Consolidado Sector
2007 2008
31%
10%
17%
6%
Margen neto Rentabilidad del activo
Consolidado Sector
2007 2008
Cifras Financieras
181 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Balance General Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de
OccidenteGases del
Caribe Gasoriente Surtigas
2007 263,887 509,797 646,237 391,689 483,245 109,589 313,817
Activo 2008 315,901 633,109 731,997 443,654 632,349 119,481 378,217
Variación 20% 24% 13% 13% 31% 9% 21%
2007 42,237 199,694 203,693 205,570 211,168 23,069 174,821
Pasivo 2008 57,384 268,990 242,671 241,614 359,287 20,025 208,687
Variación 36% 35% 19% 18% 70% (13%) 19%
2007 221,650 310,103 442,544 186,119 272,077 86,520 138,996
Patrimonio 2008 258,517 364,119 489,326 202,040 273,062 99,456 169,530
Variación 17% 17% 11% 9% 0.4% 15% 22%
Fuente: SUI.
Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM
18%
16%
16%11%
9%
8%
3%
19%
Activo Distribuidoras - 2008
Gas NaturalEPMGases del CaribeGases de OccidenteSurtigasAlcanosGasorienteOtras distribuidoras
3,362,856
4,000,289
2007 2008
Activo Distribuidoras - $MM
Variación19%
21%
16%
15%14%
13%
3%1%
17%
Pasivo Distribuidoras 2008
Gases del Caribe
EPM
Gas Natural
Gases de Occidente
Surtigas
Alcanos
Gasoriente
Otras distribuidoras
1,289,491
1,677,911
2007 2008
Pasivo Distribuidoras - $MM
Variación30%
Balance General Año Gas del
RisaraldaGas Natural
CundiboyacenseGas Natural del Centro
Gases de la Guajira
Gases del Quindío Llanogas Otras
Distribuidoras
2007 80,310 104,503 72,952 43,039 62,685 69,312 211,795
Activo 2008 89,349 106,403 86,846 44,344 69,092 85,095 264,453
Variación 11% 2% 19% 3% 10% 23% 25%
2007 32,097 53,453 35,976 17,136 18,618 23,383 48,576
Pasivo 2008 31,413 54,222 39,410 16,105 19,111 38,030 80,963
Variación (2%) 1% 10% (6%) 3% 63% 67%
2007 48,214 51,050 36,976 25,903 44,067 45,929 163,219
Patrimonio 2008 57,936 52,181 47,436 28,239 49,981 47,065 183,490
Variación 20% 2% 28% 9% 13% 2% 12%
Fuente: SUI.
Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 100,000 $MM
Cifras Financieras
182 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Estado de Resultados Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de
OccidenteGases del
Caribe Gasoriente Surtigas
2007 106,295 213,063 707,464 300,579 335,546 113,614 186,6802008 127,257 320,669 904,079 387,611 382,811 106,537 243,895
Variación 20% 51% 28% 29% 14% (6%) 31%2007 12,373 10,591 144,281 31,730 45,422 21,930 22,1342008 10,943 19,060 189,648 46,209 50,263 17,726 26,720
Variación (12%) 80% 31% 46% 11% (19%) 21%2007 32,843 10,420 115,443 54,596 85,693 14,243 44,6892008 34,151 28,061 147,345 64,829 174,889 12,865 48,820
Variación 4% 169% 28% 19% 104% (10%) 9%
Fuente: SUI.
Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM
Utilidad operacional
Ingreso operacional
Utilidad neta
2,369,320
2,995,404
2007 2008
Ingreso Operacional Distribuidoras
Variación26%
30%
13%
13%11%
8%4%
4%
17%
Ingreso Operacional Distribuidoras 2008
Gas Natural
Gases de Occidente
Gases del Caribe
EPM
Surtigas
Gasoriente
Alcanos
Otras distribuidoras
351,104
422,155
2007 2008
Utilidad Operacional DistribuidorasVariación
20%
43%
11%11%
6%
4%4%3%
18%
Utilidad Operacional Distribuidoras 2008
Gas Natural
Gases del Caribe
Gases de Occidente
Surtigas
EPM
Gasoriente
Alcanos
Otras distribuidoras
Estado de Resultados Año Gas del
RisaraldaGas Natural
CundiboyacenseGas Natural del Centro
Gases de la Guajira
Gases del Quindío Llanogas Otras
Distribuidoras
2007 47,901 57,063 49,126 16,849 28,357 35,167 171,616Ingreso 2008 56,440 68,664 32,407 20,015 34,859 44,468 265,692
Variación 18% 20% (34%) 19% 23% 26% 55%2007 5,154 11,155 5,633 2,048 4,213 4,292 30,1482008 7,179 13,167 6,501 1,970 6,103 6,737 19,930
Variación 39% 18% 15% (4%) 45% 57% (34%)2007 8,771 10,987 7,857 3,160 6,584 3,545 33,931
Utilidad neta 2008 12,460 7,853 4,377 3,618 10,341 5,248 25,338Variación 42% (29%) (44%) 14% 57% 48% (25%)
Fuente: SUI.
Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 100,000 $MM
Utilidad operacional
Cifras Financieras
183 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Indicadores Financieros Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de
OccidenteGases del
Caribe Gasoriente Surtigas
2007 12% 5% 20% 11% 14% 19% 12%
2008 9% 6% 21% 12% 13% 17% 11%
2007 31% 5% 16% 18% 26% 13% 24%
2008 27% 9% 16% 17% 46% 12% 20%
2007 16% 39% 32% 52% 44% 21% 56%
2008 18% 42% 33% 54% 57% 17% 55%
Fuente: SUI.
Margen neto
Endeudamiento
Margen operacional
Distribuidoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM
20% 21%
14% 14%
5% 6%
2007 2008
Margen Operacional
Máximo Promedio Mínimo
31%
46%
18% 19%
5%9%
2007 2008
Margen Neto
Máximo Promedio Mínimo
Indicadores Financieros Año Gas del
RisaraldaGas Natural
CundiboyacenseGas Natural del Centro
Gases de la Guajira
Gases del Quindío Llanogas Otras
Distribuidoras
2007 11% 20% 11% 12% 15% 12% 18%
2008 13% 19% 20% 10% 18% 15% 8%
2007 18% 19% 16% 19% 23% 10% 20%
2008 22% 11% 14% 18% 30% 12% 10%
2007 40% 51% 49% 40% 30% 34% 23%
2008 35% 51% 45% 36% 28% 45% 31%
Fuente: SUI.
Margen neto
Endeudamiento
Margen operacional
Distribuidoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Menores a 100,000 $MM
18%
28%
12% 12%
2%4%
2007 2008
Rentabilidad del Activo
Máximo Promedio Mínimo
32%
64%
19% 21%
3%8%
2007 2008
Rentabilidad del Patrimonio
Máximo Promedio Mínimo
Cifras Financieras
184 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Balance General Año Promigas TGI
2007 1,917,418 3,421,787Activo 2008 2,440,881 3,541,774
Variación 27% 4%2007 579,817 2,357,095
Pasivo 2008 688,691 2,657,781Variación 19% 13%
2007 1,337,601 1,064,693Patrimonio 2008 1,752,190 883,993
Variación 31% (17%)
Fuente: SUI.
Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM
56%39%
5%
Activo Transportadoras - 2008
TGI
Promigas
Otras transportadoras
Balance General Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente
2007 19,711 90,335 15,816 117,106 9,429 45,3312008 19,486 84,236 16,372 118,277 11,507 99,553
Variación (1%) (7%) 4% 1% 22% 120%2007 3,590 50,917 1,475 17,506 1,253 13,3322008 2,146 47,729 1,705 23,356 2,098 59,882
Variación (40%) (6%) 16% 33% 67% 349%2007 16,121 39,418 14,341 99,600 8,176 31,9992008 17,340 36,506 14,667 94,921 9,409 39,670
Variación 8% (7%) 2% (5%) 15% 24%
Fuente: SUI.
Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM
Activo
Pasivo
Patrimonio
5,636,934
6,332,085
2007 2008
Activo Transportadoras - 2008
Variación12%
3,024,985
3,483,388
2007 2008
Pasivo Transportadoras - 2008
Variación22%
Cifras Financieras
185 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Estado de Resultados Año Promigas TGI
2007 194,617 352,4332008 205,528 471,419
Variación 6% 34%2007 56,399 187,1042008 39,419 258,326
Variación (30%) 38%2007 182,241 289,990
2008 236,212 (180,700)Variación 30% (162%)
Fuente: SUI.
Ingreso operacional
Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM
Utilidad operacional
Utilidad neta
622,424
757,523
2007 2008
Ingreso Operacional Transportadoras2008 - $MM
Variación22%
Estado de Resultados Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente
2007 2,223 27,132 4,251 30,707 1,468 9,5932008 3,566 28,720 4,682 30,844 3,104 9,660
Variación 60% 6% 10% 0.4% 111% 0.7%2007 162 10,550 976 8,148 667 3,0132008 1,388 9,989 1,231 9,156 976 4,060
Variación 759% (5%) 26% 12% 46% 35%2007 (193) 6,295 1,113 7,349 580 3,659
2008 1,136 4,616 1,329 9,034 1,044 3,171Variación 489% (27%) 19% 23% 80% (13%)
Fuente: SUI.
Utilidad operacional
Utilidad neta
Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MMIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM
Ingreso operacional
62%
27%
11%
Ingreso Operacional Transportadoras - 2008
TGI
Promigas
Otras transportadoras 80%
12%
8%
Utilidad Operacional Transportadoras - 2008
TGI
Promigas
Otras transportadoras
Cifras Financieras
186 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Indicadores Financieros Año Promigas TGI
2007 29% 53%
2008 19% 55%
2007 94% 82%
2008 115% (38%)
2007 30% 69%
2008 28% 75%
Fuente: SUI.
Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM
Endeudamiento
Margen operacional
Margen neto
53% 55%
32% 35%
7%
19%
2007 2008
Margen Operacional
Máximo Promedio Mínimo
Indicadores Financieros Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente
2007 7% 39% 23% 27% 45% 31%
2008 39% 35% 26% 30% 31% 42%
2007 (9%) 23% 26% 24% 39% 38%
2008 32% 16% 28% 29% 34% 33%
2007 18% 56% 9% 15% 13% 29%
2008 11% 57% 10% 20% 18% 60%
Fuente: SUI.
Margen operacional
Endeudamiento
Transportadoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM
Margen neto
94%115%
40%31%
(9%)
(38%)
2007 2008
Margen Neto
Máximo Promedio Mínimo
75%
60%
57%
28%
20%
Mayor Endeudamiento - 2008
Transmetano Promigas Transcogas Transoriente TGI
Cifras Financieras
187 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Indicadores Financieros Año Promigas TGI
2007 10% 8%
2008 10% (5%)
2007 14% 27%
2008 13% (20%)
Fuente: SUI.
Rentabilidad del activo
Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM
Rentabilidad del patrimonio
10% 10%
6%5%
(1%)
(5%)
2007 2008
Rentabilidad del Activo
Máximo Promedio Mínimo
Indicadores Financieros Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente
2007 (1%) 7% 7% 6% 6% 8%
2008 6% 5% 8% 8% 9% 3%
2007 (1%) 16% 8% 7% 7% 11%
2008 7% 13% 9% 10% 11% 8%
Fuente: SUI.
Rentabilidad del activo
Transportadoras de Gas Natural en ColombiaIngresos Operacionales Menores a 500,000 $MM
Rentabilidad del patrimonio
27%
13%11%6%
(1%)
(20%)
2007 2008
Rentabilidad del Patrimonio
Máximo Promedio Mínimo
9%
1%
19%
3%
2007 2008
Rentabilidad Transportadoras
Rentabilidad Activo Rentabilidad del patrimonio
Proyecciones UPME de Demanda y Producción
188 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Proyecciones UPME de Demanda y Producción
Año Residencial Comercial Industrial Refinería Eléctrico GNV Petroquímico y Otros Total
Variación Promedio
Anual
2009 122 25 258 99 140 87 21 753
2010 128 26 260 118 109 96 34 770 2%
2011 134 27 263 155 91 105 34 809 5%
2015 158 31 283 203 106 141 34 956 4%
Fuente: UPME.
