ESTUDIO DE CARACTERIZACIÓN OCUPACIONAL DEL SECTOR

GAS

YOLANDA MONSALVE OCHOA Asesora Subdirección de Planeación

Sena- Regional Antioquia Dirección del Estudio

ARMANDO GÓMEZ CARDONA

Jefe Centro Nacional de la Madera Revisión del Documento

JACKELINE CONTRERAS PÉREZ Presidenta Mesa Sectorial Del Gas

Asesoría y validación Técnica del Estudio

JOSÉ IGNACIO OCAMPO DUQUE Asesoría Metodológica

CIMES LTDA

Coordinación, ejecución y tabulación de Encuestas

MESA SECTORIAL DEL GAS

Medellín, octubre de 2003

CARACTERIZACIÓN OCUPACIONAL DEL SECTOR DEL GAS

DARÍO MONTOYA MEJÍA Director General, SENA

JUAN BAYONA FERREIRA

Director Sistema Nacional de Formación Para el trabajo

JAIR OSPINA PACHECO Jefe División Aprendizaje

Y Reconocimiento

TIBERIO ALZATE VARGAS Director Regional Antioquia

MARIA ADIELA LÓPEZ CORTÉS

Jefe Centro Nacional de la Construcción Secretaría Técnica Regional Antioquia

ARMANDO GÓMEZ CARDONA

Jefe Centro Nacional de la Madera Regional Antioquia

MARIÁM ZGAIB ABURAD

Asesora Dirección Aprendizaje Y reconocimiento

JOSÉ IGNACIO OCAMPO DUQUE

Asesor Metodológico Mesa Sectorial

MESA SECTORIAL DEL GAS Medellín, Octubre de 2003

CONFORMACIÓN DE LA MESA SECTORIAL DEL GAS

Presidente Jackeline Contreras Pérez

Ingeniera Civil Departamento Administrativo del Medio Ambiente

Gobernación de Antioquia

INTEGRANTES:

Mario Alberto Naranjo Ingeniero

EMPRESAS PÚBLICAS DE MEDELLÍN E.S.P.

Claudia Cetina TAE Calidad

GAS NATURAL E.S.P. (Bogotá)

Juvenal Espitia Coordinador Sector Gas

ICONTEC (Bogotá)

Manuel Vives Jefe Depto. Ingeniería

GASES DEL CARIBE (Barranquilla)

Grettel Moreno R. Dirección Administrativa

GNC (Barranquilla)

José Ignacio Mazeneth D. Auxiliar Operaciones

SURTIGAS S.A. E.S.P. (Cartagena)

Manuel Guarnizo Jefe

LLANOGAS (Villavicencio)

Guillermo León Bolívar Director MCA

INSTITUTO TECNOLÓGICO PASCUAL BRAVO (Medellín)

Alex Pitli Gerente

CONVERAUTO (Medellín)

Gustavo A. Díaz E. Junta Directiva

SOTECC (Medellín)

Paula Andrea Bechara Trabajadora Social

FUNDACIÓN LA VISITACIÓN (Medellín)

Juan Carlos Alvarado Ingeniero

INSTITUTO TECNOLÓGICO METROPOLITANO (Medellín)

Jorge Torres Navarrete Coordinador Académico

SENA, Centro Nacional de la Construcción (Medellín)

Jorge Polo Vela Gerente

CONFEDEGAS (Bogotá)

Luis Fernando Villegas Director Mantenimiento

TERPEL ANTIOQUIA (Medellín)

John Fredy Polo Interventor

GASES DE OCCIDENTE S.A. (Cali)

Ovidio Sánchez Técnico

MUNDOGAS (Barranquilla)

Ana Victoria Granados Gerente Operativa

NORGAS S.A. E.S.P. (Cúcuta)

María Adelaida Pradilla Ingeniera

AGRENGAS (Bogotá)

Fernando Díaz Ingeniero

PLEXA (Bogotá)

CONTENIDO

LISTA DE TABLAS ........................................................................................................................... 9

LISTA DE FIGURAS ....................................................................................................................... 10

LISTA DE ANEXOS ........................................................................................................................ 11

GLOSARIO DE TÉRMINOS Y SIGLAS .......................................................................................... 12

PRESENTACIÓN ........................................................................................................................... 14

CAPÍTULO 1 PRELIMINARES DEL ESTUDIO .................................................................................................... 15

1.1 OBJETIVOS ......................................................................................................................... 15 1.1.1 Objetivo General .......................................................................................................... 15 1.1.2 Objetivos Específicos .................................................................................................. 15

1.2 POBLACIÓN Y METODOLOGÍA ......................................................................................... 15 1.2.1 Recolección y Análisis de Información Primaria ......................................................16 1.2.2 Recolección y Análisis de Información Secundaria ............................................... 17

CAPÍTULO 2 ENTORNO ECONÓMICO ............................................................................................................... 18

2.1 PLAN NACIONAL DE MASIFICACIÓN DEL GAS .............................................................18 2.1.1 Plan Nacional de desarrollo 1999 – 2002 “Cambio para construir la paz” .......................... 19 2.1.2 El CONPES define estrategias a seguir para impulsar el Plan de Masificación del Gas .... 20

2.2 ENTORNO ECONÓMICO INTERNACIONAL .................................................................... 21 2.2.1 Consumo de energía ........................................................................................................... 21 2.2.2 Reservas y producción del Gas en el mundo ..................................................................... 23 2.2.2.1 Reservas mundiales ........................................................................................................... 23 2.2.2.2 Producción mundial ............................................................................................................ 24

2.3 EL GAS NATURAL EN LATINOAMÉRICA ....................................................................... 25

2.4 ENTORNO ECONÓMICO NACIONAL .............................................................................. 26 2.4.1 Exploración ......................................................................................................................... 26 2.4.2 Reservas ............................................................................................................................. 26 2.4.3 Producción .......................................................................................................................... 27 2.4.4 Suministro ........................................................................................................................... 28 2.4.5 Demanda ............................................................................................................................ 28 2.4.6 Comportamiento energético 2001 ...................................................................................... 30 2.4.6.1 Abastecimiento de energía ................................................................................................. 30 2.4.6.2 Consumo final de energía ................................................................................................... 31 2.4.7 Temas de coyuntura ........................................................................................................... 32

2.5 PROSPECTIVA DEL SUBSECTOR GAS ......................................................................... 33 2.5.1 Prospectiva del Gas natural ............................................................................................... 33 2.5.1.1 En oferta ............................................................................................................................. 33 2.5.1.2 En demanda ....................................................................................................................... 33 2.5.1.3 En transporte ...................................................................................................................... 34 2.5.1.4 En generación eléctrica ...................................................................................................... 35

2.5.2 Prospectiva del Gas natural vehicular ................................................................................ 36 2.5.3 Prospectiva del Gas licuado del petróleo ........................................................................... 36 2.5.3.1 En oferta ............................................................................................................................. 36 2.5.3.2 En demanda ....................................................................................................................... 36

CAPÍTULO 3 GAS NATURAL .............................................................................................................................. 38

3.1 GENERALIDADES ............................................................................................................. 38

3.2 PRODUCCIÓN Y SUMINISTRO ........................................................................................ 39 3.2.1 Producción .......................................................................................................................... 39 3.2.2 Suministro ........................................................................................................................... 39

3.3 DEMANDA ......................................................................................................................... 39

3.4 CARACTERÍSTICAS TÍPICAS DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA ............................ 40

3.5 LA CADENA PRODUCTIVA DEL GAS NATURAL .......................................................... 40 3.5.1 Generalidades .................................................................................................................... 40 3.5.2 Exploración y perforación ................................................................................................... 40 3.5.3 Producción, tratamiento y refinación .................................................................................. 42 3.5.4 Transporte .......................................................................................................................... 43 3.5.5 Distribución ......................................................................................................................... 48 3.5.6 Comercialización ................................................................................................................ 50 3.5.7 Cambios en la Contratación ............................................................................................... 50

3.6 GAS NATURAL Y EL SECTOR ELÉCTRICO ................................................................... 53 3.6.1 Tendencias internacionales ................................................................................................ 53 3.6.2 Tendencias nacionales ....................................................................................................... 53 3.6.2.1 Consumo ............................................................................................................................ 53 3.6.2.2 Perspectivas ....................................................................................................................... 54

3.7 POLÍTICA REGULATORIA DE PRECIOS ... .................................................................... 54 3.7.1 El transporte de Gas combustible ...................................................................................... 54 3.7.2 Distribución ................ ........................................................................................................ 57 3.7.3 Comercialización de Gas .................................................................................................... 61

3.8 RETOS ............................................................................................................................... 65 3.8.1 Precios y competencia ....................................................................................................... 65 3.8.2 Expansión del sistema de transporte ................................................................................. 66 3.8.3 Gas y líquidos de Cusiana ................................................................................................. 66 3.8.4 Interconexión con Venezuela e importaciones de Gas natural .......................................... 67 3.8.5 Exploración de Costa afuera .............................................................................................. 68 3.8.6 Proyectos de almacenamiento de Gas natural .................................................................. 68

3.9 GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR – GNCV – ................................................. 68 3.9.1 Generalidades .................................................................................................................... 68 3.9.2 Suministro ........................................................................................................................... 69 3.9.3 Consumo ............................................................................................................................ 69 3.9.4 El Gas natural en el sector automotor ................................................................................ 70 3.9.4.1 Estaciones de servicio ........................................................................................................ 70 3.9.4.2 Proceso de conversión de un vehículo ............................................................................... 71 3.9.5 Política de precios .............................................................................................................. 72 3.9.6 El GNCV y el medio ambiente ............................................................................................ 73 3.9.7 Proyección .......................................................................................................................... 75

3.9.8 Experiencias en otros países .............................................................................................. 75 3.9.9 Tendencias mundiales ........................................................................................................ 75

CAPÍTULO 4 GAS LICUADO DEL PETRÓLEO – GLP – .................................................................................... 77

4.1 OFERTA ............................................................................................................................. 77

4.2 IMPORTACIONES ............................................................................................................. 78

4.3 DEMANDA ......................................................................................................................... 79 4.3.1 Consumo interno ................................................................................................................ 79 4.3.2 Exportaciones ..................................................................................................................... 80 4.3.3 Balance Oferta / Demanda 2001......................................................................................... 80

4.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA .................................................................................... 80

4.5 CALIDAD DEL GAS LICUADO DEL PETRÓLEO ............................................................ 83 4.5.1 Especificaciones técnicas ................................................................................................... 83 4.5.2 Composición química .......................................................................................................... 84

4.6 USO DEL GLP EN PETROQUÍMICA ................................................................................. 85

4.7 TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO ............................................................................ 88 4.7.1 Transporte .......................................................................................................................... 88 4.7.2 Almacenamiento ................................................................................................................. 88

4.8 ESTRUCTURA DE MERCADO ......................................................................................... 89

4.9 POLÍTICAS ENERGÉTICAS ............................................................................................. 89

4.10 POLÍTICA REGULATORIA DE PRECIOS Y TARIFAS .................................................... 91 4.10.1 Gran comercialización ........................................................................................................ 92 4.10.2 Comercializador mayorista ................................................................................................. 92 4.10.3 Distribución minorista ......................................................................................................... 92

4.11 ANÁLISIS DE MERCADOS ............................................................................................... 94 4.11.1 Sector residencial ............................................................................................................... 94 4.11.2 Sector industrial .................................................................................................................. 95

CAPÍTULO 5 VISIÓN TECNOLÓGICA ................................................................................................................ 98 5.1 PRODUCCIÓN ................................................................................................................... 98

5.2 TRANSPORTE ................................................................................................................. 100

5.3 DISTRIBUCIÓN ................................................................................................................ 101

5.4 APLICACIONES INDUSTRIALES Y COMERCIALES .....................................................103 5.5 TECNOLOGÍA ACTUAL EMPLEADA EN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS .................. 104

CAPÍTULO 6 MEDIO AMBIENTE ....................................................................................................................... 106

CAPÍTULO 7 NORMAS RELACIONADAS CON EL GAS ................................................................................. 113

CAPÍTULO 8 ESTRUCTURA OCUPACIONAL .................................................................................................. 115

8.1 PERSONAL VINCULADO A LA EMPRESA ................................................................... 115 8.1.1 Distribución de Gas natural .............................................................................................. 115 8.1.2 Exploración ........................................................................................................................116 8.1.3 Talleres de GNCV ............................................................................................................. 116 8.1.4 Transporte de GLP ............................................................................................................ 117 8.1.5 Estaciones de GNCV ........................................................................................................ 118

8.2 NECESIDADES DE PERSONAL ADICIONAL ................................................................ 118 8.2.1 Distribución de Gas natural ............................................................................................... 118 8.2.2 Estaciones de servicio de GNCV .......................................................................................119 8.2.3 Talleres de GNCV ............................................................................................................. 119 8.2.4 Transporte de GLP ............................................................................................................ 119

CAPÍTULO 9 ENTORNO EDUCATIVO .............................................................................................................. 121

9.1 NECESIDAD DE CAPACITACIÓN DEL PERSONAL VINCULADO A LA EMPRESA .. 121 9.1.1 Distribución de Gas natural .............................................................................................. 121 9.1.2 Estaciones de servicio de GNCV ..................................................................................... 121 9.1.3 Talleres de GNCV ............................................................................................................ 121 9.1.4 Transporte de GLP ........................................................................................................... 122 9.1.5 Exploración Gas natural ................................................................................................... 122

9.2 SERVICIOS QUE REQUIEREN LAS EMPRESAS PARA PROYECTARSE Y MANTENERSE EN EL MERCADO ................................................................................. 123

9.3 OFERTA EDUCATIVA ..................................................................................................... 123 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................. 125

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Consumo mundial de energía 1990 – 2020 ............................................................. 22

Tabla 2. Reservas mundiales de Gas 1999 ........................................................................... 23

Tabla 3. Reservas probadas de Gas de 2000 ....................................................................... 27

Tabla 4. Consumo del Gas natural en el 2000 ...................................................................... 39

Tabla 5. Subsistemas de distribución ..................................................................................... 44

Tabla 6. Sistema troncal de gasoductos ................................................................................ 45

Tabla 7. Ampliaciones en la red de transportes de Gas (1998 – 2016) ................................ 45

Tabla 8. Evolución de las instalaciones domiciliarias por regiones a diciembre 31 de 2001.. 49

Tabla 9. Evaluación comparativa entre las metodologías de costo de servicio y precios de

eficiencia ................................................................................................................. 59

Tabla 10. Esquema de desregulación vigente ........................................................................ 63

Tabla 11. Actividades remuneradas en el costo de comercialización ..................................... 65

Tabla 12. Contaminantes de los combustibles fósiles tradicionales y sus efectos en el medio

ambiente y en la salud ............................................................................................. 73

Tabla 13. Proyección anual de demanda de Gas licuado del petróleo por regiones 2000 – 2015

(MBDC) .................................................................................................................... 82

Tabla 14. Gas licuado del petróleo (Especificaciones técnicas) ............................................. 83

Tabla 15. Composición del Pool del GLP de la refinería de Barrancabermeja ....................... 84

Tabla 16. Composición del Pool del GLP de la refinería de Cartagena ................................. 84

Tabla 17. PMD con producción a combustibles ..................................................................... 86

Tabla 18. PMD con producción de materia prima petroquímica ............................................ 86

Tabla 19. Documentos del CONPES y Planes Energéticos Nacionales ................................ 90

Tabla 20. Identificación de impactos para la cadena productiva del GLP ............................. 111

Tabla 21. Identificación de impactos para la cadena productiva del Gas natural ................... 112

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Participación por país en las reservas probadas mundiales de Gas, Dic.1999 ..... 23

Figura 2. Producción fiscalizada de Gas natural participación por cuenca, año 2000 .......... 28

Figura 3. Suministro de Gas natural 2000 por campo .......................................................... 28

Figura 4. Consumo de Gas natural por sectores en el interior del país ................................ 29

Figura 5. Consumo de Gas natural por sectores en la Costa Atlántica ............................... 29

Figura 6. Campos de producción de Gas ............................................................................ 38

Figura 7. Cuencas ................................................................................................................ 42

Figura 8. Sistema nacional de transporte de Gas natural ..................................................... 47

Figura 9. Cadena productiva del Gas .................................................................................. 51

Figura 10. Consumo final de energía por sectores año 2000 ............................................... 69

Figura 11. Producción anual de Gas licuado del petróleo ..................................................... 77

Figura 12. Distribución sectorial del consumo de Gas licuado del petróleo 2001 ................. 79

Figura 13. Participación de las terminales en las entregas de GLP ...................................... 80

Figura 14. Proyección de demanda de Gas licuado del petróleo 2002 – 2015 .................... 81

Figura 15. Consumo nacional de energía en el sector residencial año 2000 ........................ 94

Figura 16. Consumo nacional de energía en el sector industrial año 2000 ........................... 96

LISTA DE ANEXOS Anexo 1. Listado de Empresas participantes en la Caracterización ....................................... 126

Anexo 2. Normas Técnicas Colombianas Vigentes (Diciembre 2002) .................................... 128

Anexo 3. Listado de Empresas del Gas .................................................................................... 144

GLOSARIO DE TÉRMINOS Y SIGLAS

ACPM: Aceite Crudo Para Motores

BDC: Barriles Día Calendario

BOMT: Build Operate Maintain and Transfer

BTU: Unidad de Poder Calorífico

CCS: Consejo Colombiano de Seguridad

CONPES: Consejo Nacional de Política Económica y Social

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

DEA: Data Envelopment Analysis

ECOGAS: Empresa Colombiana de Gas

FSU: Former Soviet Union

GAC: Gas Asociado al Carbón

GLP: Gas Licuado del Petróleo

GNC: Gas Natural Comprimido

GNCV: Gas Natural Comprimido Vehicular

GPCD: Giga Pies Cúbico Día

GPS: Global Positioning System

ICONTEC: Instituto Colombiano de Normalización Técnica

MBDC: Miles de Barriles Día Calendario

MINMINAS: Ministerio de Minas y Energía

MPCD: Miles de Pies Cúbicos Día

MUS$: Miles de Dólares

NTC: Norma Técnica Colombiana

OMC: Organización Mundial del Comercio

OPEP: Organización de Países Exportadores de Petróleo

PMD: Plan Maestro de Desarrollo

SENA: Servicio Nacional de Aprendizaje

SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios

TPC: Tera Pie Cúbico

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

City Gate: Puerta de entrada a la ciudad

Sociedad Off–Shore: Toda empresa situada fuera de las fronteras del país de

residencia de su propietario.

Joint Venture: Alianza estratégica temporal entre dos o más empresas

donde se comparten los riesgos de la inversión.

Mont Belvieu: Mercado internacional donde se cotiza o se establece el

precio internacional para el gas propano y butano.

Ectec SR – 5: Equipo para la detección, cuantificación y localización de

fugas de Gas subterráneas.

PRESENTACIÓN En el marco de la globalización asistimos a un mercado internacional cada vez más competitivo, lo que conlleva a generar a las empresas mayores exigencias, entre ellas, a incorporar innovaciones científicas y tecnológicas que requieren un talento humano con mayor competencia para su desempeño que deben estar en permanente actualización. Por eso las empresas deben desarrollar programas que conlleven al mejoramiento del desempeño de los trabajadores de tal manera que respondan a esas nuevas exigencias. Frente a esta realidad el SENA ha venido liderando un proceso que busca unir esfuerzos y voluntades del sector productivo y educativo para hacer frente a las nuevas condiciones que se están presentando en la actividad empresarial y específicamente en el desempeño laboral. es así como el sena, a través de la dirección del sistema nacional de formación, viene liderando una estrategia de mesas sectoriales, concebidas como un espacio de concertación de los esfuerzos y voluntades de los sectores ya referidos (productivos y educativo), con el fin de buscar acuerdos que permitan mejorar el nivel de competencia del talento humano. Por medio de las mesas sectoriales se define los estándares de competencia que deben alcanzar las personas en sus distintos niveles de desempeño y áreas ocupacionales, que permitan desarrollar programas nacionales de formación, evaluación y certificación de la calidad de los trabajadores. Es así, como el Centro Nacional de la Construcción ha venido liderando la convocatoria de la Mesa Sectorial del Gas, incluyendo el Gas licuado del petróleo y el Gas Natural, cuya secretaría técnica ejerce y su producción se ha iniciado realizando el Estudio de Caracterización Sectorial de éste energético y dentro del Plan Operativo 2003 se había contemplado su actualización, la cual nos permitimos presentar al sector productivo y académico con el fin de avanzar en el propósito de la mesa. Dicha caracterización ofrece una visión actual del sector de Gas en general sobre aspectos de organización, mercado, oferta educativa y desarrollo tecnológico y económico el cual recibió aportes de empresas del medio externo y de algunos miembros de la Mesa Sectorial. Este es un nuevo resultado del esfuerzo de un trabajo de concertación con los actores propuestos.

CAPÍTULO 1 PRELIMINARES DEL ESTUDIO

La Caracterización Ocupacional permite identificar, describir y analizar los límites, naturaleza, características y tendencias del área objeto de análisis (Subsector Gas) y, por lo tanto, es un insumo fundamental para el análisis funcional y la elaboración de unidades de competencia laboral y titulaciones. 1.1 OBJETIVOS 1.1.1 Objetivo general Identificar la situación actual y tendencias de desarrollo del sector Gas, enfatizando en los aspectos ocupacionales y educativos, como base para definir las prioridades de mejoramiento de los trabajadores.

1.1.2 Objetivos específicos

• Analizar la situación actual y tendencia económica y tecnológica del sector.

• Identificar la estructura organizacional, los sistemas de gestión y administración empresarial.

• Identificar la estructura ocupacional y laboral del área • Analizar la oferta de formación y capacitación para el sector del Gas.

1.2 POBLACIÓN Y METODOLOGÍA

Para realizar el estudio de la Caracterización Ocupacional del Subsector Gas se identificaron cuatro tipos de poblaciones para las cuales se recogió la información primaria y secundaria, éstas son: las empresas distribuidoras de Gas Natural, Empresas distribuidoras de GLP, las empresas que trabajan con el GNCV y los que trabajan con la Conversión y mantenimiento de Vehículos a GNCV. Igualmente se identificaron las instituciones de formación y capacitación en Gas. Para la población se eligió un universo y un método de recolección y análisis de información, así:

• Empresas de Gas: Se hizo una clasificación por actividad, dividiéndolas en cuatro categorías: transportadoras, distribuidoras, talleres y estaciones tanto en el Gas Natural, GLP y GNCV. La unidad de análisis es la empresa y la forma de recolección de la información primaria se realizó mediante una encuesta, utilizando un cuestionario estructurado que respondieron los jefes de las áreas de Gestión de Talento Humano, Recursos Humanos o Relaciones Laborales de las empresas respectivas. Dicha información fue cruzada con la obtenida de fuentes secundarias suministrada por las diferentes entidades públicas que cooperan o regulan el subsector Gas.

• Entidades cooperantes del sector: Organismos estatales, tales como: el Departamento Nacional de Planeación -DNP-, el Ministerio de Minas y Energía – Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), la Comisión de Regulación del Gas -CREG-, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD-, la Superintendencia de Industria y Comercio -SIC-, , etc.

• Instituciones de formación y capacitación: Se considero la educación superior, de

acuerdo a la modalidad educativa: universitarios, especialización tecnológica, tecnología, especialización técnica profesional, y técnica profesional . Igualmente se tuvo en cuenta la oferta que en el país tiene el Sena.

La recolección de información para éstas dos últimas poblaciones fue la selección y análisis de fuentes secundarias.

1.2.1 Recolección y análisis de información primaria

A partir de las bases de datos generales del subsector se seleccionó una muestra de empresas representativas, a las cuales se les aplicó una encuesta directa para determinar los aspectos relacionados con el tamaño, el tipo de servicios que soportan, el tipo y cantidad de profesionales que poseen, así como los elementos necesarios para realizar la caracterización ocupacional (conocimientos, actitudes, habilidades, destrezas y funciones laborales, capacitación y actualización, etc.). El diseño del instrumento de investigación (encuesta) se puso a consideración de algunos expertos de empresas del gas en el país con el fin de validarlo y así aplicarlo con mayor seguridad. Tamaño de la muestra de las empresas: Se eligió una muestra selectiva a partir de los siguientes criterios: 1. Que hubiera representación de empresas de distribución y transporte de GN. 2. Empresas distribuidoras y transportadoras de GLP. 3. Talleres y estaciones de GNCV Las empresas elegidas quedaron distribuidas en las siguientes ciudades: Bogotá, Medellín, Cali, Barranquilla, Cartagena, Bucaramanga y Neiva (anexo1). La cantidad de empresas-muestra ascendió a 40 discriminadas por servicios, tal como se muestra en el anexo. Instrumento de recolección de información primaria: La aplicación de la encuesta para recoger la información primaria en las empresas del Subsector Gas se realizó por parte de la empresa CIMES Ltda y la asesoría de la Dra Yolanda Monsalve y del Centro Nacional de la Construcción del SENA Regional Antioquia.

Método de recolección de la información primaria: Para la recolección de la información primaria en las empresas, Cimes Ltda, se encargo de alistar el personal que haría las encuestas, contactar las empresas y establecer citas para la aplicación de las encuestas. Luego realizó el procesamiento de la información y entregó resultados.

1.2.2 Recolección y análisis de información secundaria

Para la elaboración de los capítulos relacionados con los entornos económico, tecnológico, organizacional y regulatorio se recurrió a diferentes fuentes secundarias, tales como: bases de datos y documentos del Ministerio de Minas y Energía, Departamento Nacional de Planeación –DNP-, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD, al igual que estudios sectoriales e informes realizados por la CREG , el Instituto Colombiano de Normalización Técnica – Icontec- y un primer intento de caracterización realizado en años anteriores. Método de recolección de la información para el entorno educativo: Para la estructuración, análisis y elaboración del capítulo sobre el entorno educativo se hizo uso de la información secundaria publicada en las bases de datos y páginas de internet del Ministerio de Educación, el Instituto Colombiano para el Fomento de la Educación Superior -ICFES-, Colciencias y de las diferentes instituciones técnicas y universitarias que poseen programas relacionados con el sector Gas.

CAPÍTULO 2 ENTORNO ECONÓMICO

El desarrollo de este capitulo se hará a partir del conocimiento del Plan Nacional de Masificación, sus bondades, limitaciones y nuevas directrices que permitan su desarrollo tal y como se concibió. Teniendo este Plan como referencia, se presenta un entorno económico internacional y nacional, con el fin de conocer el consumo de energía, producción, demanda, reservas a nivel internacional, nacional y las tendencias del gas en la dinámica del país. 2.1 PLAN NACIONAL DE MASIFICACIÓN DE GAS Ante la necesidad del país de cambiar su política energética, dependiente en un 85% de la generación hidroeléctrica, el gobierno desde 1986 estableció el primer Plan Nacional de uso general de gas natural, llamado “Programa de Gas Para el Cambio”. El bajo volumen de reservas de esa época y la coyuntura de tener energéticos subsidiados, limitaron el desarrollo de este plan. En 1990 con el documento “Lineamientos para el Cambio”, se da pie para que se adelantaran varios estudios, los cuales dieron garantía y confiabilidad del recurso como para comprometer a la nación en la construcción de la infraestructura necesaria que permitiera llegar con el energético a diferentes ciudades del país y confirmar los beneficios de implementar este energético. En 1991 a través del documento DNP 2571 el CONPES aprobó el programa “Plan de Masificación del Gas”, cuyo objetivo principal fue promover una matriz de energía más eficiente y conveniente para el país, mediante la sustitución de recursos energéticos de alto costo, inicialmente por Gas Licuado del Petróleo – G.L.P – y más adelante por gas natural. En ese entonces se consideró la existencia de reservas importantes de este energético. En 1993 mediante el Decreto 408, el CONPES aprobó las estrategias para el desarrollo del Plan del Gas, donde se contempla un sistema de transporte de gas natural; se garantiza la oferta de combustible mediante actividades de exploración y explotación; la ampliación del sistema de transporte; conformación de un mercado en los sectores residencial, industrial y termoeléctrico; implantación del programa de GLP y Gas Natural Comprimido Vehicular –GNCV- en el transporte, así como programas para fomentar el uso del GLP en el sector residencial rural. Uno de los aspectos positivos con que cuenta el Plan de Masificación es la sustitución de energéticos de uso actual en el sector industrial como el Carbón, Crudo de Castilla, Fuel-Oil, ACPM, Queroseno e incluso el Gas Propano por el Gas Natural; lo cual favorece positivamente el medio ambiente, contribuye con una canasta energética más amplia que favorece el uso racional de la energía. En 1991 la oferta de gas natural era para 31 municipios ubicados en la Costa Atlántica, Huila, Santander; con un cubrimiento a 400.000 usuarios y solo 1.810 Km de gasoductos. En el año 2000 se tenía un cubrimiento de 1.900.000 usuarios, en más de 100 municipios y 5.632 Km de gasoductos. La inversión para desarrollar la infraestructura en 1997 ascendió a US$ 1.087 millones

de dólares, de los cuales Ecopetrol aportó el 28% y el sector privado el 72% bajo el esquema de concesión y BOMT1. (Datos tomados del Plan Nacional de Masificación) Con el Plan Gas, hacia el año 1998, se incrementó la producción de gas natural, como resultado de la entrada en operación de la nueva plataforma de la Guajira, pero la capacidad de transporte instalada limitaba el desarrollo del programa. La producción de gas en ese entonces era de 812 MPCD2 y la capacidad de transporte, de 650 MPCD. ( Datos tomados del documento de Planeación Nacional, El Sector Gas en Colombia, mayo 2000) Es importante mencionar que la cuenca de los Llanos, a pesar de que cuenta con un alto porcentaje de las reservas estimadas del país, no ha hecho un aporte importante a la producción nacional de gas natural, debido principalmente al comportamiento hidrodinámico del yacimiento en el campo de Cusiana que obliga a la reinyección del gas producido para mantener la presión del mismo y garantizar la máxima recuperación del petróleo dentro de él y no ocasionar su agotamiento temprano3. De la totalidad de reservas de gas de Cusiana sólo se podrá disponer aproximadamente después del año 2005. 2.1.1 Plan Nacional de Desarrollo 1999 – 2002 “Cambio para Construir la Paz” Por sus bondades económicas, energéticas y ambientales, el gas natural continuará incrementando su participación en la oferta de energéticos del país. No obstante, el dinámico crecimiento de este subsector4 impone grandes retos al Estado y a la industria para llevar a cabo una planeación integrada que permita el uso racional de las reservas naturales. El crecimiento de la demanda del energético en el sector industrial dependerá de la competitividad de los precios del gas natural frente a otros energéticos sustitutos y de la reglamentación ambiental. Los esfuerzos del Gobierno Nacional están orientados a consolidar el marco regulatorio existente, de tal forma que se presenten las condiciones económicas y financieras para que el energético tenga una mayor dinámica de penetración en los sectores residencial e industrial. Adicionalmente, se viene promoviendo el uso del gas vehicular, dentro de una política de sustitución de combustibles más costosos y de mayor impacto negativo sobre el medio ambiente. • Plan de Masificación de Gas Natural La diversificación de la canasta energética, lograda mediante el Programa de Masificación de Gas, ha traído ventajas económicas para el país, ya que su uso en la satisfacción de las necesidades energéticas de la población y de los agentes económicos del país es más eficiente, desde el punto de vista de la cadena energética, que otras fuentes que venían siendo empleadas en el pasado. La continuación del programa de Masificación de gas, permitirá crecimientos en el uso de este combustible del orden del 8,1% en el sector residencial; 7,3% en el sector industrial; 9% en el

1 Esquema de contratación que encarga la construcción, operación y mantenimiento de un proyecto a una empresa privada: El contratante paga los derechos por usar el bien construido y tiene una opción de compra. (Transferencia). 2 Miles de Pies Cúbicos Día. 3 Actualmente los campos de Cusiana-Cupiagua producen el 41,47% del total de la producción del país, pero sólo el 7,19% es aportado al sistema comercial, lo restante es reinyectado. 4 Cuando en el documento hacemos referencia al sector estamos hablando del Energético y el subsector es el gas natural.

sector comercial y del 34% en el sector transporte; para el periodo 1999-20105. Lo anterior significa un crecimiento promedio en el ámbito nacional de 7,9%. Es importante mencionar que la penetración del gas natural en los diferentes sectores de consumo, dependerá de unas señales apropiadas de precios de los energéticos que reflejen los costos de oportunidad y/o prestación del servicio, de tal forma que se incentive la exploración y producción, y no se generen sobrecostos e ineficiencias. • Marco Regulatorio Es tarea del Gobierno Nacional definir las condiciones normativas y de política, propicias al desarrollo de las actividades de masificación y comercialización de gas. La contratación del suministro y transporte de gas en el país se ha caracterizado por su excesiva rigidez en precios, modalidades contractuales, plazos, puntos de entrega y recibo, así como por largos períodos de negociación, dominio de la negociación por parte del transportador o del productor y asimilación o integración, en algunos casos, de la contratación del transporte con la del suministro. Adicionalmente, los esquemas regulatorios hasta ahora adoptados han limitado la participación de los agentes en la administración del riesgo en sus operaciones comerciales. Por esta razón, las últimas administraciones del orden nacional con el concurso de la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), considera que es fundamental una revisión comprensiva de las políticas generales y de la regulación, vigentes en el sector de gas natural. 2.1.2 El CONPES define estrategias a seguir para impulsar el Plan de Masificación del Gas En la década de los 90’s el despegue y desarrollo del “Programa para la Masificación del Consumo de Gas”, se logró gracias al esfuerzo del Estado y fundamentalmente del sector privado en cumplimiento de las directrices de política adoptadas por el Consejo Nacional de Política Económica y Social enunciadas en los documentos CONPES 2571 DE 1991 Y 2646 DE 1993. A partir del año 2000, el sector del gas natural se observa más consolidado, presenta una importante prospectiva de crecimiento pero requiere de nuevas inversiones del sector privado para soportar los desarrollos y ampliaciones futuras. Para solucionar la problemática actual en cuanto a precios relativos de los energéticos, complejidad institucional y regulatoria y la sostenibilidad misma del sistema nacional de transporte de gas, el CONPES ha establecido nuevas directrices de política que, de ejecutarse plenamente, permitirán al sector privado la ejecución de nuevos proyectos y un mayor fortalecimiento del servicio de distribución del gas. Este nuevo panorama del sector queda consignado en el documento CONPES 3190 de 2002 “Balance y estrategias a seguir para impulsar el “Plan de Masificación del Gas” y del cual presentamos a continuación un resumen: Como resultado de la política de masificación y del nuevo marco legal6, al finalizar el año 2000 y a comienzos del 2001, el servicio se presta a más de 2 millones de usuarios en el país en más de 200 municipios; se construyeron en los últimos 10 años más de 3.600 Km de red de gasoducto, para completar la infraestructura de transporte necesaria y conectar los grandes centros urbanos

5 Demanda de Gas Natural y balance 1999 – 2010 UPME, agosto de 1999. 6 La Ley 142/94 la cual apunta a la separación de las actividades de comercialización y transporte y la Ley 401/97 crea a Ecogas

del interior con los campos productores. Además, en los 10 años siguientes al “Plan de Masificación” se constituyeron 13 empresas de distribución de gas, de las cuales 9 distribuyen en el interior del país, como lo muestra el siguiente cuadro comparativo.

1991 2001 Municipios Atendidos 31 210 Usuarios 400.000 2.492.010 Km de gasoductos 1.810 5.632 Empresas de distribución 7 20 Empresas de transporte 1 8 Si bien se logró, en corto tiempo la construcción de la infraestructura básica para transporte y distribución, requisitos primarios para cumplir con el “Plan de Masificación de Gas”, los costos asociados a la infraestructura y los compromisos financieros adquiridos por Ecopetrol y Ecogas, terminaron reflejados en precios elevados para el usuario final, no competitivos con los precios de los sustitutos más cercanos que buscó reemplazar como el Diesel, Fuel Oil, Carbón, siendo aún competitivos con el gas propano y la energía eléctrica. 2.2 ENTORNO ECONÓMICO INTERNACIONAL En este numeral se presenta el consumo mundial de energía y la participación del gas natural con respecto a otros energéticos como el crudo y el carbón, entre otros. Además, presenta las reservas y producción de gas en el mundo, junto con algunas perspectivas para Latinoamérica. 2.2.1 Consumo de Energía De acuerdo a las cifras presentadas por la Energy Information Agency, el consumo mundial de energía durante 1998 fue de 378 cuatrillones7 de BTU8, presentando una disminución de 0,8% con respecto al año inmediatamente anterior. Según las proyecciones realizadas por la Energy Information Agency, en su International Energy Outlook 2000 - IEO2000 - el consumo mundial de energía se incrementará un 60% en un periodo de proyección de 23 años (1997 - 2020) desde 380 cuatrillones de BTU en 1997 hasta 608 cuatrillones de BTU en el 2020. Las proyecciones realizadas reflejan varios de los acontecimientos presentados durante 1999 como por ejemplo, los cambios a corto plazo en los mercados petroleros mundiales, el inicio de la fuerte recuperación de las economías del Sudeste de Asia, y la restauración económica más rápida de lo esperada en la Comunidad de Estados Independientes (FSU)9. Todos estos acontecimientos han influenciado la proyección a mediano plazo de los mercados energéticos mundiales.

7 Cuatrillón: Unidad seguida de 15 ceros (Miles de billones). 8 BTU: Unidad de Energía y se define como la cantidad de calor necesaria para elevar en un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua. 9 FSU: Former Soviet Union

CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA 1990 – 2020 (Expresado en cuatrillones de BTU) 0

REGION 1990 1997 2010 2020 Países industrializados 182,80 203,70 238,70 259,90Europa Oriental Comunidad de Estados independientes

76,40 53,30 63,00 75,70

En Desarrollo: Asia Oriente Medio África América Central y Sur América Total Países en Desarrollo

51,4 13,10 9,30 13,70 87,50

75,30 17,90 11,40 18,30 122,90

126,40 26,20 15,80 30,10 198,50

172,80 34,30 20,60 44,70 272,20

Total Mundo 346,70 379,90 500,20 607,80FUENTE: Historia: EIA, International Energy Annual, 1997, DOE EIA – 0219 (97) (Washington, DC. Abril de 1999) Proyecciones: EIA, Sistema de proyección mundial de energía (2000) Para el periodo de análisis el mayor crecimiento en el consumo de energía (144%), lo presenta la región de América Central y América del Sur (que hace parte del grupo de países en desarrollo). De otro lado los países industrializados muestran un consumo de energía en el año 2020 de 260 cuatrillones de BTU que refleja un aumento del 28% con respecto al presentado por la misma región en 1997. Del consumo mundial de energía proyectado para el 2020 el crudo participa con el 38%, mientras que el gas natural y el carbón con el 28% y el 22% respectivamente. La participación por tipo de combustible en el consumo mundial, reconoce al gas natural como el combustible con mayor tasa de crecimiento 114% para el periodo 1997 – 2020. El mayor consumo es para la generación de energía eléctrica. El crudo permanecerá como el combustible de mayor consumo en el ámbito mundial, a pesar de que su tasa de crecimiento para el periodo en estudio es de 55% comparada con el crecimiento que tiene el gas natural, según proyecciones de la IEO 2000. La demanda de crudo para el 2020 alcanzará los 113 millones de barriles día, lo que requiere de un incremento de 40 millones de barriles por día con relación a la capacidad actual. La participación de carbón cae de un 25% en 1997 a un 22% en el 2020, su mayor uso se presenta para generar electricidad. La energía nuclear está proyectada a decrecer un 39%. A su vez, se espera un moderado crecimiento en la energía renovable durante el periodo de proyección manteniendo una participación del 8% del consumo total de energía.

2.2.2 Reservas y Producción del Gas Natural en el Mundo 2.2.2.1 Reservas Mundiales Oil & Gas Journal estimó las reservas mundiales probadas de gas natural al 1º de enero del año 2000 en 5.146 TPC10, lo que representa un incremento de 1,5 TPC sobre el estimado del año anterior. Sobre el total de reservas probadas de gas natural a escala mundial, se reconoce la participación de Europa Oriental y la Comunidad de Estados Independientes con el 39% (2.007 TPC) sobre el porcentaje total mundial, y en segundo lugar la región del Oriente Medio con el 32% de ellas (1.647 TPC)

Participación por país en las reservas probadas mundiales de gas dbre/99

39%

4%5%6%

32%

10%

1%3%

EQ Asia Industrializada

Europa Occidental América Central y Sur América

Norte América Asia en Desarrollo

Medio Este Africa

Los principales incrementos en las reservas, durante 1999, fueron de aproximadamente 4 TPC para la región de Asia - Pacífico, y más de 33 TPC para Africa, principalmente Argelia y Egipto. Sin embargo, en contraposición a estos descubrimientos, se reportaron decrecimientos en las reservas en otras regiones, como México, Estados Unidos y Europa Occidental

RESERVAS MUNDIALES DE GAS 1999

REGIÓN RESERVAS (TPC) % DEL TOTAL Mundo 25 Principales Países Resto del Mundo

5.146 4.764 382

100.00% 92,58% 7,42%

Reservas de Algunos Países Federación Rusa 1.700 33,049% Irán 812 16,78% Qatar 300 5,83%

10 TPC: Tera Pie Cúbico.

Emiratos Árabes Unidos 212 4,12% Arabia Saudita 204 3,96% Estados Unidos 164 3,19% Algería 160 3,11% Venezuela 143 2,78% Nigería 124 2,41% Iraq 110 2,14% TurK 101 1,96% Malasia 82 1,59% Indonesia 72 1,40% Uzbekistan 66 1,28% Kazakistan 65 1,26% Canadá 64 1,24% Holanda 63 1,22% Kuwait 52 1,01% China 48 0,93% Libia 46 0,89% Australia 45 0,87% Noruega 41 0,80% Egipto 32 0,62% México 30 0,58% Oman 28 0,54% TOTAL 4.764 92,58%

La relación reservas / producción excede 100 años en el Oriente Medio y Africa, la Comunidad de Estados Independientes11 con 83,4 años, América Central y América del Sur tiene una relación de 71,5 años, pero en Norte América y Europa la relación es relativamente baja 11,4 y 18,3 años respectivamente. 2.2.2.2 Producción Mundial La producción acumulada durante el año de 1999 estuvo alrededor de los 98TPC que corresponden a un promedio de 270 GPCD12. El hemisferio Occidental formado por Norte América, América Central y Sur América (Excepto Venezuela que hace parte de la OPEP) participa con 5.270GPC de gas natural, es decir, 29% de la producción mundial; Europa Oriental y la Comunidad de Estados Independientes y la Región de Europa Occidental13 con unas participaciones del 26% (4.629GPC) y el 13% (2.370GPC) respectivamente sobre la producción mundial; el 9% corresponde a la OPEP14; el 8% a la región del Mar del Norte15; el 15% denominado “otros países”16 y un 4,2% para Israel, Jordán, Omán, Siria y Yemen.

11 Europa Oriental y Comunidad de Estados Independientes: Albania, Bulgaria, República Checa, Hungría, Rumania, Azerbaijan, Turkmenistan, Ucrania, Uzbekistan. 12 Giga pies cúbico día. 13 Europa Occidental: Austria, Croacia, Francia, Alemania, Grecia, Irlanda, Italia, España, Turquía, Slovenia, Serbia. 14 Organización de países exportadores de petróleo, hacen parte de la organización Arabia Saudita, Iran, Venezuela, Emiratos Arabes Unidos, Kuwait, Nigeria, Libia, Indonesia, Argelia Katar, Irak. 15 Mar del Norte: Noruega, Reino Unido, Bélgica, Holanda, Dinamarca. 16 Regiones de Africa, Medio Oriente, Asia – Pacífico.

2.3 EL GAS NATURAL EN LATINOAMÉRICA Las reservas probadas de gas natural en Latinoamérica están localizadas principalmente en Venezuela, México, Argentina, Trinidad y Tobago y Bolivia, que representan el 88% de las reservas totales de la región. La ausencia de interconexiones regionales, excepto en el área del Cono Sur, y la inexistencia de terminales de Gas Natural Líquido – GNL –, salvo en el Caribe, hacen que la demanda se concentre en los países productores, es decir, Argentina, Venezuela y México, en los que la participación del gas natural representa el 55%, 47% y 25% del consumo de energía primaria, respectivamente. En el caso de Argentina este porcentaje la sitúa como el 8º país en el ranking mundial de penetración del gas natural. El escaso desarrollo del gas natural en Brasil, representa solamente el 6,5% del consumo de energía primaria, hace que la penetración de esta materia prima en la matriz energética de la región sea similar a la media mundial. Como consideración general, merece la pena destacarse las ventajas comparativas que los gasoductos presentan sobre las líneas de interconexión eléctrica. En primer lugar, los gasoductos permiten la introducción de una nueva fuente de energía primaria, lo que contribuye tanto a la diversificación y a la mejora en la seguridad del suministro como a la introducción de competencia entre fuentes energéticas. En segundo lugar, a partir de determinados volúmenes de energía, el menor costo de los gasoductos por unidad energética transportada frente a las líneas de alta tensión proporciona a los primeros una clara ventaja desde el punto de vista económico. El comercio regional de gas natural se concentra básicamente en el Cono Sur: desde Argentina a Chile, Brasil y Uruguay, y desde Bolivia a Brasil. La única planta de licuación existente, ubicada en Trinidad y Tobago, exporta a Estados Unidos y a España. En el año 2000 se han comercializado entre países de la zona, todos ellos en el Cono Sur, únicamente al 5% del consumo total de la región. Para la realización de este comercio, se encuentran en operación ocho gasoductos regionales: cinco entre Argentina y Chile, uno entre Argentina y Uruguay, uno entre Bolivia y Brasil, y uno entre Bolivia y Argentina. En Chile, el acceso seguro y abundante a la oferta de gas natural argentino ha permitido mejorar la calidad ambiental en zonas críticas como Santiago, ampliar y equilibrar la oferta de energía eléctrica en el norte a través de la puesta en marcha de nuevas generadoras térmicas, y expandir la producción de químicos en el sur del país. Para Argentina, el mercado chileno de gas natural ha permitido no solamente llevar adelante los grandes proyectos de inversión en transporte, sino también un flujo constante de mayor producción y exportaciones en las tres cuencas productivas más importantes (Austral, Neuquina y Noroeste), con el consecuente impacto en divisas, empleo e impuestos que reciben las respectivas provincias. El país latinoamericano con mayor potencial de crecimiento del consumo de gas natural es Brasil, dada la baja participación actual de este combustible, su alto consumo energético y el posible incremento de la producción de electricidad a partir de centrales de ciclo combinado. La región Sur/Sureste de Brasil concentra el 60% de la población y el 70% del PIB, y es abastecida en la actualidad principalmente desde las cuencas brasileñas de Campos y Santos. El Ministerio de Energía y Minas de Brasil ha previsto un fuerte incremento del consumo de gas natural. Dadas las limitadas reservas de gas de este país y su localización, los suministros de gas natural deberán proceder en gran medida de los países limítrofes ya mencionados. Ello explica la importancia de los proyectos en construcción, tales como los gasoductos de Argentina a Uruguay y

al sur de Brasil, o los que se encuentran en estudio de Argentina y Perú a Brasil, así como la ampliación de la capacidad de transporte del gasoducto ya existente desde Bolivia hasta la frontera, o la construcción de uno nuevo y la expansión subsecuente del que conecta el límite de Bolivia y Brasil con los mercados de este último país. La volatilidad de los precios del mercado norteamericano ha propiciado que México estudie nuevas fuentes de aprovisionamiento desde el Caribe o Bolivia. Existen, por otra parte, diversos proyectos de construcción de terminales de regasificación de GNL, tanto en la costa atlántica como en la pacífica, que permitirán la importación de gas desde Trinidad y Tobago, Venezuela o Bolivia. La integración energética del continente redundará en la transparencia y seguridad de los mercados, introducirá dosis adicionales de competitividad a las economías de la región y ofrecerá múltiples oportunidades de inversión a la iniciativa privada En Latinoamérica parte del área aún esta sin explorar y la reciente actividad exploratoria ha estado acompañada de descubrimientos, con lo cual, se espera que a partir del año 2005, se inicie un crecimiento importante en el consumo que puede llegar en el 2020 a cerca de 15TPC; según proyecciones hechas por la EIA. 2.4 ENTORNO ECONÓMICO NACIONAL Se hará una breve descripción de la actividad de exploración, reservas, producción y suministro de gas en el país, con fecha al año 2000. Posteriormente se mirará el comportamiento energético de Colombia en el año 2001. 2.4.1 Exploración En 1999 el gobierno Colombiano inició la denominada “Ronda 2000” que consistió en la presentación a inversionistas del sector del petróleo, de 12 proyectos de exploración y 15 de producción incremental para que las diferentes compañías presenten sus propuestas. Esto permitió llegar a una cifra récord de 25 contratos firmados en el 2000, estos resultados muestran el éxito que tuvo la ronda 2000, gracias a los cambios en la política petrolera en un marco de competitividad a nivel internacional, la apertura de los negocios, la alta prospectividad y el acceso a la información técnica del país. En lo que respecta al tema del gas se destacan los contratos firmados por Ecopetrol con las compañías Mera Petroleum - Milennium y Geo Met Inc., el primero firmado el 24 de enero del 2000 para la exploración de 131.521 hectáreas en la cuenca de la Guajira, y el segundo firmado el 25 de septiembre de 2000 que tiene la particularidad de permitir explorar y explotar gas metano asociado al carbón de Colombia. 2.4.2 Reservas El potencial de hidrocarburos de las cuencas sedimentarias contabiliza 37.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, de los cuales 96TPC corresponden al potencial de gas, distribuidos el 56% en cuencas con producción17 y el 44% cuencas que actualmente no presentan producción. 17 Cuencas en producción: Tienen mayor cantidad de información de superficie y subterránea, además una mejor infraestructura para la producción de hidrocarburos, transporte, refinación y mercadeo que las cuencas que actualmente no producen.

A partir de 1993 con los descubrimientos de Cusiana y Cupiagua, no se han dado nuevos descubrimientos en gas natural que aumenten las reservas. Los volúmenes remanentes de gas, a diciembre 31 de 2000, ascendieron a 7.190 GPC18. De estos 4.539 GPC tienen viabilidad concreta de comercialización, es decir, existe seguridad sobre su venta futura e incluye una parte de las reservas de los campos Cusiana y Cupiagua, que en un futuro podrán compensar la declinación de los campos ubicados en la costa norte del país. Así mismo, 2.651 GPC de gas no tiene a la fecha definido un esquema de comercialización, entre los que se incluyen 1.000 GPC que serían consumidos en la operación propia de los campos (especialmente Cusiana y Cupiagua). Sin embargo, este volumen podría estar disponible para su utilización dependiendo de las condiciones que se presenten en el futuro. El interior del país cuenta con unas reservas totales de 4.479,94 GPC, de las cuales, los campos de Cusiana - Cupiagua aportan aproximadamente el 48%, y los de Floreña, Pauto y Volcanera un 9%. También contribuyen a las reservas del interior del país los campos de Río Ceibas, Payoa, La Salina y Opón entre otros. De otro lado, las reservas de gas de la Costa Atlántica, que al 31 de Diciembre de 2000 sumaban 2.709,54 GPC, corresponden a los campos de Ballena, Chuchupa, Riohacha y Guapaje.

RESERVAS PROBADAS DE GAS 2000

REGIÓN DESARROLLADAS NO DESARROLLADAS TOTAL

Participación Sobre Total

Nacional S. Atalayas -Tauramena – R.Chit 1.660,6 1.784,80 3.448,40 47,94%

Piedemonte - Recetor 0.00 673,90 673,9 9,37% Las Monas 46,47 0.00 46,47 0,65% San Luis 8,92 0.00 8,92 0,12% Guajira - Guepaje 2.669,54 40,00 2.709,54 37,67% Otros del Interior 153,66 151,59 305,25 4,24% Interior del País 1.869,65 2.613,29 4.482,94 62,33% Costa Atlántica 2.669,54 40,00 2.709,54 37,67% Total Nacional 4.539,19 2.653,29 7.192,48 100,00% Fuente: Ecopetrol 2.4.3 Producción La producción fiscalizada19 de gas natural de 2000 aumentó en relación con el año 1999 en un 13%, motivado por el incremento en la producción de la Cuenca de los Llanos Orientales que pasó de un volumen de 2.34GPCD a 2.67GPCD en el 2000. Donde las principales cuencas productoras que aportaron, en orden de importancia fueron: Llanos Orientales, Guajira y Valle Medio del Magdalena, con participaciones respectivas de 81%, 14% y 2,5%.

18 Giga pie cúbico 19 La producción fiscalizada incluye gas lift, reinyectado, quemado, consumido en campo, enviado a planta y entregado a gasoducto.

PRODUCCION FISCALIZADA DE GAS NATURAL PARTICIPACION POR CUENCA AÑO -2000-

82%

14% 3% 1%

Llanos Orientales Guajira VMM VSM

En los Llanos Orientales se destaca la producción de los campos de Cusiana -Cupiagua; en la cuenca de la Guajira, los campos de Ballena, Chuchupa y Riohacha; y en el Valle Medio del Magdalena los de Opón y Payoa. 2.4.4 Suministro Con relación al suministro de gas natural, durante el 2000, el promedio se mantuvo en 578.062MBTU/Día, un 14% superior al promedio de 1999. Durante el 2000, los principales campos que participaron en el suministro de gas natural, fueron Guajira, Payoa/La Salina, Provincia/Bonanza y Cusiana, con el 80,6%, 4,1%, 2,91% y 2,61% respectivamente, que corresponde a unas producciones promedio de 466 GBTU/Día; 24 GBTU/Día, 17 GBTU/Día y 15 GBTU/Día.

Suministro de Gas Natural 2000 Por Campo

81%

1%

9%

2%3% 4%

Guajira Otros El CentroProvincia/Bonanza Payoa/Salina Guepaje

2.4.5 Demanda Desde que se inició en 1993 el Plan de Masificación de Gas, la tasa de crecimiento ha sido ascendente aproximadamente del 5,2%. El crecimiento se ha dado más que todo a nivel residencial con el 16,6% y en menor proporción el sector industrial con 3,3%; lo que permite inducir que aún existe una altísima dependencia del consumo de otros energéticos.

Durante el año 2000 el aumento del consumo de gas natural es utilizado esencialmente para la generación de energía eléctrica, que tuvo un crecimiento cercano al 32% en relación con el año inmediatamente anterior. Las siguientes graficas muestran el consumo por sector en la región de la Costa y del Interior.

CONSUMO DEL GAS NATURAL 2000 POR REGIÓN Y SECTOR

CONSUMO DE GAS NATURAL POR SECTORES EN EL INTERIOR DEL PAIS

50%

0%13% 31%

6%

0%

Doméstico GNV Termoeléctrico Ecopetrol Petroquimica Industrial

CONSUMO DE GAS NATURAL POR SECTORES EN LA COSTA ATLANTICA

7%

59%

4%

25% 2%

3%

Doméstico GNV Termoeléctrico Ecopetrol Petroquimica Industrial

Todos los sectores consumidores de gas natural20 , presentaron variaciones positivas y la región de la Costa Atlántica consume mayor cantidad de gas que la región del interior. 20 Ecopetrol, Petroquímico, Industrial, Doméstico, Termoeléctrico, GNCV.

2.4.6 Comportamiento Energético 2001 A comienzos del año 2001, el gobierno Colombiano estima un crecimiento de la economía del orden del 3,8%, mientras que entidades como Fedesarrollo la suponen alrededor del 3%. Sin embargo, el comportamiento de la industria, el comercio y una demanda deprimida del sector doméstico, asociado a la alta tasa de desempleo, determinaron un crecimiento en el PIB del 1,5% para el año de interés. Los primeros 6 meses del año fueron de desaceleración económica con tasas entre 0 y 1%, sobre todo en el sector industrial. Para el segundo semestre y en especial el último trimestre los indicadores de consumo de electricidad, ventas de finca raíz, venta vehículos y consumo con tarjetas de crédito reflejaron una recuperación de la economía Colombiana. La recuperación estuvo asociada a la disminución de las inversiones en otros países, y a una situación cambiaria estable, la cual motivó el retorno de capitales Colombianos. Para el 2002 las expectativas del gobierno eran: Un crecimiento del 2.5% en el PIB, inflación y devaluación del 6%. El hecho de que el gobierno haya prefinanciado gran parte del gasto del 2002 durante el 2001, le permitieron generar un ambiente adecuado para mantener los recursos que retornaron al país, siempre y cuando se generara estabilidad cambiaria. 2.4.6.1 Abastecimiento de Energía • Petróleo año 2001 La producción de petróleo promedio fue 604,4MBDC21, un 12% menor a la reportada en el 2000. Las exportaciones de crudo reportaron los 238,5MBDC, lo cual representa el 39,5% de la producción nacional. La producción de combustibles fue de 290,4MBDC, siendo las gasolinas extra, regular, bencina y cocinol los combustibles que más se produjeron, con una participación del 41%; los destilados medios diesel, queroseno, JPA con el 31,5%; el combustóleo sobre la producción nacional fue del 19,5%; mientras que el avigas y el propano del 8%. • Gas Natural año 2001 A julio de 2001 la producción fiscalizada de gas natural alcanzó lo 3,5GPCD, Casanare fue el departamento que más participó en la producción con el 81%. Sin embargo, este gas no es entregado a gasoducto; se reinyecta. El suministro promedio de gas al año estuvo alrededor de los 597,1MPCD, un 3,2% superior al promedio del año 2000. El principal campo que participó en el suministro de gas natural fue el de La Guajira, con el 82% (486,8MPC) sobre el suministro nacional. • Gas Licuado del Petróleo año 2001 La producción de GLP en el país proviene de las refinerías de Cartagena, Apiay y Barrancabermeja. Cartagena produce 2,7 MBDC de gas licuado del petróleo, Barranca tiene una producción de 22,41 MBDC de propano, Apiay produce alrededor de 1,5 MBDC. Lo anterior muestra una producción neta de gas licuado del petróleo de 26,6 MBDC, aproximadamente un 4% superior al nivel del año 2000 y no se realizaron importaciones de este combustible.

21 Miles de barriles día calendario

2.4.6.2 Consumo Final de Energía • Derivados del Petróleo. Se presentó un decrecimiento de las ventas de los derivados del petróleo del 7,5% con respecto al año anterior. Esto se explica en las reducciones de gasolina corriente (10%) y crudo de castilla (98%). Los crecimientos en los consumo de diesel oil, turbosina y fuel oil amortiguaron la caída en el consumo total de derivados, la cual fue conducida básicamente por la gasolina motor. Los aspectos que explican esta reducción son:

La situación de orden público en el país, la cual ha venido originando menor tráfico vehicular interurbano.

El contrabando de gasolina.

Una mayor demanda por los combustibles sustitutos de la gasolina corriente. Durante el 2001,

el consumo de gas natural vehicular se incrementó en 2 MPCD, representando un ahorro de 500 BDC22 de gasolina.

Desestimulación del uso de la gasolina por efecto del bajo precio del diesel.

Una relativa estabilización del precio de la gasolina extra motivó el mismo efecto en la

demanda de este tipo de combustible. El consumo de diesel oil, conformado por ACPM y el diesel marino, siguió presentando al igual que en el año 2000 tendencias crecientes como respuesta a un menor precio del combustible en comparación con los precios de la gasolina motor. Este repunte en el consumo se viene registrando específicamente en el ACPM, competidor de la gasolina motor en el sector transporte por carretera. Durante el año 2001, sale el crudo de castilla como combustible para hornos y calderas conforme lo establece la legislación ambiental vigente. • Gas Natural año 2001 El consumo de gas natural ha crecido en el sector doméstico e industrial un 14,2% durante el 2001 como respuesta a la penetración de este energético en el interior del país, cifra nada despreciable sabiendo que el crecimiento económico del país fue de alrededor 1,6%. El sector transporte presentó una evolución muy favorable, paso de consumir 7,2 MPCD de gas natural vehicular en el 2000 a 9,1MPCD en el 2001, 25% de incremento en el consumo. El principal desarrollo lo tuvo la ciudad de Bogotá. Para la generación de electricidad el gas natural presenta niveles importantes de consumo debido a los atentados contra la infraestructura eléctrica. El consumo total de gas natural en el país para este sector llegó en el 2001 a 223 MPCD. El consumo de gas natural por parte de Ecopetrol presenta una reducción del 16% con respecto al 2000. Pasó de consumir 122 MPCD a 102 MPCD en el 2001. Esto se debió básicamente a las restricciones en el transporte desde la Costa Atlántica por efectos de los atentados en la infraestructura y en Cartagena a los mantenimientos del complejo industrial.

22 Barriles día calendario.

No obstante la reducción en el consumo de gas natural por parte de Ecopetrol, la favorable evolución de los sectores doméstico e industrial permitió que el consumo total de gas natural creciera 3% en el año 2001. • Gas Licuado del Petróleo año 2001 El crecimiento del consumo interno del gas propano en el periodo 1997 – 2001 ha sido del 3% en promedio anual; en el 2001 se consumieron 24.141 MBDC. No se reportaron importaciones de gas propano, esto se debe a los altos precios del crudo en el mercado internacional y a un crecimiento en la demanda que no generó importaciones. 2.4.7 Temas de Coyuntura En este numeral se plantean algunos temas de interés que deberán ser desarrollados por el gobierno nacional con miras a tener un desarrollo del subsector gas más planificado, el cual apunte al cumplimiento de las estrategias planteadas en los Plan Energético Nacional. El dinámico crecimiento de este subsector del gas, impone grandes retos al Estado y la industria para llevar a cabo una planeación integrada que permita el uso racional de las reservas naturales. En este sentido, los esfuerzos del gobierno estarán orientados a revisar el marco regulatorio existente, el cual debe enfocarse en:

Definir la estructura de precios del gas en boca de pozo, que permita la recuperación de los costos de exploración y explotación del recurso y que igualmente involucre el costo de oportunidad de utilización del mismo.

Definir un esquema tarifario en transporte de gas que incentive la expansión del sistema, sin necesidad de aportes del estado.

Revisar los contratos de suministro y transporte de gas para mejorar la competitividad del sector y no dar señales equivocas de mercado en generación eléctrica.

Crear un mecanismo de información único para todos los agentes del sector. Reglamentar esquemas de almacenamiento que permitan optimizar el desarrollo de las

actividades de almacenamiento diario y estacional de gas, para garantizar la seguridad del suministro.

Las acciones anteriores irán acompañadas de una reestructuración institucional que permita un manejo independiente de las actividades de expansión, despacho y liquidación de los intercambios comerciales del mercado mayorista de gas. Para el logro de este propósito será necesario adecuar las funciones y estructura de Ecogas23, incluyendo si es indispensable, el desarrollo de un instrumento legislativo especifico para el subsector. Por otro lado, el Gobierno Nacional apoyará las iniciativas que desarrollen las autoridades municipales y distritales para el uso de gas natural en transporte vehicular. La conveniencia del uso del Gas Natural Comprimido –GNC- o gas licuado del petróleo –GLP- (hasta la fecha sigue vigente la resolución que prohibe el uso de GLP en vehículos) como combustible automotor dependerá de los beneficios ambientales, de seguridad y de la disponibilidad. Así mismo se promoverá el desarrollo de GNC para la atención de aquellos municipios que por su tamaño y localización con respecto a la red de transporte de gas lo haga aconsejable.

23 Empresa Colombiana de gas.

El desarrollo de la industria de gas natural irá acompañado también de un desarrollo paralelo de la industria del GLP. Para lograr este propósito, se estudiarán los aspectos regulatorios y de infraestructura que hagan viable la importación y transporte de este producto con miras a la conformación de un mercado de GLP sin intervención regulatoria en su comercialización. En el tema del gas propano se han realizado estudios independientes y puntuales que reflejan la voluntad del estado por tener una canasta energética diversificada en el territorio nacional con la cual pueda sustituir energéticos de alto costo. Entre estos estudios están:

Abastecimiento de gas licuado del petróleo a la región insular: San Andrés y Providencia. Abastecimiento de gas licuado del petróleo a la región Sur-Occidental: Tolima, Huila, Caquetá

y Putumayo Propuesta para la liberación del margen de distribución en Bogotá D.C y Soacha. Distribución del gas licuado del petróleo por red. Abastecimiento de gas combustible para Cúcuta.

Es una realidad el uso de combustibles sustitutos en nuestros días. Por esta razón, el gobierno debería profundizar en los posibles combustibles sustitutos para nuestro país y tener estructurada una adecuada política de precios. 2.5 PROSPECTIVA DEL SUBSECTOR DEL GAS 2.5.1 Prospectiva Gas Natural 2.5.1.1 En Oferta Se tiene el desarrollo de producción en Cusiana y producción incremental en La Guajira. En lo que respecta al primer caso lo que se conoce hasta ahora es que a finales del 2003 e inicio del 2004 se instalará. una planta de tratamiento para 100 MPCD. En el caso de Guajira, se viene evaluando la producción incremental con el denominado proyecto Catalina que podría entrar en el 2004. En lo que tiene que ver con áreas que están en proceso de estudio y exploración, la que más posibilidad parece tener es el caso de aguas profundas “off shore”24 en la Costa Atlántica. 2.5.1.2 En Demanda Para determinar la demanda proyectada o requerimientos futuros de energía se utilizan modelos econométricos, sin considerar la fuente que satisfaga tales necesidades y, a través de modelos analíticos, se pueden modelar las competencias entre los diferentes energéticos, programas de uso racional de energía y nuevas tecnologías. Los escenarios de proyección de demanda son determinados básicamente por supuestos de variables de carácter socioeconómico, energético, tarifario, de política y suministro de energía. Teniendo en cuenta los anteriores supuestos se obtienen unos resultados que son considerados en todo el país.

24 El concepto de off-shore hace referencia, usualmente, a las actividades de explotación de hidrocarburos que se realizan en la plataforma continental y en aguas internacionales.

Como conclusiones generales se tiene: • La expansión del gas se da con mayor fuerza en la década 2000 – 2010, en la siguiente

década existe un crecimiento vegetativo. • La generación eléctrica es el sector de mayor participación en la demanda de gas en la década

del 2000, disminuyendo un poco para el 2004 y volviendo a tomar una alta participación a partir del 2010.

• Lo anterior plantea un gran reto al sector gas, donde hacia el futuro debe tener una oferta ampliada, así como precios competitivos, en actividades de tipo industrial.

2.5.1.3 En Transporte La conformación de la matriz de origen – destino, constituye el punto de partida para la evaluación del Plan Indicativo de Transporte. Los elementos constitutivos de la matriz son la demanda y la oferta. El Plan Indicativo de transporte está orientado a garantizar la infraestructura que permita los flujos de gas natural de manera económica. Con la matriz se establecen las necesidades de transporte en los dos principales sistemas que tiene el país, el del interior y la Costa Atlántica y se establecen horizontes de análisis a corto plazo (2001-2005) y largo plazo (2005-2010). • SISTEMA DEL INTERIOR: Mercado atendido principalmente por Ecogás, sin embargo hay

otras empresas como Transmetano (Medellín), Transoriente (Bucaramanga), Transcogas (Bogotá), Transoccidente (Calí), Progasur (Neiva).

Corto Plazo: Los datos que se presentan corresponden a los análisis adelantados por la UPME - Unidad de Planeación Minero Energética -, contemplando el año programado para la ejecución del gasoducto, diámetro y longitud de éste. Las principales obras consideradas por esta Unidad son las siguientes:

Conexiones regionales sobre el gasoducto Sebastopol – Medellín a: Puerto Berrío (2002, 2”, 0.21 Km); San José del Nus (2002, 2”, 0.10Km) y Cisneros (2002, 2”, 0.05 Km).

Construcción gasoducto Barranca – Payoa (2002/2003) Sobre el gasoducto Cogua- Bogotá: Construcción gasoducto Chía – Mosquera (2002, 20”, 29.8

Km) y conexiones regionales en área de Cundinamarca (2001/02/03/04, 3”, 4”, 8”, 10”, 14”, 97.54 Km).

Para la empresa Ecogas los siguientes son los principales proyectos que se deben considerar:

Gasoducto Ayacucho – Cúcuta (2002/03, 8”,12”, 220 Km) Construcción gasoducto Mariquita – Gualanday. Conexiones en el Piedemonte y Casanare.

Largo plazo: Las expansiones en inversión van a estar jalonadas por el desarrollo del gas de Cusiana que va a requerir refuerzo en infraestructura de transporte para poder evacuar el gas que se produzca allí, además de la ampliación del servicio a otras zonas. Las obras son:

Ampliación capacidad transporte gasoducto Cusiana – Vasconia. Interconexión de la zona sur occidente, iniciando con la zona de Caloto y bajando hacia Pasto

y eventualmente la posibilidad de exportar al Ecuador. Interconexión con Venezuela, existe una posibilidad por la zona de Norte de Santander,

llegando a un punto sobre el gasoducto Ballena – Barranca.

• SISTEMA COSTA ATLANTICA: mercado atendido principalmente por Promigas pero existen

unos gasoductos menores de Ecogas y el privado de Cerromatoso. Corto Plazo: Las principales obras consideradas según matriz origen – destino son las siguientes:

Cruce subfluvial, río Magdalena (Puente Pumarejo – Barranquilla); para ejecutar durante el 2001 y el 2002.

Conexiones regionales a: Los Palmitos (2003, 2”, 15 Km); Chochó (2001, 2”, 4 Km); Galeras (2003, 2”, 15 Km); Granada (2004, 2”, 3 Km); San Antero (2001, 3”, 15 Km); Buenavista (2003, 2”, 1.5 Km); San Carlos (2003, 2”, 5 Km); Ayapel (2004, 3”, 34 Km) y Caucasia (2003, 4”, 25 Km).

Largo Plazo: Las inversiones en expansión van a estar jalonadas principalmente por proyectos especiales, de acuerdo a su localización, como:

Exportación/importación de gas

Plantas de generación eléctrica

Proyecto Abocol en Cartagena

Proyecto Siderúrgico 2.5.1.4 En Generación Eléctrica En cuanto a la instalación de nuevas plantas a gas, en el catálogo de proyectos de generación eléctrica registrados ante la UPME existen 1.944 MW que utilizarían gas como combustible, y que podrían llegar a tener un consumo máximo de 324 MPCD25 . Estas plantas tienen como ubicación geográfica las zonas de la Costa Atlántica, Magdalena Medio y Llanos. Teniendo en cuenta la anterior información y los análisis adelantados por la UPME para el horizonte 2000 - 2004, podrían ingresar al sistema eléctrico 840 MW de capacidad de generación en gas, que tendrían un consumo máximo de gas de 140 MPCD. Su ubicación geográfica sería principalmente la Costa Atlántica. En cuanto a las perspectivas de largo plazo, período 2005 - 2010, los análisis muestran que la competitividad del gas para generación eléctrica va a estar muy influenciada por el desarrollo de reservas, el descubrimiento de nuevas fuentes y el comportamiento de los precios. De acuerdo con esto último la UPME ha identificado dos26 posibles escenarios, dada la competitividad del gas como combustible en la generación eléctrica, que dan como resultado, lo siguiente: el primero, donde se llegarían a instalar tan solo 276 MW que consumirían como máximo 46 MPCD y el segundo, donde se instalarían 1.223 MW que consumirían como máximo 204 MPCD.

25 Se considera un consumo promedio de 25 MPCD por cada 150MW para ciclo combinado. 26 Aunque en el ejercicio del Plan de Expansión Eléctrico se tienen cuatro estrategias, aquí solamente consideramos dos, que son las que nos definen la mayor y menor capacidad de instalar con gas.

2.5.2 Prospectiva del Gas Natural Vehicular El sector transporte está identificado como el mayor consumidor de energía final en Colombia, lo cual se constituye en un segmento productivo en el que el diseño de políticas de uso eficiente de energía puede lograr un alto impacto benéfico sobre el sistema energético nacional y una reducción de impactos ambientales por el consumo de combustibles limpios. De acuerdo con los análisis adelantados por la Unidad de Planeación Minero Energética –UPME-, el tamaño del mercado que se podría dar a nivel nacional hacia el 2010 podría ser de alrededor de 80.000 vehículos de servicio público, concentrados principalmente en taxis en un gran porcentaje (85%) y en menor proporción buses (15%), esto dentro de un marco de política de precios apropiada. Desde el punto de vista energético es factible racionalizar el consumo, aumentar la eficiencia energética, diversificar la oferta de combustibles y fortalecer la balanza comercial disminuyendo en lo posible la importación de energía. Con el programa de penetración de GNCV se estima que al 2010 se estará sustituyendo una cantidad de gasolina motor cercana a los 15 MBDC, al haber sustitución en cerca de 80.000 vehículos, que implicaría en la balanza comercial un importante ahorro para el país. 2.5.3 Prospectiva del Gas Licuado del Petróleo La herramienta analítica utilizada por la Unidad de Planeación Minero Energética UPME en sus análisis integrados de proyección de demanda de energía es el módulo econométrico27, para determinar el balance de oferta de energía con la demanda. El periodo de proyección comprende desde el año 2002 hasta el 2015. Esta actualización de la proyección de demanda fue determinada en marzo de 2002 y recogió los últimos supuestos económicos, de precios y de oferta entre otros. 2.5.3.1 En Oferta La oferta de la Costa Atlántica es suficiente para atender la demanda durante todo el periodo de proyección sucediendo lo contrario con el interior del país, donde se estima que a partir del año 2002, se deben presentar déficits; si los excedentes de la Costa Atlántica son transportados al interior del país, este déficit se presentará a partir del año 2003. En el 2010 el déficit alcanza 6,6 Miles de barriles por día calendario (MBDC) y en 2015, 14,3 Miles de barriles por día calendario (MBDC). 2.5.3.2 En Demanda Con este escenario los resultados de la proyección muestra que la demanda a nivel nacional crece en promedio anual en el periodo de análisis un 4%, que significa pasar de un nivel de 24,3 Miles de barriles por día calendario (MBDC) en el 2002 a 38,4 Miles de barriles por día calendario (MBDC) en el 2015. A nivel sectorial; se observa que el sector industrial durante todo el periodo del análisis mantendrá su participación en el 8%, el sector residencial continúa representando la mayor participación en el

27 Balance del Enrgy and Power Evaluation Program.

sector pero se observa una leve disminución, bajará del 85% en el 2002 al 81% a finales de la proyección. El sector comercial presenta un incremento en su participación, pasando del 7% en el año 2002 al 10% en el 2015. A nivel regional, la Costa Atlántica28 presenta la menor tasa de crecimiento durante todo el periodo del análisis, el 2,5% debido principalmente al alto grado de madurez del consumo de gas natural en esta región. Las regiones central29 y oriental30 presentan un crecimiento promedio anual del 3,8%. En la región Pacífica31 la proyección de demanda muestra un crecimiento promedio anual del 4,3% en el horizonte de proyección. Bogotá en comparación con el resto de las regiones, muestra el mayor crecimiento promedio anual del orden del 8,2% en el periodo 2002 – 2015, debido a la alta participación de la región en el consumo total nacional de gas licuado del petróleo. El fuerte desarrollo actual del sector del gas natural, hace que en el corto plazo sólo presente un crecimiento en el consumo de gas licuado del petróleo del orden del 2,6% promedio anual entre el periodo (2002 – 2005). Por esta razón, el crecimiento del gas propano en esta región no alcanza promedios superiores, el cual a largo plazo y debido a la saturación del mercado se incrementará a un promedio anual del 7% (2005 –2015). Teniendo en cuenta los supuestos y consideraciones aplicadas al escenario Business As Usual, la demanda nacional presenta un panorama de crecimiento en el periodo 2002- 2015.

28 Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, Guajira, Magdalena, San Andrés y Providencia y Sucre. 29 Antioquía, Caldas, Caquetá, Guaviare, Huila, Quindío, Risaralda y Tolima. 30 Amazonas, Arauca, Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Guanía, Meta, Norte de Santander, Putumayo y Santander. 31 Cauca, Chocó, Nariño y Valle.

CAPÍTULO 3 GAS NATURAL

3.1 GENERALIDADES

El término gas natural se atribuye al gas proveniente del subsuelo, cuya composición varía de campo a campo y el cual puede extraerse solo o acompañado con el petróleo.