Proyección de la Demanda de Gas Natural (Escenario Base) - Mpcd
0
200
400
600
800
1,000
2009 2010 2011 2015
Proyección de la Demanda de Gas NaturalEscenario Base
Residencial Comercial IndustrialRef inería Eléctrico GNVPetroquímico y Otros
0
200
400
600
800
1,000
1,200
2009 2010 2011 2015
Proyección de la Demanda de Gas NaturalEscenario Alto
Residencial Comercial Industrial
Ref inería Eléctrico GNV
Petroquímico y Otros
Año Residencial Comercial Industrial Refinería Eléctrico GNV Petroquímico y Otros Total
Variación Promedio
Anual
2009 125 25 259 99 144 91 23 766
2010 134 27 262 118 116 102 41 800 4%
2011 142 29 269 155 108 113 41 856 7%
2015 175 36 300 203 222 158 41 1,133 7%
Fuente: UPME.
Proyección de la Demanda de Gas Natural (Escenario Alto) - Mpcd
Prospectiva UPME
189 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Año Costa Caribe
Costa Pacífica
Zona Central
Zona Oriental Total
Variación Promedio
Anual
2009 27 12 65 18 122
2010 28 13 68 18 128 5%
2011 29 14 71 19 134 5%
2015 34 18 83 24 158 4%
Fuente: UPME.
Proyección de la Demanda de Gas NaturalSector Residencial (Escenario Base) - Mpcd
22%
11%
52%
15%
Proyección Demanda de Gas Natural Sector Residencial - 2015
Costa Caribe
Costa Pacíf ica
Zona Central
Zona Oriental
16%
16%
52%
16%
Proyección Demanda de Gas Natural Sector Comercial - 2015
Costa Caribe
Costa Pacíf ica
Zona Central
Zona Oriental
Año Costa Caribe
Costa Pacífica
Zona Central
Zona Oriental Total
Variación Promedio
Anual
2009 4 4 13 4 25
2010 4 4 13 4 26 4%
2011 4 4 14 4 27 5%
2015 5 5 16 5 31 3%
Fuente: UPME.
Proyección de la Demanda de Gas NaturalSector Comercial (Escenario Base) - Mpcd
Prospectiva UPME
190 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Año Guajira Cusiana La Creciente Otros Total Variación
2009 688 200 60 108 1,056
2010 688 200 60 127 1,076 2%
2011 688 200 77 121 1,087 1%
2015 490 200 77 99 867 (6%)
Fuente: UPME.
Potencial de Producción(Escenario Decreto 2687) - Mpcd
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
2009 2010 2011 2015
Proyección de Gas Natural Escenario Base de Demanda y Decreto 2687 Producción
Mpcd
Demanda Oferta
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
2009 2010 2011 2015
Proyección de Gas Natural Escenario Base de Demanda y Escenario Alterno de Producción
Mpcd
Demanda Oferta
Año Guajira Cusiana La Creciente Otros Total Variación
2009 686 196 60 130 1,073
2010 686 247 60 123 1,116 4%
2011 686 340 77 107 1,210 8%
2015 285 480 77 87 929 (6%)
Fuente: UPME.
Potencial de Producción(Escenario Alterno) - Mpcd
Anexos
193 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Aspectos jurídicos y regulatorios del sector 2008 - 2009 Normatividad CREG
Sector 1a Prioridad 2a, 3a y 4a Prioridad Total %
Eléctrico 19 5 24 67%
Gas natural 4 1 5 14%
GLP 4 2 6 17%
Temas transversales 1 0 1 3%
Total 28 8 36 100%Fuente: CREG.
Temas a TratarCREG - Agenda Regulatoria 2009
Sector Gas Natural Documento Resolución Consulta
Resolución Definitiva
1a prioridadSistema de información del mercado de gasObjetivo: Consolidar un mecanismo de información pública, que integre datos comerciales y operacionales sobre el suministro y transporte del gas natural, de fácil acceso y que contribuya en las decisiones del sector.
2o Trimestre 3er Trimestre 4o Trimestre
Metodología de remuneración de la actividad de transporteObjetivo: Establecer la metodología de remuneración de la actividad para el periodo 2009 - 2013 y las condiciones para que agentes diferentes a los transportadores desarrollen proyectos asociados a la actividad de transporte.
1er Trimestre 2o Trimestre
Metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercializaciónObjetivo: Definir la metodología y las fórmulas de tarifas para remunerar las actividades de distribución y comercialización gas combustible por red.
4o Trimestre 4o Trimestre
Ajustar la regulación de la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas natural.Objetivo: Definir procedimientos, costos, plazos y responsabilidades en la actividad de revisión de las instalaciones internas de los usuarios.
4o Trimestre 4o Trimestre
3a prioridadCoordinación Gas - ElectricidadObjetivo: Diseñar mecanismos que permitan la coordinación entre los sectores gas y electricidad con el fin de promover la operación eficiente y la atención de la demanda de manera continua y confiable.
Fuente: CREG.
CREG - Agenda Regulatoria 2009
Anexos
194 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
195 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
196 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Año 2008 Transporte CREG 002 de 2008 Proyecto de resolución que modifica el plazo establecido para la entrada en vigencia de la Resolución 054 de 2007, en la que se complementaron las especificaciones de calidad del gas natural inyectado al SNT. Este plazo que era de 8 meses sería ampliado a 12 meses. CREG 028 de 2008 Proyecto de resolución que regula el derecho de acceso y la expansión del SNT de gas natural. Incluye nuevas definiciones: Expansión en sistema existente: Infraestructura que se construye dentro de activos que conforman el SNT, como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en la presente resolución, con el objeto de incrementar la capacidad del sistema de transporte existente. Expansión en nuevas redes: Infraestructura de transporte que a la fecha de expedición de la presente resolución no tiene cargos vigentes, que se construye como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en esta misma, y que no hace parte de una expansión en sistema existente. Sistema de transporte existente: Activos de transporte para los cuales, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la CREG ha definido cargos regulados. Transportador existente: Es el transportador responsable del AOyM de un sistema de transporte existente. Transportador nuevo: Es el transportador responsable del AOyM de los activos asociados a una expansión en sistema de transporte existente no ejecutada por el transportador en dicho sistema de transporte.
Aspectos que trata la resolución: • Se mantiene en la política regulatoria de
que el mecanismo para asignar, de manera competitiva, la capacidad disponible primaria de transporte en el evento en que los requerimientos superen dicha capacidad, sea la subasta.
• Define el procedimiento para verificar la capacidad disponible de la infraestructura existente y los requerimientos de expansión de la misma, del cual se deducen las siguientes posibilidades para la decisión del transportador existente:
o Confirma que si atiende los requerimientos de servicio de capacidad con base en los cargos regulados vigentes, especificando los cargos, términos y opciones contractuales bajo las cuales se suministrará el servicio.
o Indica que no puede generar el acceso
para la capacidad solicitada a partir de los cargos regulados vigentes, publica las ampliaciones requeridas en el sistema de transporte existente para viabilizar la capacidad requerida. Continúa una descripción del procedimiento a seguir en el que finalmente son los interesados los responsables de llevar a cabo una convocatoria pública para dicha expansión.
CREG 041 de 2008
Modifica y complementa el RUT con base en el proyecto de Resolución 071 de 2007 y son el resultado de revisiones hechas por el CNO, organismo que entre sus funciones se encuentra la de revisar la experiencia en las aplicaciónes operativas y comerciales del RUT y enviar a la CREG un informe con el resultado de dichas experiencias y los posibles cambios sugeridos. Estos cambios son revisados por la Comisión y de ser
Anexos
197 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
aceptados surgen las respectivas modificaciones con el objeto de actualizar el RUT acorde con la evolución de la industria.
Inicialmente se modifican y adicionan algunas definiciones, entre las cuales se encuentran:
Condiciones estándar: Define el pie (metro) cúbico estándar como el volumen de gas, real y seco (que cumpla las especificaciones del RUT, en cuanto a concentración de vapor de agua) contenido en un pie (metro) cúbico a una presión de 14.65 psia (1.01 bara), y a una temperatura de 60°F (15.56 oC). Siendo lo novedoso en esta definición, que el gas debe ser seco y que cumpla con las especificaciones de concentración de vapor de agua.
Estaciones entre Transportadores: Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan dos o más transportadores, en el SNT. Las interconexiones internacionales para exportación, que se conecten al SNT, se considerarán como un transportador.
Punto de transferencia de Custodia: Es el sitio donde se transfiere la custodia del gas entre un productor - comercializador y un transportador; o entre un transportador y un distribuidor, un usuario no regulado, un almacenador independiente, un usuario regulado atendido por un comercializador (no localizado en áreas de servicio exclusivo), una interconexión internacional, entre dos transportadores, y a partir del cual el agente que recibe el gas asume la custodia del mismo.
Estaciones para transferencia de custodia: Son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de custodia y cuyos equipos e instrumentos de medición deben cumplir con las normas colombianas o, en su defecto, con las de AGA o ANSI, establecidas para fabricación, instalación, operación y mantenimiento de los equipos e instrumentos. Estas estaciones pueden ser de entrada, de salida o entre transportadores.
En lo que respecta a los objetivos y al alcance de este reglamento, se establecen algunos cambios como:
Se adicionan a los 5 objetivos ya establecidos, el propender por un manejo seguro de la infraestructura del SNT. Se incluye en el alcance además de todos los agentes que utilicen el SNT, a las estaciones para transferencia de custodia y los gasoductos dedicados cuando estos se construyan para interconexiones internacionales. Otras modificaciones tienen relación con los siguientes temas: • Conexiones y estaciones para transferencia
de custodia de salida. • Conexiones y estaciones para transferencia
de custodia de entrada. • Custodia del gas. • Medición de cantidades de energía y
calidad de gas en estaciones de transferencia de custodia de entrada.
• Medición volumétrica. • Sistema de medición. • Propiedad de los sistemas de medición
para transferencia de custodia. • Determinación de la presión absoluta de
flujo. • Determinación del factor de compresibilidad
del gas. • Determinación de la gravedad específica
del gas. • Determinación del poder calorífico. • Primera calibración. • Verificación del equipo de medición. • Acceso a los sistemas de medición. • Registros de medición. • Obligaciones del transportador. • Facturación. Temas Nuevos: • Estaciones para transferencia de custodia
entre transportadores del SNT o con interconexiones internacionales para exportación.
• Medición de cantidades de energía y
calidad de gas en estaciones de transferencia de custodia entre transportadores.
Anexos
198 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
CREG 043 DE 2008 Mediante esta resolución y con base en el RUT, TGI demostró que las solicitudes de capacidad de transporte en el tramo del gasoducto Ballena – Barrancabermeja superan la capacidad disponible primaria CDP, por lo que la CREG aprueba a dicha empresa el procedimiento para la realización de una subasta, teniendo en cuenta que los términos generales sobre los que se basa son: 1. Objetivo de la subasta
2. Identificación del producto a subastar 3. Concurrencia de oferentes serios
4. Claridad en el despeje y asignación
5. Principios de eficiencia y neutralidad
6. Modalidad contractual
El ganador de la Subasta, suscribirá un contrato escrito con TGI en los términos predefinidos. CREG 077 de 2008 Modifica el Numeral 4.6.2 del RUT que establecía entre otros que:
“si la atención de un estado de emergencia lo hace necesario, el transportador podrá solicitar al CND un redespacho eléctrico o una autorización de desviación. Si como consecuencia de dicho redespacho, se originan sobrecostos para el SIN, estos sobrecostos serán asumidos, en primera instancia, por el transportador que solicitó el redespacho, sin perjuicio de que éste los traslade al agente que ocasionó la emergencia en el SNT, si a ello hubiere lugar”.
El numeral queda de la siguiente forma “4.6.2 Órdenes Operacionales
Cuando un sistema de transporte esté en estado de emergencia, el transportador
podrá impartir órdenes operacionales a los agentes conectados a su sistema de transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del sistema. En los casos anteriores, el transportador deberá comunicarle al agente las acciones correctivas a tomar de manera inmediata. Si a juicio del transportador, el agente no toma las acciones correctivas o estas son insuficientes, el transportador podrá suspender el servicio hasta lograr la estabilidad de su sistema, sin perjuicio de las compensaciones establecidas en este reglamento o las pactadas según contratos. Cuando en la producción de gas natural o en el sistema de transporte de gas se presenten eventos, durante el día de gas, que disminuyan el suministro de gas natural a uno o varios remitentes, se deberá proceder así: El productor - comercializador o el transportador, según el caso, le informará por escrito a los remitentes, y al CND, cuando se afecte el suministro de gas a plantas termoeléctricas, sobre la ocurrencia del evento y en lo posible la magnitud de la disminución en el suministro o de la capacidad de transporte de gas natural en cada punto de salida afectado.”