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos en estado gaseoso, que en su mayor parte está constituido por metano y etano y en menor proporción por propano, butanos e hidrocarburos más pesados. Generalmente, esta mezcla contiene impurezas tales como vapor de agua, gas carbónico, nitrógeno. Otras veces puede contener impurezas como sulfuro de hidrógeno, mercaptanos y helio. El gas natural se encuentra, al igual que el petróleo, en yacimientos en el subsuelo en uno de los siguientes estados: ASOCIADO, cuando está mezclado con el crudo al ser extraído del yacimiento. LIBRE O NO ASOCIADO, cuando se encuentra en un yacimiento, el cual sólo contiene Gas.

Por lo tanto, su composición, gravedad específica, peso molecular y poder calorífico son diferentes en cada yacimiento. El rango de variación del poder calorífico está entre 900 y 1.400 BTU/PC.

El país cuenta actualmente con unos doce campos principales de producción de gas, los cuales se encuentran localizados en cuatro regiones: Costa Atlántica, Santander, Llanos Orientales, y en Tolima – Huila.

E C U A D O R

P E R Ú

B R A S IL

V E N E ZU E LAP A N A M A

O C É A N OP A C ÍF IC O

M A RC A R IB E

D in a

A piay

C u sian a y C u piagu a

C ravo Su r

E l C en tro y O p ón

P ro vin cia P ayo a

C errito

E l D ifíc il

G üep ajeA yorabe

Jo bo

B allen aC h uch u pa

C A M P O S D E P R O D U C C IÓ N D E G A S

C O N V E N C IO N E S

C A M P O D E G A S

N

3.2 PRODUCCIÓN Y SUMINISTRO 3.2.1 Producción La producción de gas natural de 2000 aumenta en relación con el año 1999 en un 13%, motivado por el incremento en la producción de la Cuenca de los Llanos Orientales. Las principales cuencas productoras que aportaron, en orden de importancia fueron: Llanos Orientales, Guajira y Valle Medio del Magdalena, con participaciones respectivas de 81%, 14% y 2.5%. 3.2.2 Suministro Con relación al suministro de gas natural, durante el 2000, el promedio se mantuvo en 578.062 MBTU/día, un 14% superior al promedio de 1999. Durante el 2000, los principales campos que participaron en el suministro de gas natural fueron La Guajira, Payoa/La Salina, Provincia/Bonanza y Cusiana, con el 80.6%, 4.1%, 2.91% y 2.61% respectivamente, que corresponde a unas producciones promedio de 466 GBTU/día; 24 GBTU/día, 17 GBTU/día y 15 GBTU/día. 3.3 DEMANDA En la década de los años 90 la tasa de crecimiento ha sido creciente aproximadamente del 5,2%; el crecimiento se ha dado más que todo a nivel residencial con el 16,6% y en menor proporción el sector industrial con 3,3%; lo que permite inducir que aún existe una altísima dependencia de otros energéticos. Durante el año 2000 el aumento del consumo de gas natural es utilizado esencialmente para la generación de energía eléctrica, que tuvo un crecimiento cercano al 32% en relación con el año inmediatamente anterior.

CONSUMO DEL GAS NATURAL EN EL 2000 (Unidades en MPCD)

SECTOR Ene-Dic 2000 Acumulado Ene-Dic 1999 Acumulado % Ene–Dic 2000/1999

Doméstico32 76.937 70.043 9,8% Ecopetrol 122.607 124.540 -1,6%

G.N.C 7.135 6.300 13,3% Industrial 115.919 113.124 2,5%

Petroquímico 10.715 9.461 13,3% Termoeléctrico 243.318 183.794 32,4%

Total 576.631 507.261 13.7% Fuente: Ecopetrol Para determinar la demanda proyectada se utilizan modelos econométricos, alimentados básicamente por supuestos de carácter socioeconómico, energético, tarifario, de política y suministro de energía. Teniendo en cuenta los anteriores supuestos se obtienen resultados que son considerados para todo el país; los cuales se enunciaron en el numeral de prospectivas del sector gas.

32 El sector doméstico está conformado por el consumo residencial y comercial.

3.4 CARACTERÍSTICAS TÍPICAS DE GAS NATURAL EN COLOMBIA

PC Bruto (BTU3 std) PESO MOLECULAR

GRAV. ESPECÍFICA

Guajira 1.003 16.41 0.57

Apiay 1.146 20.12 0.7

Cusiana 1.131 21.03 0.73

Payoa 1.044 16.67 0.58

Güepaje 1.001 16.55 0.57

Río Ceibas 1.150 18.91 0.65

Montañuelo 991 16.96 0.59

Cerrito 1 965 17.61 0.61

Fuente: Ecopetrol. Departamento de Comercialización

3.5 LA CADENA PRODUCTIVA DEL GAS NATURAL 3.5.1 Generalidades Funcionalmente se distinguen cuatro actividades principales en la industria del gas: producción-comercialización33, transporte, distribución y comercialización. Cada una de estas actividades tiene un reglamento regulatorio independiente, y disposiciones que limitan la integración vertical y horizontal de estas actividades. Desde el punto de vista de estructura de propiedad dichas actividades son desarrolladas tanto por entes privados como públicos; en el caso de la producción-comercialización y transporte predominan las entidades públicas y los entes privados en el caso de las actividades de distribución y comercialización. Inherente al desarrollo de estas cuatro actividades se desarrollan otras propias y específicas, en la búsqueda de hidrocarburos que en el ámbito nacional son las siguientes:

Exploración y Perforación

Producción, Tratamiento y Refinación 3.5.2 Exploración y Perforación Colombia tiene un potencial en hidrocarburos de 47 mil millones de petróleo equivalente, localizado en 18 cuencas sedimentarias, de las cuales 7 se encuentran en producción comercial; lo que

33 Contempla actividades de exploración y explotación de hidrocarburos.

significa que alrededor del 81% del área sedimentaria del país se encuentra disponible para exploración y perforación, bajo los esquemas existentes de contratación34. Las cuencas sedimentarias colombianas pueden clasificarse en dos grandes grupos: Cuencas productoras y cuencas no productoras.

Cuencas productoras: Incluyen los Valles del Magdalena Alto, Medio y Bajo, Llanos Orientales; Putumayo; Catatumbo y Guajira de las cuales existe un buen conocimiento geológico, geofísico y técnico por los descubrimientos efectuados por las diversas compañías operadoras que trabajan en el país.

Cuencas no productoras: Corresponden a las áreas respecto de las cuales hay menor

disponibilidad de información geológica y geofísica (Sinú, Urabá, Cesar – Ranchería, Caguán, Vaupés, Cauca, Chocó, Pacífico, Tumaco, Cayos y Amazonas) en las cuales no se han dado descubrimientos de hidrocarburos comerciales, por falta de información regional, situaciones de orden público, baja presencia del estado, entre otras.

La búsqueda de hidrocarburos se inicia con la recopilación de información técnica y especializada, ejecutada por compañías dedicadas a la exploración sísmica e interpretación vía satélite del globo terráqueo, identificando las zonas potencialmente explotables y rentables de hidrocarburos. La información sísmica, es recopilada y analizada por personal técnico y experto, quienes predeterminan áreas o zonas productivas; facilitando así el trabajo para que otro grupo de especialistas, basados en los datos obtenidos, ubique el sitio en donde levantarán la estructura de perforación. La exploración se ha concentrado tradicionalmente en áreas con infraestructura adecuada, que cuenta con datos geológicos suficientes para reducir el riesgo de inversión. En la actualidad, la exploración se realiza en áreas que exigen un mayor riesgo de capital pero ofrecen, al mismo tiempo la posibilidad de descubrimientos importantes. Montada la plataforma se procede a perforar a profundidades predeterminadas, con equipos especializados incluidos los equipos de control de lodos, toma de registros, cementación, cañoneo y mantenimiento y demás equipos requeridos, cumpliendo con las regulaciones ambientales vigentes. La infraestructura técnica que actúa en el proceso de perforación, realiza su labor mediante la ejecución de actividades igualmente técnicas y especializadas, hasta lograr la ubicación y confirmación de los posibles estratos de producción de hidrocarburos. Un dato aproximado a la realidad sobre los logros alcanzados en esta fase del trabajo, indica que para obtener un pozo productivo, se perforan en promedio nueve pozos exploratorios. A continuación se muestra el mapa con las 18 cuencas que tiene el país.

34 Ver numeral 3.5.7

3.5.3 Producción, Tratamiento y Refinación Concluida la etapa de exploración y definidos los potenciales y las reservas del pozo productor, se construyen las líneas de conducción que llevarán el producto extraído a las baterías de producción, en donde se procede a un primer tratamiento, consistente en separar las tres (3) fases usualmente presentes en boca de pozo: gas, agua y aceite. El aceite se almacena y se decanta para transportarlo a otras plantas de tratamiento. El gas se quema o se comprime para reinyección o se envía para tratamientos más complejos y el agua se trata y acondiciona para vertimiento o reinyección. Las características del producto encontrado, definen las alternativas de conducción y la aplicación de medidas de seguridad y control. El producto extraído e inicialmente tratado en el área de producción, llega a los centros de refinación donde se da el proceso de transformación de los hidrocarburos. El país cuenta con dos plantas de refinación importantes localizadas en Barrancabermeja y Cartagena; en ellas se realiza la producción nacional de combustibles que permite atender gran parte de la demanda nacional. En Colombia operan adicionalmente, las refinerías de Apiay y Orito; también propiedad de Ecopetrol. Hasta 1999 operó la refinería de Tibú, año en el que fue cerrada. En cuanto a refinerías privadas se tiene Refinare ubicada en el Magdalena Medio Antioqueño, con lo que podemos concluir que Ecopetrol procesa gran parte del crudo que el país produce. El objetivo final de la refinación es entregar a los diferentes consumidores la producción total de derivados del petróleo, bajo normas y especificaciones vigentes, en las áreas química, petroquímica, comercial e industrial.

La producción, por razones constitucionales, se realiza por contrato lo que conduce a un oligopolio legal entre Ecopetrol con un asociado, en todos los campos. La Ley 142 no se ocupa de la actividad de producción como tal, sino de la comercialización desde la producción. La regulación de esta actividad se inició en 1995, se reconoció en este momento que existían condiciones estructurales que impedían en el mediano plazo consolidar un mercado competitivo para el gas, básicamente por la posición monopólica de Ecopetrol inducida por el Decreto 2310 de 1974. 3.5.4 Transporte Se entiende como Sistema Nacional de Transporte -SNT-, el conjunto de gasoductos localizados en el territorio nacional, excluyendo conexiones y gasoductos dedicados, que vinculan los centros de producción de gas del país con las Puertas de ciudad, Sistemas de Distribución, Usuarios no Regulados, Interconexiones Internacionales o Sistemas de Almacenamiento. El Reglamento Único de Transporte –RUT- se inició a mediados de 1995 y se concluyó con la aprobación de la Resolución CREG-071 de 1999. Éste establece un conjunto de normas operativas y comerciales, con el propósito de asegurar acceso abierto y sin discriminación al SNT, crear condiciones e instrumentos para operación eficiente, económica y confiable del SNT, facilitar el desarrollo de mercados de suministro y transporte de gas, estandarizar prácticas y terminología para la industria del gas y fijar normas de calidad del gas transportado. Hacia el año 1993 el CONPES define directrices para que Ecopetrol liderara la interconexión nacional y para el desarrollo del marco regulatorio de la industria. En ese entonces, la disposición de la red nacional de gasoductos contaba con 584 Km de propiedad de Ecopetrol ubicados en su mayoría al interior del país, y 1.727 Km de gasoductos privados, principalmente en la Costa Atlántica y Santanderes. Por esta razón, Ecopetrol adelantó entre 1995 y 1997, la interconexión entre los principales yacimientos y centros de consumo, construyendo más de 2.000 Km de gasoducto entre el Departamento de La Guajira, el Centro y Suroccidente del país y los Llanos Orientales. Mediante la Ley 401 de 1997, se separó la actividad de transporte de gas de Ecopetrol y se conformó la Empresa Colombiana de Gas –ECOGAS-. Durante el periodo 1997-1998, se otorgaron concesiones de áreas de distribución exclusiva de gas para extender la cobertura del servicio en los departamentos de Quindío, Risaralda, Caldas, Valle y Tolima. Hoy la Red Nacional de Transporte de gas natural, está compuesta por tres sistemas de transporte que permiten conectar los campos productores con los centros de consumo, estos son:

EL SISTEMA DE “LA COSTA ATLÁNTICA”: Está compuesto por los gasoductos Ballena – Barranquilla – Cartagena, Jobo – Mamonal y el Difícil – Barranquilla, que permiten la interconexión entre los principales campos productores de gas natural como son: Guajira, Güepaje y Jobo – Tablón, con las estaciones de puerta de ciudad35 localizadas en Riohacha, Santa Marta, Barranquilla, Cartagena, Sincelejo y Montería. Este sistema inició operaciones en 1978 y ha sido objeto de diversas ampliaciones constituyendo el mercado de mayor desarrollo en el país.

35 City Gate

EL SISTEMA DE “TRANSPORTE DEL CENTRO” está compuesto por el sistema troncal que vincula los campos de gas de la Guajira con la puerta de ciudad de Barrancabermeja. Este sistema entró en operación en marzo de 1996.

“SISTEMA DEL INTERIOR”: Está compuesto por el sistema troncal que vincula los campos

productores del Casanare, Meta, Huila, Tolima y Santander con las puertas de ciudad de los municipios de los departamentos de Santander, Cundinamarca, Antioquia, Valle del Cauca, Caldas, Quindío, Risaralda, Boyacá, Tolima, Huila, Casanare y Meta.

La construcción de los Sistemas del Centro y del Interior han sido de los proyectos más ambiciosos que el Gobierno haya emprendido, fueron desarrollados por Ecopetrol y el sector privado, el cual financió los proyectos bajo el esquema de contratación BOMT, garantizando el desarrollo del programa de masificación y la entrega de volúmenes considerables de gas a grandes consumidores en condiciones de beneficio económico, social, viabilidad financiera y cobertura nacional. La red básica de estos sistemas está conformada por los gasoductos Ballena – Barrancabermeja, Barranca – Bucaramanga Centro Oriente, Sebastopol – Medellín, Mariquita - Calí y Cusiana – Apiay. Existen dos grandes proyectos: El gasoducto Ballena – Barrancabermeja – NERÓN – Centragas S.A y el gasoducto Mariquita – Calí – TransOccidente S.A; que fueron desarrollados por empresas internacionales bajo la modalidad BOMT. Ecopetrol completó la construcción del gasoducto Centro – Oriente en 1997, con lo cual se estructuró el sistema troncal de transporte de gas que permite la interconexión entre los principales campos productores de gas natural y los principales centros de consumo, uniendo los campos de La Guajira con los del Huila y más adelante con los campos del Piedemonte Llanero. El gasoducto a Medellín y a Bucaramanga son concesiones desarrolladas por el sector privado Nacional (Transmetano S.A y Transoriente S.A respectivamente), lo mismo que las concesiones del Huila y Tolima. De los Sistemas del Centro y del Interior se desprenden los siguientes subsistemas de distribución:

SUBSISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

SUBSISTEMA LOCALIDADES Santander Barrancabermeja – Bucaramanga Antioquia Sebastopol – Medellín Centro Vasconia- Labelleza – Bogotá y Cusiana – Apiay – Bogotá Occidente Mariquita – Manizales – Pereira – Cartago – Calí Norte-Huila-Tolima Ibagé – Girardot – Espinal y Norte del Huila – Tolima Sur del Huila Dina – Pitalito. Fuente: UPME, Ecopetrol A continuación se describen algunas generalidades sobre los últimos gasoductos que hacen parte del sistema troncal de gasoductos.

SISTEMA TRONCAL DE GASODUCTOS

LÍNEAS RESPONSABLE MODALIDAD DE CONTRATACIÓN

ENTRADA EN OPERACIÓN

LONGITUD KM

INVERSIÓN Mus$36 (1996)

Cusiana-Apiay Ecopetrol Construcción Junio de 1995 149 9,4 Ballena-Barranca Centragas BOMT Marzo de 1996 575 198,8

Barranca-Bucaramanga

Cía Transportadora del Oriente

Concesión de transporte otorgada por MME

Junio de 1997 158 14,2

Gasoducto Occicente (Mariquita-Cali)

Transgas de Occidente BOMT Agosto de 1997 340 276

Centro-Oriente Ecopetrol Construcción y conversión

Septiembre de 1997 573 269

Sebastopol-Medellín Transmetano S.A

Concesión de transporte otorgada por MME

Noviembre de 1997 149 55,9

Norte de Huila-Tolima

Gasoducto del Tolima S.A

Concesión de transporte otorgada por MME

Febrero de 1998 120 10,1

Sur Huila (Dina –Pitalito) Progasur S.A

Concesión de transporte otorgada por MME

N.D37 192 21,4

Total 2.256 854,8 Fuente: UPME, Ecopetrol Las actuales condiciones de transporte y demanda, proyectan al gobierno y a los entes reguladores las siguientes ampliaciones a la red troncal existente.

AMPLIACIONES EN LA RED DE TRANSPORTES DE GAS (1998-2016)

TRAMO DIÁMETRO

(PULG) LONG. (KM) INVERSIÓN

MU$ 1996 AÑO

Cusiana – El Porvenir 30 35 28,2 1998 La Belleza – Vasconia 30 93 79,6 1999 El Porvenir – La Belleza 30 187 149 1999 Payoa ( Cambio diámetro) 8 7 1,5 1999 Vasconia – Mariquita 20 121 57,7 2001 Zarzal – Valle 30 117 88,8 2001 Cota 1150 msnm, - Medellín 12 27 7 2003 Barranca – Sebastopol 24 110 67 2003

36 Miles de dólares. 37 No hay dato.

Monterrey – Apiay 20 110 56,3 2005 Sebastopol – Vasconia 24 60 40,1 2005 Zarzal – Armenia 10 42 40,1 2005 Cisneros – Cota 1150 msnm 14 17 5,7 2007 Mariquita – Gualanday 8 120 18,9 2007 La Belleza – Vasconia 20 93 52,3 2007 Letras – Chinchiná 24 49 32,8 2009 Barranca – Sebastopol 24 110 67 2009 Vasconia – Mariquita 20 121 57,7 2011 Cusiana – La Belleza 30 222 185,2 2011 La Belleza – Cogua 14 113 41 2014 Mariquita – Letras 20 62 35 2014 Monterrey – Apiay 24 110 67 2016 Zarzal – Valle 20 117 57,8 2016 San José del Nus - Cisneros 12 36 8,8 2016

FUENTE : Plan Energético Nacional 1997 – 2010. UPME

Transporte de gas año 2000

Sistema de Interior: En este sistema se destacan los gasoductos: 1) Ballena – Barranca, 2) Barranca – Vasconia – Mariquita, 3) Vasconia – Bogotá, 4) Mariquita – Calí, 5) Mariquita – Neiva. En el año 2000 se transportaron en promedio cerca de 220 MPCD presentándose un incremento del 69% en relación con el año 1999.

El tramo con mayor volumen transportado fue Ballena – Barranca, su factor de utilización en el año 2000 fue del 61%, considerando su capacidad en 200 MPCD.

Sistema Costa Atlántica: En este sistema se desatacan los gasoductos 1) Ballena – Cartagena y 2) Cartagena – Jobo. En el año 2000 se transportaron en promedio 359 MPCD/año, se presentó un incremento del 14% en relación con el año inmediatamente anterior. La utilización del sistema fué del 85% si se considera que su capacidad es de 420 MPCD.

SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

3.5.5 Distribución Se define como distribución a la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible a través de redes de tubería, de conformidad con la definición del numeral 14.28 de la Ley 142 de 1994. Esta actividad se ejecuta a partir de la puerta de entrada a la ciudad (city gate) del gas y consiste en la entrega del energético a través de la instalación de líneas primarias de distribución, generalmente en acero, y líneas secundarias de distribución a través de tuberías plásticas (polietileno); para abastecer a los usuarios residenciales, comerciales y a la industria. Cuando las caídas de presión lo exijan, se instalan estaciones reguladoras para controlar las presiones y llegar de acuerdo con la normatividad y reglamentación dentro de los estándares técnicos previstos a los usuarios. Ecopetrol suministra el combustible directamente a los distribuidores mayoristas en los terminales de entrega; no participando en el negocio de distribución al consumidor final. Actualmente existen cerca de 20 empresas distribuidoras de gas por red en el país, 6 prestan el servicio bajo contratos de concesión exclusiva enmarcados dentro de lo establecido en la Ley 142 de 1994, el resto prestan el servicio bajo contratos de concesión, no exclusiva, otorgados por el Ministerio de Minas y Energía con anterioridad a la Ley 142 de 1994. Para lograr el adecuado cubrimiento en los aspectos de distribución, las empresas del sector de gas establecieron actividades similares a las que se desarrollan por parte de la industria petrolera en la fase de transporte, de tal forma que esquematizaron los aspectos de la construcción de líneas de acero y/o de polietileno para su objetivo de cubrimiento. Las empresas distribuidoras se deben acoger a los artículos: 14.16 y 14.17 de la Ley 142 del 11 de julio de 1994, que dicen, “14.16. Red Interna, es el conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor. Para edificios de propiedad horizontal o condominios, es aquel sistema de suministro del servicio al inmueble a partir del registro de corte general cuando lo hubiere”. El artículo 14.17 define la “Red Local como el conjunto de redes o tuberías que conforman el sistema de suministro del servicio público a una comunidad en el cual se derivan las acometidas de los inmuebles. La construcción de estas redes se regirá por el Decreto 951 de 1989, siempre y cuando éste no contradiga lo definido en esta Ley.” Para regular y medir el consumo y la entrega, los distribuidores utilizan estaciones de medición y regulación, en donde adicionalmente puede supervisar otras variables de la actividad operativa tales como la protección catódica y la odorización. Igualmente para operar y mantener el sistema en condiciones de eficiencia y seguridad, el distribuidor ha adecuado una parte de su estructura administrativa de tal forma que le cubriera estas etapas y las etapas de supervisión de la acometida o la instalación interna y la puesta en servicio. La distribución y comercialización ha tenido gran desarrollo en los últimos años, es así como se pasó de tener servicio en 62 municipios en 1993 a 191 municipios en el 2000 y un crecimiento en conexiones del 17.4% entre 1993 y 2000. En cuanto a las áreas exclusivas38 tienen las siguientes características: Valle del Cauca: Conformada por 23 municipios de los cuales once están conectados.

38 Forman parte del Plan de Masificación y fueron creadas por la Ley de Servicios Públicos. Consiste en dar la exclusividad del servicio de distribución de gas natural durante un periodo de tiempo de 20 años, a cambio del compromiso del concesionario a ampliar la cobertura en estas áreas.

Quindío: Conformada por 8 municipios de los cuales dos ya tienen servicio. Risaralda: Conformada por 7 municipios, cuatro de ellos ya tienen servicio. Caldas: Conformada por cinco municipios, de los cuales tres de ellos están conectados. Centro de Tolima: Conformado por 26 municipios y sólo Ibagué está conectado. Altiplano Cundiboyacense: 57 municipios de los cuales, catorce están conectados. De acuerdo a los planes de las empresas distribuidoras se tiene previsto continuar con la penetración del gas natural, para tener entre el 2002 – 2003 cerca de 3 millones de instalaciones; para un cubrimiento nacional del 34% aproximado con conexiones a gas. Evolución de las instalaciones domiciliarias por regiones a diciembre 31 de 2001

DEPARTAMENTO 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

GUAJIRA 12.811 14.566 19.675 24.789 28.691 31.521 35.076 37.928

ATLANTICO MAGDALENA 191.297 217.329 253.800 300.575 339.678 347.626 370.981 389.381

BOLIVAR CORDOBA SUCRE CESAR 154.408 181.116 217.462 241.569 260.366 302.672 319.470 347.303

SANTANDER 172.917 186.782 199.215 211.069 218.828 225.461 229.558 235.446

NORTE DE SANTANDER 1.642 4.270 6.136 7.788 9.545 10.411 10.411 10.411

HUILA SANTANDER 48.870 56.173 61.253 66.386 72.688 93.603 129.713 148.093

META CASANARE 35.821 44.058 51.594 60.296 68.268 70.829 79.202 85.946

CUNDINAMARCA 172.103 233.319 321.389 428.234 577.657 705.060 815.830 928.943

VALLE Y EJE CAFETERO 42.863 104.799 174.940 267.865

ANTIOQUIA 6.970 17.791 41.324

TOTAL DEL PAIS 789.869 937.613 1.130.524 1.340.706 1.618.584 1.898.952 2.182.972 2.492.010

3.5.6 Comercialización

La actividad de comercialización del gas natural se desarrolla a partir de la producción en boca de pozo, hasta los niveles de atención al usuario por reclamación en facturación. La comercialización del gas licuado del petróleo se inicia una vez concluyen los procesos de refinación y es entregado por el productor en las plantas de almacenamiento o a granel según el tipo de contrato establecido. Cada una de estas fases la desarrollan las compañías distribuidoras o comercializadoras, basándose en la relación que debe establecerse para el mantenimiento, mercadeo, atención al usuario, facturación y recaudo. En consecuencia hay dos fases de comercialización definidas en el sector: la realizada por los productores que concluye con la venta al distribuidor y comercializador domiciliario y la que realiza éste para satisfacción de los usuarios. 3.5.7 Cambios en la Contratación El Gobierno a adelantando la reestructuración del Estado con base en las facultades que le otorgan la Ley 489 de 1998 y la 790 de 2002 y con el fin de garantizar la viabilidad y la estabilidad de Ecopetrol ha considerado necesario y conveniente su reforma para renovarla y modernizarla, proyectándola como empresa austera, racional y competitiva. La reforma de Ecopetrol comprende su escisión y la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y la Sociedad Promotora de Energía de Colombia; con lo que se pretende darle solidez financiera y además corregir la inflexibilidad en la contratación y racionalizar el alto costo laboral Ecopetrol continúa como entidad estatal por acciones que abre la posibilidad de que los trabajadores se conviertan en dueños, a través del fondo de pensiones. Se dedicará a explorar, producir, refinar, transformar y comercializar hidrocarburos, con autonomía administrativa y financiera. La Agencia Nacional de Hidrocarburos gestionará el recurso petrolero, será un organismo técnico dependiente del Ministerio de Minas y Energía, que administrará las áreas con hidrocarburos, de propiedad de la Nación. La Promotora de Energía de Colombia S.A. manejará algunas de las participaciones minoritarias en inversiones no estratégicas de Ecopetrol. Con el fin de asegurar la autosuficiencia energética del país y ante la reestructuración de Ecopetrol, La Agencia Nacional de Hidrocarburos estudia nuevos tipos de contratos que reactiven la inversión, los cuales comenzarán a firmarse a partir del primero de enero de 2004. En el diseño del nuevo sistema, los expertos han tenido en cuenta el entorno mundial, la competitividad del país, los esquemas contractuales y su análisis económico que será dado a conocer una vez sean depurados. Estos nuevos formatos cobijarían a los inversionistas que lleguen al país en lo que queda del año, ya que Ecopetrol incluirá en sus contratos una cláusula que garantizará a su asociada la opción de adoptar las mejores condiciones contractuales que se presenten. Los contratos de Asociación vigentes seguirán en las mismas condiciones en las que fueron firmados, además la extensión de los contratos de asociación actuales garantizaría la inversión para explotación incremental, la cual no es contemplado por la actual legislación.

CADENA PRODUCTIVA DEL GAS

H2O

1400 PSI5000 PSI

Tratamientoy Separador

Cond

Tea

Transp

ExploraciónPerforación

Separador Tanque Bomba Tanque Bomba

Transp .

Fondos

Pesados

Med .

GasDistr200 PSIG

1200 PSIG

GasoductoCityGate

Transp . - GasoductoGas

}

Producción Refinación

Productos

LPG LPG

Refinación Transport . Distribución

Distr

Distr

Propanoducto

Poliducto

TK TK

TK TK

Pozo Gas

Limite

300 PSIGLimite

Horno Torre

Limite

Limite

Pozo de Aceite

Limite Limite

CADENA PRODUCTIVA DEL GAS

TrampaLimite

Odorización

Estación PuertaCiudad

EstaciónReguladora

Red TroncalAcero Carbón

250 PSIG

EstaciónReguladora 60 PSIG

Anillos

Acometidas

Acometidas

Reg.Medidor

P<18Mbar

Radial

P<28Mbar

LPG

LPG TK

3.6 GAS NATURAL Y EL SECTOR ELÉCTRICO La interacción del gas natural y el sector eléctrico es quizás uno de los temas que recientemente ha tomado un gran auge. Los problemas surgidos de su interacción son de difícil manejo, en especial porque se trata de dos industrias con diferentes niveles de madurez. La energía eléctrica es un servicio con un amplio cubrimiento y con muchos años de haberse desarrollado y el gas natural solamente aparece en forma estructurada desde 1993 cuando se lanzó el Plan de Masificación de Gas dándole un impulso a su desarrollo. Además, por su alta componente hídrica, ciertas características del sector eléctrico colombiano como la volatilidad de su consumo de gas hacen que la interacción entre los dos sectores no sea tan fluida como sería deseable. 3.6.1 Tendencias Internacionales El gas natural y la industria de la energía eléctrica han tenido desde hace tiempo vínculos complejos. Por ejemplo, a nivel del usuario final compiten por las demandas energéticas de los clientes domésticos e industriales. Pero el gas natural además es una fuente importante para la generación de electricidad. En muchos países con mercados maduros de gas-electricidad, existen agentes proveedores independientes y filiales de comercialización de los servicios públicos que están asumiendo el papel de comercialización conjunta tanto para el gas como para la electricidad. Una de las formas que se está dando para esto es utilizar gas de bajo costo para operar una estación generadora de energía eléctrica y luego comercializarla. 3.6.2 Tendencias Nacionales El desarrollo de la infraestructura de gas depende de manera importante del desarrollo del sector eléctrico, por las siguientes razones:

La inversión en generación térmica a gas define en gran medida la demanda potencial del energético y afecta el desarrollo de la infraestructura de producción y de transporte.

La localización de las plantas térmicas a gas definirá el desarrollo de las redes de transporte de gas.

Las reglas, precios y tarifas establecidas en el sector eléctrico definirán el grado de sustitución de la electricidad por gas.

Los sectores de electricidad y gas difieren substancialmente en sus estructuras y niveles de competencia, lo que los lleva a evolucionar de distinta manera. Uno de los puntos donde se da mayor interacción es en las tarifas de los sistemas de transporte tanto de gas como de electricidad, que son un elemento importante en la definición de la ubicación de las plantas de generación. 3.6.2.1 Consumo El mercado de la generación eléctrica es un gran consumidor de gas por excelencia, con unos altos consumos en verano y bajos durante el invierno, que además se acentúa con situaciones como la del fenómeno del niño donde se disminuye en forma anormal el nivel de lluvias y el consumo de gas se incrementa. Las plantas de generación eléctrica se encuentran conectadas directamente a los gasoductos. Debido a su comportamiento de consumo afectan en forma directa las dimensiones de los ductos y la fuente proveedora del gas (campos de producción).

En el 2000 existían 3.585,1 MW de capacidad instalada en plantas de generación eléctrica a gas natural, de los cuales el 70% están ubicados en la Costa Atlántica. Con respecto a la capacidad total de generación eléctrica del sistema, las plantas a gas representan el 28,5%. 3.6.2.2 Perspectivas En cuanto a la instalación de nuevas plantas a gas, en la actualidad, en el catalogo de proyectos de generación eléctrica registrados ante la UPME existen 1.944 MW que utilizarían gas como combustible, y que podrían llegar a tener un consumo máximo de 324 MPCD39 . Estas plantas tienen como ubicación geográfica las zonas de la Costa Atlántica, Magdalena Medio y Llanos. Teniendo en cuenta la anterior información y los análisis adelantados por la Unidad de Planeación Minero Energética, para el horizonte 2000 - 2004, podrían ingresar al sistema eléctrico 840 MW de capacidad de generación en gas, que tendrían un consumo máximo de 140 MPCD. Su ubicación geográfica sería principalmente la Costa Atlántica. En cuanto a las perspectivas de largo plazo, período 2005 - 2010, los análisis muestran que la competitividad del gas para generación eléctrica va a estar muy influenciada por el desarrollo de reservas, el descubrimiento de nuevas fuentes y el comportamiento de los precios. 3.7 POLÍTICA REGULATORIA DE PRECIOS 3.7.1 El transporte de gas combustible Hasta 1994 el Ministerio de Minas y Energía fijó el costo del transporte por gasoductos basado en los Artículos 56 y 57 del Código de Petróleos, vigente desde 1961, según el cual el Ministerio debía revisar con cada uno de los explotadores de toda clase de oleoductos, cada cuatro años, los costos del transporte que han de regir en el período siguiente. Durante el período 1995-2000, la infraestructura de transporte estaba conformada por dos sistemas regionales de transporte no integrados y con enfoques regulatorios diferentes: a) El sistema de la Costa Atlántica, diseñado bajo una concepción radial para el transporte de gas

de la Guajira a centros de consumo de la región y con un cargo estampilla único. b) El sistema de cargos para el interior del país que se basa en un conjunto de cargos de entrada

y salida, diseñado para abastecer mercados del interior. El esquema regulatorio diseñado para el interior tenía las siguientes características:

• El nodo de Vasconia era el centro de referencia para las transacciones de gas natural.

• Los productores referenciaban en sus contratos el transporte desde su nodo de entrada

hasta el centro de referencia y todas las transacciones de gas se efectuaban con relación a este centro. Este cargo se denominaba “cargo de entrada” y reflejaba el costo económico de transportar gas desde el nodo de entrada hasta el centro de referencia.

• Los consumidores pagaban, entre otros, el transporte desde el centro de referencia hasta

su respectivo nodo de salida. Este cargo se denominaba “cargo de salida” y reflejaba el costo económico de transportar gas desde el centro de referencia hasta el nodo de salida asociado con cada consumidor.

39 Se considera un consumo promedio de 25 MPCD por cada 150 MW para ciclo combinado.

Con base en lo anterior, la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- fijó las tarifas de transporte de gas natural para los Sistemas de Transporte del Interior, del Centro y del Sur, mediante la Resolución CREG-017 de 1995, recogida posteriormente en la Resolución CREG-057 de 1996. la cual define el Código de Transporte como el conjunto de disposiciones expedidas por la CREG con las facultades del numeral 73.22 de la Ley 142 de 1994. Incluye el conjunto de principios, criterios y procedimientos para realizar la coordinación y la operación del sistema nacional de transporte. De igual manera, permite regular el funcionamiento del mercado mayorista de gas combustible por redes de tubería. El artículo 5 de la Resolución CREG 057 de 1996, considera que el transportador de gas natural no podrá realizar de manera directa, actividades de producción, comercialización o distribución, ni tener interés económico en empresas que tengan por objeto la realización de estas actividades, como tampoco en empresas de generación eléctrica. Sin embargo, se pueden conectar al sistema de transporte los productores, comercializadores, distribuidores y grandes consumidores que se acojan al Código de Transporte, y realicen el pago de cargos por uso, conexión y capacidad del sistema de transporte En la misma Resolución, se define el transporte como la actividad que incluye la operación del sistema troncal de transporte de gas por tuberías, el servicio de transporte, su administración, mantenimiento y expansión. Contempla actividades relacionadas como el almacenamiento, la compresión y la medición, que pueden ser desarrolladas por el transportador o realizadas de manera independiente por otra persona natural o jurídica. El transportador podrá adquirir solamente el gas natural que requiera para su propio consumo, para compensar pérdidas o para mantener el balance del sistema de transporte, si es del caso. Según el artículo 29 de la Resolución citada, las personas que hayan sido contratadas por la Nación o por Ecopetrol para la construcción, operación y mantenimiento de gasoductos bajo la modalidad del BOMT o similares, o concesiones con contratos de cesión total de su capacidad de transporte, no se consideran transportadores de gas natural. En estos casos, el transportador es la entidad contratante o sus cesionarios. Se exceptúan, sin embargo, PROMIGAS S.A., TRANS-ORIENTE S.A., debido a que la remuneración que reciben proviene de terceros distintos a la entidad concedente. Lo anterior junto con el concepto del Consejo de Estado No. 959 del 8 de Abril de 1997 que consideró que a Ecopetrol no le es aplicable el Régimen de Servicios Públicos Domiciliarios previsto en la Ley 142 de 1994, dejó temporalmente fuera de inspección, control y vigilancia la mayor parte de la actividad de transporte de gas natural del país, la cual se desarrollaba bajo la modalidad de BOMT o directamente por Ecopetrol. Esto se subsanó con la Ley 401 del 20 de Agosto de 1997 que creó ECOGAS, como principal responsable de la actividad transportadora de gas natural en el país. Desde el punto de vista regulatorio fue necesario definir una estructura de tarifas de transporte para el gas natural que reflejase los costos reales de este servicio y que, estimada a la libre negociabilidad del suministro con los productores, permita a los gestores de los nuevos proyectos industriales y termoeléctricos optimizar sus costos mediante la selección apropiada de la localización de sus instalaciones. Se considera que ello también incentiva la explotación eficiente de los campos de gas natural favoreciendo aquellos con costos marginales más bajos o mejor localizados con referencia a los centros de consumo.

El sistema comercial y del transporte del gas natural en el país se ha concebido para mantener todavía independientes (pero interconectados) los mercados de la Costa Atlántica y del Interior del país. Para ello fue necesario introducir un esquema de cargos por entrada y salida al sistema de transporte. Los cuales serán pagados por los productores y consumidores de acuerdo con su localización en la red, pero que serán independientes de los contratos que finalmente acuerden productores y consumidores dentro de cada mercado. Además de los cargos de entrada y salida mencionados, los productores y consumidores pagarán un cargo de sobre el volumen facturado mensualmente, correspondiente a los costos de administración, medición y compresión asociados con el sistema de transporte del interior. Sin perjuicio de los cargos establecidos en la CREG 057/96 existirá un “cargo estampilla” para el sistema de transporte de gas natural del interior, tal como fue creado por la Resolución 056 de 1996; este cargo estampilla se establecerá en forma gradual en cuatro (4) cuotas iguales semestrales acumulativas. El cargo estampilla, se actualizará semestralmente con un índice igual a la variación en el índice de inflación de los Estados Unidos de Norte América en los últimos seis (6) meses anteriores a la fecha en la que se debe realizar la actualización, más un incremento adicional de 4.3 (cuatro punto tres) puntos porcentuales. Para el mercado del Interior se seleccionó como centro de referencia a la localidad de Vasconia en forma tal que los cargos de entrada se calculan como la suma algebraica de los cargos por tramos correspondientes a los trayectos entre los campos productores y dicho nodo, y los de salida, entre dicho nodo y los mercados, incluyendo la componente "estampilla" en los de salida. En esta forma se organizará el "mercado mayorista de gas" para el interior del país en el cual se define a Vasconia como punto de encuentro entre la oferta y la demanda de gas a pesar de que éstas se encuentran dispersas en todo el sistema del interior. El precio de mercado del gas será entonces el precio localizado en Vasconia (nótese que éste sería el comparable con el precio regulado de "boca de pozo" que se mantendría para el sistema de la Costa). El precio en Vasconia será por tanto, un precio de referencia para la realización de transacciones, aún cuando los compradores de gas pagarán el precio del transporte desde el productor hasta los diferentes centros de consumo. Para el gas propano, a partir del 1 de marzo de 1998 entró a regir la fórmula tarifaría con vigencia de 5 años. La cual, determina las tarifas aplicables a los usuarios finales y contiene varias variables entre ellas la de transporte. Como parte de un proceso de revisión detallada que realiza la CREG al régimen tarifario vigente para la prestación de este servicio, se detectó un error de cálculo en la fijación del valor inicial de este componente (Transporte). Este error consistió en una aplicación incorrecta de la actualización del componente entre julio de 1997 y marzo de 1998, fecha en la cual entró el régimen tarifario basado en fórmulas. Dado que este error lesionaba a los usuarios se determinó que era grave, y haciendo uso de las disposiciones excepcionales dadas por la ley para modificar las fórmulas tarifarías antes del vencimiento del período tarifario de cinco años, la CREG corrigió inmediatamente el error. (Resolución CREG-052 de 2000)

3.7.2 Distribución La actividad de distribución es la componente de la cadena de la industria de gas, que consiste en el transporte de dicho bien a través de gasoductos que conectan las puertas de ciudad con las acometidas de los inmuebles. Hoy en día, por las redes de distribución se transporta aproximadamente el 30% del gas consumido en el país, y se atienden cerca de 2 millones de usuarios que representan una cobertura de alrededor de un 25% a nivel nacional. Al vencimiento del primer período de la fórmula tarifaría y de sus correspondientes cargos de distribución y de comercialización, la experiencia de cinco años ha evidenciado la necesidad de efectuar modificaciones importantes tanto a la fórmula vigente como al esquema adoptado para la determinación de los cargos de distribución y de comercialización. Las reformas que se plantean, se basan en el sostenimiento del marco regulatorio aprobado por la CREG para las actividades de suministro y transporte de gas, y en la permanencia del esquema institucional hasta ahora vigente para la regulación del servicio público domiciliario de gas natural. Cumplido el tiempo de aplicación de los cargos de distribución en 15 empresas distribuidoras que atienden áreas de servicio no exclusivo, los principales inconvenientes observados en el régimen tarifario, dispuesto en la CREG 057/96 son:

La adopción de un cargo de distribución único difícilmente permite una eficiente asignación de costos entre las diferentes clases de usuarios y niveles de consumo en una red de distribución. Dicho esquema puede generar subsidios cruzados, no explícitos, entre usuarios industriales de gran consumo y usuarios residenciales, dificultando la penetración del energético.

No existe una incorporación explícita de la calidad y el grado de cobertura en el cálculo del

cargo de distribución.

No hay una clara separación entre las actividades de comercialización y de distribución de gas.

Se carece de una clara directriz sobre la unidad regulatoria adoptada, es decir, si el cargo de distribución aplica a un mercado o a una empresa.

El horizonte de proyección utilizado para el cálculo del Costo Medio es muy largo para un

mercado en desarrollo.

Los diferentes grados de madurez de los mercados hacen poco conveniente la adopción de esquemas de tipo general.

En resumen, se propone que cada tarifa esté asociada a un área geográfica (municipio o conjunto de municipios) independientemente de la empresa o las empresas que presten el servicio en ese territorio, y que sea la Comisión la encargada de definir en cada caso particular el mercado relevante para el cual se definirán los cargos de distribución, teniendo en cuenta criterios como: economías de escala, eficiencia económica, homogeneidad demográfica y urbanística, presencia de sustitutos y nivel de cobertura actual. El esquema de remuneración para la actividad de distribución, para todo tipo de usuarios y niveles de consumo, se basa en el Cargo Promedio Máximo de Distribución –Dt-, cuyo período de vigencia regulatoria es de cinco años. Dicho cargo se determina utilizando la metodología de costo medio

de largo plazo aplicada en un horizonte de proyección de 20 años40. Para la determinación de la nueva metodología de remuneración de la actividad de distribución, se cuenta, entre otras, con las siguientes alternativas metodológicas: • Costo medio histórico Se considera apropiada para sistemas maduros porque se minimiza la incertidumbre en la proyección de la expansión y de las demandas. Es utilizado actualmente en el país para la remuneración de la actividad de distribución eléctrica. • Costo medio de largo plazo Al utilizar horizontes de proyección de largo plazo (generalmente 20 años), se involucra un innecesario grado de incertidumbre en el cálculo. Es el esquema utilizado para la remuneración de la actividad de distribución de gas. • Costo medio de mediano plazo Al determinarse con base en la inversión existente y la inversión proyectada a mediano plazo (5 años) considera la expansión del servicio y reduce apreciablemente la incertidumbre en la proyección. Se considera apropiado para sistemas de distribución en desarrollo. • Ingreso medio regulado Presenta dificultades para el control de la discriminación de precios y puede facilitar el subsidio cruzado entre usuarios residenciales y usuarios industriales. • Ingreso máximo regulado (tasa de retorno) Se basa en el reconocimiento de una rentabilidad anual sobre el registro contable de los activos. Éste, incentiva el incremento injustificado de la base de activos y es difícil de implantar con las prácticas contables del país. • Netback Con el esquema regulatorio vigente la adopción generalizada de este esquema implicaría la extracción potencial de todo el excedente del consumidor por parte del Distribuidor, y al basarse en precios de sustitutos su aplicación puede estar distorsionada. • Benchmarking Existe dificultad en la consecución de una base de información suficiente para hacer comparaciones a nivel internacional. • Libertad de precios Aplicada en mercados desarrollados, puede resultar interesante en nuevos mercados, donde el usuario todavía no ha incurrido en costos de conversión y aún tiene la posibilidad de elegir entre

40 Artículos 108 a 124 de la Resolución CREG-057 de 1996

energéticos sustitutos. Es atractiva siempre que el Distribuidor establezca ex-ante una senda tarifaria de largo plazo, con el objeto de suministrar la información necesaria al usuario. Con base en lo anterior, se considera que las metodologías más adecuadas para la remuneración de la actividad de distribución en nuestro país serían las siguientes: • Mercados Nuevos: Libertad de precios con senda tarifaria definida por el Distribuidor para un

período de 10 años, en los cuales el agente presenta la senda para el cargo de distribución y para el cargo de comercialización.

• Mercados en Desarrollo: Costos medios de mediano plazo • Mercados Desarrollados: Costos medios históricos Básicamente existen dos procedimientos para el cálculo de costos medios: a) la metodología de costos del servicio “costs of service”; y b) la metodología de precios de eficiencia “efficiency pricing. En la siguiente Tabla se presentan las ventajas y desventajas de los 2 procedimientos anteriores: Evaluación comparativa entre las metodologías de costo de servicio y precios de eficiencia Parámetro Costo del servicio Precios de eficiencia • Cobertura del servicio • La define el Agente

• Podría implicar el “descreme”

del mercado

• La define el Regulador • Podría implicar exclusividad

• Determinación de Inversiones de expansión

• La define el Agente, con base en sus propios criterios de ingeniería y expectativas de crecimiento urbano

• La define el Regulador, con base en una red eficiente determinada con criterios de ingeniería generalmente aceptados

• Pueden presentarse

sobrestimaciones o subestimaciones en la inversión.

• Tratamiento de la inversión existente

• No se disputa • No se disputa

• Revisión de la inversión de expansión por parte de la CREG

• Detallada • No se requiere

• Proyecciones de demanda • Los propone el Agente con base en sus propias expectativas comerciales

• La define el regulador con base en las metas de cobertura y penetración acordadas con el Agente.

• Gastos de AOM • La propone el Agente con base en las proyecciones de costos de su organización empresarial

• La define el Regulador con base en un modelo organizacional determinado econométricamente

• Requerimientos de información

• Altos • Altos

• Otros • Requiere un detallado análisis de cada caso particular

• Las tarifas son establecidas

con criterios económicos

• Requiere alto nivel de concertación con la industria sobre los supuestos para alimentar el modelo

• Las tarifas son establecidas con criterios financieros

Con base en las ventajas y desventajas de los dos procedimientos anteriores se concluye lo siguiente: • Con el procedimiento de precios de eficiencia se puede inducir una mayor cobertura y

penetración del energético; puede implicar una menor carga regulatoria; y la tarifa determinada puede permitir que se verifique la viabilidad financiera del negocio

• El procedimiento de costos del servicio no asegura el incremento de la cobertura y de la

penetración en los niveles deseados, e implica una mayor carga regulatoria para la revisión del monto de las inversiones y las proyecciones de demanda correspondientes.

Con base en lo anterior y teniendo en cuenta el incipiente estado de desarrollo y utilización de los procedimientos de precios de eficiencia, pero siendo conscientes de las bondades del modelo, se propone mantener la metodología de costos del servicio, verificados por la CREG mediante procedimientos de precios de eficiencia. De esta forma, se considera que se recoge buena parte de las ventajas de los dos métodos propuestos. La empresa de servicios públicos definirá un menú tarifario de cargos para cada bloque de consumo. Cada menú supone la definición de un cargo fijo mensual por factura y un cargo variable por volumen de gas consumido. Los cargos fijos se incrementarán en la medida en que se aumenten los niveles de consumo y los cargos variables tendrán una tendencia contraria. A cada consumidor le será ofrecida una pareja de cargos acorde con su nivel de consumo. El Distribuidor Comercializador ofrecerá obligatoriamente a los usuarios de menores consumos un cargo único de distribución establecido por el regulador con base en los costos medios correspondientes. Se requiere mantener el equilibrio financiero del Fondo de Solidaridad y Redistribución. En tal sentido, y teniendo en cuenta la previsible reducción de los cargos de distribución a los usuarios no residenciales y su aumento en el sector residencial se hace necesario evaluar la vigencia de los actuales factores de contribución para los sectores de consumo no residencial. El cargo de conexión constituye una barrera importante para su penetración. En tal sentido, se han identificado los siguientes inconvenientes relacionados con el costo de conexión: • Período de financiación corto y tasas elevadas • Alto para usuarios de viviendas multifamiliares • No existe, al menos a nivel contable, una clara separación entre los costos de distribución y los

costos de conexión. Para atenuar el impacto en los costos de conexión de nuevos usuarios residenciales, estos se incluirán en los costos de red, haciéndolos recuperables mediante el cargo de distribución aplicado a todos los usuarios del sistema El principal inconveniente de esta estrategia está relacionado con el doble pago, que vía cargos de distribución, puedan efectuar los usuarios existentes que ya cubrieron o están cubriendo sus costos de conexión. Para evitar esta situación, se desarrollará un esquema de recompra de conexiones residenciales por parte del Distribuidor.

La eficiencia económica, también está relacionada con la elección del combustible más adecuado para cada uso e influye su eficiencia energética; se propone sustituir la unidad de facturación del consumo de gas natural, pasando de una facturación volumétrica a facturación en unidades de energía. El esquema de prestación del servicio introducido por la Ley 142 de 1994, implica que las empresas asuman riesgos propios de la actividad, entre los cuales está el cambio en las condiciones tributarias existentes al fijar la tarifa. Se reconocerán los impuestos vigentes al momento del cálculo de los cargos y por tanto, los cambios en las condiciones tributarias que puedan afectar a las empresas, negativa o positivamente, no darán lugar a la revisión de los componentes de la fórmula. Un modelo de ingeniería como herramienta para determinar los costos eficientes de operación y mantenimiento de redes de distribución de gas, obedece a la existencia de prácticas comunes y estandarizadas técnicamente para la realización de estas actividades. Por su parte, el uso de análisis envolvente de datos para la determinación de gastos eficientes de administración se basa en la estrecha correspondencia que existe entre variables comunes a todas las empresas (número de usuarios, cantidad de municipios atendidos, entre otras) y el costo de la administración, relación que refleja acertadamente la eficiencia administrativa de una firma. Cuando un Distribuidor utilice redes de un tercero para prestar el servicio a otros usuarios, se considera que es un operador de esos activos y está en la obligación de remunerar al propietario. En todo caso, el operador de red será el responsable por la administración, operación y mantenimiento de la infraestructura de distribución. 3.7.3 Comercialización de gas La actividad de comercialización incluye todas las labores relacionadas con los aspectos comerciales del servicio incluyendo, entre otros, lectura del medidor, facturación del servicio, recaudo, atención de reclamos y servicios al cliente. El costo de la actividad de comercialización, por su alto componente fijo, responde a economías de escala y alcance (empresas que pueden facturar servicios de energía eléctrica y gas o que operan en pocos municipios densamente poblados). Esta situación hace que dicho costo difiera en cada mercado, y que una tarifa igual para todas las firmas pueda trasladar ineficiencias al usuario o al Comercializador. La actual valoración de esta actividad, sumada en algunos casos a un mercado de distribución en proceso de desarrollo, hace que la viabilidad del negocio de comercialización se deba, en cierta forma, a la ejecución paralela de la actividad de distribución por parte de la firma. Adicionalmente, si se tiene en cuenta que la distribución es un monopolio natural, mientras que la comercialización es un negocio en teoría competitivo, la existencia única de Distribuidores–Comercializadores hace que se extienda el poder monopólico a actividades donde éste no debería estar presente. Para la determinación del costo de comercialización se propone utilizar la metodología de Frontera de Eficiencia, conocida internacionalmente como DEA (Data Envelopment Analysis), tal como se describe en el Anexo 2 de este documento. Dicha metodología ha sido utilizada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas en la regulación del cargo de comercialización de electricidad.

La Fórmula Tarifaria vigente para la actividad de distribución-comercialización de gas natural fue establecida por la Resolución CREG 057 de 1996, su vigencia es de cinco años41. La tarifa promedio por unidad de gas natural suministrada a usuarios conectados es igual al cargo promedio máximo por unidad (Mst), calculado de acuerdo con la siguiente fórmula general. Mst = Gt + Tt + Dt + St + Kst donde: Gt = costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural en troncal en el

año t Tt = costo promedio máximo unitario en $/m3 de transporte en troncal en el año t. Dt = cargo promedio máximo unitario en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red en

el año t. Este cargo no incluye la conexión. St = cargo o margen máximo unitario en $/m3 de comercialización en el año t Kst = factor de corrección en $/m3 en el año t (que puede ser positivo o negativo) Algunos elementos que han impedido un funcionamiento adecuado de esta fórmula tarifaria son los siguientes: • El establecimiento de un solo precio en puerta de ciudad para los diferentes tipos de usuarios,

impide desarrollar estrategias comerciales más agresivas para penetrar en el mercado industrial.

• Existe gran volatilidad en los componentes del costo de suministro de gas y del costo de

transporte por estar nominados en Dólares Americanos. • Existe una gran incertidumbre en la predicción con un año de anticipación de los costos de

compra y transporte de gas. • El factor de ajuste o de corrección utilizado, aplicado únicamente al sector residencial, crea

dificultades para la penetración de gas en el sector industrial. • El reconocimiento del costo de compras de gas contemplaba una comparación del costo propio

de cada agente con un costo de un mercado de gas inexistente. Con el objeto de atender a estas dificultades, se expidió la Resolución CREG-007 de 2000 que estableció una opción tarifaria42, con base en la cual se propone una fórmula tarifaría similar, cuyas principales características son las siguientes: 41 Según la Resolución CREG-057 de 1996, el período tarifario vigente se extiende desde noviembre 2 de 1995 hasta a

noviembre 2 de 2000. 42 Dos empresas distribuidoras-comercializadoras han optado por la alternativa regulatoria ofrecida mediante Resolución

CREG-007 de 2000.

El Cargo Máximo Unitario en $/kWh aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público

argo variable máximo: M = Gm + Tm + Dm

argo fijo máximo: Cm

onde:

m = Costo promedio máximo unitario en $/kWh para compras de gas natural en

m = Costo promedio máximo unitario en $/kWh para el transporte de gas en el

m = Cargo máximo unitario en $/kWh permitido al Distribuidor por uso de la red

m = Cargo máximo unitario de comercialización en $/factura aplicable en el mes

l costo promedio máximo para compras y transporte de gas natural en el Sistema Nacional de

or los inconvenientes señalados, la nueva fórmula regulatoria no incluye el factor de ajuste Kst.

esde el punto de vista de la libre elección de proveedor y del régimen de precios para la

squema de Desregulacion Vigente

LIMITE DE CONSUMO

domiciliario de gas combustible por redes de tubería (Msm) tendrá dos componentes, y se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula general: C sm C d G

el Sistema Nacional de Transporte aplicable en el mes m.

TSistema Nacional de Transporte aplicable en el mes m.

Daplicable en el mes m. Este cargo no incluye la conexión.

Cm.

ETransporte (Gm) y (Tm) se calculará con base en fórmulas. PSu desmonte se efectuará en un período de seis meses, en forma similar a la establecida en la Resolución CREG-007 de 2000. Dadquisición de gas en puertas de ciudad o en sistemas de transporte, los usuarios del servicio público de gas domiciliario se clasifican en Grandes Consumidores o Usuarios No Regulados y Pequeños Consumidores o Usuarios Regulados. La Tabla muestra los consumos a partir de los cuales un consumidor puede adoptar la clasificación de Usuario No Regulado: E

PERIODO HASTA es PCD m3/m31 de diciembre/01 500.000 424.800 31 de diciembre/04 300.000 254.860 En adelante 100.000 84.960

ado que la nueva metodología propuesta para las áreas de servicio no exclusivo difiere

a fórmula tarifaria definida en la Resolución CREG-057 de 1996, remunera el costo de comercialización a través del cargo de distribución y reconoce un margen de comercialización en el

Dconceptualmente del esquema establecido para las concesiones, estas últimas quedarían excluidas de las propuestas efectuadas en este documento. L

componente St cuyo valor, en pesos de 1997, es de $3 por metro cúbico indexado anualmente con IPC. La regulación vigente (Resolución CREG-007 de 2000) no especifica claramente la metodología de cálculo y los factores tenidos en cuenta para su estimación. Los principales inconvenientes asociados a este esquema de remuneración son: • El margen de comercialización, St, establecido como un valor en pesos por metro cúbico, e

igual para todas las firmas, difícilmente permite que la condición de eficiencia se cumpla, por

ión, por su alto componente fijo, responde a

economías de alcance y de escala, esta situación hace que dicho costo difiera en cada

• de esta actividad de comercialización, hace que la viabilidad actual del

negocio de comercialización se deba, en cierta forma, a la ejecución paralela de la actividad de

El c omercializador es indiferente a los metros cúbicos consumidos. Este argo está asociado realmente a las tareas necesarias para atender comercialmente a un usuario y

debe considerar sólo el costo de ficiencia. Las herramientas comúnmente utilizadas son las que estiman fronteras de eficiencia

is nvolvente de datos. Para construir el modelo que permita estimar el costo de comercialización de

tribuidoras–omercializadoras de gas natural y se estudiará la conveniencia de complementar esta muestra

xiste ntre las actividades inherentes a la comercialización de estos dos servicios públicos y a la utilidad

:

Área atendida o

cuanto no refleja adecuadamente la estructura de costos de las empresas y las características específicas del mercado que ellas atienden.

El costo de la actividad de comercializac

mercado, y que una tarifa igual para todas las firmas pueda trasladar ineficiencias al usuario o al Comercializador.

La actual valoración

distribución por parte de la firma; la distribución es un monopolio natural, mientras que la comercialización es un negocio en teoría competitivo, la existencia única de Distribuidores – Comercializadores hace que se extienda el poder monopólico a actividades donde éste no debería estar presente.

osto de la actividad del Ccno al nivel de consumo, como se encuentra definido actualmente. Para determinar el costo de la comercialización por Ley 142/94 se econ base en modelos estocásticos o determinísticos. La decisión de qué modelo elegir debe basarse en la disponibilidad de información y en la facilidad de interpretación de los resultados. Se propone entonces, estimar una frontera de eficiencia determinística mediante análisegas natural, se debe considerar la selección de la muestra y la selección de variables. Para estimar el costo de comercialización, se considerarán las empresas DisCcon Comercializadoras de energía eléctrica que operen en mercados densamente poblados. La inclusión de empresas Comercializadoras de energía eléctrica obedece a la similitud que eede contar con una muestra más amplia para la estimación del modelo. Las variables que se emplearían en la construcción del modelo final son • Número de facturas •• Densidad del mercad

La selección de éstas obedece, no solamente a su relación con el costo de prestación del servicio sino también a la facilidad de medición y a la posibilidad de obtener estimaciones por tipo de mercado más que por empresa. Las actividades remuneradas en el costo de comercialización son las siguientes y la información sería reportada en pesos constantes de la fecha base, para cada uno de los años del período tarifario (5 años). NOMBRE OBSERVACIONES Facturación y Recaudo

Facturación: conjunto de actividades que se realizan para emitir la factura del servicio. Comprende: • Facturación • Lectura • Crítica • Precrítica • Recaudo

Ajuste, medición y entrega a clientes

Aquí se incluye la calibración de contadores.

Mercadeo Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización. Comprende publicidad, propaganda y difusión. No se incluyen gastos de actividades no sometidas a regulación y que no son imputables a ninguna de las actividades del Comercializador.

Atención al cliente y usuario

Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización.

Gastos de Personal Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización.

Gastos Generales Se incluirá sólo la proporción que de este gasto se destine a la actividad de comercialización.

3.8 RETOS 3.8.1 Precios y Competencia El reto se deberá centrar en tener un marco regulatorio que permita a los actores del subsector actuar de una forma más creativa en el tipo de contratos que se desarrollen, de tal forma que sea el mercado el que direccione los tipos de contratos que se deben dar, sin que exista abuso de posición dominante de algunos de los actores, y que además incentive las interconexiones internacionales, tanto para exportar como para importar. En lo que se refiere a la competencia en la oferta, se observa que el sector tiene hoy en día una oferta adecuada, pero que sin embargo el número de oferentes es reducido, y esto limita la posibilidad de escogencia para el comprador y pudiera tener como consecuencia posiciones monopólicas. En la actualidad el mercado está en manos de Ecopetrol y Texaco.

3.8.2 Expansión del Sistema de Transporte En la actualidad la expansión del sistema de transporte de gas natural no se halla garantizada, y depende enteramente de la decisión de la empresa privada que desee compartir el riesgo junto con el gobierno nacional. Es necesario que el sistema se siga expandiendo, para alcanzar los niveles propuestos en los planes de expansión del subsector gas. Se debe ser cuidadoso en el diseño del esquema, pues es indispensable que haya inversionistas de riesgo, y hay que evitar al máximo aquellos que no están dispuestos a asumirlo. Se debe tratar en lo posible tener que recurrir a los BOMT’s43 , pues en ellos los inversionistas no asumen riesgo, en cambio se deben buscar alianzas de tipo “Joint Ventures”44, las concesiones a riesgo y el desarrollo de mercados donde los inversionistas participen por su cuenta. Una parte importante de la expansión en el transporte de gas, en la última década, se hizo mediante los BOMT, para desarrollar rápidamente la infraestructura de transporte del interior. Pudiera decirse como balance, que se cumplió el objetivo buscado de tener la infraestructura necesaria para impulsar la masificación del gas. El sector gas, a diferencia del eléctrico, tiene un sistema de transporte donde existe el factor de riesgo de mercado, y éste lo asume el transportador. En el sector eléctrico la transmisión se regula por ingresos, en cambio en el de gas, el transporte se regula por tarifas. Las tarifas y el volumen transportado reflejan los ingresos. Por lo anterior los transportadores tratan de cubrir su riesgo mediante contratos. Adicionalmente no existe un sistema unificado como en electricidad, sino que cada empresa responde por sus despachos, sus ingresos, y sus contratos. Proyectos de expansión de la red actual de gasoductos del país.

Existen dos áreas de importancia en nuestro país que aún quedan pendientes para expandir la red de gas a todos los puntos posibles por el momento de la geografía nacional. Se trata de la interconexión de Cúcuta a la red nacional, y la de Popayán y Pasto. En el primer caso se trata de una ciudad de primer orden, que cuenta con el servicio de gas natural, a partir de una fuente local, la cual se agotará en futuro próximo.

En el segundo caso se trata de llevar el gas natural a toda la región sur occidental del país, a

los departamentos de Cauca y Nariño. Es evidente, que éste es un factor potenciador de desarrollo en estas regiones, que tradicionalmente son deficitarias en energéticos. En ambos casos estos proyectos por sí mismos no son viables, dada la relación entre ingresos e inversiones, sin embargo si se asocian a proyectos de interconexión con Ecuador y Venezuela, lo serían. Se deben conjugar aquí, los intereses de la comunidad y los beneficios que podría obtener la inversión privada, y adicionalmente los intereses estratégicos de nuestro país.

3.8.3 Gas y Líquidos de Cusiana Tarde o temprano llegará el momento en que se tendrá que desarrollar la infraestructura para poner en producción el gas de los campos de Cusiana y Cupigua, la producción de este gas en gran escala irá acompañada de la producción de los condensados extraídos del gas para secarlo.

43 BOMT: Build Operate Maintain and Transfer 44 La joint venture es una alianza estratégica temporal entre dos o más empresas, generalmente una extranjera y otra local, donde se comparten los riesgos de la inversión.

Para poder evacuar estos líquidos del Piedemonte llanero lo más indicado sería construir o adaptar un poliducto al mercado más cercano, es decir a Bogotá. Por otro lado, el gasoducto de La Belleza a Vasconia por su poco diámetro (12 y 14 pulgadas), tiene limitaciones en cuanto a su capacidad de transporte, por lo que en algún momento habrá que pensar en expandirlo o en hacer otro gasoducto. Existe un estudio que propone un gasoducto para llevar gas a Bogotá desde Casanare, como se presenta en el documento conjunto Ecopetrol / BP / Promigas / Transcanada, llamado “Estudio conjunto para definir los futuros requerimientos de la infraestructura de gasoductos en Colombia”, fechado en abril de 1996. En este documento se dice: “La conexión de las reservas del Casanare será clave para el desarrollo sostenido de la industria de gas. Esto se logrará inicialmente, mediante la conversión de la línea de 20”, entre Cusiana y La Belleza, y la instalación de equipos de compresión. El incremento de volúmenes de gas requerirá la construcción de un nuevo gasoducto en 30" entre Cogua y Puerto Salgar, y posteriormente entre Casanare y Cogua.” 3.8.4 Interconexión con Venezuela e Importaciones de Gas Natural Desde mediados del año 1999, viene trabajando una Comisión conjunta de los gobiernos de Colombia y Venezuela, para explorar la manera como se deban integrar en materia de gas natural los dos países. Dicha comisión ha definido un acuerdo para realizar un estudio conjunto que arroje luces sobre la estrategia para la vinculación de capital privado a este fin. Venezuela tiene grandes reservas de gas natural, pero hasta el momento no le ha sacado partido a este recurso como producto de exportación, limitándose a utilizarlo para su consumo doméstico, en la industria petroquímica, la generación de electricidad y la industria petrolera45. Por lo que en la visión del sector energético del país vecino, están interesados en establecer rutas para potenciar su inmenso recurso gasífero. Por su parte Colombia, con unas reservas menores46 , requiere cimentar su industria del gas natural, tanto a nivel interno, como hacia mercados exteriores; todo esto con la tranquilidad de poder disponer en forma abundante del recurso, y disminuir riesgos de abastecimiento. Al consolidarse una alianza de Colombia y Venezuela, ambos países obtienen beneficios al poder exportar conjuntamente hacia los mercados de Centro y Sur América. Lo más probable es que la interconexión entre los dos países se realice por dos puntos simultáneamente: por el área de la Guajira conectando con el sistema de Promigas, y por Norte de Santander a conectarse con el sistema Ecogas a la altura de Ayacucho. Lo ideal es que el gas venezolano entre a Colombia por los puntos mencionados y compita con el gas colombiano en el mercado local, y también transite hacia terceros mercados. Los volúmenes a entrar dependerían de los mercados de terceros países, pero muy preliminarmente se podría pensar que de Venezuela transitaran por territorio colombiano, para ser comercializados en el exterior, alrededor de 300 MPCD47. El hecho de tener la competencia del gas venezolano en nuestro mercado, será una gran ventaja porque los usuarios tendrían una fuente más de suministro, y ayudaría a reducir la potencial tendencia hacia posiciones monopólicas de los productores.

45 Venezuela tiene un consumo de gas natural de 3820 MPCD y unas reservas de 140000 GPC, lo cual da una relación de reservas/producción (R/P) de 101 años (Cifras de 1996) 46 Colombia tiene un consumo de gas natural de 507 MPCD y unas reservas de 6640 GPC, lo cual da una relación de reservas/producción (R/P) de 35 años. (Cifras de 1999) 47 Este número vendría de suponer que el mercado ecuatoriano y centroamericano, cada uno podría ser de alrededor de 200 MPCD, y si consideramos que parte del gas venezolano, unos 100 MPCD quedaría en Colombia y que a su vez nuestro país podría exportar alrededor de 200 MPCD

3.8.5 Exploración de Costa Afuera Con la devolución de las áreas de los contratos Macuira, Nazareth, Los Galeones y Fragata, Ecopetrol dividió la Costa Caribe en ocho bloques de explotación que van desde La Guajira hasta Santa Marta, así: Fortete Norte, Fortete Sur, Cuisa, Oca, Bahía, Ensenada, Aguila, Fuerte. De concretarse las expectativas de hallazgo de nuevos campos gasíferos costa afuera en el Caribe Colombiano, esto reforzaría la idea de convertir a Colombia en exportador de gas natural. 3.8.6 Proyectos de Almacenamiento de Gas Natural Ecogas está liderando un proyecto de gran interés para el sistema de gas natural del interior. Se trata de desarrollar en un punto estratégico central en el interior del país, un sitio de almacenamiento subterráneo de gas natural, este punto estaría situado en el Valle del Magdalena en la zona del Tolima o en el Valle del Cauca.

3.9 GAS NATURAL COMPRIMIDO VEHICULAR –GNCV-

3.9.1 Generalidades El GNCV es el mismo gas natural y se maneja como éste por lo que su densidad energética es baja comparada con la gasolina líquida, aproximadamente cinco (5) veces menos. Para que rinda dentro del vehículo y minimizar las veces que se debe tanquear, éste debe comprimir a 207 bares de presión (3000 psig) y almacenar en tanques muy seguros especialmente diseñados. A este gas comprimido se le llama Gas Natural Comprimido para Vehículos – GNCV-. El GNCV ofrece ventajas ambientales muy importantes con respecto a otros combustibles debido a que tiene menos carbón en su molécula, lo que lo hace más puro. El gas natural es el combustible fósil más liviano con la más alta relación hidrógeno/carbono de 4/1. En términos de seguridad, el gas natural por ser un combustible gaseoso, más liviano que el aire, se disipa y tiende a subir rápidamente en el aire en caso de un escape de los diferentes sistemas, en un vehículo, en una estación de servicio o una línea de conducción. De otra parte, el porcentaje volumétrico de gas natural requerido en el aire para encenderse en presencia del fuego, está entre el 5% y el 15%, un rango relativamente estrecho para quemarse, haciéndolo seguro. Su participación en la canasta energética nacional y su incidencia en la economía, lo perfilan como el principal objeto de ajuste para garantizar un óptimo uso de los recursos energéticos en el mediano plazo, buscando, entre otros los siguientes objetivos:

Racionalizar el consumo de combustibles Aumentar la eficiencia energética Reducir la contaminación ambiental Diversificar la oferta de combustibles y Fortalecer la balanza comercial disminuyendo la importación de energía.

El sector transporte se constituye como el segundo uso en importancia sobre el consumo total de energía final con una participación aproximada del 31% y este sector es el mayor contaminante atmosférico. CO NSUM O FINAL DE ENERG IA PO R SECT O RES

AÑO 2000

Fuente:Balance Energetico 2000. UPM E

industrial 39%

otros 7% residencial

18%

com ercial 5%

transpotes 31%

3.9.2 Suministro Las principales políticas para garantizar el abastecimiento pleno de las necesidades energéticas en el mediano plazo, relacionadas con la demanda de energía en el sector transporte, son las siguientes:

Reflejar gradualmente en los precios internos el precio internacional de los combustibles líquidos (Gasolina y Diesel).

Incentivar el uso masivo de Gas Natural en el Sector Transporte Público Automotor. Orientar el consumo de Diesel exclusivamente al sector de transporte público de Carga.

3.9.3 Consumo En el 2001 la participación del sector del GNV sobre el consumo total nacional de gas natural fue del 1.5% (9.0 MPCD), representando un incremento del 26% en el consumo de GNV con respecto al año anterior, debido al incremento del parque automotor a GNV, que al 31 de diciembre de 2001 contabilizaba alrededor de 11.642 vehículos, concentrándose la mayor proporción en la Costa Atlántica (47%) y Bogotá (36%). De otro lado, según PUBLIGAS 2002/2003 los talleres y estaciones existentes a la fecha son los siguientes:

TALLERES DE CONVERSIÓN DE GNCV

CIUDAD CANTIDAD YUMBO 1 ARMENIA 2 BARRANQUILLA 4 BOGOTÁ, DC. 20 BUCARAMANGA 4 CALI 4 CARTAGENA 3 ITAGUÍ 1 MEDELLÍN 5 MONTERIA 1 SABANETA 2 SINCELEJO 1 SOLEDAD 1 VILLAVICENCIO 1 TOTAL 50

ESTACIONES DE SERVICIO

ARMENIA 1 BARRANQUILLA 15 BOGOTA, D.C. 9 BUCARAMANGA 2 CALI 3 CARTAGENA 5 MEDELLÍN 2 MONTERIA 1 NEIVA 1 SANTA MARTA 1 SINCELEJO 1

Se estima que respecto a la demanda total del sector transporte automotor, en el 2010 el Gas Natural Vehicular alcanzará una participación del 6% de la energía consumida en este sector, y si se considera únicamente la demanda de energía del transporte urbano (público y de carga) ya que el programa está orientado principalmente hacia este mercado, alcanzará una participación del 16% sobre la demanda total de energía allí consumida. 3.9.4 El Gas Natural en el Sector Automotor 3.9.4.1 Estaciones de Servicio Las estaciones de llenado de gas natural a vehículos constan básicamente de tres componentes: El compresor para comprimir el gas hasta las condiciones de presión requerida de los tanques de los vehículos, -los tanques de almacenamiento de las estaciones que pueden almacenar gas a diferentes presiones (sistema de cascada)- y el surtidor o surtidores con sus respectivas

mangueras que poseen boquillas de llenado diferentes a las de combustibles líquidos a través de las cuales se inyecta el gas a los vehículos. Además el sistema de la estación cuenta con un control electrónico central y la posibilidad de usar un sistema computarizado para despacho y facilitar la operación de llenado. Las estaciones de servicio pueden ser dedicadas a: Venta exclusiva de gas natural o mixtas, con suministro de ACPM y gasolina. En este caso se puede, por ejemplo, instalar una o más islas adicionales, cada una con dos surtidores y dos mangueras, por cada surtidor. El tiempo de llenado con gas natural es similar al de la gasolina o ACPM. También existen estaciones de llenado lento, de seis (6) a ocho (8) horas, utilizadas para flotas de vehículos, cuando éstos cargan una vez al día y regresan a su base por períodos largos de descanso, por ejemplo, en las noches. Los tipos de estaciones de llenado de gas natural comprimido son:

• Estaciones de Llenado Rápido Son las más comunes y muy similares a las de gasolina.

Se requiere de 5 a 7 minutos para llenar un automóvil o camión liviano. Surte combustible primero desde el almacenamiento de la estación y después directamente del

compresor: Las más modernas cuentan con sistemas computarizados con tarjeta para el control de

despacho a vehículos en GNCV. • Estaciones de Llenado Lento

También conocidas como estación de llenado de tiempo. Recomendadas cuando los vehículos llena una sola vez al día y regresan a una base por

periodos largos de tiempo ( 6-8 horas ). Se utilizan para el llenado de vehículos comerciales que permanecen estacionados durante la

noche en parqueaderos propios de las compañías. Llenan directamente del compresor ( Poca capacidad de almacenaje ).

• Estaciones Combinadas

Se usan cuando la flotilla que sirve necesita ambos sistemas de llenado. Cuando diferentes vehículos llenan a diferentes horas y descansan por periodos de tiempo

diferentes. 3.9.4.2 Proceso de Conversión de un Vehículo Para adaptar un vehículo, taxi, bus o un carro particular, al servicio de GNCV, se debe instalar un kit de conversión de tal forma que queda habilitado para utilizar gasolina o gas, accionando desde el tablero del vehículo un “switche” de dos posiciones, correspondiente a los dos combustibles mencionados. El proceso de conversión de un vehículo consta de los siguientes pasos: • La preconversión: que consiste en una revisión detallada de las condiciones generales del

motor y del sistema electrónico. Se revisa el nivel de compresión de cada uno de los cilindros

del motor. Si el vehículo no pasa las pruebas, debe ser sometido a las reparaciones pertinentes y pasar nuevamente la revisión. Solamente se da el visto bueno a los vehículos que estén en buenas condiciones.