Modifica el literal i) del Artículo 2 de la Resolución CREG 063 de 2000 que expresaba:
“Si como consecuencia de la solicitud por parte de un transportador de gas, se modifica el programa de generación de una unidad térmica a gas, se originan sobrecostos para el SIN, estos sobrecostos serán asumidos por el transportador que lo solicitó”.
El ente regulador consideró las modificaciones: “i) Los costos horarios de reconciliación
positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda.
Anexos
199 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Para determinar la generación redespachada en la operación, no se verificará el criterio de confiabilidad probabilística. Si el redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's, los costos horarios de reconciliación positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva. Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el costo horario de reconciliación positiva se asignará en proporción a los ingresos por cargos por uso de nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR´s, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos.
CREG 084 de 2008 Proyecto de resolución para complementar las especificaciones de calidad para la intercambiabilidad de gases en el STN de Gas. CREG 102 y 139 de 2008 Mediante la Resolución CREG 102 de 2008, la CREG estableció los cargos regulados para el gasoducto Cali – Popayán, según solicitud que presentó Progasur; sin embargo, esta empresa presentó un recurso de reposición el cual fue aceptado por la Comisión, razón por la cual mediante la Resolución CREG 139 de 2008 se establecieron nuevos cargos para el gasoducto en cuestión, los cuales se resumen a continuación:
Año 1 Año 215,740,595 0
Inversión Existente (2007 US$)
Programa de Nuevas Inversiones (2007 US$)
0
Tkc (Por servicio de capacidad) 14.80%
Tkv (Por servicio de volumen) 18.80%
Tasas de Costo de Capital
% de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 132.604 265.207 331.509 397.811 530.415 663.018Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 2.390 1.912 1.434 1.195 0.956 0.478 -Cargo fijo AO&M ($/Kpcd-año)
% de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 66.850 133.700 167.126 200.551 267.401 334.251Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 1.205 0.964 0.723 0.602 0.482 0.241 -
% de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 199.454 398.908 498.635 598.362 797.815 997.269Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 3.595 2.876 2.157 1.797 1.438 0.719 -
Fuente: CREG.Nota: Las cifras se muestran con tres decimales.
Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán
Cargos Regulados - Fondo especial cuota de fomento
Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán
Cargos Regulados - Cargos máximos regulados en Cali y Popayán
648,866
Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán
Cargos Regulados - Progasur
Anexos
200 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
CREG 154 de 2008 Modificó los Numerales 4.5.1 y 4.5.2 del anexo general del RUT, estas son:
CREG 157 de 2008 Proyecto de resolución que se emite con el propósito de definir la metodología del costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. Costo de Capital. Para remunerar la actividad de transporte de gas natural se utilizará una tasa de costo de capital calculada con base en la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital conocido por sus siglas en inglés como WACC. Cálculo del Costo de Capital. Los valores de los parámetros, las fórmulas de cálculo, las fuentes de información y los períodos de tiempo de los datos requeridos para el cálculo del
costo de capital de la actividad de transporte de gas natural durante el próximo período tarifario, se establecen en la resolución. Oportunidad del Cálculo. El costo de capital se calculará con los datos y parámetros disponibles al momento de aprobar la resolución definitiva que apruebe la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para el próximo periodo tarifario y su resultado deberá incluirse en dicha resolución. Tasa de Descuento para Cargos Fijos. La tasa de descuento para calcular los cargos fijos que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente período tarifario, será la que se obtenga de restarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital.
Horario Actividades
16:25 Hora límite para el recibo por parte de los CPCs, de las nominaciones efectuadas por sus Remitentes.
18:20 Hora límite para que el CPC informe a sus remitentes sobre el programa de transporte de gas natural factible y la cantidad de energía autorizada.
18:50 Hora límite para el envío de la cantidad de energía confirmada por parte de los remitentes, a los CPCs respectivos.
19:50 Hora límite para la coordinación de programas de transporte entre CPCs.
20:20 Hora límite para que el CPC envíe a sus remitentes el programa de transporte de gas definitivo.
Horario Actividades
15:30 Hora límite para el recibo por parte de los productores - comercializadores o comercializadores, de las nominaciones diarias efectuadas por los remitentes.
16:15 Hora límite para que el productor - comercializador o comercializador autorice a los remitentes la cantidad de energía a suministrar.
18:50 Hora límite para que los remitentes confirmen la cantidad de energía a suministrar.
19:50 Hora límite para que los productores - comercializadores o comercializadores envíen al comprador de gas el programa de suministro de gas definitivo.
Fuente: CREG.
Modificación numeral 4.5.1 Ciclo de Nominación de Transporte
Modificación numeral 4.5.2 Ciclo de Nominación de Transporte
Anexos
201 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Tasa de Descuento para Cargos Variables. La tasa de descuento para calcular los cargos variables que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente período tarifario, será la que se obtenga de sumarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital. Moneda para Cargos Fijos y Variables. Los cargos fijos y variables que remuneran la inversión asociada a la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente período tarifario, estarán expresados en dólares americanos. Fórmulas: Costo de la Deuda:
n = número de meses.
Costo del Capital Propio: ( )er se calcula con la siguiente fórmula:
( ) pfmlfe rrrrr +−+= β Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC): se calcula con la siguiente fórmula: Antes de impuesto.
( ) eeddid rwrwWACC +−= τ1*.. Después de impuestos.
( )τ−+= 1.. eeddia rwrwWACC En términos reales.
( ) ( )EUEUiaiareal InfInfWACCWACC +−= 1....,
A continuación se presentan las tablas que explican cada término de la ecuación.
Nombre Variable Descripción
Betaβ u
β i
Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla.Desapalancado βu y apalancado β i
Ajuste del Beta A Ajuste sobre el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración.
Inflación Local Inf c Inflación en Colombia.
Inflación Externa Inf EU Inflación en Estados Unidos.
Costo de Deuda r d Costo de la deuda.Costo de Capital Propio r e Cálculo del costo del capital propio.Tasa Libre de Riesgo r f Tasa asociada con un activo libre de riesgo.Rendimiento del Mercado r m Tasa que muestra el rendimiento del mercado.Prima de Riesgo en Mercado r m - r f Prima de riesgo de mercado.Riesgo País r p Tasa adicional a reconocer por riesgo país.Tasa de Impuesto τ Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes.Participación de la Deuda w d Proporción de la deuda frente al total de activos (40%).
Participación del Capital Propio w eProporción del capital propio frente al total de activos (60%).
Fuente: CREG.
Cálculo Tasa de Retorno
Anexos
202 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Distribución CREG 046 de 2008 y CREG 008 de 2009 La Resolución 046 fue el proyecto que puso en consideración la CREG y mediante la Resolución CREG 008 de 2009, la comisión decidió ajustar la presión de referencia establecida en el Código de Distribución de Gas Combustible, cambiándola de 14.6959 psi a 14.65 psi absoluta, dejándola concordante con la establecida en el RUT. CREG 050 de 2008 Surtigas presentó solicitud de revisión de los cargos de distribución y comercialización establecidos para su mercado relevante en la Resolución CREG 030 de 2004, por considerar que hubo error en los cálculos realizados por la CREG, que determinaron los gastos de AOyM, la comisión determinó con base en las pruebas que en realidad si hubo error y por considerar que la solicitud está acorde con lo establecido en la Ley 142, la cual especifica que: “excepcionalmente podrán modificarse, de
oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa”, resolvió modificar los cargos, los que se presentan en el cuadro de nuevos cargos de distribución y de comercialización. CREG 051 y 076 de 2008 Mediante la Resolución CREG 051 de 2008 se resolvió positivamente una solicitud de autorización para comercialización conjunta de gas natural presentada por BP Exploration Company (Colombia), Tepma y BP Santiago Oil Company. Se recuerda que mediante la Resolución CREG 093 de 2006 se estableció que los socios de un campo productor o de un contrato debían comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente, con el objeto de promover un ambiente competitivo en
Variable Fuente Periodoβ u Morningstar (Ibbotson) SIC 492 Mediana de los últimos cuatro trimestres.
A “Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, An International Comparison” Alexander y otros, 1996
Inf c DANE Últimos 60 meses.
Inf EUThe Livingston Survey Federal Reserve Bank of
Philadelphia. Consumer Price Index Long-Term OutlookEncuesta más reciente publicada.
r d
Superintendencia Financiera. (Promedio de la tasas de Crédito Preferencial de los establecimientos bancarios)Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencial,
agrupadas en plazos)
60 meses.
r f Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años.60 meses.
r m - r fMorningstar (Ibbotson), Reserva Federal de Estados
Unidos y cálculos CREG.Desde 1926.
r pJ.P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado
con base en el EMBI plus de Colombia.60 meses.
τ Estatuto Tributario.Tarifa de impuesto de renta. Actual.
Fuente: CREG.
Cálculo Tasa de Retorno
Anexos
203 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
el mercado de gas natural. Sin embargo, en esta misma resolución se indicaba que excepcionalmente la Comisión podría autorizar la comercialización conjunta con base en criterios expresos. La comercializacion conjunta autorizada se puede llevar a cabo, siempre y cuando se cumplan con los siguientes requisitos: • Hasta 10 mmscfd (millones de pies cúbicos
estándar diarios) provenientes del proyecto denominado LTO I, gas natural producido bajo los contratos de asociación Santiago de Las Atalayas, Tauramena y Río Chitamena;
• El 40% de la capacidad del proyecto denominado LTO II, sin superar 56 mmscfd.
Adicionalmente especifica la CREG que cualquier sustitución, cesión o modificación de los contratos de asociación que rigen los proyectos denominados LTO I y LTO II o de las personas expresamente autorizadas en esta resolución, implicaría la terminación de la autorización. En cuanto al texto subrayado se aclara que este no se encontraba en la Resolucion CREG 051 de 2008, si no que fue adicionado por la Resolucion CREG 076 de 2008, ante solicitud presentada por los agentes productores mencionados en ella, aduciendo que al no especificar a qué tipo de contratos especificamente se estaban refiriendo, esto podría generar confusión. CREG 075 y 078 de 2008, y 007 de 2009 Por medio de la Resolución CREG 075 de 2008 se modifica el Artículo 37 de la resolución, y se dictan otras disposiciones para la compra de gas combustible con destino a usuarios regulados. El Artículo 37 de la CREG 011 de 2003 estableció la obligación de comprar gas combustible en condiciones de libre concurrencia y deja por sentado que todo comercializador que atendiese usuarios regulados debía tener contratos vigentes de suministro y transporte de gas combustible que le asegurasen la continuidad en el mercado atendido. Sin embargo, de forma muy particular,
el mecanismo diseñado para que el comercializador le diera cumplimiento a este artículo le negaba a su vez la oportunidad de participar en subastas que fueran organizada por los vendedores, toda vez que esta misma resolución obligaba a buscar el mínimo valor posible para la suma de suministro y transporte mediante convocatorias originadas en los compradores. Las modificaciones a los mecanismos de compra de gas para los usuarios regulados son las siguientes:
a) Realizar convocatorias públicas de compra de gas combustible.
b) Participar en las convocatorias de venta de gas combustible que realice un productor - comercializador o un comercializador.
c) Adelantar negociaciones bilaterales. Siendo los Numerales b) y c) los nuevos mecanismos permitidos. En lo que respecta a las convovatorias de ventas de gas, si el distribuidor-comercializador que atiende usuarios regulados tiene vinculación económica, o pertenece al mismo grupo empresarial del vendedor, podrá participar en las convocatorias públicas de venta de este vendedor, siempre y cuando sea un oferente que no incida en la formación del precio en el procedimiento de comercialización y pueda ser beneficiado en la asignación de gas. En el caso de las negociaciones bilaterales, los distribuidores - comercializadores podrán libremente adquirir el gas a través de este mecanismo con otro agente, siempre y cuando no tengan vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor. La Comisión dispone además en esta modificación que, si agotados los mecanismos descritos anteriormente no se asegura la continuidad, el distribuidor-comercializador podrá complementar los contratos suscritos con infraestructura, contratos de almacenamiento, contratos de respaldo o con el uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible contemplado en su contrato
Anexos
204 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
de condiciones uniformes, previa autorización de esta entidad cuando implique cambios a las fórmulas tarifarias para cada actividad. Mediante la Resolución CREG 007 de 2009, se amplia el alcance de los mecanismos de compra de gas combustible con destino a usuarios regulados para los concesionarios en áreas de servicio exclusivo. CREG 088 y 095 de 2008 Mediante la Resolución CREG 095 de 2008 se estableció el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008. Con anterioridad, a través de la CREG 088 de 2008 se había publicado el proyecto de resolución para cumplimiento de los trámites legales. La resolución aplica a todas las personas que intervenien en transacciones comerciales de compraventa de gas natural, sean estas bilaterales o por medio de subastas. Adicionalmente, se aplica para el gas natural propiedad del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la ANH, ya sean estas últimas manejadas por la propia agencia o por terceros. Definiciones relevantes: Cantidades Disponibles Restantes: Corresponden a las cantidades remanentes de gas natural de los campos con precios máximos regulados, que resultan una vez se aplique el procedimiento de asignación establecido en los Numerales 1 a 4 del Artículo 8 del Decreto 2687 de 2008. Comprador Externo: Persona que adquiere gas natural para la atención de demanda ubicada por fuera del territorio nacional. Pequeño Usuario Comercial: Es un usuario conectado a una red de distribución que consume hasta cien mil pies cúbicos diarios (100.000 pcd) de gas natural para el desarrollo de actividades comerciales. Periodo de Precalificación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de publicación del reglamento de la Subasta y el día de su realización.
Precio de Inicio: Es el precio de apertura de la primera ronda de una subasta. Precio de Adjudicación: Corresponde al precio que pagan las ofertas ganadoras por el gas natural adjudicado a través de una subasta. Producción Disponible para Ofertar en Firme de un Productor de Gas Natural – PDOF: Corresponde a la producción disponible para ofertar en firme presentada por los productores y los productores-comercializadores de gas natural al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con la definición del Decreto 2687 de 2008. Reglamento de la Subasta: Reglamento diseñado por el Productor - Comercializador que rige la Subasta, y que en todo caso debe estructurarse de conformidad con las reglas estipuladas en la presente resolución, el Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, y demás normatividad aplicable. Ronda: Período de tiempo durante el cual cada uno de los participantes en la subasta para adjudicación de la poducción disponible para ofertar en firme de un productor de gas natural, envía su oferta al productor-comercializador. Solicitud de Compra: Documento suscrito por el representante legal de un comprador, con el cual se manifiesta al productor-comercializador el interés de adquirir una cantidad de gas natural en firme. Este documento deberá ser remitido en los plazos que para tal fin establezca el productor-comercializador. Subasta: Para los propósitos de la presente resolución, la subasta es un proceso estructurado y dinámico de compra-venta de gas natural con reglas definidas para la formación del precio y adjudicación transparente de la producción disponible para ofertar en firme de gas natural, desarrollada con base en lo dispuesto en la presente resolución. Subasta Ascendente: Subasta abierta de precio ascendente, que inicia a partir del precio de inicio y termina cuando el número de unidades demandadas iguala las unidades ofrecidas para la venta.
Anexos
205 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
La resolución trata los siguientes aspectos relevantes: • Procedimientos para comercialización de
la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de gas natural de campos con precios libres.
• Divulgación de la PDOF. • Presentación de solicitudes de
compra. • Solicitudes compra: Deberán
contener como mínimo lo siguiente: i) la identificación del comprador (si es nacional o si es un comprador externo), ii) la estimación y la destinación (residencial y pequeños usuarios comerciales, industrial, petroquímico, gas natural vehicular, generación eléctrica, oficial) de las cantidades requeridas.
• Determinación del procedimiento
de comercialización. • Comercialización del gas natural
proveniente de campos con precios máximos regulados.
• Comercialización de la producción
disponible para ofertar en firme • Comercialización de las cantidades
disponibles restantes • Régimen de precios. • Divulgación de los resultados
• Guías para el desarrollo de subastas para
la comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de campos con precios libres
• Principios generales de la subasta.
1) Publicidad, 2) Neutralidad, 3) Simplicidad y Transparencia 4) Objetividad
• Reglamento de la subasta. Deberá contener como mínimo los siguientes elementos: i) Cronograma, ii) Producto: iii) Curva de oferta iv)Tipo de subasta v) Reglas de actividad vi) Regla de formación
del precios vii) Precio de inicio viii) Garantías
• Políticas de divulgación de
información.
• Subastador único.
• Participación de los compradores externos en las subastas.
• Consumo de gas natural por
productores. • Respaldo físico y otras disposiciones
• Atención de solicitudes de suministro
interrumpible. • Contratación de suministro en firme. • Contratación de suministro con firmeza
condicionada. • Compensaciones. • Disposiciones adicionales. • Contenido mínimo de los contratos de
en firme. Otras disposiciones de la resolución: Modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 093 de 2006, el cual quedará así: “Los socios de un campo productor o de un contrato deberán comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente. Excepcionalmente, la CREG podrá autorizar la comercialización conjunta con base en los criterios señalados en el Artículo 3 de la presente resolución. …Se exceptúa de la autorización cuando la comercialización del gas natural se realice a través de subastas originadas en vendedores.” CREG 128 de 2008 Corrige la Resolución CREG 042 de 2004, de cargos de distribución y comercialización de gas natural para el mercado relevante de Alcanos de Colombia. Dicha corrección consistió en la inclusión del municipio de Coello (Tolima) en el mercado relevante, basados en el argumento que Alcanos efectivamente incluyó en los cálculos las proyecciones de
Anexos
206 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
inversiones, demanda y gastos AO&M de distribución de la población de Gualanday, perteneciente al municipio de Coello (Tolima). CREG 129 de 2008 Corrige la Resolución CREG 063 de 2004, de cargos de distribución y comercialización de gas natural para el mercado relevante de Surtigas. La corrección consistió en la inclusión del municipio de Tuchín (Córdoba) en el mercado relevante, dada una ordenanza mediante la cual se elevó a la categoría de municipio y antes figuraba como corregimiento del municipio de San Andrés de Sotavento (Córdoba).
CREG 136 de 2008 Presenta para conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, a los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente periodo tarifario. Otras resoluciones de la CREG sobre distribución y comercialización son:
Resolución Empresa DistribuidoraDepartamento
- Municipios
Cargo Promedio de Distribución
$/m3
Cargo Máximo Base de Comercialización
$/Factura $ del Año
CREG 007 Alcanos de Colombia Cauca: Popayán y Piendamó 300.13 1,072.52 2006
CREG 008 Gases de Occidente Cauca: Santander de Quilichao,Puerto Tejada y Villarrica
2,310.56 2006
CREG 009 Metrogas Norte de Santander: Ocaña 426.14 1,634.68 2006
CREG 010 Gases del Llano Meta: Barranca de Upía 847.24 3,196.23 2006
CREG 011 Proviservicios Santander: El Peñón 720.24 2,310.56 2006
GREG 012 Edalgas Antioquia: San Roque 464.97 1,333.56 2006
CREG 014 Ingeobras Cesar: Copey, Bosconia 251.74 2004
Magdalena: Algarrobo, Ariguaní,Pivijay, Plato
CREG 050 Surtigas Bolívar, Córdoba y Sucre: Todos los municipios 297.21 1,712.49 2002
Antioquia: Caucasia
Magdalena: Santa Ana
CREG 061 Ingeobras Cesar: Astrea 440.06 2,442.16 2007
CREG 062 Publiservicios Boyacá: Paez, Berbeo, San Eduardo y Zetaquira 1,051.63 3,007.03 2007
CREG 063 Ingeobras Cesar: Chimichagua 366.16 2,442.16 2007
CREG 064 Ingeobras Cesar: El Paso 470.25 2,442.16 2007
CREG 065 Ingeobras Magdalena: Nueva Granada 320.15 2,442.16 2007
CREG 066 Alcanos de Colombia Tolima: Valle de San Juan 687.80 2,442.16 2007
CREG 123 Surgas Huila: San Agustín 246.45 2,036.30 2007
CREG 124 Alcanos de Colombia Antioquia: Carmen del Viboral 320.47 1,133.60 2007
CREG 125 Alcanos de Colombia Caquetá: Florencia 258.95 1,727.78 2007
CREG 126 Metanos Antioquia: La Ceja del Tambo 435.93 2,237.84 2007
CREG 130 Gasnacer Cesar: San Martín 708.56 2007
Fuente: CREG.
Cargo Promedio de Distribución y Cargo Máximo Base de Comercialización - Año 2008
Anexos
207 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
De Carácter General Creg 144 de 2008 Señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las entidades reguladas por la CREG en el año 2008. El monto total de la contribución en el año 2008, es del 0,905464681% del valor de los gastos de funcionamiento de la entidad sujeta a regulación, dicho monto se determina con base en los estados financieros correspondientes al año de 2007.
Creg 145 a 151 de 2008 Por medio de estas resoluciones, la comisión señaló las contribuciones que deben pagar las entidades reguladas por ella, que no fueron incluidas en las resoluciones que esta entidad dispuso entre los años 2002 y 2007. Esto, por no haber enviado los estados financieros dentro del plazo establecido o en la forma prevista por la norma.
Año 2009 Transporte Creg 022 de 2009 Proyecto de resolución en el cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Distribución y Comercialización Creg 013 de 2009 Niega peticiones interpuestas por el señor Luis Alberto Vicuña y por Gases de Occidente, con las cuales pretendían que la firma Corporación de Soluciones Energéticas - COSENIT fuera sometida a la regulación de la CREG. Lo anterior con el fin de que se impidiera a la firma cuestionada actuar como asesor de la CREG por considerar que se presentan conflicto de intereses. Creg 026 de 2009 Proyecto de resolución mediante el cual se define la metodología para la regulación de precios del gas combustible puesto en plantas de generación de energía eléctrica en las
zonas no interconectadas en que se establezcan áreas de servicio exclusivo. Creg 046 de 2009 Proyecto de resolución con el fin de establecer los criterios de verificación de los motivos para el establecimiento de áreas de servicio exclusivo de gas combustible y dictar otras disposiciones. De Carácter General Creg 010 de 2009 Modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible. Donde se aplica el factor:
o
m
IPCIPC
Donde: m: hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2008.
Anexos
208 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
o: hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2008. Debe aplicarse el factor:
10008
08 *Bdic
m
o
dic
IPCIPC
IPCIPC
Donde:
08dicIPC: corresponde al IPC publicado por
el DANE para el mes de diciembre de 2008 con Base 98=100.
oIPC: corresponde al IPC publicado por el
DANE para el mes base de cálculo del cargo correspondiente con Base 98=100.
mIPC: corresponde al IPC publicado por el
DANE con la nueva base (Base 08=100) y con la nueva metodología.
10008BdicIPC: corresponde al IPC
publicado por el DANE para diciembre de 2008, en este caso Base 08=100. Ante cualquier retraso en la publicación del IPC, por parte del DANE, las empresas de energía eléctrica y gas combustible ajustarán los cargos con el último índice vigente.
Anexos
209 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Normatividad del Ministerio de Minas y Energía Resolución 18 2115 de 2007 y Resolución 18 0004 de 2008 Se declara un racionamiento de gas natural programado en el punto de entrega del nodo de Barrancabermeja, entre el 29 de diciembre de 2007 y el 2 de enero de 2008. Resolución 181023 de 2008 y Resolución 181567 de 2008 El Ministerio de Minas y Energía declara en esta resolución la aprobación de las solicitudes de cofinanciación con cargo a los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, (FECF). Las solicitudes se determinaron con base en listado emitido por la UPME, conforme a lo previsto en el Artículo 10° del Decreto 3135 de 2004, basado en la priorización de proyectos con concepto favorable presentados FECF. Por otra parte el ministerio mediante certificado de disponibilidad presupuestal apropia la suma de $18,565,564,008 para cofinanciación de proyectos con recursos del mencionado fondo y declara la dependencia de estos giros a la disponibilidad del Programa Anual de Caja, PAC. Resolución 182311 de 2008 Trata temas interadministrativos entre Ecogas y el Ministerio de Minas y Energía.
Resolución 181532 de 2008, Resolución 180008 de 2009, Resolución 180261 de 2009 y Resolución 180533 de 2009 Se declara la producción de gas natural en cumplimiento de lo previsto en el Decreto 2687 de 2008 (abastecimiento de gas natural). La ANH se compromete con la publicación de la información sobre el gas natural de propiedad del estado proveniente de regalías y disponible para ofertar. Se determinan además las cantidades mínimas requeridas por Ecopetrol para la refinería de Barrancabermeja avaladas por el Ministerio de Minas y Energía. Resolución 182278 de 2008 y Resolución 182423 de 2008 Se declara un racionamiento programado de gas natural en el interior del país, entre el 12 de diciembre y el 31 de diciembre de 2008. Con base en el Decreto 880 de 2007 se definió que deberían tomarse como puntos de entrega de gas natural hacia el interior del país, el nodo de Barrancabermeja y el nodo Cusiana.