• La instalación o montaje: de los elementos del Kit de conversión incluyendo válvulas

reductoras, inyector, tuberías de alta y baja presión y el o los cilindros de gas. Este proceso toma dos días mínimo e incluye una prueba de hermeticidad previa a la entrega.

• Revisión post – instalación: a los dos meses de servicio. La capacidad típica de un taller de

conversión es para instalar de 30 a 40 Kits al mes. Para el control de calidad se deben aplicar los procedimientos y manuales respectivos diseñados para tal fin.

La revisión de la conversión de los vehículos se deberá realizar anualmente y cada vehículo deberá tener una certificación con la fecha de revisión, colocado en un lugar visible, por ejemplo en la esquina derecha del vidrio delantero. Existe la Norma Técnica Colombiana preparada por ICONTEC, titulada Talleres de Servicio para Vehículos que Utilizan Gas Natural Comprimido (4822:2000). El objetivo y alcance de esta norma es: “Establecer los requisitos mínimos tanto técnicos como de seguridad que deben cumplir los talleres de servicio dedicados a labores de instalación, mantenimiento, reparación de los componentes del sistema GNCV; lo mismo que para realizar labores de instalación, inspección, mantenimiento y reparación de los respectivos cilindros”. Otras normas que se deben consultar son: NTC 3847: 1996; NTC 4821:2000; NTC 4828:2001 y la NTC 4830:2001. 3.9.5 Política de Precios El principal incentivo que tienen los propietarios del parque automotor para vincularse al programa de Gas Natural Vehicular, es el precio más económico del GNCV respecto al de los demás combustibles (Gasolina y ACPM). Han sido tres las etapas en la fijación del precio del GNV al usuario final, así: la primera desde septiembre/95 hasta abril/00 cuando la Resolución Minminas No.82035/95 estableció que el precio máximo del Gas Natural Comprimido Vehicular en pesos por cada 10.000 BTUs, sería igual al 60% del precio de un galón de gasolina para motor corriente en la ciudad de Barrancabermeja, sin incluir ningún tipo de sobretasa ni sobrecosto por localización geográfica. Posteriormente, desde abril/00 hasta marzo/01 con la expedición de la Resolución Minminas No.80372/00 que determinó que el precio máximo del GNCV en pesos por cada 100.000 BTUs, será igual al 60% del precio máximo de un galón de gasolina motor corriente para las zonas donde opera el régimen de Libertad Regulada, incluida la sobretasa que se encuentre vigente en cada mes. Finalmente, desde Marzo 5 de 2001, con el fin de incentivar la oferta de estaciones de servicio, la Resolución Minminas No.80296/01 estableció que los precios a los usuarios finales del GNCV se determinarán libremente por cada distribuidor minorista. No obstante, con la libertad en la fijación del precio que caracteriza el mercado en la actualidad, los distribuidores minoristas han querido establecer el precio, haciendo una paridad entre el valor económico del GNCV por unidad energética y el valor económico de una unidad energética del ACPM para el corto plazo (2001-2005), ya que es su competidor energético más cercano. Lo anterior porque los distribuidores involucrados en el programa pretenderán cautivar el mercado de transporte público con posibilidad de repotenciación a diesel durante los primeros años.

La fuerte competencia entre estos dos combustibles se demuestra al observar un decrecimiento de la tasa media de conversiones a gas natural vehicular, entre los meses en los que se sostuvo el precio del diesel durante el año 2001. En suma, al analizar el ahorro conseguido por un transportador a través del uso de GNCV en lugar de gasolina corriente, se obtiene que el transportador paga la inversión en el Kit de conversión durante un periodo promedio de 9 meses para buses (incluyendo busetas y microbuses); y de 7 meses para los taxis, considerando un precio constante de venta al público del GNCV durante este periodo. A partir de este momento el transportador consigue ahorros superiores al 40% en el combustible que necesita para cumplir con sus rutas.

3.9.6 El GNCV y el Medio Ambiente

Vale la pena destacar una vez más que el gas natural es el combustible fósil menos contaminante que existe. Teniendo en cuenta que en un país como Colombia, al comparar la contaminación por fuentes móviles ( Vehículos ) y fuentes fijas ( Industrias ), las primeras aportan el 70% y las segundas el 30%, un programa de GNCV contribuirá a reducir significativamente la contaminación ambiental, además del ahorro de divisas que se obtendrá por sustitución de importaciones de gasolina El gas natural está compuesto principalmente por el Gas Metano CH4, arde en forma limpia y emite poco monóxido de carbono CO. En general, este gas es menos contaminante que la gasolina y el ACPM. Su octanaje (es de 120) es más alto que el de gasolina corriente (octanaje 86). El gas natural se inyecta al motor como gas convirtiéndolo en un excelente combustible para vehículos automotores. En la siguiente tabla se presentan los principales contaminantes de los combustibles fósiles utilizados tradicionalmente en el transporte automotor, (Gasolina y ACPM) y sus efectos en el medio ambiente y la salud humana. CONTAMINANTES DE LOS COMBUSTIBLES FÓSILES TRADICIONALES Y SUS EFECTOS EN

EL MEDIO AMBIENTE Y EN LA SALUD

TIPO DE CONTAMINANTES

CONTAMINANTES

EFECTOS SOBRE LA SALUD

Tóxicos, TOx

Monóxido de Carbono, CO Benceno Polinucleares

Se une a la hemoglobina de la sangre disminuyendo su capacidad para transportar oxigeno a los tejidos.

Inhibe el sistema enzimático que metaboliza fármacos, pudiendo alterar la acción terapéutica de algunos medicamentos.

Agravamiento de enfermedades coronarias. Produce asfixia y en mayores

concentraciones la muerte de la persona. Afecta la capacidad de trabajo físico e

intelectual. Benceno y aromáticos producen cáncer.

Oxidos de Azufre, SOx

Oxido Sulfuroso, SO2Oxido Sulfúrico, SO3

Con la humedad del aire produce lluvia ácida compuesta por pequeñas cantidades de ácido sulfúrico y ácido nítrico en agua lluvia, la cual afecta el PH de los terrenos con daño al ecosistema. Daña las obras de arte expuestas a la lluvia. Afecta vías respiratorias especialmente a niños y ancianos. Agrava enfermedades coronarias. Producen enfisema pulmonar. Irrita las vías respiratorias siendo más tóxico en presencia de material particulado. La respuesta fisiológica umbral para personas sensibles es del orden de 1.5 ppm.

Compuestos Orgánicos Volátiles (VOC´s)

Olefinas livianas (Fotorreactivos). Benceno Aromáticos.

Con los Nox, forman oxidantes fotoquímicos como el ozono O3, los PAN y PBCN (Nitratos de peroxiaxilo y peroxibencilo), el smog, los aerosoles.

El ozono ataca las células epiteliales alveolares.

El ozono afecta la flora y las cosechas agrícolas.

Partículas

Hollín seco PM 10 Fracción orgánica soluble.

Producen enfermedades respiratorias. Las PM 10 son partículas inferiores a 10

micrones (Tamaño de virus y bacterias) que llegan a las vías respiratorias con grave riesgo para la salud.

Las partículas totales en suspensión como el hollín, plomo, sulfatos e hidrocarburos policíclicos con exposición prolongada producen cáncer.

Producen pequeñas heridas en la periferia de los pulmones.

Afectan más a niños y ancianos. Irrita los ojos y vías respiratorias. Dolores

de cabeza, garganta. Taponamientos de nariz. Junto con los SOx producen lluvia ácida. Con la luz solar produce los PAN, PBN y el

ozono, produce somg. Oxidos de Nitrógeno, NOx

Oxidos de Nitrógeno, NO, No2, N2O

Produce daño pulmonar, disminuye los mecanismos pulmonares de defensa, incrementan la permeabilidad del epitelio bronquial y de la membrana de los alvéolos pulmonares.

El oxido nitroso es un gas de invernadero que tiene un poder de calentamiento global 310 veces más que el CO2.

Inhibe la acción de la hemoglobina de la sangre.

Altera el crecimiento de las plantas. Interfiere la fotosíntesis de algas.

Fuente: Centro de Desarrollo Tecnológico del Gas – SENA - Ecopetrol

3.9.7 Proyección El Gobierno Nacional estima que con adecuadas señales de mercado, el programa de GNV desarrollado en las principales ciudades del país, podrá aumentar su participación en el valor sobre la canasta energética nacional un 800% en los próximos 10 años respecto a la demanda del 2001. Así mismo pasará de ser el 1.5% de la demanda total de gas natural al 9.5% de la demanda total de este combustible estimada para el año 2010, logrando los beneficios económicos y ambientales que el país necesita. 3.9.8 Experiencias en otros Países Colombia cuenta ya con una buena experiencia en este combustible con más de 12.000 vehículos convertidos y 28 estaciones de servicio en la Costa Atlántica, principalmente en Barranquilla, Cartagena, Montería, Santa Marta y Sincelejo. También se tiene una experiencia en Neiva, en la ciudad de Bogotá D.C y en Armenia. Existe alrededor de un millón setecientos mil vehículos en el mundo funcionando con GNCV. Se destaca la buena experiencia que existe en Argentina, líder mundial de GNCV, con cerca de 686.496 vehículos convertidos y 896 estaciones de servicio a GNCV en una extensión de cerca de 4.000 Km 3.9.9 Tendencias Mundiales La ley del Aire Limpio de 1990 ( Clean Air Act ) de los Estados Unidos marcó una pauta a nivel mundial en la limpieza del aire contaminado por el parque automotor en dos sentidos: 1) la mejora de la calidad de los combustibles para uso automotor, y 2) la implantación de nuevas tecnologías para los motores. Todos los países del mundo, especialmente los desarrollados, en mayor o menor extensión iniciaron reglamentaciones en este sentido, buscando una optimización de sus combustibles y sus motores. La Unión Europea, Japón, Canadá, los países asiáticos, México, Argentina y Colombia ( A través de Ecopetrol con su programa de “Gasolina verde” y el impulso al uso del GNCV ), han iniciado avances significativos para conseguir un ambiente menos contaminado. Los combustibles tradicionales se están modificando mediante el establecimiento de combustibles “reformulados” y cuyas características principales son: eliminación del contenido de plomo y disminución de la volatilidad en las gasolinas; disminución del azufre, de los productos aromáticos y de las olefinas; incremento del número de octano en las gasolinas y del número de cetano en el diesel; disminución en los puntos finales de ebullición y mejoras en sus curvas de destilación para hacerlos más livianos; utilización de aditivos para mejorar sus condiciones de combustión y hacerlos más amistosos con el medio ambiente. El uso de productos oxigenados como los éteres y los biocombustibles, bioetanol y biodiesel, serán importantes para mejorar las emisiones, especialmente la disminución del monóxido de carbono (CO). El uso de combustibles gaseosos, gas licuado del petróleo (GLP) y Gas Natural Comprimido Vehícular (GNCV), mucho menos contaminantes que los combustibles tradicionales, tendrán un auge muy importante en los años por venir.

Por otra parte se está trabajando, con muy buenos resultados, en el diseño de nuevos motores para combustibles gaseosos, especialmente GNCV, que permitan aprovechar al máximo las características del combustible, obteniendo mayores rendimientos, mayor potencia, menor contaminación ambiental y mayor capacidad de potencia, todo esto aunado al diseño de vehículos más livianos. A escala mundial se destaca la tendencia al uso masivo del GNCV, considerando dentro de los combustibles fósiles el menos contaminante; las leyes estatales y federales de los Estados Unidos obligarán la conversión más acelerada de vehículos a GNCV. Recientemente ha aparecido una nueva tecnología para vehículos diesel que permite el uso de este combustible simultáneamente con el gas, lo cual disminuye las emisiones; por lo demás, la mezcla es más económica por el menor precio del gas natural con respecto al diesel o ACPM.

CAPÍTULO 4 GAS LICUADO DEL PETRÓLEO – GLP –

En este capítulo se hará una presentación amplia del gas licuado del petróleo o gas propano; abordando temas como la oferta y la demanda, calidad del gas que se produce en Colombia, usos que se le puede dar, transporte, almacenamiento, precio y finalmente se presentará un análisis por sectores de consumo, de forma que se pueda observar la participación de los demás energéticos con el gas propano. 4.1 OFERTA El GLP es una mezcla de hidrocarburos livianos constituida principalmente por propano CH3 y butano CH4, en proporciones variables y que a condiciones normales es gaseosa y al comprimirla pasa a estado líquido. Puede producirse en plantas de procesamiento de gas natural o en refinerías, especialmente en plantas de ruptura catalítica. La producción de gas licuado del petróleo en el país proviene de las refinerías de Cartagena, Apiay y Barrancabermeja. Cartagena produce actualmente 75 Miles de barriles por día calendario (MBDC) de crudo, tiene una capacidad de producción de gas licuado del petróleo de 5,8 MBDC, de los cuales 3,1 MBDC se consumen en la planta de polimerización para la producción de gasolina. Sólo 2,7 MBDC corresponden a gas licuado del petróleo. Barrancabermeja produce en promedio 224 MBDC de crudo y 19,9 MBDC de gas propano; si se tiene en cuenta la producción de los campos de Provincia, Payoa, Salina, Opón y el centro, la cual contabiliza 2,56 MBDC aproximadamente, la producción neta es de 22,41 MBDC de propano. Apiay produce alrededor de 1,5 MBDC de gas propano. Lo anterior muestra una capacidad neta de producción de gas licuado de petróleo de 26,6 MBDC. Son varias las situaciones que pueden incidir en un futuro sobre la oferta de gas propano en el país como son: Plan Maestro de la Refinería de Cartagena, la entrada en servicio de la nueva Planta de Alquilación en la Refinería de Barrancabermeja y la producción de los líquidos del gas del campo de Cusiana.

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

2 1 ,6

2 0 ,5

2 1 ,5

2 2 ,4

2 3 ,3

1 91 9 ,5

2 02 0 ,5

2 12 1 ,5

2 22 2 ,5

2 32 3 ,5

2 4

1 9 9 7 1 9 9 8 1 9 9 9 2 0 0 0 2 0 0 1

MB

DC

• PLAN MAESTRO DE LA REFINERÍA DE CARTAGENA (PMD) El plan maestro de la Refinería de Cartagena incluye su modernización y expansión para aumentar su capacidad de refinación de 75 MBDC a 140 MBDC de crudo y su puesta en marcha a partir del año 2005. Los objetivos de Ecopetrol con respecto a la ampliación de la refinería incluye:

Cumplir con la creciente demanda nacional para combustible motor. Cumplir con los requerimientos de combustibles limpios. Cumplir con los requerimientos ambientales. Maximizar la eficiencia y la confiabilidad a fin de mejorar el posicionamiento competitivo a

largo plazo y la rentabilidad. La producción bruta futura con el Plan Maestro de la Refinería será de 10,8 MBDC, de los cuales 3,5 MBDC se consumirán en la planta de alquilación y 4 MBDC se destinarán para la producción de propileno grado refinería o como carga para la planta de olefinas. La nueva producción será de 3,3 MBDC de propano.

• PLANTA DE ALQUILACIÓN – REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA

El objetivo del desarrollo del proyecto de una nueva planta de alquilación en la refinería de Barrancabermeja es disponer de un esquema de proceso económicamente atractivo para la corriente de Butanos/Butilenos, dándole un valor agregado a sus componentes. Aumentar la producción de gasolina en la planta a 7,07 MBDC, que representa un incremento alrededor de 5 MBDC y contribuir a la reducción de la contaminación ambiental en Colombia, mediante la obtención de gasolina de alto octanaje, baja presión de vapor y sin contaminantes. Este proyecto rebaja ligeramente la oferta de gas propano al mercado, porque pasa de consumir de 1 a 1,5 MBDC de propano a 3 ó 4 MBDC.

• CAMPO CUSIANA La oferta de líquidos asociados al gas natural del campo de Cusiana está supeditada al incremento en la producción de dicho campo. La información suministrada por Ecopetrol dice que considerando la composición química actual del gas de los campos de Cusiana y Cupiagua y una planta de tratamiento de gas de 100 MBDC (con un factor de carga del 100%) y en especificaciones RUT (comparado con un 85% de factor de planta esperado), se espera que el volumen de líquidos que se podrían recuperar sería del orden de 1.156 MBD. La recuperación de líquidos va disminuyendo en el tiempo y con las limitaciones operativas de la planta, se llegaría a un punto en el cual su recuperación no sería posible. 4.2 IMPORTACIONES En el año 1999 las importaciones ascendieron a 180 Barriles por día calendario -BDC-. Durante los años 2000 – 2001 y hasta marzo del 2002 no se habían reportado importaciones de gas propano.

Esto se debe más que todo a los altos precios del crudo en el mercado internacional y a un crecimiento en la demanda que no generó importaciones. 4.3. DEMANDA 4.3.1 Consumo Interno El crecimiento del consumo interno de gas licuado del petróleo en el periodo 1997 – 2001 ha sido del 3% en promedio anual. A marzo del año 2002, el consumo promedio estaba en 22,35 MBDC, 8% por debajo del nivel de enero a marzo del 2001. A nivel de sectores de consumo, el residencial continúa presentando la mayor participación sobre el consumo total nacional con el 84%, le sigue el sector industrial con el 9% y en último lugar el comercial con el 7%.

DISTRIBUCION SECTORIAL DEL CONSUMO DE GAS LICUADO DEL PETROLEO-2001-

7% 9%

84%

Comercial Industrial Residencial

Fuente: Ecopetrol, Unidad de Planeación Minero Energética. Ecopetrol cuenta con 9 terminales de abastecimiento distribuidas en todo el territorio nacional, destacándose Mansilla con el 30% del volumen total de gas propano entregado, le sigue la terminal de Yumbo con el 14%, Puerto Salgar, Bucaramanga, Manizales con un aporte del 11%, Vista Hermosa con el 8% y Otras con el 15% (Cartagena, Pereira; Apiay).

PARTICIPACION DE LAS TERMINALES EN LAS ENTREGAS DE GLP

8%

30%

14%11%11%

11%

15%Vista HermosaMansillaYumbo Puerto SalgarB/mangaManizalesOtros

Fuente: Afomdigas 4.3.2 Exportaciones

En el año 2001 las exportaciones crecieron 34% llegando a 1,59 MBDC, entre butano y gas licuado del petróleo, en comparación con 1,19 MBDC en el año 2000. A marzo del 2002, el nivel de exportación creció 19% con respecto al primer trimestre de 2001, llegando a un nivel de 1,73 MBDC. 4.3.3 Balance Oferta / Demanda 2001 A pesar que el consumo interno ha disminuido, las exportaciones han incrementado en un porcentaje mayor al del decrecimiento del consumo, con relación al año inmediatamente anterior, por lo que la demanda global ha aumentado. En cuanto a la oferta, la producción nacional ha ido aumentando en relación con el año inmediatamente anterior pero a un ritmo menor que las exportaciones (demanda) y las importaciones han sido nulas debido al incremento del precio del crudo. Por lo que el balance oferta / demanda es negativo. La demanda es mayor a la oferta. 4.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA Y DE LA OFERTA La herramienta analítica utilizada por la Unidad de Planeación Minero Energética UPME en sus análisis integrados de proyección de demanda de energía es el módulo Balance del Energy and Power Evaluation Program. Éste usa una aproximación de equilibrio no lineal para determinar el balance de oferta de energía con la demanda. El periodo de proyección comprende desde el año 2002 hasta el 2015. Esta actualización de la proyección de demanda fue determinada en marzo de 2002 por la Unidad de Planeación Minero Energética y recogió los últimos supuestos económicos, de precios y de oferta entre otros.

El nombre del escenario: Business As Usual, corresponde a aspectos meramente nemotécnicos que permiten una fácil identificación del escenario, de sus supuestos y principales resultados con respecto a otros ejercicios de proyección y especialmente con respecto al desarrollo del Plan Energético Nacional que actualmente la UPME está llevando a cabo. Bajo este escenario los resultados de la proyección muestran que la demanda a nivel nacional crece en promedio anual en el periodo de análisis un 4%, que significa pasar de un nivel de 24,3 MBDC en el 2002 a 38,4 MBDC en el 2015. La tasa de crecimiento más baja es 2%, se presenta en el periodo 2002 – 2005, debido al alto dinamismo de la industria del gas natural durante esos primeros años, que compite con el mercado del gas propano, y al menor crecimiento económico esperado para esos años.

05

10152025303540

BDC

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

PROYECCIÓN DE DEMANDA DE GAS LICUADO DEL PETROLEO 2002-2015 (Barriles por día calendario)

Cálculos Unidad de Planeación Minero Energética (En Miles). A nivel sectorial, se observa que el sector industrial durante todo el periodo del análisis mantendrá su participación en el 8%; el sector residencial continúa representando la mayor participación sobre el consumo de gas licuado del petróleo a nivel nacional, pero se observa una leve disminución, bajará del 85% en el 2002 al 81% a finales de la proyección. El sector comercial presenta un incremento en su participación, pasando del 7% en el año 2002, al 10% en el 2015. A nivel regional, la Costa Atlántica (Atlántico, Bolívar, Cesar, Córdoba, Guajira, Magdalena, San Andrés y Providencia y Sucre) presenta la menor tasa de crecimiento durante todo el periodo del análisis, el 2,5%, debido principalmente al alto grado de madurez del consumo de gas natural en esta región. Las regiones central (Antioquía, Caldas, Caquetá, Guaviare, Huila, Quindío, Risaralda y Tolima) y oriental (Amazonas, Arauca, Boyacá, Casanare, Cundinamarca, Guainía, Meta, Norte de

Santander, Putumayo y Santander) presentan un crecimiento promedio anual del 3,8%. En la región Pacífica (Cauca, Chocó, Nariño y Valle) la proyección de demanda muestra un crecimiento promedio anual del 4,3% en el horizonte de proyección. Bogotá, en comparación con el resto de las regiones, muestra el mayor crecimiento promedio anual, del orden del 8,2% en el periodo 2002 – 2015, debido a la alta participación de la región en el consumo total nacional de gas licuado del petróleo; dicho crecimiento al inicio del período es menor, debido al fuerte desarrollo actual del sector del gas natural, que hace que en el corto plazo sólo presente un crecimiento en el consumo de gas licuado del petróleo del orden del 2,6% promedio anual (2002 – 2005), pero en el largo plazo y debido a la saturación del mercado, se incrementará un promedio anual del 7% (2005 –2015).

PROYECCIÓN ANUAL DE DEMANDA DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO POR REGIONES

2000 – 2015 (MILES DE BARRILES POR DÍA CALENDARIO)

REGION 2000 2005 2010 2015 COSTA ATLANTICA 1,56 1,56 1,74 2,00

ORIENTAL 6,85 7,32 8,53 9,93 CENTRAL 7,61 8,18 9,57 11,08 BOGOTA 4,51 5,15 7,05 9,94 PACIFICO 3,66 3,51 4,32 5,57

TOTAL NACIONAL 24,19 25,72 31,20 38,52 Fuente: Unidad de Planeación Minero Ambiental Teniendo en cuenta los supuestos y consideraciones aplicadas al escenario Business As Usual, la demanda nacional presenta un panorama de crecimiento en el periodo 2002- 2015. En relación con la oferta, se considera básicamente los siguientes aspectos:

El nivel de producción de la refinería de Apiay se mantiene durante todo el periodo de análisis (2002 – 2015).

La producción de gas licuado del petróleo proveniente de los campos disminuye debido a la declinación normal de estos.

La nueva planta de alquilación de la refinería de Barrancabermeja entra a partir del año 2002. El Plan Maestro de la Refinería de Cartagena entra a partir del 2005.

Bajo los supuestos mencionados, la oferta de la Costa Atlántica es suficiente para atender su propia demanda durante todo el periodo de proyección, sucediendo todo lo contrario en el interior del país, donde a partir del 2002 se observan déficits que alcanzan los 2,4 MBDC en el 2005, 8,2 MBDC en el 2010 y 15,6 MBDC en el 2015. A nivel nacional, y considerando que los excedentes de la Costa Atlántica son transportados al interior del país, se presenta déficit de gas licuado del petróleo a partir del año 2003; para este año en unos 340 Barriles por día calendario -BDC-, en el año 2005 se estima en, 700 BDC, los cuales pueden ser cubiertos con los líquidos que se obtendrían del gas de los campos de Cusiana / Cupiagua, que a su vez dependería de la producción de gas en estos campos y de factores como presión y temperatura.

En el 2010 el déficit alcanza los 6,6 MBDC y en el 2015 de 14,3 MBDC. Bajo este escenario se observa un déficit anual de gas licuado de petróleo en el periodo 2002 – 2020. Bajo el escenario, en donde la oferta de gas licuado del petróleo no considera la entrada del Plan Maestro de la Refinería de Cartagena, se observa que la Costa Atlántica no tendrá problemas de suministro del combustible en todo el escenario de proyección. Con respecto al interior del país y sin considerar envíos de los excedentes de la Costa Atlántica, se observan déficits en todo el periodo de análisis 2002 – 2015, los cuales alcanzan alrededor de 3,9 MBDC en el 2005, 9,7 MBDC en el 2010 y 17,1 MBDC, en el 2015. 4.5 CALIDAD DEL GAS LICUADO DEL PETRÓLEO A continuación se presentan las especificaciones técnicas del gas licuado del petróleo producido en el país y la composición química del combustible proveniente de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja. 4.5.1 Especificaciones Técnicas El G.L.P es un gas inflamable a temperatura ambiente y presión atmosférica, por lo tanto deben aplicarse los estándares establecidos para el diseño de todas las instalaciones para su uso y manejo, tales como tanques de almacenamiento, tuberías y plantas de llenado. GAS LICUADO DEL PETRÓLEO Clase: Gas Combustible Doméstico Fecha de Actualización: Enero 2001

PROPIEDADES MÉTODO UNIDADES ESPECIFICACIÓN ASTM MÍNIMO MÁXIMO Presión de Vapor a 37.8 °C D 1267 mL/100mL 0.5 Residuo Volátil D 1796 mL/100mL 2.0 Temperatura de Evaporación, 95% Volumen

D 4294

g/100g

1.7

Pentano y Fracciones más Pesadas D 287 Reportar Material residual D 4868 Kj/Kg 41500 Residuo sobre evaporación de 100 Mililitros

D 97

°C (°F)

60 (140)

15 (59)

Gravedad Específica 15.6/15.6°C D 93 °C (°F) 180 Corrosión Lámina de Cobre D 445 SSF 300 Contenido de agua Libre Fuente: Unidad de Planeación Minero Ambiental Es importante tener en cuenta que el gas licuado del petróleo genera vapores desde una temperatura de –42°C, los cuales al mezclarse con el aire en proporciones entre 1,9 y 9,5% en volumen, forman mezclas inflamables y explosivas; como tiene una densidad aproximadamente 1,8 veces mayor que la del aire, un escape puede ser muy peligroso debido a que sus vapores tienden a concentrarse en zonas bajas, donde hay mayor riesgo de encontrar puntos de ignición

tales como interruptores eléctricos, pilotos de estufas de gas, tomas de corriente eléctrica, lámparas y puntos calientes. Al evaporarse el gas licuado del petróleo ocupa en forma gaseosa un volumen aproximado de 250 veces su volumen en forma líquida. 4.5.2 Composición Química El gas licuado del petróleo producido en la refinería de Barrancabermeja es un producto con alto contenido de insaturados (Etileno, Propileno, Butileno; la molécula presenta un enlace doble carbono _ carbono). Sin embargo, con el desarrollo del proyecto de la planta de alquilación, se disminuirá el contenido de olefinas del pool de gas licuado del petróleo, debido a que la carga de ese producto aumentará.

COMPOSICIÓN DEL POOL DEL GAS LICUADO DEL PETRÓLEO DE LA REFINERÍA DE BARRANCABERMEJA

COMPOSICIÓN (% MOLAR 2001) COMPOSICIÓN (% MOLAR CON ALQUILACIÓN)

Etano / Etileno 0,02 0,02 Propano 17,09 20,26 Propileno 21,03 24,94 Iso – Butano 21,02 16,79 N – Butanos 12,28 14,56 Butilenos 28,04 22,80 C5+ 0,52 0,62 Fuente: Unidad de Planeación Minero Ambiental El gas licuado del petróleo producido en la refinería de Cartagena es un producto con alto contenido de propano y butano. Adicionalmente, con el desarrollo del Plan Maestro de la Refinería de Cartagena el contenido de éstos se incrementará como muestra la siguiente tabla.

COMPOSICIÓN DEL POOL DEL GAS LICUADO DEL PETRÓLEO DE LA REFINERÍA DE CARTAGENA

COMPOSICIÓN (% MOLAR 2001) COMPOSICIÓN (% MOLAR CON PMD∗) Propano 30,49 35 Propileno 14,48 Iso – Butano 37,68 65 N – Butanos 7,69 Butilenos 9,35 C5+ y más pesados 0,31 Fuente: Unidad de Planeación Minero Ambiental

∗ Corresponde a la composición del Gas Licuado del Petróleo destinado a consumo en el país como combustible

Desde 1997 la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- estableció dentro de las fórmulas tarifarias aplicables a los grandes comercializadores (Ecopetrol) un valor de 0,541 que representa el contenido promedio de butanos y más pesados. Teniendo en cuenta la calidad del gas licuado del petróleo reportada por Ecopetrol y a que la concentración de butano y más pesados corresponde aproximadamente al 62% de la mezcla, la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG-a través de la Resolución 011de 2001 decidió fijar el valor del contenido de butanos y más pesados en 44,7%. Esto causó un impacto en el precio, que se observa en el decrecimiento de 1,4% ($13,68 por galón) sobre el valor del ingreso máximo por producto del gran comercializador. Precio Ingreso Máximo por Producto Para el Gran Comercializador Precio ($/gln) Variación 2001/02 Año 2000 (0,541) 696,85 Resolución CREG 084/97 995,51 42,9% Resolución CREG 011/01 981,83 40,9% Fuente: Unidad de Planeación Minero Ambiental 4.6 USO DELGAS LICUADO DEL PETRÓLEO EN PETROQUÍMICA La importancia del gas propano dentro de la industria petroquímica radica en que éste puede ser materia prima para la producción de petroquímicos básicos, con los cuales el país no cuenta. El país carece de una integración de la cadena petroquímica, debido principalmente a la falta de Olefinas y Aromáticos como materia prima para la producción de otros petroquímicos. Sin embargo, el enlace lo podía constituir la instalación de la unidad de ruptura catalítica de Olefinas junto con la expansión de la refinería de Cartagena. A continuación se presenta una síntesis del proyecto de la refinería de Cartagena • Plan Maestro de la Refinería de Cartagena -PMD- Actualmente Ecopetrol es propietaria y opera la refinería de Cartagena con una capacidad de 75 MBPD, ubicada en la Costa Caribe de Colombia, lo cual es una ventaja por el acceso al océano Atlántico. La refinería ha sido operada confiablemente desde 1956 y se ha modernizado y ampliado periódicamente a fin de aumentar su producción, se ha ajustado de acuerdo a los cambios de la canasta de crudos y para producir las corrientes de productos requeridas. El Plan Maestro de Desarrollo incluye una modernización y una ampliación de la refinería a fin de aumentar su capacidad de refinación de crudo de 75 MBPD a 140 MBPD. Los productos se distribuirán principalmente a los mercados nacionales y los excedentes se exportarán a los mercados del Caribe, Estados Unidos y otros mercados puntuales. La refinería cuenta con una infraestructura bien establecida la cual le permite exportar aproximadamente 42,8 MBPD. En el 2000 estas exportaciones representaron el 42,7% del total de las utilidades de la refinería y el 18% de las exportaciones de Ecopetrol. Los objetivos de este proyecto son básicamente:

Cumplir con la creciente demanda de combustibles y con los requerimientos ambientales. Maximizar la eficiencia y la efectividad de la refinería, a fin de mejorar su posicionamiento y

confiabilidad a largo plazo. Satisfacer la creciente demanda local de combustibles para automotores y de insumos básicos

para petroquímicos. Contribuir a la balanza comercial del país.

La estructura de desarrollo del Plan Maestro contempla dos bloques: El primer bloque corresponde a Ecopetrol, incluye las plantas de procesamiento, con un costo de US$ 500 millones. El segundo bloque consiste en el suministro de los servicios industriales que requiere la refinería como agua, vapor, electricidad, hidrógeno que costarían US$ 130 millones y sería un proyecto desarrollado por la industria privada. A continuación se presenta la producción futura de la refinería de Cartagena dándose el Plan Maestro; esto se hará mirando dos escenarios: El Plan Maestro con producción 100% a combustibles, es decir destinada exclusivamente a la producción de combustibles PRODUCCIÓN ACTUAL CON PMD

GLP 5:8(1) 10:8(2) Nafta Virgen 8;8 0,0 Gasolinas 19 54;2

Diesel 16;6 43;4 Jet 7;0 10;3

Combustoleo, Asfalto, Arotar, ALC

21;0 25;4

Fuente: Ecopetrol.

(1) Actualmente en Cartagena se producen aproximadamente 5,8 MBPD de GLP de los cuales se consumen 3,1MBPD en la planta de polimerización para producir poligasolina.

(2) Con el PMD se producirían 10,8 MBPD de GLP de los cuales se consumirían 3,5 MBPD en la planta de alquilación

El Plan Maestro con producción de materia prima petroquímica, esto implica que parte de la producción de la refinería se destilaría como insumos petroquímicos.

PMD con producción de materia prima petroquímica (KBPD)

PRODUCCION ACTUAL CON PMD GLP 5,8(1) 10,8(2)

Nafta Virgen 8,8 16,4 Gasolinas 1,9 37,8

Diesel 16,6 43,4 Jet 7,0 10,3

Combustoleo, ALC, Asfalto, Arotar

21 25,4

Fuente: Ecopetrol

(1) Actualmente en Cartagena se producen aproximadamente 5,8 MBPD de GLP de los cuales se consumen 3,1 MBPD en la planta de polimerización para producir poligasolina.

(2) Con el PMD se producirían 10,6 MBPD de GLP de los cuales se consumirían 3,5 MBPD en la planta de alquilación.

Este proyecto de llevarse a cabo le daría fuerza a la cadena petroquímica en el país ya que se podrían producir inicialmente olefinas (Etilenos y propilenos), que es la mayor debilidad de la cadena petroquímica Colombiana, al tenerse que importar para la producción de polímeros. Este proyecto también podía producir monómeros como cloruro de vinilo monómero (VCM) y estireno monómero, que son otros petroquímicos que actualmente deben importarse y que le resta solidez a la cadena en el país. La principal conclusión del estudio de Shell Global Solutions, desde el punto de vista económico, técnico, operacional y estratégico, es una ampliación de la refinería. El estudio demuestra que el proyecto es una inversión técnicamente factible y económicamente atractiva para Ecopetrol e inversionistas privados. Las principales recomendaciones del estudió fueron: • Ecopetrol deberá operar la refinería ampliada. • Contar con servicios industriales y plantas de co-generación fuera de la malla de la refinería. • Contar con nuevas plantas de tratamiento de productos ambientales dentro de la malla de la

refinería. • Ejecutar el proyecto integrado y no por etapas. Las materias primas que se necesitan para dar inicio a la cadena petroquímica son principalmente petróleo, gas natural, GLP; en Colombia estas materias son producidas por Ecopetrol y básicamente se utilizan para obtener combustibles, porque el país carece de la infraestructura requerida para producir las materias primas necesarias que desarrollen la industria petroquímica, razón de peso para apoyar la ampliación de la Refinería de Cartagena. Las materias primas de la unidad de ruptura catalítica podrían ser 40 MBPD de derivados entre gas propano, nafta virgen y diesel que son productos que vienen de la expansión de la refinería de Cartagena, en esta Unidad de ruptura se obtendrían 600 Mil toneladas al año (MTA) de Etileno, 345 MTA de Propileno y 100 MTA de Benceno, además existiría una planta de Polietilenos que producirían 450 MTAde polietilenos de alta densidad y baja densidad. En el país se han realizado estudios de prefactibilidad para el montaje de una planta de Olefinas basada en el gas licuado del petróleo y otra en los líquidos del gas natural, pero estos proyectos han sido olvidados porque no se ha tenido certeza sobre el futuro de los planes de desarrollo del gas, la magnitud del capital, el factor riesgo entre otros. Ecopetrol aduce que por ahora no se puede utilizar el propileno de la planta de Barrancabermeja en materia prima para la petroquímica, pues se requiere para abastecer el gas licuado del petróleo del mercado doméstico de combustible. Debido a la dificultad de precisar los costos de producción de GLP por parte de ECOPETROL, ya que las plantas son compartidas en la producción de otros combustibles, la CREG optó por establecer un precio de referencia internacional para fijar el ingreso por producto al gran comercializador, el cual se determina a partir de los precios internacionales de Butano y Propano

en el mercado de Mont Belvieu48. La fórmula además pondera estos precios internacionales de acuerdo con la presencia de cada uno de estos gases en el GLP nacional, según lo define la CREG, y establece un ingreso igual al promedio móvil de los últimos cinco semestres de esta ponderación, con un componente adicional de importaciones - exportaciones (Resolución CREG - 144/97 y CREG – 011/2001) 4.7 TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO 4.7.1 Transporte La infraestructura actual de transporte de gas licuado del petróleo está formada por los siguientes sistemas de propanoductos y poliductos,: Propanoductos. Galán – Puerto Salgar, Puerto Salgar – Mansilla y Mansilla – Vista Hermosa. Poliductos: Puerto Salgar – Mariquita, Mariquita – Cartago, Cartago – Yumbo y Galán – Bucaramanga. El actual esquema de transporte utilizado para el gas licuado del petróleo deja a departamentos como Tolima, Huila, Caquetá y Putumayo aislados del sistema, lo que genera un sobrecosto por concepto de transporte durante la distribución del combustible, en el precio de venta al usuario final. La distribución del gas licuado del petróleo, por cualquier medio de transporte, desde el sitio de producción hasta el usuario final, se considera un servicio público domiciliario y está regida por la Ley 142/94 y por la Resolución de la Comisión de Regulación de Energía y Gas 074/96 Las importaciones o exportaciones de gas propano se hacen a través del muelle de la refinería de Cartagena. De igual forma, el transporte del gas producido en esta refinería se hace vía fluvial, lo que se ve afectado por factores como la seguridad, navegabilidad del río, tráfico fluvial etc. La capacidad efectiva de transporte al mes es de 75.000 barriles. 4.7.2 Almacenamiento La capacidad de almacenamiento de gas licuado del petróleo en el país está distribuida entre los diferentes agentes de la cadena comercial a saber: Gran comercializador, comercializador mayorista y distribuidor. La Resolución CREG 074/96 determinó que las plantas almacenadoras de los comercializadores mayoristas, debían cumplir con una capacidad mínima de almacenamiento del 25% del volumen mensual manejado. Posteriormente a través de la Resolución GREG 083/97 definió el factor de almacenamiento como la relación entre la capacidad nominal de los tanques estacionarios instalados por el comercializador mayorista y la capacidad mínima de almacenamiento exigida por la Resolución CREG 074/96. También determinó que las plantas almacenadoras de los comercializadores mayoristas deberían mantener como mínimo un inventario promedio de gas licuado del petróleo del 25% del volumen promedio mensual manejado en los últimos 12 meses. 48 Mercado Internacional donde se cotiza o se establece el precio internacional para el gas propano y butano.