Anexos
210 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Conceptos Relevantes de SSPD Concepto SSPD 319 de 2008 Temas: • Entrega de tramo de una red de gas. • Obligación de las empresas prestadoras de
servicio de gas. • Construcción de redes en espacio público. Problema Jurídico: Se basa la consulta en resolver las inquietudes relacionadas con un tramo de una red de gas construida por el municipio, toda vez que la empresa privada prestadora del servicio considera que no le era rentable construirlo, teniendo en cuenta que dicho tramo debe conectarse a la red ya existente, se debe resolver los siguientes aspectos: 1) ¿La empresa se puede negar a prestar el servicio de distribución si el municipio le está entregando el tramo nuevo, como lo indica la Ley 142 Artículo 87 Numeral 9?
2) ¿La empresa exige que se le deba entregar la construcción, si no, niega el servicio, y el municipio está sujeto a la ley de contratación, pero si puede entregar el bien y los derechos como lo indica la Ley 142, eso es abuso de posición dominante?
Conclusión: En relación con el tema, la SSPD considera pertinente traer a colación lo dispuesto en la Resolución CREG 070 de 1995. “.. es obligación del distribuidor construir, operar y mantener las redes de distribución situadas en el espacio público, construcción que debe hacerse con sujeción a la reglamentación, las normas urbanísticas y las disposiciones municipales”.
Teniendo en cuenta lo anterior, la SSPD resuelve las inquietudes, así:
1) De conformidad con lo dispuesto en los artículos 129 y 134 de la Ley 142 de 1994, y el Artículo 2.13 de la citada resolución, la
prestación del servicio de gas es obligatoria cuando la solicite el usuario, por su parte, la empresa prestadora solo puede negar el acceso al servicio por cuestiones y razones de tipo técnico debidamente justificadas.
Por otra parte, el valor de dichos bienes no pueden ser incluidos en el cálculo de las tarifas cobradas a los usuarios de los estratos subsidiables. De esta manera, la empresa que reciba como aporte de una entidad pública un bien o derecho, no puede negarse a hacerlo, con base en la norma citada.
2) Frente a la cuestión planteada, debe tenerse en cuenta que el Numeral 3 del Artículo 39 de la Ley 142, establece como contratos especiales autorizados para la gestión de servicios públicos, los que celebren las entidades oficiales para transferir la propiedad o el uso y goce de los bienes que destina a prestar servicios públicos, por lo que la entrega de un tramo de red a una empresa prestadora estaría autorizado por la Ley.
Concepto SSPD 330 de 2008 Tema: • Incremento en las tarifas de gas
combustible por redes.
Problema Jurídico:
¿Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red, están autorizadas legalmente para incrementar las tarifas? En el caso presentado se afirma que la empresa Metrogas incrementó en 30.63% el valor del metro cúbico del consumo residencial para los usuarios, en las facturas correspondientes al mes de mayo de 2008.
Conclusión:
La SSPD señala que no existe norma consagrada en Ley, decreto o resolución que
Anexos
211 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
haya autorizado un incremento en las tarifas para el año de 2008. Ahora bien, debe tenerse en cuenta que las empresas prestadoras de dicho servicio se encuentran en la obligación de cumplir con lo dispuesto en el Artículo 90 de la Ley 142 de 1994, que dice cuales son los elementos de la tarifa: “Un cargo por unidad de consumo, que refleje el nivel y la estructura de los costos” y “Un cargo fijo, que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio”.
Se considerarán costos necesarios para garantizar la disponibilidad del suministro los costos fijos de clientela, entre los cuales se incluyen: gastos de administración, facturación, medición y los demás servicios permanentes.
Por lo anterior, la SSPD considera que quien debe dar explicación al incremento de la tarifa de gas, en primer lugar, es la empresa prestadora del servicio, quien deberá exponer detalladamente la forma en que da aplicación a los elementos que hacen parte de la tarifa. Todas las reclamaciones por inconformidad en la facturación deben ser presentadas a la empresa prestadora del servicio. Concepto SSPD 332 de 2008 Temas: • Instalaciones internas de gas. • Cobros adicionales por pruebas a las
instalaciones. • Suministro de gas natural.
Problema Jurídico:
La empresa MG Construcciones, “¿puede prestar los servicios de construcción de instalaciones internas para gas natural, las cuales se entregarán a Alcanos de Colombia debidamente certificadas por una empresa interventora legalmente constituida ?”.
Conclusión:
La Ley 142 de 1994 no señaló funciones a cargo de la SSPD relacionadas con la
certificación o la autorización de empresas para que realicen la construcción de instalaciones internas para gas natural, razón por la cual carece de competencia para pronunciarse sobre este aspecto. Para el servicio de gas combustible por redes de ductos, el usuario puede escoger libremente a cualquier persona que esté debidamente registrada ante la empresa de servicios públicos para que le construya la red interna, siempre y cuando cumpla con las normas técnicas. Para efectos de determinar quienes pueden construir las redes internas de los inmuebles, la CREG en los conceptos 086 y 192 de 1997 señaló: "los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario". "La red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona cualificada podrá prestar el servicio". La misma norma dispone que “... el distribuidor deberá rechazar la instalación si no cumple con las normas de seguridad del MME, y las del Código de Distribución. El costo de la prueba estará incluido en el cargo por acometida”. La SSPD concluye que: “ … la construcción de las instalaciones de gas natural que llegan a los inmuebles mediante tubería, puede ser ejecutada directamente por la empresa distribuidora de gas o a través de contratistas de la empresa o contratados por el usuario, según sea el caso” y adivierte que: “ la prestadora no podrá obligar al usuario potencial a contratar exclusivamente con él la instalación de la red interna o señalarle la persona con quien deberá hacerlo, Artículo 133.4 de la Ley 142 de 1994”. Adicionalmente reseña la SSPD que: “cualquier persona que habite o utilice de modo permanente un inmueble, a cualquier título, tendrá derecho a recibir el servicio, al hacerse parte del contrato de condiciones uniformes. No obstante, este no es un derecho absoluto, teniendo en cuenta que deben darse las
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condiciones técnicas necesarias para la prestación del servicio”. Concepto SSPD 374 de 2008 Tema: • Gas combustible distribuido por medio
diferente a tubería.
Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si quien pretende distribuir y comercializar gas natural comprimido y gas natural licuado, debe convertirse en empresa prestadora de servicios públicos?. Conclusión: La SSPD resuelve la inquietud así: Con base en el primer inciso del Artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 el servicio público domiciliario de gas combustible se define como: “Es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición”. De acuerdo con la anterior disposición, quien realice la actividad de distribución de gas combustible por tubería o por cualquier otro medio, como sería el último caso de la consulta, está prestando un servicio público domiciliario y por tanto sí deberá constituirse en empresa de servicios públicos. En esa medida, quien pretenda distribuir y comercializar gas natural comprimido y gas natural licuado deberá cumplir con el régimen que sobre el particular se define en la Ley 142 de 1994. Concepto SSPD 396 de 2008 Tema: • Red interna de gas natural.
Problema Jurídico:
Se basa la consulta objeto de estudio en determinar lo siguiente: 1) ¿Un distribuidor de gas natural puede solicitarle a una empresa que haga instalaciones internas, que para contratar obras cuente con el certificado de disponibilidad del servicio? 2) ¿Ante quién se pueden elevar quejas de situaciones irregulares con empresas que instalan, construyen y revisan instalaciones internas? 3) ¿Cuál es la regulación de los certificados de disponibilidad del servicio de gas? Conclusión: La Resolución CREG 067 de 1995 señala que: "los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario”. La Resolución CREG 057 de 1996, dispone que "la red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona cualificada podrá prestar el servicio". Menciona además la SSPD que en lo referente a red interna, la Resolución CREG 108 de 1997 en su Artículo 19, señaló que las empresas distribuidoras deberán dar cumplimiento a lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas y que la responsabilidad por la adecuada instalación de la acometida corresponde a la empresa prestadora de gas y la red interna al usuario, correspondiéndole a la primera, verificar que éstas cumplan con las normas de calidad y los parámetros técnicos de seguridad antes de prestar el servicio. Informa la SPPD que la Resolución CREG 067 de 1995, le ha delegado la función de definir los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir la red a la SIC. Finalmente concluye: “en lo referente a normatividad, no existe una regulación puntual
Anexos
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para ese aspecto; sin embargo, todo el marco normativo que regula los criterios y obligaciones en materia de factibilidad del servicio de distribución de gas por parte de los distribuidores a usuarios puede consultarse en las Resoluciones CREG 067 de 1995 y 057 de 1996”. Concepto SSPD 421 de 2008 Tema: • Contratos de comercialización de energía
eléctrica y gas.
Problema Jurídico: Determinar si las empresas comercializadoras de energía eléctrica y gas pueden comercializar estos servicios a través de una forma diferente al contrato de suministro según los términos del Artículo 42 y 43 de la Ley 143 de 1994 y efectos de dicha práctica. Conclusión: Resuelve la SSPD que los artículos 42 y 43 de la Ley 143 de 1994, Capítulo IX, que se titula “Del régimen económico y tarifario para las ventas de electricidad” y que, por tal razón, sólo son aplicables frente al sector de energía eléctrica. Dado que la consulta es por las modalidades contractuales de la comercialización de gas y energía eléctrica, incluye en el concepto una breve explicación de la regulación especifica de cada sector. De acuerdo con la Ley, la SSPD tiene como función principal la de “ejercer el control, inspección y vigilancia sobre las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios”, dentro de las cuales no está las de vigilar los contratos celebrados por estas, ni la de dar vistos buenos acerca de los mismos. Energía Eléctrica: De conformidad con lo dispuesto en el Artículo 14.25 de la Ley 143, se deducen tres (3) formas de comercialización: 1) en el mercado de energía mayorista - MEM,
2) a usuarios regulados y 3) comercialización a usuarios no regulados.
En el mercado mayorista, Las compras entre agentes generadores y entre agentes comercializadores no están reguladas, por tanto las condiciones y el precio son pactados libremente. La comercialización a usuarios no regulados, las condiciones son iguales que en el mercado mayorista. La comercialización a usuarios regulados, está sujeta a la suscripción de un contrato de condiciones uniformes y el régimen tarifarío es el establecido por la CREG mediante fórmula tarifaría general. Resalta la SPPD que la Ley 143 de 1994, no menciona nada sobre el tipo de negocio jurídico entre el comercializador y el usuario regulado, es por esto que es necesario acudir a la norma general, es decir, la Ley 142 de 1994. Gas Natural: En materia de gas combustible, existe comercialización desde la producción a grandes consumidores, y comercialización a pequeños consumidores. En la comercialización desde la producción, las compras de gas natural podrán usar las siguientes modalidades contractuales: pague lo contratado, opción de compra de gas, servicio de suministro firme o que garantiza firmeza y servicio de suministro interrumpible o que no garantiza firmeza. De acuerdo con la Resolución CREG 057 de 1996, los grandes consumidores tienen libertad de negociación en los siguientes términos: “Los grandes consumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor, un comercializador, un transportador o un distribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere el caso”. Por último, la comercialización de gas natural a usuarios regulados tiene una restricción de conformidad con el Artículo 2o y 3o del Decreto 3429 de 2003 y es que solo puede ser desarrollada por distribuidores de gas natural.
Anexos
214 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Concepto SSPD 585 de 2008 Tema: • Normatividad de ventilación de gas
natural.
Problema Jurídico: Donde está reglamentada la ventilación exigida por la empresa Gas Natural?. Conclusión: La SIC es la encargada de definir los requisitos a cumplir para el suministro de gas natural combustible en edificaciones residenciales y comerciales, así como los que tienen que ver con la protección de tuberías y la ventilación de recintos donde se instalen tuberías y artefactos de gas, la evacuación de los gases y los requisitos de protección de la vida, la salud y la seguridad de los habitantes. En uso de la referida facultad, se expidió la Resolución 14471 de 2002 “Por la cual se fijan unos requisitos mínimos de calidad e idoneidad“. Teniendo en cuenta lo señalado, las empresas prestadoras del servicio de gas natural pueden exigir requisitos generales para la ventilación de recintos interiores, conforme con lo dispuesto en el Artículo 1.2.6.3.2 de la Resolución SIC 14471 de 2002. Concepto SSPD 768 de 2008, Concepto SSPD 456 de 2009 y Concepto SSPD 476 de 2009 Tema: • Revisiones instalaciones internas de gas.
Problema Jurídico: ¿Proceden las suspensiones del servicio de gas por no haber hecho las reparaciones solicitadas por una visita técnica y con cargo a quien son las citadas reparaciones?
Conclusión: Confirma la SSPD que para el caso de revisiones de instalaciones de gas natural la Resolución CREG 067 de 1995 Numeral 5.23 establece: "El distribuidor estará obligado a inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del usuario". Cuando el distribuidor requiera revisar las instalaciones del usuario o realizar visitas técnicas de revisión e instalación o retiro de medidores, el usuario deberá acceder a esta solicitud previa notificación por escrito. Igualmente, el Numeral 5.25 del citado código, establece el deber que tiene el usuario de permitir la revisión de las instalaciones por parte del distribuidor. Ahora bien, el Numeral 5.23 del código y la circular externa 000002 del 23 de febrero de 2006 señala al distribuidor como el directo responsable de cumplir con dicha revisión de manera periódica o a solicitud del usuario, efectuando las pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento. Concluye la SSPD que: “.. en los eventos en que las instalaciones de los usuarios se tornen peligrosas o defectuosas o cuando el usuario impida injustificadamente el acceso al medidor u otras instalaciones u obstaculiza el acceso a las mismas, las empresas distribuidoras de gas combustible por redes podrán proceder con la suspensión del servicio”. Concepto SSPD 846 de 2008 Tema: • Instalación de gasodomésticos.
Problema Jurídico: Recomendaciones técnicas para la instalación y manejo de las estufas y hornos a gas y para los calentadores a gas en apartamentos. Conclusión: Aclara la SSPD que de acuerdo con la Resolución CREG 067 de 1995, la función de
Anexos
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definir los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir la construcción, ampliación, reforma o revisión de instalaciones para el suministro de gas combustible en edificaciones residenciales y comerciales es de la SIC. Esta entidad expidió la Resolución 14471 de 2002 con la cual se sometió a condiciones de calidad e idoneidad la proyección, construcción, ampliación, reforma o revisión de las instalaciones internas para el suministro de gas y se exigió que las personas naturales o empresas que se dediquen a realizar los citados fines, cumplan con la certificación de las instalaciones y se inscriban en el registro de fabricantes e importadores. De igual forma, en materia de gasodomésticos, mediante la Resolución 0936 de 2008, expedida por el MCIT, se señalan requisitos mínimos que deberán cumplirse dentro del proceso de fabricación de dichos elementos. Concepto SSPD 116 de 2009 Tema: • Red interna de gas natural.
Problema Jurídico: Consulta para determinar si como constructora puede realizar los trabajos de red interna de las viviendas o puede ser obligada a realizarlos con la empresa prestadora del servicio de gas? Conclusión: La SSPD resuleve así: “Los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994 y la Resolución 039 de 1995, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. Estos no son negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario. Ademas, la Ley dice que “Las facultades que las normas otorguen a las empresas de distribución, para llevar un registro del personal autorizado que podrá construir y realizar el mantenimiento de la red interna, no confiere a tales empresas la atribución de limitar el número de registrados, o de negar dicho registro a las personas que reúnan las
condiciones técnicas establecidas por las autoridades competentes”. “Las personas naturales o empresas que se dediquen a la construcción, ampliación, reforma, revisión de instalaciones para el suministro de gas en zonas residenciales y comerciales deben estar debidamente registradas ante la empresa distribuidora y cumplir con los requisitos de la Resolución 14471 de 2002, de lo que se deriva que la empresa distribuidora pueda abstenerse de recibir las instalaciones internas de las empresas hasta tanto cumplan con el requisito del registro”. Concepto SSPD 137 de 2009 Tema: • Regulación de instaladores de gas natural.
Problema Jurídico: Consulta para determinar sí una alcaldía puede regular la actividad de instalación de redes internas y en consecuencia exigir requisitos especiales en constitución de pólizas. Conclusión: Manifiesta la SSPD que el Artículo 69 de la Ley 142 de 1994, dispone que cada comisión será competente para regular el servicio público respectivo y para el caso de la CREG, a ésta le corresponde regular los servicios de energía eléctrica y gas combustible. Acerca de la red interna, la Resolución CREG 108 de 1997 señaló, en su Artículo 19, que las empresas distribuidoras deberán dar cumplimiento a 1) lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas y 2) otras normas que expida la comisión referidas a la red interna para el suministro del servicio. Y concluye que toda persona natural o empresa que se emplee para la construcción, ampliación, reforma, revisión de instalaciones de suministro de gas en zonas residenciales y comerciales debe estar debidamente registrada ante la empresa distribuidora y cumplir con los requisitos de la Resolución 14471 de 2002.
Anexos
216 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Concepto SSPD 171 de 2009 Tema: • Acometida de gas natural. Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta en determinar quien debe pagar la acometida hasta el registro de corte del inmueble, cuando un usuario solicita un servicio público en este caso de gas? Conclusión: La SSPD informa que el Numeral 14.1 del Artículo 14 de la Ley 142 de 1994 define acometida como: la derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. Tambien, en edificios de propiedad horizontal o condominios, esta llega hasta el registro de corte general. En el Numeral 14.16 del Artículo 14, señala que las redes internas son el conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor. “La responsabilidad por la adecuada instalación de la acometida corresponde a la empresa prestadora de gas y la red interna al usuario, correspondiéndole a la primera verificar que éstas cumplan con las normas de calidad y los parámetros técnicos de seguridad antes de prestar el servicio y al segundo pagar por la instalación.” Aunque la Ley autoriza a las empresas para exigir, a través del contrato de condiciones uniformes, que los usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los medidores, la Ley 142 de 1994, Artículo 133, presume que hay abuso de posición dominante cuando se obligan al usuario a adquirir cualquier bien o servicio con una persona o empresa en especifico. La Ley prohíbe expresamente a las empresas, realizar prácticas discriminatorias.
Concepto SSPD 179 de 2009 Tema: • Cobro por revisión efectuada por la
empresa.
Problema Jurídico: Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si es correcto que en aplicación a la Ley 142 de 1994 las revisiones efectuadas por la empresa Gas Natural tengan un costo y este sea asumido por el usuario. Conclusión: Aclara la SSPD que el Artículo 28 de la ley 142 de 1994 dispone que todas las empresas prestadoras del servicio publico de gas domiciliario tienen el derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para la prestación de los servicios públicos y que ademas, deben de efectuar periódicamente el mantenimiento y reparación de las redes locales cuyos costos estarán a cargo de ellas. Y que por otra parte, la CREG en la Resolución 067 de 1995, por la cual aprobó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes establece una revisión quinquenal obligatoria de las instalaciones internas, la cual podrá ser cobrada al usuario en proporción a los costos reales en que la empresa incurra por ejecutarla. De lo anterior, la SSPD concluye que en cabeza del distribuidor radica la obligación de inspeccionar cuando menos una vez cada cinco años las instalaciones de la acometida de gas y el medidor, pero esta obligación no es gratuita, ya que los costos en que incurra la empresa estarán a cargo del usuario. Concepto SSPD 376 de 2009 Tema: • Áreas de servicio exclusivo de gas
combustible.
Anexos
217 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en que esta entidad realice un pronunciamiento acerca de un proyecto diseñado por el gobierno nacional sobre la creación de nuevas ASE de gas combustible? Conclusión: Informa la SSPD que las ASE son las áreas geográficas, donde el Estado otorga exclusividad en la distribución domiciliaria de gas natural a una empresa mediante un contrato y que la la Ley dispuso que el MME es quien otorga las ASE con sujeción a las verificaciones que debe realizar la CREG. Por lo anterior concluye que: 1.Existe libertad de empresa en la prestación de los servicios públicos. 2.Las autoridades municipales no pueden negar o condicionar a las empresas de servicios públicos las licencias correspondientes, por favorecer monopolios o limitar la competencia. 3.La Nación a través del MME tiene competencia privativa para asignar ASE donde sea necesario, de manera tal que estas se constituyan en una excepción al principio de libertad de empresa, cuando otros principios o derechos fundamentales deban ser protegidos. Concepto SSPD 416 de 2009 Tema: • Seguridad del servicio público domiciliario
de gas natural.
Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si las empresas comercializadoras de gas natural domiciliario en los municipios pequeños están obligadas a tener funcionarios de tiempo completo las 24 horas de los 365 días del año, con el fin de garantizar la seguridad y la continuidad del servicio?
Conclusión: La SSPD informa que la Ley 142 de 1994 no trajo una definición puntual de servicio público domiciliario, sino que determinó las actividades que lo componen en su artículo primero; sin embargo, la Corte Constitucional ha definido los servicios públicos domiciliarios como:“aquellos que se prestan a través del sistema de redes físicas o humanas o con puntos terminales en las viviendas o sitios de trabajo de los usuarios y cumplen la finalidad específica de satisfacer las necesidades esenciales de las personas”. Por otra parte enfatiza que en el Artículo 75 de la Ley 142, se especifíca que la competencia de la SSPD, es la de ejercer las actividades de inspección, control y vigilancia, sobre los servicios públicos domicliarios y recalca que dentro de estas funciones no esta la de regular la parte interna organizacional ni laboral de las empresas prestadoras del servicio. Concepto SSPD 483 de 2009 Tema: • Servidumbre de gas.
Problema Jurídico: Consulta para determinar lo siguiente: 1) ¿La empresa de gas puede ubicarse en cualquier predio sea del estado o del particular, podrá la empresa instalar redes del servicio de gas domiciliario sin asumir costo ante los dueños de los predios?. 2) ¿La empresa de gas domiciliario deberá pagar servidumbre?. 3) ¿Cuales y en que lugar hay indemnización de incomodidades y perjuicios que ocasione las obras de las empresas?. 4) ¿Quienes dan los estímulos y que elementos son los estímulos?. 5) ¿Se solicita ampliación sobre la defensa de los derechos colectivos y particulares?.
Anexos
218 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
6) ¿La empresa de gas requiere permiso sobre la vía peatonal para instalar redes? Conclusión: Sobre los puntos 1 y 2 la SSPD concluye que los prestadores de servicios públicos pueden imponer servidumbres, hacer ocupaciones temporales o remover obstáculos, siempre que dichas actividades sean necesarias para la prestación del servicio, respetando los derechos del propietario del predio. Punto 3: El Artículo 57 de la Ley 142 de 1994, realiza una precisión y es que la indemnización de las incomodidades y perjuicios al propietario del predio por una servidumbre necesaria para prestar los servicios públicos, será la que se determine en los términos establecidos en la Ley 56 de 1981.
Punto 4.El estimulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos señalado en el Numeral 3.8 del Artículo 3 de la Ley 142 de 1994, constituye uno de los instrumentos de la intervención estatal en dichos servicios. Punto 5: La inquietud planteada no es clara, por lo tanto la SSPD se abstiene de dar respuesta a la misma, estando atentos a cualquier otra solicitud o aclaración. Punto 6: Las empresas de servicios públicos tienen el derecho a construir, operar y modificar las redes e instalaciones para prestar los servicios públicos. Sin embargo, la Ley exige una serie de requisitos, que se encuentran desarrollados en el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994.