Sin embargo, la Resolución CREG 008/99 definió que las plantas almacenadoras de los comercializadores mayoristas deberán mantener un inventario de gas propano, de acuerdo con los requerimientos que exija la atención del mercado por ellos abastecido, quitando restricciones impuestas en lo referente a la capacidad de almacenamiento. La capacidad de almacenamiento de los distribuidores mayoristas alcanzan los 234 Mil barriles, mientras que la Empresa Colombiana de Petróleos como gran comercializador alcanza los 278 Mil barriles. La capacidad de almacenamiento de los distribuidores, según Resolución 074/96, define que toda planta de envase cuyo volumen de suministro mensual sea igual o superior a 30.000 galones, debe disponer de un almacenamiento estacionario con capacidad mínima equivalente al 20% del volumen suministrado. 4.8 ESTRUCTURA DE MERCADO En el mercado del gas licuado del petróleo se reconocen los siguientes agentes: • Gran Comercializador: Quien produce o importa gas propano para el suministro al por mayor

de los comercializadores. Esta actividad es un monopolio, debido a que el único agente que realiza esta actividad es Ecopetrol, a pesar de que no existen restricciones para importar o comercializar; sólo se necesita estar inscrito ante el Ministerio de Minas y Energía, según lo dispuesto en el Decreto 1082/94 y en la Resolución 18411/94. Las restricciones serían por falta de infraestructura para almacenamiento y transporte.

• Comercializador Mayorista: Almacena, maneja y suministra combustible a granel a los

distribuidores y lo almacena en plantas de abasto o almacenadoras. En el país existen 28 empresas, es un agente que permanece en número en el tiempo. Los 3 más grandes manejan el 31% del mercado, siendo la más grande Almagás.

• Distribuidor: Es quien suministra combustible por medio de tanques estacionarios, red local,

cilindros, planta envasadora, depósito o expendio. El número de agentes en la distribución ha disminuido alrededor del 13% por año en el periodo 1999 – 2001 pero se ha visto un crecimiento en la participación de las empresas que permanecen.

En el 2001 existían 140 empresas distribuidoras y el 28% del mercado estaba en poder de 5: Colgás, Colgás Occidente, Gonzalez Rojas, Unigas de Colombia, Gasán. El transporte por propanoductos y poliductos es monopolio de Ecopetrol y, por carrotanque, de las empresas mayoristas. 4.9 POLÍTICAS ENERGÉTICAS A continuación se presenta brevemente las políticas y estrategias que en materia de gas licuado del petróleo han sido establecidas a través de documentos del Consejo Nacional de Política Económica y Social (CONPES) y de los Planes Energéticos Nacionales.

DOCUMENTO ESTRATEGIAS PROPUESTAS CONSEJO NACIONAL DE POLÍTICA ECONÓMICA Y SOCIAL 2571- PROGRAMA PARA LA MASIFIACIÓN DEL CONSUMO DE GAS- 1991

1. Masificar el uso del G.L.P en la mayor parte de las principales ciudades del país e introducir su uso en las zonas rurales para combatir la tala de los árboles. 2. Incentivar la participación privada en la producción y comercialización de energía. Fortalecimiento de las empresas productoras, transportadoras y distribuidoras de gas natural y propano para consolidar la base para la prestación del servicio por parte de la empresa privada. 3. Acercar los precios a los costos reales de producción y prestación de los servicios.

CONSEJO NACIONAL DE POLÍTICA ECONÓMICA Y SOCIAL 2646 – ESTRATEGIA PARA EL DESARROLLO DEL PROGRAMA DE GAS - 1993

1. En aquellas poblaciones donde no sea económicamente factible extender la red de transporte de gas se deberá estudiar e implementar el sistema de suministro más adecuado que considere el gas licuado del petróleo (por red o cilindro) y el gas natural comprimido. 2. Igualar el precio del gas licuado del petróleo a su valor económico. 3. Eliminación de diferencias tributarias con respecto al gas propano entre el sector doméstico y el industrial.

CONSEJO NACIONAL DE POLÍTICA ECONÓMICA Y SOCIAL 2801 – ESTRATEGIAS Y ACCIONES PARA FOMENTAR EL USO EFICIENTEY RACIONAL DE ENERGÍA – 1995.

1. Sustitución de gasolina por gas, comprimido o propano, mediante la promoción de su utilización, por parte del Ministerio de Minas y Energía, de transporte y autoridades ambientales. 2. Sustitución de leña por gas licuado del petróleo en áreas rurales.

PLAN ENERGÉTICO NACIONAL 1994 Y 1997

1. Gestión eficiente de la demanda y un Uso Racional de Energía, por medio de una política integral de precios de los energéticos. 2. Por medio de la política integral de precios se incentive el uso del gas licuado del petróleo para regiones donde no esté prevista la entrega de gas natural y en aquellas que no tengan vocación al consumo de carbón. 3. Incentivar el uso de gas licuado del petróleo en automotores como complemento para el gas natural comprimido y para propósitos específicos como las flotas dedicadas.

Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética. En relación con la estrategia propuesta de uso de gas propano para automotores, el Ministerio de Minas y Energía mantuvo la prohibición del uso del gas licuado del petróleo por:

Falta de disponibilidad del combustible Falta de una política de precios subsidiada para el sector doméstico Razones de seguridad Por la calidad del propano producido en el país para uso automotor.

En conclusión, se puede decir que los objetivos de la política con respecto al gas licuado del petróleo han estado orientados básicamente a:

Incentivar la participación privada en todos los eslabones de la cadena. Incentivar el uso del gas licuado del petróleo en aquellas zonas donde no es económicamente

viable tener red de gas natural y en zonas rurales para evitar la tala de árboles. Todo lo anterior dentro de un marco de oferta suficiente del combustible.

4.10 POLÍTICA REGULATORIA DE PRECIOS Y TARIFAS La política de precios busca que estos reflejen los costos económicos en el sector; para ello, se viene desregulando los precios de los energéticos en los que es posible la existencia de un mercado con algún grado de competencia y se viene regulando aquellos en los que existen monopolios naturales o en los que las condiciones para la creación de mercados competitivos son incipientes. Para el caso del gas licuado del petróleo la estructura es la siguiente: Gran Comercializador

Comercializador Mayorista

Distribuidor Impuestos Transporte Subsidios o Contribuciones

Regulado Regulado Regulado Ninguno Estampilla No sujeto Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética.

ESTRUCTURA TARIFARIA

COMPONENTE DEL PRECIO DEFINICION Precio de Venta al Público PVP = G + E + Z + N + D G: Ingreso máximo por producto para el gran comercializador

Valor adquirido por el gran comercializador por la venta de cada galón de G.L.P.

E: Ingreso máximo por transporte del gran comercializador

Valor adquirido por el gran comercializador por transportar cada galón de G.L.P hasta la planta envasadora del comercializador mayorista, por ducto, incluye el trasiego y manejo.

Z: Margen de seguridad Valor retenido por el gran comercializador al efectuar el suministro de G.L.P a los comercializadores mayoristas, que será entregado posteriormente a la fiducia para el mantenimiento, reparación y reposición de cilindros, tanques y demás conceptos relacionados con estas actividades.

G+E+Z: Precio de suministro al comercializador mayorista

Valor al que adquiere el comercializador mayorista cada galón de gas propano. Precio en terminal.

N: Margen del comercializador mayorista Ganancia del comercializador mayorista por galón de gas licuado del petróleo vendido al distribuidor.

G+E+Z+N: Precio de suministro en planta del comercializador mayorista

Precio de venta al distribuidor de cada galón de gas licuado del petróleo. Precio en planta envasadora o de abasto.

D: Margen de distribución Ganancia del distribuidor por galón o cilindro vendido al usuario final.

PVP: Precio máximo al público Precio al que el usuario final adquiere cada galón o cilindro de gas licuado del petróleo, en el lugar donde haya terminal de entrega de Ecopetrol. Para calcular el PVP en cilindros , se utilizan los factores establecidos a través de la Resolución CREG 009/02

Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética.

Los aspectos más relevantes que se observan en cada una de las actividades del sector del gas licuado del petróleo son. 4.10.1 Gran Comercialización La actividad de producción o importación es realizada por el gran comercializador, el cual suministra al por mayor el gas propano a los comercializadores mayoristas. En la fórmula tarifaria establecida para el ingreso máximo por producto para el gran comercializador, se reconoce:

La importación o exportación que realice el agente. El contenido de propano y butano dentro del gas GLP producido en el país: El precio está

indexado con el movimiento de los precios de dichos componentes en el mercado internacional de referencia, Mont Belvieu; los cuales son afectados por los porcentajes de composición del gas licuado del petróleo producido en el país, reconociendo así la calidad en la producción.

Las importaciones como exportaciones y los precios estarían afectados por un promedio móvil de 36 meses. Lo cual ha generado restricciones para la realización de importaciones, para la entrada de nuevos agentes y para la liberación de la demanda, la cual siempre ha estado atada a la oferta.

Con respecto al costo del transporte del combustible por tubería, el rubro del transporte desde el gran comercializador hasta el comercializador mayorista fue definido a través de la Resolución 084/97 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas. Definió un cargo fijo por estampilla de transporte por ductos ( propanoductos y/o poliductos)

4.10.2 Comercializador Mayorista En la fórmula tarifaría establecida para el comercializador mayorista, comprende el conocido margen del comercializador mayorista, que consiste en un margen base afectado por un factor de almacenamiento y por el factor de actualización y de eficiencia. 4.10.3 Distribución Minorista La actividad de distribución está remunerada a través del denominado margen de distribución, definiéndose una distribución en carrotanque y otra en cilindro. La actualización del margen se hace anualmente con base en la variación de los índices de precios al consumidor. Factores de Conversión (Galones por Cilindro); para la venta de gas licuado del petróleo en cilindros, la CREG estableció una serie de factores de conversión que relacionaban la capacidad en galones de cada cilindro, los cuales surgieron con base en el peso del combustible. Así, la Resolución de la CREG 083 de 1997 estableció los siguientes factores: Para cilindro de 100 Libras = 23,7023 galones Para cilindro de 40 Libras = 9,4809 galones Para cilindro de 20 Libras = 4,7405 galones Dichos factores tuvieron en cuenta un gas licuado del petróleo compuesto por propano puro con una densidad relativa de 0,507 y un peso específico de 4,22 libras por galón. En febrero de 2001 la CREG expidió la Resolución 010, la cual estableció nuevos factores, considerando que de acuerdo a los reportes diarios de Ecopetrol, la composición del gas licuado

del petróleo contiene, además de propano, hidrocarburos como butano, butilenos, pentanos y más pesados; siendo entonces la densidad relativa superior a la asumida anteriormente de 0,563 y con un peso específico de 4,68 libras por galón. Así, esta Resolución estableció los siguientes factores: Para cilindro de 100 Libras = 21,347 galones Para cilindro de 40 Libras = 8,538 galones Para cilindro de 20 Libras = 4,269 galones Es de aclarar que no se trataba de utilizar menor volumen de producto para llenar el cilindro, debido a que la calidad en sí del producto no varió, es decir, la cantidad de llenado seguía siendo la misma, simplemente el ajuste realizado afectaba directamente el precio, por los factores de conversión. El ajuste realizado a través de la Resolución 010/01 de la CREG, generó una disminución promedio alrededor del 7,7% en el precio de venta del gas licuado del petróleo en cilindro, al usuario final, traduciéndose en menores ingresos para el distribuidor. Posteriormente, la CREG mediante resolución 009/02 cambió los factores que permiten establecer la capacidad, en galones, de los cilindros utilizados en la distribución de gas licuado del petróleo, de acuerdo con la fuente de producción, Refinería de Cartagena, Barrancabermeja o Apiay, de forma tal que se reflejaran las verdaderas condiciones de calidad del producto. Con la aplicación de la Resolución 009 de 2002 de la CREG, se observó que a partir del mes de marzo del mismo año el volumen de gas licuado del petróleo suministrado al usuario varían de acuerdo al área de influencia de las terminales donde Ecopetrol entrega el gas licuado del petróleo. Se genera una variación en el precio de venta de gas licuado del petróleo en cilindro, al usuario final por ajuste realizado, mediante los factores de conversión. Aún cuando la medida de la CREG es correcta, pues se está ajustando con la realidad del producto distribuido, el margen actual puede no ser el suficiente para reconocer los costos propios de la actividad. El siguiente cuadro muestra los galones de gas propano de acuerdo al punto de suministro y tamaño del recipiente. CILINDRO RE 83/97 RE 10/01 RE 44/01 RE 009/02

Barranca RE 009/02 Apiay

RE 009/02 C/gena

100 libras 23.7023 21.347 21.353 22.497 22.035 80 libras 16.469 16.442 17.323 16.967 40 libras 9.4809 8.538 8.54 9.00 8.81 30 libras 7.056 7.047 7.424 7.272 20 libras 4.7405 4.269 4.271 4.499 4.407 Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética

4.11 ANÁLISIS DE MERCADOS Se presenta un análisis por sectores de consumo, de forma que se pueda observar además de las mencionadas implicaciones del precio sobre el consumo, la participación de los demás energéticos con los que el GLP compite en los sectores residencial, comercial e industrial. La participación del gas propano dentro del consumo total de energía a nivel nacional ha sido alrededor del 4% para el periodo 1995 – 2000. El GLP como combustible es consumido en los sectores residencial, comercial e industrial. En el sector residencial comparte su consumo con el gas natural, la electricidad, el carbón, la leña y algunos derivados del petróleo mientras que en el industrial, con gas natural, gasolina corriente motor, aceite combustible para motores (ACPM), fuel oil, crudo de castilla y carbón. 4.11.1 Sector Residencial Los usos en este sector se concentran en cocción, calentamiento de agua, iluminación y usos cautivos de la electricidad (Electrodomésticos), aunque la iluminación también es considerado un uso cautivo de ésta. La cocción concentra el 86% de la energía consumida en el sector, de ahí que la competencia entre energéticos se concentra principalmente en este uso. En el sector residencial, en términos de energía final, se reconoce la importancia del consumo de leña, energía eléctrica, seguido por el gas propano y el gas natural y, en menor proporción, por el carbón y algunos derivados del petróleo. En el año 2000 la distribución del consumo nacional de energía en el sector residencial era: Leña 40%; Energía Eléctrica 23%; Gas Licuado del Petróleo 17%, Gas Natural 13%; Carbón Mineral y Leña 5%; Otros Derivados del Petróleo 2%.

CONSUMO NACIONAL DE ENERGIA EN EL SECTOR RESIDENCIAL AÑO 2000

40%

23%

17%

13%5% 2%

LeñaE. ElectricaG.L.PG.NCarbón y LeñaOtros

Con respecto al comportamiento del consumo vía precio se observa lo siguiente, no sin antes anotar que existen aspectos tales como el desempeño económico del país, aspectos de fuerza mayor, que pueden afectar el consumo de un combustible en especial:

• GAS LICUADO DEL PETRÓLEO

Se observa un crecimiento del consumo durante todo el periodo del análisis, en correspondencia al decrecimiento observado en el precio para el periodo. Se observa entonces una elasticidad al precio del gas licuado del petróleo durante el periodo de análisis 1995-2000, en donde el decrecimiento del precio al usuario final (Mayor al 3% promedio anual) ha llevado a un incremento en su consumo, mayor al 3% promedio anual.

• GAS NATURAL

Se observa un comportamiento creciente en consumo de gas natural en todo el periodo del análisis. Además, se establece una elasticidad al precio si se considera en el periodo de análisis el precio al usuario final ha presentado una tendencia decreciente mayor al 3%, mientras que el consumo de gas natural ha mostrado un crecimiento en el mismo tiempo, mayor al 3% anual. • ENERGÍA ELÉCTRICA Se observa un descenso en su consumo a partir del año 1998, con el fuerte desarrollo del programa de masificación de gas natural. En términos generales, se aprecia una inestabilidad la precio, ya que el descenso en el precio de la energía eléctrica al usuario final no cambió el comportamiento decreciente de su consumo. El impacto sobre la demanda ha sido la entrada de un energético más eficiente y de menor costo a competir con ella, como es el gas natural. • LEÑA Y CARBÓN Con respecto a la leña se observa un comportamiento decreciente en su consumo mayor al 3% en promedio anual durante el periodo 1995 – 2000, mientras que el consumo de carbón ha crecido menos del 3% en promedio al año para el mismo periodo. Para los precios del carbón mineral y el carbón de leña, al igual que la leña, no se consideran debido a que en el sector residencial estos recursos son autoapropiados por la comunidad pues los consideran un bien público. 4.11.2 Sector Industrial En este sector se reconoce la importancia del consumo del carbón, seguido por el gas natural y de forma muy cercana a este por la electricidad. En el año 2000 la matriz energética estuvo liderada por el carbón, con el 35%, seguido por el gas natural y la electricidad con el 18%. Mientras que el consumo del gas licuado del petróleo es mínimo, representado solamente un 1%; el ACPM – Gasolinas – Crudo de Castilla – Fuel Oil representan el 28%.

DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO NACIONAL DE ENERGIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL AÑO 2000

35%

18%18%1%

28% CarbónG.NElectricidadG.L.POtros

Con respecto al comportamiento del consumo vía tarifas se observa lo siguiente, no sin antes anotar que existen aspectos tales como el desempeño económico del país, aspectos de fuerza mayor, que pueden afectar el consumo de un combustible en especial, además del crecimiento o decrecimiento del precio al público. • GAS LICUADO DEL PETRÓLEO Ha presentando durante todo el periodo de análisis una tendencia creciente, con un rezago en su velocidad, generado probablemente por el incremento tarifario, y la penetración del gas natural en dicho sector. • GAS NATURAL Se observa un incremento en el consumo durante el periodo 1995 – 2000, independiente del incremento en el precio.

• ENERGÍA ELÉCTRICA Se observa un crecimiento en el consumo a pesar del incremento en el precio, también realizado en el mismo periodo además de un descenso en el consumo durante el año de 1999, independiente en la subida del precio, y un crecimiento en el consumo para el año 2000 independiente del aumento del precio. Todo lo anterior refleja una inestabilidad al precio.

• BENCINA La bencina es una especie de gasolina que en el periodo 1995 – 1997, muestra un leve incremento anual en el consumo a pesar del incremento en el precio. Pero a partir de los años siguientes el consumo ha disminuido por el alza en precio tan elevada.

• DIESEL Y FUEL OIL Con respecto al diesel se observa una tendencia creciente, independiente del crecimiento anual en el precio, que muestra inelasticidad al precio. Sin embargo, la caída en el consumo durante el año 1999 pudo estar motivada en otros aspectos tales como la recesión económica. Con respecto al fuel oil en el sector industrial se muestra una tendencia en el consumo variable de año en año, que demuestra inelasticidad del consumo y el precio fortalecido por el hecho del crecimiento en el consumo en al año 2000 aún con el más fuerte incremento presentado en el precio en el periodo de análisis.

• CRUDO DE CASTILLA Se observa una tenencia creciente en el consumo durante el periodo 1995 – 1997, aún con incrementos anuales en el precio. Sin embargo, a partir del año 1998 se observó un comportamiento contrario en el consumo motivado especialmente por la determinación del Ministerio del Medio Ambiente de prohibir su consumo paulatinamente hasta desaparecer totalmente en el año 2002.

• CARBÓN Se observa una irregularidad en el comportamiento de consumo motivado por factores diferentes al precio, tal como se observa en el periodo 1998 – 2000, en donde bajo una estabilidad en el precio, se observa la variabilidad anual en el consumo.

> 3% <3% >3% <3% > 3% <3% >3% <3%

Energía Electrica x xEstrato 1 x xEstrato 3 xEstarto 5 x

GLP x xCarbón Mineral y Carbón de Leña x xLeñaDerivados del Petóleo x x

Energía Electrica x xGas Natural x xGLP x x

Corriente x xBencina x

Diesel Oil x xFuel Oil x xCrudo de Castilla x xCarbón Mineral y Carbón de Leña x xElaboración: UPME

Gasolinas

Gas Natural

SECTOR RESIDENCIAL

SECTOR INDUSTRIAL

COMBUSTIBLEPRECIOS DEMANDA

CRECIMIENTO DECRECIMIENTO CRECIMIENTO DECRECIMIENTO

CAPÍTULO 5 VISIÓN TECNOLÓGICA49

El desarrollo de la industria del gas en Colombia es relativamente reciente comparado con otros países que llevan décadas de desarrollo en este sector. Adicionalmente el mercado del gas ha estado limitado por restricciones de oferta y por la falta de una infraestructura adecuada de producción, transporte y distribución de este energético. Para permitir el adecuado desarrollo del sector, todas las etapas de la cadena productiva demandan soporte, mejoramiento e implementación de nuevas tecnologías que proporcionen óptimos niveles de seguridad, eficiencia y rentabilidad. No obstante para Colombia, incursionar en el proyecto de masificación de gas en todo el territorio nacional en las últimas décadas, ha ofrecido ventajas significativas desde el punto de vista tecnológico, al acopiarse las últimas tecnologías utilizadas por los países abanderados en este tema, tanto en Europa como en Norteamérica y al realizar procesos de adaptación tecnológica, que han permitido un nivel de calidad aceptable dentro de un marco general de seguridad del sector. El nivel tecnológico, los requerimientos y proyección tecnológica en cada una de las etapas de la cadena productiva puede sintetizarse así: 5.1 PRODUCCIÓN Hace 15 o 20 años la exploración en busca de yacimientos de gas natural era casi nula por diversos factores, entre ellos: la falta de infraestructura para transportarlo, no existía cultura sobre su uso, no se contaba con una política nacional que fortaleciera su comercialización; ahora el panorama es totalmente distinto y el mercado del gas es totalmente amplio en todo el país; lo anterior motiva la inversión extranjera, adicionalmente a que las políticas de precios se evalúan con frecuencia por parte del Ministerio y de la CREG, para hacer más rentable la inversión en exploración y desarrollo de campos de gas. El crecimiento de la demanda actual y los usos que se proyecta hacia el futuro con estos energéticos, exige inversiones importantes en busca de nuevos recursos gasíferos. Actualmente el Gobierno Nacional estudia la posibilidad de ofrecer incentivos para la exploración de gas natural dentro de normas contractuales especiales. La producción de gas natural en Colombia la manejan las compañías asociadas en un 91% y ECOPETROL en operación directa el resto. El gas producido requiere un tratamiento antes de ser transportado, para eliminar impurezas y en algunos casos para extraer fracciones pesadas. La tecnología en las diversas labores de explotación la aportan las compañías asociadas y ECOPETROL. Algunas de las tecnologías utilizadas a nivel mundial en la fase de exploración y producción así como los requerimientos y la proyección tecnológica a nivel nacional en esta etapa se pueden sintetizar así: 49 Actualizado por la Mesa Sectorial del Gas.

• Metodología de Búsqueda de Reservas El análisis de la variación de amplitudes con la distancia es un método sísmico que consiste en caracterizar las amplitudes de las trazas antes de apilarlas. Se ha observado que dichas amplitudes están afectadas por el contenido de fluidos de los poros de la roca, especialmente si los poros están ocupados por gas. El análisis Amplitud Vs. Offset (AVO) ha sido probado ampliamente en zonas de Norteamérica y Mar del Norte, en Colombia aún no se han probado las bondades de dicha tecnología. El gran auge del AVO a finales de los 80 y principios de los 90 (Norteamérica, Europa), ha permitido madurar y consolidar la tecnología por no requerir en las empresas grandes inversiones en equipos y laboratorios sino que utiliza la información ya disponible, que cumple ciertos parámetros mínimos para poder ser utilizada, como por ejemplo tendidos de líneas sísmicas con distancias a los geófonos suficientemente grandes respecto a la profundidad. • Métodos Geoquímicos La geoquímica juega un papel importante en el establecimiento de las relaciones genéticas crudo-gas-roca madre, que contribuye a delimitar el sistema hidrocarburífero, las posibles vías de migración y por tanto las áreas prospectivas más favorables. La geoquímica superficial es una de las herramientas de exploración de hidrocarburos (gas y aceite), ampliamente usada en el mundo, que contribuye efectivamente a reducir el riesgo exploratorio, pero que aún no ha sido implementada debidamente en Colombia. • Gas asociado al carbón Se denomina gas asociado al carbón (GAC) al gas metano y otros gases generados y acumulados por el carbón durante el proceso de carbonificación o maduración de la materia orgánica. En las dos últimas décadas, la explotación del gas asociado al carbón ha tomado auge, no sólo como un recurso energético económicamente rentable, sino como una fuente de energía limpia, dado que la combustión del metano genera menos contaminación que la de otros hidrocarburos de mayor peso molecular. En Colombia esta fuente de energía presenta condiciones excepcionalmente favorables debido a las inmensas reservas de carbón que existen en diferentes cuencas sedimentarias en Sudamérica. La explotación del potencial gasífero de los carbones permitiría a mediano plazo el suministro de gas domiciliario por tubería a las poblaciones cercanas a las áreas con este recurso, en el futuro permitirá la utilización del metano en la elaboración de fertilizantes así como también su uso en centrales termoeléctricas y demás industrias que actualmente emplean carbón o crudo. • Caracterización de yacimientos gasíferos Tiene como objetivo fundamental modelar las propiedades del yacimiento y sus fluidos con el propósito de cuantificar sus reservas y estudiar la capacidad de explotación del yacimiento. Esta tecnología es prioritaria considerando que la base de la industria son las reservas y la maximización de su producción. En primer término comprende su extensión como soporte de la actividad exploratoria mediante la simulación estadística de eventos la cual permite predecir el riesgo en materia de inversiones en exploración. En segundo término permite elaborar los estudios

conceptuales y de detalle, para optimizar y maximizar la producción de los campos gasíferos o del gas asociado al petróleo. • Tecnologías de control y optimización de la producción Estas tecnologías tienen como objetivo, la prevención y remoción del daño a la formación para una óptima producción del yacimiento de gas. Debe tomarse en cuenta que la naturaleza de estas tecnologías está referida a operaciones de subsuelo y superficie y aborda problemas hasta el consumidor final. • Procesamiento y tratamiento del gas natural El procesamiento comprende las operaciones a que se somete el gas para la remoción del agua y la separación de los condensados. El tratamiento del gas se refiere a los procesos para remover los gases ácidos (H2S, CO2) y cualquier otro tipo de impurezas. El objetivo particular en la aplicación de estas tecnologías es efectuar el diseño de las facilidades de superficie y plantas de gas. 5.2 TRANSPORTE El manejo del transporte de gas natural a través de la red de gasoductos está a cargo de ECOGAS y los transportadores ya constituidos. El transporte constituye uno de los elementos más importantes del costo final del gas y por lo tanto podría admitir inversiones en investigación y desarrollo que se traducen en beneficio de distribuidores y consumidores. Las restricciones operativas que genera el transporte demandan también investigación y desarrollo para mitigarlas. Las tecnologías de transporte están orientadas a garantizar la confiabilidad en la operación de los gasoductos. La línea de transmisión es muy importante por cuanto conecta el área de suministro del gas con el área del mercado. La tecnología aplicada en el diseño de los gasoductos es vital en la economía y productividad del sistema, pues define el tamaño de las líneas, la presión de operación, la capacidad y distanciamiento de las unidades de compresión, etc. Junto con el transporte, el almacenamiento del gas constituye un eslabón entre el productor y los consumidores, particularmente dentro de mercados desarrollados, donde se justifique manejar fluctuaciones entre el abastecimiento y la demanda. Los almacenamientos subterráneos pueden suplir picos estacionales de demanda • ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO DE GAS Comprende la inyección, y almacenamiento de gas en yacimientos abandonados de hidrocarburos, cavernas o estructuras de subsuelo con capacidad de almacenamiento con el propósito de suministrar gas en períodos críticos y optimizar el transporte del gas. En Colombia sólo se han realizado estudios incipientes sobre este tema, no obstante es de gran importancia el conocimiento de la tecnología para el desarrollo de análisis de factibilidad que evalúe una futura implementación en el país. • COMPRESIÓN DE GAS La presión que requiere el gas para ser transportado deber ser suministrada a través de compresores cuyos motores o accionadores son, por lo general, máquinas que como combustible

consumen del mismo gas que bombean. Un programa de transferencia de tecnología en esta área permitiría disminuir las emisiones producidas en los accionadores, especialmente lo concerniente a la reducción de óxidos nitrosos para cumplir las regulaciones ambientales cada día más exigentes. • MEDICIÓN DE GAS NATURAL La medición es un factor primordial en el transporte del gas natural, pues debe hacerse en varios puntos desde que el gas fluye del pozo y llega al usuario final, siendo la precisión en todos los casos muy importante por cuanto se involucra en contratos de propiedad o transferencia de custodia. Para la selección del medidor hay que tener en cuenta la exactitud bajo diversas condiciones, la escala de los regímenes de flujo, la presión y la temperatura, y el costo del medidor. El medidor que se seleccione deberá tener aprobación regulatoria para su aplicación particular. Existe una variedad de tecnologías utilizadas en la medición, siendo los más utilizados en la industria del gas los que aplican los principios de: cabeza diferencial, velocidad del fluido, desplazamiento positivo, ultrasonido. • DETECCIÓN Y LOCALIZACIÓN DE FUGAS DE GAS El equipo EXTEC SR-5 cuenta con la última tecnología y más de 80 años de experiencia de la industria Alemana para la detección, cuantificación y localización de fugas de gas subterráneas. Adicionándole al EXTEC SR-5 un equipo llamado “Ethan box”, puede determinar la presencia de etano, propano y butano en la muestra de gas detectado. • TRANSMISIÓN DE DATOS Los sistemas de Control, Supervisión y Adquisición de datos proveen una base para el monitoreo mejorado y/o el control remoto de instalaciones. Generalmente estos equipos requieren de un sistema de control y uno de comunicación para monitorear centros de distribución y transmisión, especialmente de petroleras, gasoductos, electrificadoras, hidroeléctricas y acueductos. Es un sistema de alto desempeño que reduce costos de funcionamiento y mantenimiento, detecta problemas ágilmente, optimiza el uso de los equipos y genera reportes de mantenimiento eficaces. Las Unidades de Terminal Remotas pueden calcular flujos de gas, reducción de presión y los rectificadores de protección catódica. 5.3 DISTRIBUCIÓN • ESTACIONES DE REGULACIÓN Y MEDICIÓN En concordancia con las políticas de protección del medio ambiente y con el propósito de incrementar la seguridad del sistema de distribución, se han empezado a utilizar modernas estaciones de regulación que reducen la contaminación auditiva generada en las horas de consumo pico, e incorporan dispositivos complementarios de protección por sobrepresiones en la red. Algunas estaciones disponen igualmente de mecanismos automatizados que permiten efectuar control a distancia, lo que se considera básico para el desarrollo de un Sistema de Adquisición de Datos, Supervisión y Control (SCADA).

• PERFORACIÓN DIRIGIDA Consciente de la situación del tránsito urbano en la red vial de las ciudades y de la problemática y los traumas ocasionados por la ocupación de los espacios públicos, las compañías distribuidoras están utilizando equipos especializados que permiten realizar los cruces viales con las redes de conducción de gas, sin necesidad de realizar excavaciones a cielo abierto. Este sistema minimiza el impacto urbano, reduce en un alto porcentaje la contaminación auditiva y evita el deterioro de las vías. • CENTROS DE CONTROL La extensión de las ciudades y el desarrollo acelerado del sistema de distribución, tornan muy compleja las labores de operación y mantenimiento, causando ocasionalmente respuestas lentas a situaciones de emergencia que pueden presentarse por daños en la infraestructura, ocasionados generalmente por baja coordinación entre las diferentes entidades que desarrollan obras públicas o por eventos tales como deslizamientos, movimientos sísmicos, inundaciones y otros fenómenos naturales. Para agilizar la respuesta a estas contingencias se requieren Centros de Control, cuyo objetivo es operar en forma remota, válvulas y elementos de monitoreo, incrementando la seguridad del sistema y la confiabilidad del servicio. Adicionalmente, este sistema se hace necesario cuando se recibe gas natural desde dos o más puntos diferentes, procedentes de varios campos de producción, con características propias de cada gas, con variaciones en los precios y en las cantidades suministradas, lo cual exige un riguroso control para maximizar la productividad deseada y ofrecer a los consumidores, un servicio de excelente calidad, facturado según el poder calorífico resultante de las mezclas de los gases recibidos. • CONTROL DE CORROSIÓN La conservación del gasoducto en óptimas condiciones de operación, depende en buena parte de los sistemas constructivos empleados, tendientes a garantizar una larga vida útil. Con tal propósito se han desarrollado programas para la utilización de nueva tecnología, para protección contra corrosión de las tuberías de acero, consistente en un sistema de tres capas (recubrimiento epóxico, adhesivo y polipropileno) cuyas ventajas con respecto al sistema tradicional de aplicación de esmalte en caliente, se pueden resumir en una mayor resistencia a la corrosión, mejor comportamiento en el tiempo, y mínima afectación del entorno por contaminación ambiental. Todo esto se traduce en beneficios para el desarrollo de los sistemas de distribución desde el punto de vista de la seguridad y reducción de efectos ambientales. • UTILIZACIÓN DE G.P.S. El desarrollo acelerado de la infraestructura para los gasoductos urbanos requiere de un mecanismo que permita consignar fielmente la información de las líneas construidas. Con tal propósito las compañías distribuidoras están utilizando la tecnología conocida como Sistema de Posicionamiento Global (Global Positioning System – G.P.S.) que aprovecha señales satelitales que permiten determinar ubicaciones geográficas con altos grados de precisión. Esta tecnología

se complementa con los mapas digitales lo cual facilita la representación gráfica de la red en planos de gran exactitud. • TECNOLOGÍA INFORMÁTICA La prestación del servicio público de gas domiciliario se basa en un excelente sistema de información y por lo tanto las Empresas Distribuidoras deben dar especial importancia a los denominados Planes de Sistematización, disponiendo de sistemas de Información para la Gestión de la Distribución de gas que involucra el desarrollo de aplicativos para: planeación y administración de proyectos de construcción; planeación y control de las actividades de mantenimiento de la infraestructura de distribución. • OTRAS APLICACIONES TECNOLÓGICAS Algunos desarrollos tecnológicos que se han aplicado en la etapa de distribución de gas combustible son:

Instalación de activadores neumáticos y sensores sísmicos tendientes a dar un mayor nivel de seguridad ante la probabilidad de ocurrencia de rotura en redes de alta y media presión.

Sistemas automatizados de odorización que garantizan niveles mínimos de odorante independiente del volumen de consumo.

Telelectura de medidores, utilizando equipos dotados con emisores de impulsos que trasmiten a un concentrador y, por las líneas eléctricas de baja tensión, a un centro de transformación y finalmente al centro de control de la compañía de gas, mediante módem por línea telefónica.

5.4 APLICACIONES INDUSTRIALES Y COMERCIALES • GAS NATURAL COMPRIMIDO PARA VEHÍCULOS El desarrollo de tecnologías de utilización de gas natural en vehículos, está motivado en las menores emisiones que se obtienen con respecto a otros combustibles. Las tecnologías del gas natural comprimido (GNC) se desarrollan en torno a la infraestructura para el aprovisionamiento del combustible, el almacenamiento de GNC en cilindros, el comportamiento de los motores, y la seguridad de la aplicación en general. Las microestaciones de GNCV son pequeñas unidades de autocompresión y despacho de gas, que combina los elementos necesarios para generar gas natural autocomprimido para abastecer flotas de vehículos de manera rápida, limpia y segura. De esta forma, se reducen costos operativos en combustible para uso vehicular, disminuye tiempos y reduce drásticamente el nivel de emisiones contaminantes. El principio de funcionamiento es el siguiente: Contiene en su interior un electro – compresor alternativo de 4 etapas de compresión monofásico, que toma el gas natural de la red a 200mb de presión y lo comprime a la presión de despacho de 200 bar. Cada equipo incorpora un pequeño módulo electrónico de operación y control que gobierna todas las variables operativas y de seguridad del equipo, brindándoles un óptimo aprovechamiento de la capacidad de compresión instalada, máxima seguridad de trabajo y amplia confianza operativa.

• CALEFACCIÓN, ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACIÓN Comercialmente el gas natural se utiliza en Colombia para cocción de alimentos y calentamiento de agua en restaurantes, hoteles y hospitales principalmente. Su utilización en refrigeración y acondicionamiento de ambientes es muy incipiente. El acondicionamiento de ambientes por medio de sistemas que operan con gas natural es una tecnología ampliamente utilizada en los países desarrollados que cuentan con este recurso. En Colombia esta tecnología ya se está aplicando en el sector comercial y en el sector residencial. El costo de la factura de energía disminuye apreciablemente cuando se utilizan sistemas de aire acondicionado que operan a gas en lugar de electricidad, por lo cual se tiene un gran incentivo para utilizar esta tecnología en el sector residencial.50

5.5 TECNOLOGÍA ACTUAL EMPLEADA EN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS La oferta tecnológica que están utilizando las diferentes empresas distribuidoras de gas natural encuestadas _ EE.PP.M, Gases de Occidente, Alcanos de Colombia, Gases del Caribe, Surtigas, Gas Natural del Oriente y Gas Natural _ es la siguiente: En Estaciones Compresoras: Sistemas de Monitoreo de Emisiones de Gas Natural; lo emplean 4 de las 7 empresas encuestadas. En Estaciones de Regulación: Material Catalítico Medidores de contenido de sólidos Medidores de flujo másico51, es el equipo más utilizado lo emplean 4 de las 7 empresas Medidores ultrasónicos En Gasoductos: Modelamiento, operación y mantenimiento del gasoducto Sistema de información geográfica digital del gasoducto Asistencia computarizada para planes de contingencia en gasoductos Desarrollo de recubrimientos para protección externa del gasoducto Desarrollo de cintas de revestimientos Desarrollo en la aplicación de resinas de polietileno de alta densidad Unidades de monitoreo remoto, las emplean 6 de las 7 empresas encuestadas Desarrollo de “marranos” inteligentes Energía solar como fuente alternativa para el sistema de control Todas las empresas distribuidoras de gas natural en el país emplean algunas de las anteriores tecnologías pero ninguna las utiliza todas a la vez. De acuerdo con las encuestas realizadas, Alcanos de Colombia es la empresa que más tecnología emplea seguida de Empresas Públicas de Medellín y Gases del Caribe.