Anexos
219 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Detalle de la cobertura nacional a diciembre 31 de 2008 Cobertura por departamentos y municipios
Potencial Efectiva
Antioquia (19) 993,649 814,787 20,314 146,156 157,352 47,759 38,980 23,387 433,948 4,266 918 439,132 82% 44%
Atlántico (65) 473,380 462,108 135,289 134,284 78,457 28,601 15,069 10,993 402,693 7,431 438 410,562 98% 85%
Bogotá 1,780,009 1,780,009 107,878 501,696 546,133 166,431 55,688 40,393 1,418,219 30,448 422 1,449,089 100% 80%
Bolívar (19) 300,630 250,095 87,109 83,490 33,968 11,659 6,410 6,951 229,587 2,754 199 232,540 83% 76%
Boyacá (39) 114,285 94,992 6,604 38,433 29,042 4,067 1,114 0 79,260 2,158 17 81,435 83% 69%
Caldas (8) 117,727 106,200 8,465 32,464 33,325 11,190 3,183 4,874 93,501 1,504 70 95,075 90% 79%
Casanare (11) 52,968 46,600 8,712 20,310 6,715 1,013 17 0 36,767 922 11 37,700 88% 69%
Cauca (4) 85,995 32,944 744 3,566 1,852 60 23 1 6,246 0 0 6,246 38% 7%
Caquetá (1) 32,359 849 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3% 0%
Cesar (28) 143,055 132,064 33,082 43,171 18,521 5,259 1,641 651 102,325 1,076 83 103,484 92% 72%
Córdoba (18) 160,824 137,154 52,162 43,778 16,748 3,645 1,728 1,031 119,092 1,178 93 120,363 85% 74%
Cundinamarca (44 294,201 270,300 32,273 103,199 65,103 11,955 538 524 213,592 2,671 85 216,348 92% 73%
Huila (37) 184,499 178,442 36,549 71,821 15,986 4,975 1,047 123 130,501 1,053 50 131,604 97% 71%
La Guajira (26) 77,683 71,112 14,765 31,076 12,268 1,944 272 1 60,326 814 29 61,169 92% 78%
Magdalena (29) 160,990 147,479 34,589 41,001 28,749 8,031 3,220 7,767 123,357 1,944 158 125,459 92% 77%
Meta (8) 133,111 118,960 16,230 33,933 43,365 8,564 2,976 751 105,819 1,964 24 107,807 89% 79%
Norte de Santander (4) 151,067 112,950 8,044 33,702 17,826 7,027 461 1 67,061 4 81 67,146 75% 44%
Quindío (8) 103,450 103,136 16,604 33,530 18,271 3,187 2,761 601 74,954 1,107 21 76,082 100% 72%
Risaralda (7) 147,401 138,828 15,882 39,991 31,730 8,683 4,200 2,582 103,068 1,762 40 104,870 94% 70%
Santander (25) 315,143 308,802 41,373 80,449 84,397 53,033 8,562 7,825 275,639 6,852 49 282,540 98% 87%
Sucre (17) 120,591 96,843 36,173 35,046 10,580 3,611 365 456 86,231 1,119 50 87,400 80% 72%
Tolima (30) 232,499 207,009 28,561 86,208 36,136 6,186 633 155 157,879 1,081 34 158,994 89% 68%
Valle (24) 799,604 777,140 87,404 230,971 199,830 45,878 36,278 10,297 610,658 9,389 289 620,336 97% 76%
Total (471) 6,975,120 6,388,803 828,806 1,868,275 1,486,354 442,758 185,166 119,364 4,930,723 81,497 3,161 5,015,381 92% 71%
Fuente: Minminas.(#) Número de municipios por Departamento.
PotencialResidencial
Anillados 1Departamento
Usuarios de Gas Natural en ColombiaResidencial Conectados Comercial Industrial Total 2 3 4 5 6
Cobertura Residencial
24%
10%
6%
7%4%4%
45%
2007Bogotá
Valle
Antioquia
Atlántico
Santander
Bolivar
Otros
29%
12%
9%8%6%
5%
31%
2008
Usuarios de Gas Natural en Colombia
Anexos
220 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
221 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
222 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
223 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
224 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
225 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
226 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Poblaciones atendidas por empresa
Anexos
227 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
228 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
229 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
230 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
231 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Abreviaturas y Siglas
Anexos
232 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
233 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
234 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Unidades y Factores de Conversión
Concepto Descripción1 barril de combustóleo pesado 1,593,000 kilocalorías1 barril de gas licuado 0.00095 teracalorías1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural1 barril diesel 1,469,600 kilocalorías1 Btu 1,055.06 joules1 Btu 252 calorías1 Kilocaloría 3.968264 Btu1 caloría 4.1868 joules1 galón Glp 4.6719 libras1 metro cúbico de querosene 8,841,586 kilocalorías1 metro cúbico de gas de alto horno 8,825,000 calorías1 metro cúbico de gas de coque 4,400,000 calorías1 metro cúbico de gas natural 8,460,000 calorías (para efectos de facturación de gas seco)1 millón de metros cúbicos de gas 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo1 millon de pies cúbicos de gas 0.0234 teracalorías1 millón de toneladas de petróleo 40.4 Mbtu 1 millón de toneladas de petróleo crudo 41.868 petajoules (1015 joules)1 pie cúbico de gas natural 1,000 Btu1 petacaloría 132.76 megawatts1 petajoule 0.94708 miles de barriles equivalentes de petróleo 1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 kilocalorías1 tonelada de Bagazo 1,684,990 kilocalorías1 tonelada de carbón 4,662,000 kilocalorías1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 kilocalorías1 tonelada de petróleo equivalente 41.868 gigajoules1 watt hora 3,600 joules1 tonelada métrica 7.33 barriles de petróleo
Relación de Energía y Poder Calorífico
PrefijoFactor de
Multiplicació Símbolo
Peta 10 15 P
Tera 10 12 TGiga 10 9 GMega 10 6 MKilo 10 3 K
Billones 10 9 B
Prefijos Decimales
Concepto Descripción
1 tonelada 1,000 kilogramos
1 libra 453.59 gramos
Relación de Masa
Anexos
235 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Concepto Descripción1 barril 42 galones1 galón 0.0238 barriles1 metro cúbico 6.2898104 barriles1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos1 metro cúbico 1,000 litros1 millón de metros cúbicos 6,289.80 miles de barriles1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles1 pie cúbico 0.000166 barriles 1 pie cúbico 0.0283168 metros cúbicosCilindro de 100 libras 23.7023 galonesCilindro de 20 libras 4.7405 galonesCilindro de 40 libras 9.4809 galones
Relación de Volumen
Moneda Símbolo
Euro € 1.39 €/US$Dólar US$ 1 US$Bolívar Bs. 2,150 Bs/US$Colón costarricense C 501.6 C / US$Córdoba nicaraguense C$ 19.84 C$/US$Lempira hondureño L 18.9 L/US$Quetzal guatemalteco Q 7.78 Q/US$Real brasileño R$ 1.8 R$/US$Peso argentino $a 31.1 $a/US$ Boliviano Bs 7.7 Bs/US$Peso colombiano $ 2,244 $/US$Peso chileno $ 522.4 $/US$Nuevo sol peruano S/ 3.14 S/US$Peso uruguayo $ 24.35 S/US$Guaraní paraguayo G 4,870 G/US$
Tasa de Cambio 2008
Conversiones de Tasas
Anexos
236 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Glosario de Términos
Anexos
237 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
238 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Anexos
239 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Directorio del Sector
Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebMinisterio de Minas y Energía Bogotá Cra 9A No 99 - 02 Piso 7 6234077 www.minminas.gov.co
CREG Bogotá Cra. 7 Nº 71 - 52 Torre B Piso 4º 312 20 20 - 312 19 00 www.creg.gov.co
UPME Bogotá Cra 50 # 26-20 018000911729 - 2220601 www.upme.gov.co
SSPD – Superservicios Bogotá Cra 18 No. 84-35 Piso 4 6913014 www.superservicios.gov.co
ANH Bogotá Cra 7 No. 71-21 Torre A piso 2 3174405 -3174404 www.anh.gov.co
CNO Gas Bogotá Cra 6 No 115-65 zona F of.506 6121464 -2145433 [email protected]
Naturgas Bogotá Cra 7 No 71-21 Torre B piso 17 3135000 - 3135087 www.naturgas.com
Diario La República Bogotá Calle 46 No 103 - 59 4135077 www.larepublica.com.co
DANE Bogotá Transversal 45 No.26-70 Interior I - CAN.
5978300 - 5978399 www.dane.gov.co
Corfinsura Bogotá Calle 72 No 7 -64 Piso 11 3100355 www.corfinsura.com
Corfivalle Bogotá Cra 7ª No. 71-21 Torre A Piso 8 3173434 www.corfivalle.com
Ecopetrol Bogotá Edificio Principal Cr 13 No. 36 - 24 2344000 www.ecopetrol.com.co
Colombia
Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebB.P. Exploration Co. (Colombia) Ltda.
Bogotá Cra 9A No 99 - 02 Piso 7 6234077 www.bogota.cpweb.bp.com
Chevron Texaco Petroleum Company
Bogotá Cll 100 #7A - 81 6107366 - 2578400 www.texaco.com
Empresa Colombiana De Petroleos S.A. Bogotá Cra 13 # 36-24 2344000 - 2880071 www.ecopetrol.com.co
Hocol S.A Bogotá Cra 7 No. 71-21 Torre A piso 2 3174405 -3174404 N.D.
Mercantile Colombia Oil And Gas
Bogotá Cra 6 No 115-65 zona F of.506 6121464 -2145433 [email protected]
Petrobras Colombia Limited Bogotá Cra 7 No 71-21 Torre B piso 17 3135000 - 3135087 www.ecopetrol.com.co
Empresas Productoras
Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebCoinobras Bucaramanga Cra 35 No. 44 - 38 6472175 www.coinobras.com
TGI Bucaramanga Cra 34 No. 41-51 6320002 www.tgi.com.co
Transgastol Ibagué Cra 5 No. 38 –14 Of. 203 2648447 - 2646820 www.gasoductodeltolima.com.co
Promigas Barranquilla Calle 66 No. 67-123 3713444 -3713555 www.promigas.com.co
Progasur Neiva Cra. 9 No. 7-25 8714416 Ext 136 www.progasur.com.co
Transoriente Bucaramanga Cra 27 No. 36 - 14 6347177 – 6347234 www.transoriente.com.co
Transmetano Medellín Cra 43A No. 23 sur - 15 3317474-3327070 www.transmetano.com.co
Transcogas Bogotá Calle 71 No. 11 – 10 Of. 204 6090187 www.transcogas.com.co
Transoccidente Cali Calle 64N No. 58 -156 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.co
Empresas Transportadoras
Anexos
240 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Empresa Ciudad Dirección Teléfonos Pagina WebAlcanos de Colombia Neiva Cra 9 No. 7 – 25 8714416 www.alcanosesp.com
EPM Medellín Cra 58 No. 42 – 125 Piso 12 3808080 www.eeppm.com
Espigas Bucaramanga Centro C – Cabecera II Etapa A601N 6434005 [email protected]
Gases del Caribe Barranquilla Cra 54 No. 59 -144 3306000 -3612499 www.gasesdelcaribe.com
Gases del Cusiana Yopal Cra 20 No. 18 - 66 6357951 [email protected]
Gases del Oriente Cucuta Avenida 0 No. 6 - 06 5752545 [email protected]
Gases del Quindío Armenia Cra 14 No. 18an - 08 7496969 - 7497878 [email protected]
Gases de Occidente Cali Centro C - Chipichape Bodega 2 4187300 - 6847300 [email protected]
Gases de la Guajira Riohacha Cra. 15 No. 14 C - 33 7273464 - 7273343 [email protected]
Gases de Barrancabermeja Barrancabermeja Calle 67 No. 22 – 46 6228145 - 6228587 [email protected]
Gas Natural Bogotá Calle 71 A No. 5 – 38 3485500 - 3485517 www.gasnatural.com.co
Gas Natural del Cesar Bucaramanga Cra 37 No. 37 – 27 6437862 - 6437148 www.gasnacer.com
Gas Natural del Centro Manizales Cra 23 No. 63 – 61 8860626 - 8857710 [email protected]
Gasoriente Bucaramanga Diagonal 13 No. 60 A – 54 6443888 - 6443382 [email protected]
Gas Natural Cundiboyacense Bogotá Cra 10 No. 9 – 08 8637966 ext 116 [email protected]
Gas del Risaralda Pereira Cra 12 No. 3 – 23 3315555 - 3316666 [email protected]
Llanogas Villavicencio Calle 47 A No. 30 - 08 6643030 [email protected]
Madigas Acacias - Meta Cra 23 No. 18–24 6569555 www.madigas.com.co
Metrogas Floridablanca Calle 29 No. 25–72 Of. 503 6384526 - 6384935 [email protected]
Promesa Bucaramanga Calle 51 No. 23 – 62 6477302 - 6478307 N.D.