50 ICP – Centro de Desarrollo Tecnológico para la Industria del Gas Gas Natural S.A. ESP 51 Son medidores utilizados para medir líquidos o gases, según referencia están diseñados para unas condiciones determinadas de presión y temperatura máxima. Son medidores de baja pérdida de carga.

Ecopetrol en su actividad de exploración y explotación emplea para caracterizar yacimientos y mejorar su productividad los siguientes procedimientos: El Modelamiento Composicional de Fluidos La Mecánica de Rocas La Sísmica en 3D y 2D52 se aplica pero en un pequeño porcentaje Para la deshidratación del gas se emplea el proceso de: Modelamiento y Simulación de Plantas de Glicol Para el fraccionamiento del gas: - Modelamiento y Simulación de la Licuefacción por absorción en un 80% - Modelamiento y Simulación de la Refrigeración Mecánica en un 80% - Modelamiento y Simulación de Plantas de Fraccionamiento de Gas Natural.

52 Tercera y Segunda Dimensión

CAPÍTULO 6 MEDIO AMBIENTE53

Los aspectos medioambientales asociados a los hidrocarburos en Colombia, están regulados por el Ministerio del Medio Ambiente Vivienda y Desarrollo Territorial a nivel nacional, quien se apoya en las Corporaciones Autónomas Regionales, para llevar a cabo ese manejo. Para asegurar una adecuada gestión ambiental en un proyecto de hidrocarburos, se realiza, en una primera aproximación al área de trabajo, un diagnóstico general acerca de la realidad ambiental y social de las zonas donde se va a llevar a cabo el trabajo. De igual manera, establece los canales de comunicación con las autoridades y comunidades allí presentes. Una vez se empiece a avanzar en el proceso de conocimiento del área objeto del trabajo se elaboran los estudios de Impacto Ambiental y Planes de Manejo Ambiental, acogiéndose a lo reglamentado por la Ley 99 de 1993 en donde se reestructura el sector institucional colombiano relativo a la administración y protección del Medio Ambiente y crea medidas y reglamentaciones referentes a proyectos que puedan afectarlo. En estos estudios se establece la línea base ambiental del área y sobre la cual se monta el proyecto a llevarse a cabo, determinándose tanto los impactos que el proyecto puede ocasionar, como las medidas de manejo que se orientarán bien sea a la mitigación, control, compensación y/o corrección de los impactos ambientales identificados. Los estudios ambientales antes mencionados están orientados tanto al cumplimiento de la legislación ambiental que en tal sentido existe en el país, como a enmarcar los trabajos de hidrocarburos dentro de los estándares internacionales de autogestión ambiental. Para lograrlo, se han diseñado los siguientes elementos básicos estratégicos principales que, aplicados a una situación crítica, permiten mitigar la afectación que una situación ambiental causa a una empresa, las personas o el entorno.

Prevención de la Contaminación Seguridad Industrial en los Procesos y la operación Preparación para Emergencias. Conservación de los Recursos Calidad de los Productos Conocimiento por parte de la Comunidad Relaciones con el Gobierno.

De igual forma ha estructurado estrategias para el manejo ambiental que se resumen en:

Compromiso de la Alta Gerencia Soporte Técnico y Regulaciones Ambientales Plan Integral de manejo Ambiental Participación de los Contratistas

Las anteriores premisas, nos permiten dar una aproximación sistemática al manejo ambiental que debe darse como un tema general mediante el desarrollo de las anteriores actividades.

53 Elaboró Mesa Sectorial del Gas con aportes de la primera caracterización

• COMPROMISO DE LA ALTA GERENCIA El compromiso de la Alta Gerencia es fundamental para el éxito de todo programa ambiental, el cual debe reflejar la política formal de la compañía. El tema ambiental debe ser manejado como otro aspecto esencial de la compañía, utilizando los principios técnicos fundamentales de gerencia y tratado de la siguiente manera:

Como un aspecto integrado al manejo del negocio Considerado en todos los planes y decisiones del negocio De responsabilidad en todos los niveles de la Organización

• SOPORTE TÉCNICO Y REGULACIONES AMBIENTALES Se da mediante la aplicación de:

Legislaciones ambientales internacionales. Políticas de equivalencia. Soporte técnico. Consultores locales / extranjeros. Estudio de Impacto Ambiental / Planes de Manejo Estudio específicos ambientales. Entrenamiento periódico en asuntos ambientales para estar actualizado en el avance de esta

nueva tendencia. • PLAN INTEGRAL DE MANEJO AMBIENTAL Los objetivos que se formulen deben permitir:

Crear y mantener una conciencia de protección ambiental Proteger los cuerpos de agua, suelos, atmósfera, flora y fauna en el área de trabajo. Hacer de la industria de manejo y distribución de los gases combustibles un líder en la

protección del Medio Ambiente. Para la industria petrolera específicamente se han dictado normas y procedimientos especiales. Dentro de estos, se requiere que toda actividad petrolera cuente con Licencia Ambiental. La Licencia Ambiental se otorga cumpliendo una serie de condiciones estipuladas por la autoridad ambiental. Estas condiciones son de estricto cumplimiento, y el no acatarlas puede sancionarse con el retiro de la licencia y la paralización del proyecto, así como también la imposición de multas, o el que terceros que se consideren afectados puedan solicitar compensaciones. Adicionalmente todo el personal debe conocer los requerimientos exigidos por la Licencias Ambientales correspondientes y tomar las medidas necesarias para actuar dentro de estas limitaciones y obligaciones. Las Licencias Ambientales son especificaciones para cada proyecto, las cuales contemplan entre otros un análisis de los impactos que sobre el medio ambiente se podrían generar. La caracterización ambiental del entorno del proyecto es un paso primordial, ya que permite obtener una idea sobre el estado del medio ambiente de un determinado sitio, antes de implementar una obra y así poder determinar la capacidad de asimilación del medio ante los efectos que ésta produce. En términos generales se podría caracterizar el medio ambiente con respecto a sus componentes, de la siguiente manera:

Medio físico y biológico, el cual está conformado, entre otros, por los siguientes componentes:

- Componente atmosférico: comprende las variables relacionadas con la temperatura, precipitación, régimen de vientos, ruido ambiente y calidad atmosférica.

- Componente hidrológico: este componente está conformado tanto por la hidrología superficial como la hidrología subterránea, y dentro de las variables a tener en cuenta para su caracterización se encuentran la delimitación de cuencas, tipo y distribución de redes de drenaje y escorrentía, cuerpos de agua superficiales que puedan verse afectadas, régimen de caudales, calidad de las aguas y usos entre otros.

- Componente geológico, geomorfológico y edáfico: en este componente se consideran las características litológicas, así como las formas del relieve, puntos de interés geológico, procesos geomorfodinámicos riesgos que tengan lugar en el ámbito de afección de la actividad y usos del suelo.

- Componente paisajístico: este componente está conformado por valores como la calidad paisajística (características del territorio, calidad visual y fondo escénico), grado de visibilidad y fragilidad del paisaje.

- Componente vegetativo: en este componente influye la distribución espacial de las formaciones vegetales y especificación de la abundancia, diversidad, calidad y cobertura.

- Componente faunístico: los aspectos que conforman este componente son el inventario de especies, localización de zonas sensibles (áreas de reproducción, descanso, etc.), identificación de áreas de resguardo y recorrido más frecuentes e identificación de especies de fauna acuática de especial interés o vulnerabilidad.

Medio socioeconómico. Para el estudio de este medio se tienen en cuenta cuatro componentes

a saber: - Componente demográfico: consiste en la evolución de la población y su distribución

espacial, estructura, actividad, movilidad y nivel de instrucción. - Componente sociocultural: está conformado por el patrimonio histórico, arqueológico y

antropológico de la región. - Componente poblacional y económico: comprende el análisis de los sectores que

componen el sistema económico como son el sector agro-minero, industrial, terciario (hotelero, hospitalario, de la administración pública y comercial) y residencial.

- Componente institucional, el cual comprende la planeación territorial vigente, los planes sectoriales y una relación de los órganos y organismos que pueden intervenir en el sector.

Para determinar los efectos que se pueden producir sobre el medio ambiente a causa de las actividades de masificación del gas, se debe tener en cuenta cada una de las actividades de la cadena productiva, ya que cada una se desarrolla en ambientes diferentes y las características propias de cada una pueden afectar de una u otra manera cada componente del medio ambiente. Estas actividades son: − Exploración y perforación. − Producción, tratamiento y refinación. − Transporte. − Distribución. − Comercialización

• Identificación de Impactos Ambientales La identificación genérica de los posibles impactos que se generan por las actividades de masificación del gas, se realiza teniendo en cuenta por separado cada una de las actividades mencionadas, ya que por su naturaleza, éstas se desarrollan en ambientes diferentes, lo cual implica condiciones de asimilación de los impactos de manera diferente. Para efectos de la identificación de los impactos ambientales se emplea una matriz interactiva (causa - efecto), la cual es una de las metodologías de evaluación de impactos ambientales más aceptadas nacional e internacionalmente. Este tipo de matriz denominada “matriz interactiva simple”, muestra las acciones del proyecto o actividades en un eje y los componentes ambientales que se pueden ver afectados por cada impacto y lo cual, en realidad depende de las características propias de cada proyecto y del medio a intervenir. En las siguientes tablas se presentan las matrices de identificación de impactos tanto para gas natural como para gas licuado del petróleo. En estas matrices se puede observar que una gran parte de los impactos que se generan sobre el medio ambiente se presentan en la etapa de exploración y perforación, más específicamente durante las actividades de adecuación de accesos, infraestructura y perforación. En las etapas siguientes se observa que la tendencia de generación de impactos se focaliza en cierta medida sobre el componente atmosférico y los componentes del medio socioeconómico. Si bien el alcance y gravedad de los impactos depende de factores inherentes al lugar donde se desarrollen, como a las características mismas de las actividades, los impactos se pueden englobar de manera general en los siguientes grupos:

Impacto atmosférico: producido por emisiones de gases, partículas y ruido, provenientes de la operación de maquinaria, movimientos de tierra, acción del viento sobre terrenos descubiertos y otras actividades necesarias para el desarrollo de la producción de gas.

Impacto sobre el componente hídrico: se manifiesta en contaminación físico - química de las aguas debido al arrastre y/o vertimiento de aguas contaminadas con material de tipo orgánico e inorgánico y sustancias de origen industrial.

Impacto sobre el suelo: se traduce en la pérdida de suelo natural, cambios en la morfología y riesgos inducidos sobre los terrenos a causa de los factores que mantienen la estabilidad del medio.

Impacto sobre el paisaje: se pueden considerar tres factores, los cuales hacen referencia a la calidad paisajística como valor intrínseco del paisaje, la fragilidad como respuesta del paisaje para absorber la acción antrópica y la visibilidad o incidencia visual.

Impacto sobre la flora y la fauna: este impacto se manifiesta con la eliminación de la cubierta vegetal y por tanto del hábitat de la fauna.

Impacto socioeconómico y cultural: se produce por la alteración del modo de vida, ya que en cierta manera afecta la vida tradicional, principalmente en el caso de comunidades rurales con cambio de costumbres y hábitos. En el sistema económico se presentan alteraciones en el nivel de vida por generación de empleo, demanda de servicios, etc.

En la cadena productiva del gas las actividades de exploración, perforación, refinación, transporte (Cuando se instala la tubería) son las que más afectan e impactan el medio ambiente. Las actividades de comercialización y distribución como lo manifiestan las encuestas, plantean el concepto de que el “gas no contamina”, lo cual es válido cuando el gobierno nacional ha venido trabajando desde hace una década un programa de sustitución de energéticos costosos y altamente contaminantes como la gasolina, ACPM, leña, crudo de castilla, etc.

Las empresas distribuidoras de gas a nivel residencial emplean detectores para medir el nivel de monóxidos de carbono, que se produce debido a una mala combustión y puede en ocasiones causar la muerte. Los talleres de conversión con equipos como el osciloscopio y el multímetro permiten que se coloque a punto el vehículo y la combustión del gas sea mucho más completa; mediante una perfecta relación estequiométrica entre el gas y el aire; cuidando que no se generen monóxidos de carbono, NO u otros contaminantes. En las empresas distribuidoras de gas propano se manejan unos remanentes o “cunchos” en los fondos de los cilindros los cuales son drenados correctamente y estos líquidos se disponen en tanques de almacenamiento para posteriormente ser incinerados por una empresa experta en esta actividad. Con el detector de GLP se evalúen concentraciones de este gas en el aire y por ende la intensidad del olor característico, aspecto altamente controlado mediante válvulas de llenado y válvulas del sistema, pues el incremento de GLP en el aire se da esencialmente por fugas, situación que es considerada de alto riesgo en la operación; por lo que esta actividad se realiza en ambientes ventilados y espacios abiertos que minimicen las concentraciones GLP. Algunos de los procedimientos que actualmente realizan empresas distribuidoras de gas para estar en armonía con el medio ambiente son:

Implementar la certificación en ISO 14000 En las estaciones de servicio, se realiza el respectivo Plan de Manejo Sustitución de combustible líquido por combustible gaseoso Campañas educativas para utilizar el gas por ser más amigable con el medio ambiente.

En cuanto a la normatividad que deben cumplir las empresas distribuidoras de gas a nivel residencial, en estaciones de servicio y talleres de conversión se tienen las siguientes: Emisiones de gases NT 1205 Ley 9ª de 1979 Código sanitario Nacional Disposiciones municipales para disponer en escombreras autorizadas Plan de Manejo de la respectiva obra NTC 1461 sobre higiene y seguridad NTC 1987 sobre Señales de seguridad La normatividad que las diferentes autoridades ambientales estimen pertinente

Tabla - Identificación de impactos para la cadena productiva del GLP

CADENA PRODUCTIVA DEL GLP

Exploración y perforación Producción, tratamiento y refinación

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n

Comercialización

MEDIO COMPONENTE IMPACTO

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Atmosférico Deterioro de la calidad del aire por gasesDeterioro de la calidad del aire por partículasIncremento en los niveles de ruido

Hídrico Alteración de la calidad por aguas residuales domésticasAlteración de la calidad por sedimentosAlteración de la calidad por aguas residuales industriales

Geológico, Pérdida de la capa superficial del suelo y potencial agrológicoFISICO Y BIOTICO geomorfológico Aparición o incremento de erosión hídrica superficial

y edáfico Desestabilización de taludesCambio en regímenes de escorrentía

Paisajístico Modificación del paisajeVegetativo Presión y eliminación de la cobertura vegetal

Generación de patologías vegetalesFaunístico Disminución de especies por caza y/o ahuyentamientoDemográfico Desplazamiento de poblaciónPoblacional y Daño sobre áreas cultivadas

SOCIOECONOMICO económico Generación de empleoIncremento en demanda de bienes y servicios

Sociocultural Potenciación de conflictos

Tabla - Identificación de impactos para la cadena productiva del gas natural

CADENA PRODUCTIVA DEL GAS NATURAL

Exploración y perforación

Prod

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Distribución Comercialización

MEDIO COMPONENTE IMPACTO

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Atmosférico Deterioro de la calidad del aire por gasesDeterioro de la calidad del aire por partículasIncremento en los niveles de ruido

Hídrico Alteración de la calidad por aguas residuales domésticasAlteración de la calidad por sedimentosAlteración de la calidad por aguas residuales industriales

Geológico, Pérdida de la capa superficial del suelo y potencial agrológicoFISICO Y BIOTICO geomorfológico Aparición o incremento de erosión hídrica superficial

y edáfico Desestabilización de taludesCambio en regímenes de escorrentía

Paisajístico Modificación del paisajeVegetativo Presión y eliminación de la cobertura vegetal

Generación de patologías vegetalesFaunístico Disminución de especies por caza y/o ahuyentamientoDemográfico Desplazamiento de poblaciónPoblacional y Daño sobre áreas cultivadas

SOCIOECONOMICO económico Generación de empleoIncremento en demanda de bienes y servicios

Sociocultural Potenciación de conflictos

CAPÍTULO 7 NORMAS RELACIONADAS CON EL GAS

Los Entes Nacionales de Regulación técnica y legal empiezan a desarrollar a medida que las condiciones y la tecnología lo exige, una serie de Normas mediante las cuales se proporciona un marco de mejor funcionalidad y seguridad, tanto a quien presta como a quien recibe el servicio domiciliario de gas. De igual forma, compromete al productor para que cumpla con especificaciones de calidad mínimas en lo referente a composición química y gravedad específica del producto, induciendo a que los distribuidores y comercializadores tengan parámetros definidos para su venta. En la década de los años 90 se inicia un proceso dinámico de normalización técnica para la industria del gas, al momento que despega el Plan de Masificación de Gas. Anterior a esta época se tenían unas pocas normas técnicas sobre productos utilizados en el sector gas atendiendo necesidades puntuales La normatividad técnica para efectos de divulgación, formación y aplicación a nivel sectorial, se tiene clasificada en 8 áreas temáticas que son:

Propiedades físico – químicas del gas

Sistema para suministro de gas

Elementos y equipos para sistemas de suministro de gas

Equipos que funcionan con gas

Instalación de equipos que funcionan con gas

Gas como combustible vehicular

Recipientes para almacenamiento de gas combustible

Materiales y ensayo de elementos para la industria del gas El área que desde 1997 mayor desarrollo normativo ha tenido es la de “elementos y equipos para sistemas de suministro de gas”; esto se justifica en el creciente desarrollo en la construcción de instalaciones para suministro de gas a los usuarios con el propósito de proteger a los consumidores, fijando estándares que garanticen una aplicación o uso seguro de éste energético. Otra área de gran desarrollo es la de “Gas como combustible vehicular” dado que su uso es de aplicación masiva. Cuando en Colombia se está iniciando su aplicación, el desarrollo de la tecnología del gas vehicular ha alcanzado elevados estándares internacionales; lo que se convierte en una gran ventaja para nuestro país por la utilización de las Normas Internacionales –ISO- International Organization for Standardization, las cuales favorecen la transferencia tecnológica. Colombia ha realizado una rápida adopción de normatividad internacional para una industria relativamente nueva; por pertenecer nuestro país a la Organización Mundial del Comercio –OMC-.

Esto a su vez le permite una libre importación y exportación de productos; protegido por disposiciones que son leyes de la República. Este enfoque representa para nuestra industria grandes ventajas tanto técnicas en aspectos de seguridad y calidad como comerciales, ya que ha permitido avanzar en la tecnología del gas natural comprimido vehicular bajo normatividad con aceptación internacional. La normalización es un pilar fundamental para cualquier industria ya que se definen las reglas de juego desde el nivel técnico, con la participación de los diferentes actores que intervienen en su desarrollo, buscando prestar un mejor servicio dentro de prácticas de competencia sana. Colombia cuenta hoy con un esquema normativo bastante amplio que promueve el desarrollo tecnológico y unos estándares estrictos de seguridad y calidad que permiten garantizar un desempeño óptimo del sector. En el anexo 2 se consigna una recopilación actualizada de Decretos, Resoluciones y Normas Técnicas que corresponden al sector.

CAPÍTULO 8 ESTRUCTURA OCUPACIONAL

8.1 PERSONAL VINCULADO A LAS EMPRESAS En las 41 empresas encuestadas a nivel nacional, en las actividades de distribución, exploración, transporte de GLP, estaciones y talleres de GNCV, se detectó un total de 2.110 personas ocupadas. El personal de acuerdo a su categoría ocupacional se concentra el 42% en la parte administrativa y el 58% en el área de producción, es de destacar que gran parte de las empresas encuestadas subcontratan actividades inherentes al área de producción (ver el siguiente cuadro). ESTRUCTURA OCUPACIONAL

Administrativos Producción Distribución de gas natural 45% 55% Estaciones de servicio GNCV 28% 72% Talleres de GNCV 42% 58% Transporte de GLP 37% 63% Total 42% 58%

8.1.1 Distribución de Gas Natural En la distribución de gas natural, el tipo de contrato que se usa con más frecuencia para la vinculación del personal es el contrato directo. En efecto, en las distintas áreas de las empresas, como mínimo el 73% de los contratos es de tipo directo. En el área de dirección, el cargo más contratado de manera indirecta es el de digitador, las ocupaciones de la distribución del GN en el área de producción se concentra así: Personal ocupado en el área de producción

Personal actual Ocupación Contrato directo

Contrato indirecto

Participación

Técnicos en redes externas 88 10 17.8 Supervisores de redes externas 62 8 12.7 Profesional de redes internas 38 29 12.2 Técnico en redes internas 31 15 8.4 Técnico en redes internas y externas

30 10 7.3

Supervisor en redes internas 7 29 6.5 Profesionales en redes externas 36 0 6.5 Ingenieros civiles 32 0 5.8 Técnicos en gasodomésticos 12 15 4.9 Operadores de redes 27 0 4.9 Ingenieros industriales 22 0 4.0 Supervisores de redes internas y externas

15 0 2.7

Ingenieros mecánicos 14 0 2.5 Ingenieros químicos 4 0 0.7

Sistemas 4 0 0.7 Interventores 3 0 0.5 Ingeniero de petróleos 2 0 0.4 Ingeniero de producción 2 0 0.4 Profesionales en general 2 0 0.4 Jefe de infraestructura 1 0 0.2 Jefe de interventoría 1 0 0.2 Jefe red matriz 1 0 0.2 TOTAL 434 116 100 % PARTICIPACIÓN 78.9% 21.1% 100 8.1.2 Exploración En exploración, donde sólo se encuestó a Ecopetrol, el 100% de los contratos a nivel administrativo se hace en forma directa. La encuesta se realizó en la sede de Bogotá donde todo el personal es administrativo y no manejan información de la parte de producción. 8.1.3 Talleres de GNCV En los talleres, el tipo de contrato que se utiliza con mayor frecuencia para la vinculación de personal es el contrato directo, el 82.6% de los contratos son de este tipo. El cargo más contratado en forma indirecta es el de abogado, las siguientes son las ocupaciones del área de producción en los talleres de GNCV: Talleres de GNCV

Personal actual OCUPACIÓN Contrato

Directo Contrato indirecto

PARTICIPACIÓN

Operarios 23 3 25.7 Vendedores 18 5 22.8 Instaladores mecánicos 8 0 7.9 Mecánicos de patio 7 0 6.9 Técnicos en GNCV 4 3 6.9 Electricista automotriz 6 0 5.9 Herrero 3 2 5.0 Jefe de taller 3 0 3.0 Técnicos instaladores de GNV 2 1 3.0 Ayudantes 2 0 2.0 Ingenieros 2 0 2.0 Ingenieros mecánicos 1 1 2.0 Técnicos 2 0 2.0 Técnico mecánico 1 1 2.0 Jefe de instalaciones mecánicas 1 0 1.0 Jefe de servicios 1 0 1.0 Técnicos soldadores 1 0 1.0 TOTAL 85 16 100 % PARTICIPACIÓN 84% 16% 100%

8.1.4 Transporte de GLP En este sector, el tipo de contrato que se usa con más frecuencia para la vinculación del personal es el de contrato directo. En efecto, en las distintas áreas de las empresas, el 84% de los contratos son de tipo directo. En el área administrativa, el cargo más contratado de manera indirecta es el de recepcionista, seguido por el de abogados. Las siguientes son las ocupaciones del área de producción. Transporte de GLP

Personal actual OCUPACIÓN Contrato

Directo Contrato Indirecto

PARTICIPACIÓN

Conductores 102 74 42.9 Operadores 60 0 14.6 Auxiliar de venta 14 28 10.2 Ayudantes 28 0 6.8 Supervisores 8 5 3.2 Auxiliar Planta llenado 8 2 2.4 Contratista mantenimiento 0 8 2.0 Vigilantes 6 1 1.7 Ayudantes instrumentistas 6 0 1.5 Pintores 0 6 1.5 Mecánicos 1 4 1.2 Operadores de planta 5 0 1.2 Soldadores 0 5 1.2 Llenadores 4 0 1.0 Auxiliar de oficios varios 2 1 0.7 Electricista 0 3 0.7 Instrumentista 3 0 0.7 Vendedores 1 2 0.7 Ingenieros 2 0 0.5 Envasador 2 0 0.5 Jefe de planta 1 1 0.5 Operadores equipo pesado 0 2 0.5 Promotora 2 0 0.5 Técnicos de mantenimiento 1 1 0.5 Tecnólogos en construcciones civiles 2 0 0.5 Administrador 1 0 0.2 Auxiliar de aseo y mantenimiento 1 0 0.2 Auxiliar de rampla 1 0 0.2 Gerente técnico 1 0 0.2 Personal de compras 1 0 0.2 Ingeniero mecánico 1 0 0.2 Ingeniero electricista 1 0 0.2 Ingeniero geólogo 1 0 0.2 Ingeniero civil 1 0 0.2 TOTAL 268 142 100 % PARTICIPACIÓN 65.4% 34.6% 100%

8.1.5 Estaciones de GNCV En este sector, el tipo de contrato que se usa con más frecuencia para la vinculación del personal, es el directo, pues en las distintas áreas de las empresas, el 80% son de tipo directo y el 20% es de tipo indirecto. El cargo más contratado en forma indirecta es el de los isleros. Estaciones de servicio de GNCV

Personal actual OCUPACIÓN Contrato

directo Contrato indirecto

PARTICIPACIÓN

Vendedores 22 0 40.0 Isleros 8 11 34.5 Despachadores 7 0 12.7 Súper patio 2 0 3.6 Tienda 2 0 3.6 Aceitero 1 0 1.8 Contratistas mantenimiento e interventoría 1 0 1.8

Lubricador 1 0 1.8 TOTAL 44 11 100 % PARTICIPACIÓN 80% 20% 100% 8.2 NECESIDADES DE PERSONAL ADICIONAL Las 41 empresas encuestadas necesitan un total de 348 personas adicionales, lo que muestra un promedio de 8 personas por empresa. Discriminando las necesidades de nuevo personal por ocupación y actividad quedaría: 8.2.1 Distribución de gas natural

Nivel educativo Ocupación Personal adicional Participación Bachiller Técnicas gasistas 50 34.7 Especialistas Generación conocimiento

de gas 10 6.9

Profesional Supervisor instalaciones 5 3.5 Técnicos Mantenimiento de aire

acondicionado a gas No especifican cantidad

Técnicos Técnica relacionada con el gas inspección 5 3.5

Técnico Tecnología en gas natural vehicular

No especifican cantidad

Tecnólogo Inspector de instalaciones 10 6.9 Tecnólogo Mantenimiento de

gasodomésticos 4 2.8

Tecnólogo Técnico instalador 60 41.7 No define nivel educativo

Instrumentación industrial No especifican la cantidad

TOTAL 100

8.2.2 Estaciones de servicio de GNCV Nivel educativo Ocupación Personal

adicional Participación

Bachillerato Técnico en sistemas 6 85.7 Técnico Manejo de máquina

sincronizadora motor y analizadora de gases

1 14.3

TOTAL 7 100 8.2.3 Talleres de GNCV Nivel educativo Ocupación Personal adicional Participación Bachillerato Técnico en sistemas 6 9.2 Técnico y tecnólogos

Area técnica 9 13.8

Electricista 1 1.5 Electromecánica

automotriz 1 1.5

Tecnólogos en conversión de GNCV y técnicos en GNCV

12 18.5

Tecnólogos en mercadeo 10 15.4 En todos los niveles

Vendedores 12 18.5

No define nivel educativo

Expertos convertidores a GNCV

14 21.5

TOTAL 65 99.9 8.2.4 Transporte de GLP Nivel educativo Ocupación Personal

adicional Participación

Conductores profesionales-con conocimientos básicos en mecánica diesel

46 35.7

Auxiliares de venta con conocimiento en manejo de GLP

40 31

Conductores 3 2.3

Bachillerato

Vigilantes 3 2.3 Operación de cargue y descargue 6 4.7 Bachilleres o técnicos

Mantenimiento 6 4.7

Universitario Ensayos sobre análisis de tuberías 1 0.8

Mantenimiento de tanques 3 2.3 Mantenimiento vehicular 5 3.9 Atención al cliente 1 0.8 Emergencias 1 0.8 Electromécanicos 1 0.8 Tubero 1 0.8 Operador de Siboom 1 0.8

Técnicos/tecnólogos

Instrumentalistas (última tecnología) 3 2.3

Hidráulica y mecánica de tanques y tubería de alta presión

1 0.8 Tecnólogo o ingeniero

Tubería de alta presión 1 0.8 No define nivel educativo

Ayudantes-diestro en manejo de unidades Medición industria del gas

6 4.7

CAPÍTULO 9

ENTORNO EDUCATIVO 9.1 NECESIDAD DE CAPACITACIÓN DEL PERSONAL VINCULADO A LAS EMPRESAS 9.1.1 Distribución de Gas Natural

NECESIDAD CANTIDAD

Actualización conocimientos de gas 15 Atención al público 6 Capacitación en normas técnicas para gas 1 Normas técnicas 1 Técnicas de manejo de redes internas y externas 39

Interpretación de planos 1 Mantenimiento de gasodomésticos 38 Normas sobre ventilación y evacuación 38 Productos combustión 38 Inspección de instalaciones 38 Tecnologia en gas natural vehicular 1 Habilidades gerenciales 2 Calidad del servicio 2 Manejo y archivo de documentos 1 Técnicas de redacción y manejo de correspondencia 1

Servicio al cliente 21 Mercadeo 9.1.2 Estaciones de Servicio de GNCV

NECESIDAD Cantidad Motores a gas 1 Manejo de clientes 7 Atención al cliente 7 Capacitación en GNV 13 9.1.3 Talleres de GNCV

NECESIDAD Cantidad Formación de expertos convertidores a GNCV 14 Electricidad automotriz 10 Electrónica automotriz 7 Mediciones y pruebas 7 Puesta a punto de motores 7

Sincronización de motores 7 Técnicas de ventas 5 Diagnóstico 3 Fundamentación eléctrica y electrónica 3 Inyección electrónica 3 Mecánica automotriz (ver las ventajas del cambio a GNV) 4

Servicio al cliente 2 Capacitación en GNV 2 Electrónica en las instalaciones o conversiones 2

Riesgos profesionales 1 Estática 1 Arreglo de computadores 1

9.1.4 Transporte de GLP

NECESIDAD CANTIDAD Sentido de pertenencia 60 Actualización administrativa 47 Certificación de competencias técnicas 28 Capacidad riesgo sicosocial y ética 23 Mecánico diesel y gasolina 19 Servicio al cliente 18 Primeros auxilios 19 Mantenimiento de bombas 4 Seguridad incendios 4 Atención a emergencias, daños específicos de redes internas o externas 2

Manipulación, reparación de llaves abridoras de gas 2

Manejo de brigadas 1 Seguridad industrial 1 Servicio al cliente 1 Capacitar en ventas de gas 2

9.1.5 Exploración Gas Natural

NECESIDAD CANTIDAD Liderazgo 14 Servicio al cliente 14 Visión de negocios 14

9.2 SERVICIOS QUE REQUIEREN LAS EMPRESAS PARA PROYECTARSE Y MANTENERSE EN EL MERCADO

Las empresas encuestadas demandan los siguientes servicios:

SERVICIOS REQUERIDOS %PARTICIPACIÓN Capacitación del personal vinculado a la empresa 15.7 Asesoría en aseguramiento de la calidad 10.3 Asesoría en mercadeo 10.3 Personal capacitado para vincular 9.0 Asesoría en gestión administrativa 8.1 Información y documentación técnica 7.6 Asesoría ambiental 7.6 Asesoría en imagen corporativa empresarial 6.3 Formas de negociación 6.3 Asesoría en pruebas de laboratorio 4.9 Asesoría técnica en producción 4.5 Diseño 3.1 Asesoría en etiqueta del producto 2.2 Asesoría en comercio exterior 1.3 Administración de riesgos 0.4 Asesoría en control de corrosión 0.4 Asesoría en metodología 0.4 Asesoría reparación de instrumentación electrónica 0.4 Expertos en convertidores de GNVC 0.4 Ninguno 0.4 Total 9.3 OFERTA EDUCATIVA Es competencia del SENA como entidad líder del Sistema Nacional de Formación para el Trabajo, la formación profesional de los trabajadores Colombianos, investigar y proponer nuevas metodologías, sistemas y mecanismos pedagógicos y educativos que cumplan con el propósito de calidad y competencia que requiere el sector productivo, y aunque la certificación académica es responsabilidad de las instituciones educativas, el SENA a través del las Mesas Sectoriales y los convenios del programa de capacitación para mejorar la competitividad y el desarrollo tecnológico, ha de buscar con la Superintendencia de Industria y Comercio que se acrediten organismos certificadores de Competencias laborales para validar los conocimientos y destrezas obtenidos en los programas de capacitación. El desarrollo del nivel educativo de cualquier sector productivo, se puede identificar conociendo dos aspectos: la formación profesional de sus integrantes y las instituciones dedicadas a impartir esa formación profesional. La manera como se ha desarrollado la industria del gas en Colombia determinó que la mano de obra requerida se fuera formando directamente en las empresas, de manera práctica y con escasa formación teórica, utilizando personal entrenado en diferentes disciplinas del conocimiento. Este aspecto se detalla al analizar la oferta y la demanda educativa.

Algunas universidades y entidades están desarrollando labor formativa de personal de manera significativa ofreciendo cursos puntuales para atender ciertas debilidades de la industria del gas, así: •

•

•

•

• •

•

Universidad Industrial de Santander, UIS: ofrece una especialización y un diplomado en los siguientes temas:

- Especialización en Ingeniería del Gas con una duración de dos años. - Diplomado de Medición, Transporte y Distribución del Gas.

Consejo Colombiano de Seguridad, CCS, En Bogotá se dio el II encuentro sectorial sobre transporte del sector de hidrocarburos, con una duración de 8 horas; VIX encuentro de salud ocupacional u medio ambiente de contratistas del sector hidrocarburos en Bogotá y dura 16 horas; Universidad Pontificia Bolivariana, Medellín, ofrece en arquitectura diseño de redes internas a gas para edificaciones residenciales con una duración de 60 horas. Instituto Tecnológico Pascual Bravo: Ofrece Especialización en Diseño de redes a gas y Tecnología en Gas con una duración de 6 semestres. Instituto Tecnológico Metropolitano ITM (Medellín): Ofrece Instalador de redes internas. Fundación la Visitación (Medellín): Ofrece instalador de redes para Gas con el Plan Colombia. Dura 6 meses. Servicio Nacional de Aprendizaje, SENA, ofrece cursos de formación, en forma permanente, para personal orientado a las instalaciones de gas y por competencias laborales así:

- Regional Bogotá: En el Centro de la Construcción e Industria de la Madera ofrece el

Técnico en Instalaciones Hidráulicas Sanitarias y de Gas con una duración de 2 años y ofrece salidas parciales del Instalador de redes internas e internas a gas con una duración de 3 meses cada uno y el oficial de instalaciones hidráulicas, sanitarias y de gas con una duración de 18 meses.

- Regional Antioquia: En el centro se ofrece el instalador de redes para gas con una

duración de 6 meses,; instalador de redes internas para gas con una duración de 3 meses; instalador de redes externas para gas duración de 3 meses y tecnólogo en gas dura 3 años, reparación y mantenimiento de gasodomesticos duración de 6 meses, supervisor del instalador de redes para gas dura 3 meses y técnico profesional en instalaciones hidráulicas, sanitarias y de gas dura 2 años.

- Regional Valle: En el Centro de la Construcción ofrece los cursos de: Técnico Profesional

en Instalaciones Hidráulicas, Sanitarias y de Gas con una duración de 2 años y el Básico de Instalaciones de redes a gas con una duración de 18 meses.

- Regional Tolima: En el Centro de la Industria de la Construcción ofrecen: Oficial de

instalaciones hidráulicas, sanitarias y gas con una duración de un año; Instalador de gas domiciliario que dura 9 meses y el operario de mantenimiento de gasodomesticos.

- Regional Caldas: En el Centro de Industria y Construcción se ofrecen los cursos de

instalación de redes internas que dura 6 meses, instalador de redes externas con una duración de 6 meses instalación y mantenimiento de gasodomesticos.

- Regional Santander: En el Centro Multisectorial de Barrancabermeja se ofrece el curso de

redes internas y externas a gas con una duración de año y medio.