Surtigas Cartagena Calle 31 No. 47 - 30 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co
Empresas Distribuidoras
Empresa Direccion Ciudad Teléfono PaísAgencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar Brasilia 55-61-21928714 Brasil
Agencia Nacional De Petróleo - ANP Avenida Rio Branco, n. 65 - 13 Rio de Janeiro 55-21-21128370 Brasil
Agencia de Hidrocarburos Centro - Rio de Janeiro - RJ - 20031-201 Rio de Janeiro (21)3804-0000 Brasil
Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía
Calle Alcalá, 47 Madrid 34-91-4329634 España
Autoridad Reguladora de los Servicios Pùblicos Apdo. 936-1000.- Sabana Sur San José 506--2200102 Costa Rica
Autoridad Nacional de los Servicios Públicos - ANSP Vía España, Edificio Office Park Panamá 507--5084624 Panamá
Comisión Nacional de Energía Calle Alcalá, 47 Madrid 34-91-4329618 España
Comisión Nacional de Energía - CNEE 4º Avenida, 15-70 Zona 10 Edificio Palladium Guatemala 502--23664218 Guatemala
Comisión Nacional de Energía Teatinos 120 Piso 7 Santiago 56-2-3656800 Chile
Comisión Reguladora de Energía - CRE Avda. Horacio 1750, Colonia Los Morales México D. F. 52-55-52831550 México
Comisión Nacional de Energía (CNE) Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches Santo Domingo
1-809-7322000 República Dominicana
Energy Information AdministrationNational Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585
Washington 202/586-0727 Estados Unidos
International Asociation for Gas Natural Vehicles Estados Unidos
Ministerio de Energía y Minas Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas Guatemala 502--24424999 Guatemala
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima 51-1-2193409 Perú
Olade Ecuador
Superintendencia de Eléctricidad Avda 16 de Julio (El Prado) 1571 La Paz 591-2-2312401 Bolivia
Superintendencia de Hidrocarburos La Paz, Bolivia Correo Central La Paz 591-2-2434000 Bolivia
SIGET 6ª 10ª Calle Poniente y 37 San Salvador 503-22574412 El Salvador
Superintendencia de Competencia Edificio Madreselva 1er nivel San Salvador 503--25236600 El Salvador
Superintendencia de Electricidad Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches Santo Domingo
1-809-6832500 República Dominicana
Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua C/ Yaguarón 1407, Piso 811 Montevideo 598-2-9082221 Uruguay
Directorio Internacional
Fuente: V Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética "Aspectos juridicos de la regulación y funcionamiento de los sectores de energía"
Anexos
241 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
BIBLIOGRAFÍA ABEGAS. Rio Oil & Gas. Brasil. 2008. ADIGAS. Transporte y Distribución de Gas Natural en Argentina. Junio 2003. Agencia Nacional de Hidrocarburos. Indicadores ANH. Colombia, Diciembre 2008. Agencia Nacional de Hidrocarburos. Informe de Gestión 2008, Colombia, 2008. Agencia Nacional de Petróleo. Boletín Mensual de Gas Natural. Diciembre 2006, 2007 y 2008. ANCAP. Gasoducto del Litoral. Uruguay, 2008. Asociación Venezolana de Procesadores de Gas. Industria del Gas Natural en Venezuela “Perspectivas de Desarrollo”. Venezuela, Agosto 2005. Asociación Venezolana de Procesadores de Gas. Condiciones para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Venezuela, 2003. Banco de la República de Colombia. Informe sobre la Inflación. Diciembre 2008. BBC Mundo. Hidrocarburos en América Latina, 2001. Boletín Electrónico de Operaciones. Volúmenes de Gas Transportado por Operador. Colombia, 2008. BP. Statistical Review of World Energy. Junio 2009. Cayo, Juan Miguel. Perspectivas para el Mercado Nacional y Exportación. Agosto 2005. CEPAL. Anuario Estadístico de América Latina y el Caribe. 2007 y 2008. CEPAL. Balance Preliminar de las Economías de América Latina y el Caribe. 2008. Comisión Coordinadora y Promotora del Gas Natural e Inversiones Ligadas (COMIGAS). Gas Natural para Paraguay. Paraguay, 2002. Comisión Coordinadora y Promotora del Gas Natural e Inversiones Ligadas (COMIGAS). Propuesta de Gasoducto Bolivia – Paraguay con Planta GNL sobre La Hidrovía Paraguay - Paraná. 2003. Comisión Nacional de Energía de Chile. Balance Nacional de Energía. 2006 y 2007. CREG. Resoluciones expedidas en 2008 y Enero – Junio 2009. DANE. Informe de Coyuntura Económica Regional. Colombia, 2006.
Anexos
242 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
DANE. Sínteis Estadística Semanal. Colombia, Diciembre 2007. Departamento De Hidrocarburos de Paraguay - M.O.P.C. Exploración Petrolera 1947 al 1997. Dirección Nacional de Tecnología y Energía Nuclear. Lineamientos Estratégicos de Energía y Ronda Uruguay. Diciembre 2008. Ecopetrol. Ecopetrol en Cifras. Colombia, Octubre 2008 Empresa Cochabambina de Gas. Análisis de Riesgo. Cochabamba. Bolivia, 2006. ENAGAS. Reservas en Venezuela, Venezuela, 2007. ENAGAS. Entre Gas - Publicación Trimestral del Ente Nacional del Gas 2007. ENAP. Memoria Anual. Chile, 2008. Energy Information Administration. Annual Energy Outlook 2009. Marzo, 2009. Energy Information Administration. Venezuela Background. Junio, 2009. Ente Nacional Regulador de Gas de Argentina. Informe Anual ENARGAS. Argentina, 2000 y 2007. Fondo de Estabilización de Precios de Los Combustibles. Informe de Precios de Paridad. 2006, 2007 y 2008. Galileoar. Estadísticas del Gas Natural Vehicular. Abril 2007. GVR. Worldwide NGV Statistics. Febrero 2008. HGV Group. Gas Vehicles Report. Febrero 2009. ILDIS. Integración Energética Andino – Brasileña. Febrero 2006. INEC. Análisis Mensual de Inflación. Enero - Marzo - Abril 2008. INEI. Estructura de Precios de los Combustibles 2006, 2007 y 2008. Instituto Nacional de Tecnología Industrial. Gas Natural en Argentina. Argentina, Marzo 2006. Instituto Argentino de la Energía. Producción y Abastecimiento de Gas Natural en los Próximos Años. Argentina, Abril 2009. International Energy Outlook. Energy Information Administration. Mayo 2009. Marquina Campo, Javier. Dale Gas. Venezuela, Mayo 2005.
Anexos
243 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
METROGAS. Comparación Internacional de Tarifas de Gas Natural para Clientes Residenciales e Industriales. Colombia, 2005 y 2008. Ministerio de Minas y Energía de Venezuela. Petróleo y otros datos Estadísticos. Venezuela, 2004 - 2006. Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones. Balance Energético de la República del Paraguay. 1970 al 2005. Ministerio del Ambiente. Ecuador In The Methane To Markets Initiative – Gas And Oil Sector. Ecuador, Abril 2006. Ministerio de Industria, Energía y Minería. Gas Natural. Uruguay, 2002. Ministerio de Minas y Energía. Memorias al Congreso Nacional. Colombia, 2007 – 2008. Ministerio de Minas y Energía. Resoluciones expedidas en Colombia, 2008 y Enero – Junio 2009. Ministerio de Minas y Petróleos de Ecuador. Estadística Hidrocarburifera. Quito, 2005 y 2008. Ministerio de Minas y Energía. Plano Nacional de Energía 2030. Brasil. 2006 - 2007. Ministerio de Minas y Energía. Boletín Mensual Minero Energético. Diciembre 2008. Ministerio de Minas y Energía de Venezuela. Petróleo y otros Datos Estadísticos. 2004 - 2006. Naturgas. Disponibilidad Futura del Gas Natural en Colombia. Colombia, Octubre 2008. OLADE. Prospectiva Energética al 2032. Mayo 2007. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería. Anuario Estadístico. 2006 y 2007. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Anuario Estadístico 2006 y 2007. Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin). Boletín Informativo de Gas Natural. 2008. PerúPetro. Contratos de Exploración y Explotación vigentes a Diciembre de 2006, 2007 y 2008. PerúPetro. Estadística Petrolera. Perú, 2007. PerúPetro. Investment Opportunities in Perú. Enero 2008.
Anexos
244 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
PerúPetro. Sísmica 2d Registrada (1999 - 2008). 2008. PerúPetro. Perforación Exploratoria (1999-2008). 2008. PerúPetro. Producción Fiscalizada de Gas Natural a Nivel Nacional 2008 y 2009. Petrobras. Plan Estratégico 2008 – 2020. Septiembre 2007. Petróleo y Otros Datos Estadísticos - PODE. Informe 2004, 2005 y 2006. Diciembre 2006. PDVSA. Informe Operacional y Financiero. Venezuela, Septiembre 2008. PDVSA. Planes Estratégicos Desarrollo de Gas. Venezuela, 2006. Pontificia Universidad Católica de Chile. Abastecimiento de Gas Natural. Perú, Mayo 2007. Pontificia Universidad Católica de Chile. Abastecimiento de Gas Natural, Mayo 2007. Pontificia Universidad Católica de Chile. Análisis del mercado de Argentina 2005 - 2006. Pontificia Universidad Católica de Chile. Análisis del mercado de Bolivia 2005 - 2006. Pontificia Universidad Católica de Chile. Análisis del mercado de Chile 2005 - 2006. Prensa Vehicular Perú. Las Estadísticas del Gas Natural Vehicular. Perú, Abril 2007. Promigas. Informe de Reservas Producción de Gas Natural en Venezuela. Octubre 2007. Promigas. Panorama Energético Chileno. Octubre 2007. Reuters. Bolivia to sign natural gas deal with Paraguay. Uruguay, Diciembre 2008. Scandoil. CDS Oil & Gas updates Paraguay operations. Mayo, 2009. Servicio Natural de Metrología. Gas Natural en el Perú. Perú, Marzo 2006. Superintendencia de Hidrocarburos. Ampliación de Capacidad de Gasoductos. Bolivia. 2007. Superintendencia de Servicios Públicos. Informe Ejecutivo de Gestión de las Empresas Transportadoras de Gas. Colombia, Octubre 2008. Superintendencia de Hidrocarburos. Memorias. Bolivia, 2006. Transportadora de Gas del Sur (TGS). líder en Argentina. Universidad de Alicante, España. Precios de Gas Natural en Chile: Una Primera Mirada al Desempeño de un Mercado Liberalizado. Septiembre, 2003.
Anexos
245 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Veneconomy. Precios del gas natural. 2007. World Energy Council. Energía Mundial. 2006.
Anexos
246 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Paginas WEB Abegas, www.abegas.org.br Adigas, www.adigas.com.ar Agencia Nacional de Hidrocarburos, www.anh.gov.co Agencia Nacional de petróleos, www.anp.gov.br Agencia Reguladora de Energía y Saneamiento Basico de Río de Janeiro (AGENERSA), www.agenersa.rj.gov.br Agencia Reguladora de Saneamiento y Energía de Sao Pablo (ARSESP), www.arsesp.sp.gov.br América Económica, www.americaeconomica.com Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland, www.ancap.com.uy Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleo, www.acipet.com Banco de la República, www.banrep.gov.co Banco Central de Reservas del Perú, www.bcrp.gob.pe British Petroleum, www.bp.com Cálidda, (Gas Natural del Perú), www.calidda.com.pe Camara de Comercio de Santigo de Chile (CCS), www.ccs.cl Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal), www.cepal.org Comisión de Regulación de Energía y Gas Creg, www.creg.gov.co Comisión Nacional de Energía de chile, www.cne.cl Departamento Nacional de Planeación, www.dane.gov.co Dirección Nacional de Energía y Tecnologia Nuclear de Uruguay, www.miem.gub.uy Distribuidora de Gas Cuyana y Centro: ECOGAS, www.ecogas.com.ar Domegas, www.domegas.com Ecopetrol, www.ecopetrol.com Empresa Nacional del Petróleo, www.enap.cl
Anexos
247 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Ente Nacional del Gas de Venezuela, www.enagas.gob.ve Ente Nacional Regulador de Gas de Argentina, www.enargas.gov.ar Energy Information Administration, www.eia.doe.gov Fondo Monetario Internacional (FMI), www.imf.org Gasoducto del Cruz del Sur, www.gasoductocruzdelsur.com.uy Gas Natural BAN S.A, www.portal.gasnatural.com Gasnea, www.gasnea.com.ar Gazel, www.gazel.com.co Inter – American Development Bank (BID), www.iadb.org Internaciona Asociation for Natural Gas Vehicles, www.iangv.com Instituto Nacional de Estadísticas y Censos de Ecuador, www.inec.gov.ec Litoral gas S.A, www.litoral-gas.com.ar Metrogas S.A. www.metrogas.com.ar Ministerio de Minas y Energía, www.minminas.gov.co Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, www.mem.gov.ve Ministerio de Energía y Minas de Perú, www.minem.gob.pe Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay, www.miem.gub.uy Osinerg, www.osinerg.gob.pe PDVSA, www.pdvsa.com Perupetro, www.perupetro.com.pe Pluspetrol, www.pluspetrol.net Sistema Único de Información, www.sui.gov.co SIPG - Sistema Informático de Petróleo y Gas, www.iapg.org.ar Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, www.superservicios.gov.co Superintendencia de Hidrocarburos de Bolivia, www.superhid.gov.bo
Anexos
248 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS
Unidad de Planeación Minero Energética, www.upme.gov.co NGV Group, www.ngvgroup.com