BIBLIOGRAFÍA

BANCO MUNDIAL WASHINGTON D.C. Lineamientos para la Evaluación Ambiental de los Proyectos Energéticos e Industriales: Volumen III. Trabajo Técnico número 24 EMPRESA COLOMBIANA DE PETRÓLEOS, SENA y CENTRO DE DESARROLLO TECNOLÓGICO DEL GAS. Gas Natural Comprimido Vehicular, aspectos generales. Bogotá. 156 p MINMINAS / UPME. Plan De Expansión de Referencia Generación Transmisión 2002 – 2011. Bogotá: El Ministerio, 2002. 214 p. MINMINAS / UPME. La Cadena del Gas Licuado del Petróleo en Colombia. Bogotá: El Ministerio, 2000. 71p // Cuaderno UPME; 002. MINMINAS / UPME. La Cadena del Gas Natural en Colombia. Bogotá: El Ministerio, 2001 – 2002. PUBLIGAS. Guía de la Industria del Gas en Colombia (4ª edición), 2001 – 2002 WWW.ecopetrol.gov.co WWW.upme.gov.co WWW.minminas.gov.co WWW.mindesarrollo.gov.co WWW.creg.gov.co WWW.icontec.org.co WWW.dnp.gov.co

Anexo 1

LISTADO DE EMPRESAS ENCUESTADAS

EMPRESA TIPO DE ENCUESTA ACTIVIDAD ECONÓMICA TELÉFONO

Antioqueña de gas Transporte de GLP Distribuciones de GLP 094) 562 00 93 – 562 00 94

Colgas de Occidente S.A. Transporte de GLP Distribuciones de GLP

(094) 303 35 58 – 608 88 88

Empresas Públicas de Medellín E:S:P:

Distribución de Gas Natural

Empresas de Servicios Públicos (094) 380 69 00

Energas S.A. Talleres de GNCV Taller de Conversión de Vehículos a GNCV (094)372 85 59

Gases de Antioquia S.A. Transporte de GLP Comercializadores GLP (094)261 91 99

GNV Motor Ltda.. Talleres de GNCV Comercializadores e instaladores de conversión a GNV

(094) 231 61 88

Somos Llantas Ltda. Talleres de GNCV

Comercialización de llantas, servicios adicionales de serviteca y conversión de vehículos a gas natural

(094) 512 53 11

Terpel Exposiciones Estaciones de Servicio de GNCV Bomba de servicios (094)381 12 58

Transportadora de Metano S.A. Transporte de GLP Transporte de Gas Natural (094)332 70 70

Distribuidora Grupo Caribean

Estaciones de servicio de GNCV

Vendedores de Gas, talleres de conversión (095) 368 51 65

Gas Natural Comprimido S.A.

Estaciones de servicio de GNCV Venta de Gas vehicular (095) 371 36 16

Gases del Caribe S.A.

Distribución de Gas Natural

Distribución y comercialización de Gas Natural (095)344 27 66

GNC Gasxi 76 Estaciones de servicio de GNCV Vendedores de Gas Natural (095)360 36 49

Intergas – Corona Transporte de GLP Transporte y distribución de GLP (095)356 58 42

Promigas S.A. E.S.P. Transporte de GLP

Diseño, construcción y mantenimiento de sistemas de transporte de Gas Natural

(095) 371 34 44 /371 35 55

Almallano S.A. E.S.P. Transporte de GLP Distribución y almacenamiento

de Gas Propano (091)635 27 14

Autogas Natural Comprimido Talleres de GNCV Conversión de vehículos

(motores) a GNV (091) 240 97 03 / 225 14 27

Ecopetrol Exploración Gas Natural

Exploración, explotación, refinería, producción y comercialización de Crudo y derivados

Enviro Gas Systems de Colombia Ltda.. Talleres de GNCV Conversión vehículos de

gasolina a Gas Natural (091)268 51 21

Estación de Servicios Flota Blanca

Estaciones de servicio de GNCV Venta de combustibles (091) 291 51 85

Estación Movil Av. Boyacá

Estaciones de servicio de GNCV Distribución de GNV (091) 412 05 30

Gas América S.A. Talleres de GNCV Conversión, distribución equipos para GNCV (091)368 64 25

Gas Natural Distribución de Gas Natural

Distribución y comercialización de GN (091)635 27 14

Gaszipa Transporte de GLP Transporte y distribución de Gas Propano (091)635 27 14

GNC Talleres de GNCV 371 36 04 Ingegas de Colombia Ltda... Talleres de GNCV Conversión de vehículos

(motores) a GNV (091) 347 47 26 / 212 75 69

Inversiones Vàsquez y Cìa

Estaciones de servicio de GNCV

Venta combustibles, lubricantes y servicios (0919 340 46 65

Petrogas Vehicular GNV Talleres de GNCV Conversión de vehículos

(motores) a GNV (091) 288 74 45

Alprogas S.A. ESP Transporte de GLP Venta de Gas (097) 676 04 56 Unidad de Planeación Minero Energética

Exploración Gas Natural (091) 288 74 45

Gas Natural del Oriente S.A. ESP

Estaciones de servicio de GNCV

Distribución y venta de Gas Natural (097) 644 38 88

Cartagas Transporte de GLP Distribución GLP (095) 668 53 05 / 668 55 77

Cootransurb Talleres de GNCV Prestación del servicio de transporte urbano (095) 662 40 04

Surtigas S.A. ESP Distribución de Gas Natural

Distribución y comercialización de Gas Natural (095) 662 54 20

Alcanos de Colombia S.A. ESP

Distribución de Gas Natural

Distribuidora del servicio público domiciliario de Gas Natural

(098)871 60 51

Gas Neiva S.A. ESP Transporte de GLP Distribución, transporte de GLP Cilindro

(098) 873 03 60 / 873 02 73

Promotora de Gases del Sur “Progasur S.A.”

Transporte de GLP Transporte de Gas Natural (098) 871 06 32

Almacenadora de Gas de Occidente S.A. ESP

Transporte de GLP Distribuidora a Granel (092) 669 87 88

Colgas de Occidente S.A. Transporte de GLP Almacenamiento y distribución

de GLP (092) 608 88 88

Gases de Occidente S.A. ESP

Distribución de Gas Natural

Comercialización y distribución de GN (092) 418 73 52

Anexo 2

NORMAS TECNICAS COLOMBIANAS VIGENTES (DICIEMBRE 2002) GAS NATURAL Sí Colombia

- Icontec NTC 2635 Productos químicos para uso industrial.

Compuestos sellantes para uniones de tuberías y accesorios para gas natural y gases licuados del petróleo.

Sí Colombia - Icontec

NTC 2728 Maquinas y equipos. Medidores de gas tipo diafragma.

Sí Colombia - Icontec

NTC 2826 Aparatos mecánicos. Dispositivos generales para medidores de volumen de gas.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3561 Especificaciones para tuberías flexibles no metálicas. - mangueras - y conectores usados en instalaciones de artefactos a gas que utilicen GLP - fase vapor -, aire con mezcla de gas propano o gas natural.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3567 Mecánica. Ductos metálicos para la evacuación por tiro natural de los productos de la combustión del gas (GLP. o gas natural)

Sí Colombia - Icontec

NTC 3727 Reguladores de presión para gas natural con dispositivo interno para alivio sobre presión.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4128 Tubería flexible de cobre sin costuras para gas natural y gases licuados del petróleo (GLP)

Sí Colombia - Icontec

NTC 5071 Soldadura química en frío para tuberías rígidas de cobre y sus accesorios para gas natural y gases licuados del petróleo GLP.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3561 Especificaciones para tuberías flexibles no metálicas. - mangueras - y conectores usados en instalaciones de artefactos a gas que utilicen GLP - fase vapor -, aire con mezcla de gas propano o gas natural.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4128 Tubería flexible de cobre sin costuras para gas natural y gases licuados del petróleo GLP

Sí Colombia - Icontec

NTC 5071 Soldadura química en frío para tuberías rígidas de cobre y sus accesorios para gas natural y gases licuados del petróleo GLP.

NORMAS TECNICAS COLOMBIANAS PARA GNCV Sí Colombia

- Icontec END 0025 Sistemas de medición de gas natural

comprimido para uso vehicular Sí Colombia

- Icontec NTC 3847 Cilindros de alta presión para almacenamiento

de gas natural utilizado como combustible para vehículos automotores.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4820 Estaciones de servicio para vehículos que utilizan gas natural comprimido como

combustible. Sí Colombia

- Icontec NTC 4821 Instalación de componentes del equipo

completo para vehículos con funcionamiento dedicado GNCV o bicombustible gasolina-GNCV.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4822 Talleres de servicio para vehículos que utilizan gas natural comprimido.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4823 Sistemas de llenado de gas natural comprimido vehicular.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4824 Conectores de llenado para vehículos que funcionan con gas natural comprimido.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4825 Mangueras para sistemas de llenado de gas natural comprimido vehicular.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4826 Calidad del gas natural comprimido para uso vehicular

Sí Colombia - Icontec

NTC 4827 Requisitos de instalación, operación y mantenimiento de compresores para estaciones de servicio de gas natural comprimido

Sí Colombia - Icontec

NTC 4828 Métodos de inspección de cilindros y sus sistemas de montaje empleados en vehículos que operan con gas natural comprimido.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4829 Sistema unificado de información conjunta (suic) para gas natural comprimido de uso vehicular (GNCV)

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-1 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 1. Definiciones y requisitos generales.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-10 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 10. Ajustador del flujo de gas

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-11 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 11: Mezclador gas/aire.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-12 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 12: Válvula de alivio de presión -vap-.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-13 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 13: Dispositivos de alivio de presión - dap -.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-14 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 14: válvula de exceso de flujo.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-15 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural

comprimido. Parte 15: Cubierta hermética y manguera de ventilación.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-16 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 16: líneas rígidas de conducción.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-18 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 18: Filtro

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-19 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 19: Accesorios

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-2 Componentes del sistema de combustibles para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 2: Desempeño y métodos generales de ensayo.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-3 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 3. Válvula de cheque.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-4 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 4. Válvula manual

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-5 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 5. Válvula manual del cilindro

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-6 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 6. Válvula automática

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-7 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido Parte 7: Inyector de gas.

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-8 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 8. Indicador de presión

Sí Colombia - Icontec

NTC 4830-9 Componentes del sistema de combustible para vehículos que funcionan con gas natural comprimido. Parte 9. Regulador de presión

NORMAS TECNICAS COLOMBIANAS PARA GLP Sí Colombia

- Icontec NTC 2517 Petróleo y sus derivados. Gases licuados del

petróleo. Método de ensayo para determinación de residuos.

Sí Colombia - Icontec

NTC 2518 Método de ensayo para el análisis de gases del petróleo - GLP - y polipropileno

concentrado por cromatografia de gases. Sí Colombia

- Icontec NTC 2521 Petróleo y sus derivados. Método de ensayo

para determinar la densidad o densidad relativa de hidrocarburos livianos por medio del termohidrómetro de presión.

Sí Colombia - Icontec

NTC 2562 Petróleo y sus derivados. Gases licuados de petróleo. Determinación de la presión manometrica de vapor.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3260 Mangueras flexibles y ensambles para gases licuados gases licuados del petróleo GLP. Aplicaciones en descargas a granel. Especificaciones.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3768 Vehículos automotores. Funcionamiento de vehículos con GLP. centro de servicio especializado para conversión y mantenimiento de sistemas de carburación en motores con funcionamiento dedicado gasolina por dedicado GLP o dual GLP/gasolina

Sí Colombia - Icontec

NTC 3769 Vehículos automotores. Funcionamiento de vehículos con GLP. Estaciones de servicio para suministro de GLP.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3770 Vehículos automotores. Funcionamiento de vehículos con GLP. Equipos para carburación dual GLP/gasolina o dedicada GLP en motores de combustión interna.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3771 Vehículos automotores. Funcionamiento de vehículos con GLP. Conversión de motores de combustión interna con sistema de carburación dedicada gasolina por carburación dual (GLP/gasolina) o dedicada GLP.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3853 Equipo, accesorios, manejo y transporte de GLP.

Sí Colombia - Icontec

NTC 3853-1

Instalación de sistemas de GLP (gases licuados del petróleo)

Sí Colombia - Icontec

NTC 3873 Reguladores de presión para GLP

Sí Colombia - Icontec

NTC 4128 Tubería flexible de cobre sin costuras para gas natural y gases licuados del petróleo GLP

Sí Colombia - Icontec

NTC 5071 Soldadura química en frío para tuberías rígidas de cobre y sus accesorios para gas natural y gases licuados del petróleo GLP.

Sí Colombia - Icontec

NTC 522-1 Cilindros de acero con costura para gases licuados de petróleo GLP con capacidad desde 5 kg incluido, hasta 46 kg excluido.

Sí Colombia - Icontec

NTC 522-2 Recipientes metálicos. revisión y reparación de cilindros de acero con costura para gases licuados del petróleo GLP con capacidad desde 5 kg hasta 46 kg

NORMATIVIDAD LEGAL DE LA CREG Y EL MME PARA EL GN (DICIEMBRE 2002)

Resolución 80022 de 1998 (1998-02-10) Por la cual se reglamenta el acceso al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural en eventos de restricciones temporales en la capacidad del mismo. Resolución No. 8-1960 de 1.998 (1998-10-13) Por la cual se reglamenta el Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos; siendo necesario determinar las áreas de mercado que conforman, tanto en el servicio público domiciliario de energía eléctrica como en el de gas combustible distribuido por red física o tubería, las respectivas zonas territoriales, toda vez, que de acuerdo con el artículo 5º de la Ley 286 de 1996, todos los recursos que se recauden por concepto de contribución de solidaridad se destinan en primer lugar, al cubrimiento de la totalidad de los subsidios requeridos en las respectivas zonas territoriales. Decreto 2282 de 2001 (2001-10-26) Por el cual se adiciona y modifica el Decreto 2225 del 30 de octubre de 2000. Adiciónase la siguiente definición al artículo 1° del Decreto 2225 del 30 de octubre de 2000: “Prestador del Servicio de Transporte o Transportador Resolución 0069 de 2002 (2002-04-16) Por la cual se define la segunda conformación del Consejo Nacional de Operación de Gas Natural CNO. Establecer los representantes por parte de los productores, remitentes y transportadores de gas natural, ante el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural CNO Resolución 0078 de 2001 (2001-04-06) Por la cual se aclara la primera conformación del Consejo Nacional de Operación de Gas Natura, CON. Resolución 001 de 2002 (2002-01-16) Criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible. Por la cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería Resolución 057 de 1996 (1996-07-30)

Gas. Por la cual se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias. Empresas transportadoras y distribuidoras de gas natural. Resolución 018 de 1995 (1995-06-13) Gas. Por la cual se dictan normas de carácter general sobre el servicio público de gas combustible por red Resolución 071 de 1999 (1999-12-03) Por la cual se establece el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural, RUT. Resolución 001 de 2002 (2002-01-16) Criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible. Por la cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería Resolución 055 de 1999 (1999-11-06) Por la cual se someten a consideración de los agentes y de terceros interesados, las condiciones en las que se establecerá el precio máximo regulado para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte y otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país. Resolución 023 del 2000 (2000-04-11) Por la cual se establecen los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país. Resolución 033 de 1999 (1999-07-22) Por la cual se somete a consideración de los agentes y terceros interesados las bases sobre las cuales se adoptarán normas regulatorias en ejercicio de las facultades otorgadas por los artículos 23 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, aplicables al servicio de gas natural... Comisión de Regulación de Energía y Gas. CREG Resolución 127 de 1996 (1996-12-17) Gas. Por la cual se aclaran las normas de la Resolución CREG - 057 de 1996, en lo referente a la participación de los transportadores y los productores de

gas natural en empresas de generación eléctrica a base de gas natural. Empresas transportadoras y distribuidoras de gas natural. Resolución 005 de 1996 (1996-01-16) Energía y Gas. Por la cual se definen los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permiten evaluar la gestión y resultados de las empresas de servicios públicos Empresas de servicios públicos. Resolución 071 de 1998 (1998-05-28) Gas. Por la cual se dictan normas referentes a la participación de las empresas en el subsector de gas natural. Agentes del Sector. Resolución 044 de 1996 (1996-06-24) Gas. Por la cual se establecen regulaciones complementarias relacionadas con el servicio de transporte de gas natural establecidas en las Resoluciones CREG-017 y 079 de 1995, y con la comercialización de gas natural establecidas en la Resolución CREG-029 de Comercializadores y transportadores de gas natural. Resolución 112 de 2001 (2001-08-22) Por la cual se identifican los Índices de Precios contenidos en las Fórmulas Tarifarias para los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible, para efectos de lo dispuesto en el Artículo 125 de la Ley 142 de 1994. Resolución 104 de 2000 (2000-12-18) Por la cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los principios generales conceptuales sobre los cuales se efectuará el estudio para establecer la fórmula tarifaria y la remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas natural. Resolución 094 de 2001 (2001-05-09) Por la cual se aclaran y modifican algunas disposiciones establecidas en la Resolución CREG-034 de 2001. Resolución 050 de 2002 (2002-08-06) Actualización de los precios máximos regulados. Por la cual se modifica parcialmente la Resolución CREG 018 de 2002. En los contratos de suministro celebrados con Usuarios No Regulados o con Comercializadores para atender Usuarios No Regulados, las partes podrán, de común acuerdo, acogerse a un esquema de actualización de precios diferente. En caso de no lograrse acuerdo, se aplicará lo dispuesto en el art. 1 de esta resolución

Resolución 017 de 1995 (1995-06-13) Gas. Se establecen definiciones generales sobre el servicio de transporte de gas combustible Resolución 039 de 1995 (1995-10-23) Gas. Se regula la actividad de comercialización y de distribución por redes a pequeños consumidores Personas que venden a los consumidores finales o realizan la actividad de comercialización Resolución 059 de 2002 (2002-08-30) Se somete a consideración de los Agentes, Usuarios y terceros interesados, el Reglamento de Comercialización de Gas Combustible distribuido por Red de Ductos. La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes y no impliquen abuso de la posición dominante Resolución 007 del 2000 (2000-03-02) Por la cual se establece una opción tarifaria, aplicable al servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería. Resolución 102 de 1998 (1998-09-04) Gas. Por la cual se indican las bases sobre las cuales se reglamentará la metodología para el cálculo del costo medio para el transporte de gas natural. Transportadores de gas natural Resolución 015 de 1997 (1997-03-06) Gas. Por la cual se verifica el factor de contribución aplicable a usuarios industriales y comerciales del servicio de gas natural por red. Resolución 102 de 2001 (2001-07-17) Por la cual se amplían plazos establecidos en el Reglamento Unico de Transporte de Gas Natural, RUT, y en la Resolución CREG-028 de 2001. Resolución 084 de 2000 (2000-11-20) Por la cual se incluyen nuevas definiciones a la Resolución CREG-071 de 1999. Punto de Transferencia. Operador de Red, OR. Sistema Regional de Transporte, SRT… Resolución 069 de 1999 (1999-11-25)

Por la cual se somete a consideración de los agentes y terceros interesados una opción tarifaria, aplicable al servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería a usuarios regulados. Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG Resolución 009 de 1999 (1999-02-26) Por la cual se adoptan medidas para la comercialización del gas natural con el objeto de provenir el abuso de posición dominante. Comisión de Regulación de Energía y Gas Resolución 018 de 1995 (1995-06-13) Gas. Por la cual se dictan normas de carácter general sobre el servicio público de gas combustible por red Resolución 129 de 1996 (1996-12-17) Gas. Por la cual se aclaran las resoluciones CREG-052 y CREG-057 de 1996 Empresas transportadoras y distribuidoras de gas natural. Resolución 085 de 2000 (2000-11-20) Por la cual se modifican y aclaran algunas disposiciones contenidas en la Resolución CREG-001 de 2000. Se establecieron los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte… Resolución 011 de 1999 (1999-03-25) Por la cual se adoptan medidas especiales para la Operación del Sistema Interconectado Nacional en las fechas en que se prevé en que se pueden presentar anomalías en el funcionamiento de los equipos automatizados por la transición al año 2000, como parte integrante del Reglamento de Operación y para la operación del Sistema Nacional de Transporte de Gas. Comisión de Regulación de Energía y Gas Resolución 056 de 1996 (1996-07-30) Gas. Por la cual se dictan normas en materia de tarifas de transporte de gas natural. Empresas Transportadoras de gas natural Resolución 028 de 2001 (2001-02-28) Por la cual se amplían y se fijan plazos establecidos en el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural- (RUT). Resolución 024 de 2001 (2001-02-20)

Por la cual se establece la fórmula especial para incorporar en la fórmula tarifaria general aplicable a los pequeños consumidores de gas natural, el costo de las compras de gas diferente al no asociado (Gt). Resolución 089 de 2000 (2000-11-20) Por la cual se modifica el plazo establecido en la Resolución CREG-023 de 2000 para expedir la regulación sobre el manejo de las restricciones de suministro de gas. Resolución 028 de1999 (1999-07-02) Por la cual se somete a consideración de los agentes y terceros interesados los criterios generales para establecer la remuneración del servicio de transporte de gas natural el esquema general de cargos y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte... Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG Resolución 002 de 1999 (1999-01-28) Por la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas aclara algunos aspectos de la Resolución 057 de 1996 en lo referente al precio de venta del gas natural Resolución 092 de 1997 (1997-05-27) Gas. Por la cual se dictan disposiciones en materia de definición y utilización de redes para el transporte de gas natural por tubería AGENTES DEL SECTOR Resolución 055 de 1996 (1996-07-06) Gas. Por la cual se dictan normas para el funcionamiento del servicio de transporte de gas natural. Empresas transportadoras de gas natural.

NORMATIVIDAD LEGAL DE LA CREG Y EL MME PARA EL GNCV (DICIEMBRE 2002)

Decreto 1605 de 2002 (2002-07-31) Esquema de vigilancia y control al que están sometidas las actividades relacionadas con el Gas Natural Comprimido para uso vehicular. El presente decreto tiene por objeto definir el esquema de vigilancia y control al que están sometidas las actividades relacionadas con el Gas Natural Comprimido para uso vehicular, GNCV Resolución 80296 de 2001 (2001-03-05) Por medio de la cual se deroga la Resolución 80372 del 14 de abril de 2000 y se establecen otras disposiciones. Libertad de precios del gas natural

comprimido vehicular - gncv. Los precios a los usuarios finales del GNCV se determinarán libremente... Resolución 008 de 1998 (1998-02-10) Gas. Por la cual se determina el Régimen para el Gas Natural Comprimido Vehicular (GNCV) Empresas Comercializadoras de Gas Resolución 057 de 1996 (1996-07-30) Gas. Por la cual se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias. Empresas transportadoras y distribuidoras de gas natural.

NORMATIVIDAD LEGAL DE LA CREG Y EL MME PARA EL GLP (DICIEMBRE 2002)

Resolución 066 de 2002 (2002-09-26) Se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados las bases sobre las cuales se definirá la fórmula aplicable a las diferentes actividades de la prestación del servicio público domiciliario de GLP La Ley 142 de 1994, dispone que antes de doce meses de la fecha prevista para que termine la vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión deberá poner en conocimiento de las Empresas de Servicios Públicos las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar las fórmulas del período siguiente Resolución 074 de 1996 (1996-09-10) Gas. Por la cual se regula el servicio público domiciliario de gases licuados del petróleo (GLP), y se dictan otras disposiciones. Empresas Distribuidoras de Gas domicilia Resolución 086 de 2000 (2000-11-20) Por la cual se somete a consideración de los agentes y terceros interesados, el marco regulatorio para el Servicio Público Domiciliario de Gas Licuado del Petróleo y sus actividades complementarias. Resolución 009 del 2000 (2000-03-02) Por la cual se somete a consideración de los agentes y terceros interesados el marco regulatorio para el Servicio Público de Gases Licuados de Petróleo - GLP y sus actividades complementarias.

Resolución 001 de 2002 (2002-01-16) Por la cual se somete a consideración de los agentes, usuarios y terceros interesados, los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible y las fórmulas generales para el servicio de distribución de gas combustible por redes de tubería Resolución 111 de 1996 (1996-11-26) Gas. Por la cual se establecen los criterios y las metodologías con arreglo a las cuales se definirá el régimen tarifario de comercialización y distribución de los gases licuados del petróleo (GLP), y se dictan otras disposiciones. Comercializadores y Distribuidores de GLP Resolución 071 de 2002 (2002-10-22) Los recursos provenientes del margen de seguridad se emplearán exclusivamente para la reposición y el mantenimiento de cilindros portátiles y tanques estacionarios. Se establecen metas individuales para el programa de reposición y mantenimiento de cilindros portátiles utilizados en la prestación del servicio de Gas Licuado del Petróleo (GLP), de acuerdo con lo previsto en la Resolución CREG 019 de 2002, y se dictan otras disposiciones relacionadas con la prestación del servicio Resolución 083 de 1997 (1997-04-29) Gas Por la cual se establece la fórmula general de costos y las fórmulas tarifarias de las actividades de los comercializadores mayoristas y distribuidores de los gases licuados del petróleo (GLP), y se dictan otras disposiciones. COMERCIALIZADORES MAYORISTAS Y DISTRIBUIDORES DE GASES LICUADOS DEL PETROLEO (GLP) Resolución 019 de 2002 (2002-04-25) Por la cual se adopta la regulación aplicable a la reposición y mantenimiento de cilindros y tanques estacionarios utilizados en la prestación del servicio de Gas Licuado de Petróleo. La presente Resolución contiene las normas aplicables a la reposición y mantenimiento de cilindros y tanques estacionarios utilizados para la prestación del servicio público domiciliario de Gas Licuado de Petróleo (GLP), en los términos del artículo 23 de la Ley 689 de 2001 y conforme a las disposiciones de la Ley 142 de 1994 Resolución 010 de 2002 (2002-02-28) Por la cual se adopta el esquema de administración y recaudo del Margen de Seguridad para el servicio de Gas Licuado de Petróleo (GLP). Por razones de seguridad dentro del precio de venta del GLP la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) incluirá un rubro denominado "Margen de Seguridad", con destino exclusivo al mantenimiento y reposición de los cilindros y tanques estacionarios utilizados en la comercialización del GLP

Resolución 096 de 1996 (1996-10-29) Gas. Por la cual se modifica la Resolución CREG-074 de 1996, mediante la cual se reguló el servicio público domiciliario de gases licuados del petróleo (GLP), y se dictaron otras disposiciones. Empresas Distribuidoras de Gas domiciliario. Resolución 009 de 2002 (2002-02-22) Por la cual se fijan los factores contenidos en las fórmulas tarifarias, que permiten establecer la capacidad, en galones, de los cilindros utilizados en la distribución de GLP. Para efectos de calcular los precios de venta en cilindros al usuario final, que resultan de las fórmulas tarifarias vigentes, las empresas distribuidoras de GLP aplicarán los factores de capacidad (f ) indicados en el Artículo 2o. de esta Resolución, de acuerdo con el sitio de donde provenga el GLP que distribuyen en cilindros Resolución 131 de 2001 (2001-10-31) Por la cual se modifican parcialmente las Resoluciones CREG 074 de 1996 y CREG 048 de 2000, en lo referente al Margen de Seguridad del servicio público domiciliario de los Gases Licuados del Petróleo (GLP), de acuerdo con lo establecido por la Ley 689 de 2001 Resolución 084 de 1997 (1997-04-29) Gas. Por la cual se establecen las fórmulas tarifarias por producto y transporte aplicables a los grandes comercializadores de los gases licuados del petróleo (GLP), y se dictan otras disposiciones. GRANDES COMERCIALIZADORES DE LOS GASES LICUADOS DEL PETROLEO (GLP) Resolución 011 de 2001 (2001-02-26) Por la cual se determina el valor de la fórmula tarifaria para calcular el ingreso máximo por producto (G) de los Grandes Comercializadores de Gas Licuado del Petróleo (GLP). Resolución 132 de 2001 (2001-10-31) Solicitud de revocatoria directa del programa de reposición y mantenimiento. Por la cual se resuelve la solicitud de revocatoria directa del programa de reposición y mantenimiento, con cambio de tamaño de cilindros de GLP establecido en la Resolución CREG-048 de 2000 y del esquema de fiducia para el manejo de los recursos del margen de seguridad, establecido en la Resolución CREG-074 de 1996, presentada, a través de apoderado, por AFOMDIGAS y CONFEDEGAS Resolución 110 de 1997 (1997-07-10)

Gas. Por la cual se fijan los precios de comercialización y distribución del gas licuado del petróleo (GLP) o gas propano, y se dictan otras disposiciones. Comercializadores y Distribuidores del gas licuado del petróleo Resolución 051 de 1996 (1996-07-05) Gas. Por la cual se establecen las bases para el estudio de viabilidad empresarial que deben realizar las empresas de servicios públicos de GLP Empresas del sector Gas. Resolución 026 de 1996 (1996-03-27) Gas. Por la cual se definen los criterios, características, indicadores y modelos de carácter obligatorio que permiten evaluar la gestión y resultados de las empresas prestadoras del servicio público de gas licuado de petróleo (GLP).Producción, Distribución Mayorista y Distribución Minorista de Empresas de Servicios Públicos de Gas Licuado de Petróleo (GLP). Resolución 008 de 1999 (1999-01-28) Por la cual se modifica el Numeral 5.2. y el Parágrafo Primero del Articulo 5 de la Resolución 083 de 1997 expedida por la CREG. Por la cual se estableció la fórmula general de costos y las fórmulas tarifarias de las actividades de los comercializadores mayoristas y distribuidores de los gases licuados del petróleo (GLP). Comisión de Regulación de Energía y Gas Resolución 067 de 1995 (1995-12-21) Gas. Se establece el código de distribución de gas combustible por redes Empresas de gas Resolución 057 de 2002 (2002-08-21) Regulación aplicable a la reposición y mantenimiento de cilindros y tanques estacionarios 0utilizados en la prestación del servicio de Gas Licuado de Petróleo. Por la cual se amplía el plazo establecido en el artículo 22 de la Resolución CREG-019 de 2002. Se requiere un plazo adicional de dos meses para la entrega final y análisis de los resultados de los estudios y así poder definir las metas individuales de reposición y mantenimiento Resolución 057 de 1996 (1996-07-30) Gas. Por la cual se establece el marco regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias. Empresas transportadoras y distribuidoras de gas natural. Resolución 044 de 2001 (2001-05-07) Por la cual se establecen las fórmulas tarifarias de las actividades de los distribuidores de los gases licuados del petróleo (GLP) en cilindros de 30 lb y

80 lb nominales y las fórmulas tarifarias para determinar su precio de venta al público. Resolución 052 de 2000 (2000-08-17) Por la cual se modifica el valor del componente Cargo Estampilla Base por Transporte (Eo), de la fórmula tarifaria aplicable al servicio público domiciliario de Gases Licuados del Petróleo (GLP). Resolución 048 de 2000 (2000-08-11) Por la cual se establece para el servicio público domiciliario de distribución de los Gases Licuados del Petróleo (GLP), el valor del Margen para Seguridad, y se adoptan otras disposiciones relacionadas con este servicio. Resolución 048 de 2000 (2000-08-11) Por la cual se establece para el servicio público domiciliario de distribución de los Gases Licuados del Petróleo (GLP), el valor del Margen para Seguridad, y se adoptan otras disposiciones relacionadas con este servicio. Resolución 80505 de 1997 (1997-03-17) Por la cual se dicta el reglamento técnico al cual debe someterse el almacenamiento, manejo, comercialización mayorista y distribución de Gas Licuado del Petróleo, GLP Resolución 81552 de 2000 (2000-12-26) Autorízase el uso del Gas Licuado del Petróleo (GLP) como carburante, automotor exclusivamente para los vehículos adscritos a las Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios de distribución de GLP que presten dicho servicio. Resolución 80009 de 2001 (2001-01-09) Por la cual se adoptan las especificaciones para la fabricación de cilindros de quince (15) y treinta y cinco (35) kilogramos [treinta (30) y ochenta (80) libras de capacidad nominal, respectivamente] y se unifica el sistema de marcación para los cilindros usados en la comercialización de GLP. Resolución 009 del 2000 (2000-03-02) Por la cual se somete a consideración de los agentes y terceros interesados el marco regulatorio para el Servicio Público de Gases Licuados de Petróleo, GLP y sus actividades complementarias. Resolución 018 de 1995 (1995-06-13) Gas. Por la cual se dictan normas de carácter general sobre el servicio público de gas combustible por red

ANEXO 3

LISTA DE EMPRESAS DE GAS NATURAL – TRANSPORTADORAS

NOMBRE SIGLA CIUDAD INICIO OPERACION Empresa Colombiana de Gas

ECOGAS Bucaramanga 1996

Gasoducto del Tolima S:A E.S.P

Ibagué - Tolima 1999

Promigas S.A E.S.P Barranquilla 1996 Promotora de Gases del Sur E.S.P

PROGASUR Neiva 1996

Sociedad Transportadora de Gases del Oriente

TRANSORIENTE E.S.P

Bucaramanga 1996

Transoccidente S.A E.S.P

Calí 1999

Transportadora Colombiana de Gas S.A E.S.P

TRANSCOGAS S.A Santafé de Bogotá D.C 1988

Transportadora de Metano S.A

TRANSMETANO E.S.P S.A

Medellín 1996

LISTA DE EMPRESAS DE GAS NATURAL – PRODUCTORAS

NOMBRE SIGLA CIUDAD INICIO OPERACION Amoco Colombia Petroleum Company

Bogotá 1996

B.P Exploration Co (Colombia) Ltda

Bogotá 1996

B.P Gas Colombia E.S.P Bogotá 1996 Empresa Colombiana de Petróleos

ECOPETROL Bogotá 1996

Hocol Bogotá 1996 Mercantile Colombia Oil and Gas

MCOG Bogotá 1996

Petrobras Colombia Limited

Bogotá 1996

Shell Exploradora y Productora de Colombia B.V

Bogotá 1999

Texas Petroleum Company

TEXACO Bogotá 1996

Triton Resources Colombia Inc

Bogotá 1996

LISTA DE EMPRESAS DE GAS NATURAL – COMERCIALIZADORAS

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Alcanos de Colombia S.A E.S.P

ALCANOS DE COLOMBIA

Neiva No 1996

Dinagas S.A E.S.P

Bogotá N/A 2001

Empresa de Gases de Occidente S.A

GASES DE OCCIDENTE S.A

Santiago de Calí No 1996

Empresas Públicas de Medellín E.S.P

EEPPM Medellín No 1996

Gas del Risaralda S.A E.S.P

GASES DEL RISARALDA

Pereira - Risaralda

Sí 1998

Gas Natural Cundiboyacense S.A E.S.P

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE

Chía Sí 1994

Gas Natural del Oriente S.A E.S.P

GASORIENTE S.A E.S.P Bucaramanga No 1994

Gas Natural del Centro S.A E.S.P

GAS NATURAL DEL CENTRO

Manizales Sí 1997

Gas Natural del Cesar

GASNACER S.A E.S.P Bucaramanga No 1996

Gas Natural S.A E.S.P

GAS NATURAL S.A Bogotá No 1994

Gases de Barrancabermeja S.A E.S.P

Barrancabermeja No 1994

Gases de La Guajira S.A E.S.P

GASES DE LA GUAJIRA Riohacha - Guajira

No 1996

Gases del Caribe S.A E.S.P

GASES DEL CARIBE S.A E.S.P

Barranquilla No 1996

Gases del Cusiana S.A E.S.P

CUSIANAGAS S.A E.S.P Yopal - Casanare No 1996

Gases del Llano S.A E.S.P

LLANOGAS S.A E.S.P Villavicencio No 1996

Gases del Norte del Valle S.A E.S.P

GNV Palmira - Valle No 1997

Gases del Oriente S.A E.S.P

GASES DEL ORIENTE Cúcuta No 1996

Gases del Quindío S.A E.S.P

Armenía Sí 1996

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA

EXCLUSIVA INICIO

OPERACION Grancolombiana de Gas S.A E.S.P

GRANCOLOMBIANA DE GAS

Ibagué Sí 1998

Isagen S.A E.S.P ISAGEN Medellín N/A 1996 Madigas Ingenieros S.A E.S.P

MADIGAS INGENIEROS S.A E.S.P

Acacias (Meta) No 1997

Merilectrica S.A y C.I.A S.C.A E.S.P

Medellín N/A 1996

LISTA DE EMPRESAS DE GAS NATURAL – DISTRIBUIDORAS

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Alcanos de Colombia S.A E.S.P

ALCANOS DE COLOMBIA

Neiva No 1996

Empresa de Gases de Occidente S.A

GASES DE OCCIDENTE S.A

Santiago de Calí No 1996

Empresas Públicas de Medellín E.S.P

EEPPM Medellín No 1996

Gas del Risaralda S.A E.S.P

GASES DEL RISARALDA

Pereira - Risaralda

Sí 1998

Gas Natural Cundiboyacense S.A E.S.P

GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE

Chía Sí 1994

Gas Natural del Oriente S.A E.S.P

GASORIENTE S.A E.S.P Bucaramanga No 1994

Gas Natural del Centro S.A E.S.P

GAS NATURAL DEL CENTRO

Manizales Sí 1997

Gas Natural del Cesar

GASNACER S.A E.S.P Bucaramanga No 1996

Gas Natural S.A E.S.P

GAS NATURAL S.A Bogotá No 1994

Gases de Barrancabermeja S.A E.S.P

Barrancabermeja No 1994

Gases de La Guajira S.A E.S.P

GASES DE LA GUAJIRA Riohacha - Guajira

No 1996

Gases del Caribe S.A E.S.P

GASES DEL CARIBE S.A E.S.P

Barranquilla No 1996

Gases del Cusiana S.A E.S.P

CUSIANAGAS S.A E.S.P Yopal - Casanare No 1996

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA

EXCLUSIVA INICIO

OPERACION Gases del Llano S.A E.S.P

LLANOGAS S.A E.S.P Villavicencio No 1996

Gases del Norte del Valle S.A E.S.P

GNV Palmira - Valle No 1997

Gases del Oriente S.A E.S.P

GASES DEL ORIENTE Cúcuta No 1996

Gases del Quindío S.A E.S.P

Armenía Sí 1996

Madigas Ingenieros S.A E.S.P

MADIGAS INGENIEROS S.A E.S.P

Acacias (Meta) No 1997

Metrogas de Colombia S.A E.S.P

METROGAS S.A E.S.P Floridablanca No 1996

Surtidora de gas del Caribe S.A E.S.P

SURTIGAS S.A E.S.P Cartagena No 1996

LISTA DE EMPRESAS DE GLP – COMERCIALIZADOR MAYORISTA

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Almacenadora de Gas de Occidente S.A E.S.P

GASO S.A E.S.P Yumbo - Valle N/A 1996

Almagas de Manizales S.A E.S.P

ALMAGAS DE MANIZALES S.A E.S.P

Manizales (Caldas)

N/A 1996

Almallano S.A E.S.P

ALMALLANO S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1996

Almapiay S.A. E.S.P

ALMAPIAY S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1996

Alprogas Cartagena S.A. E.S.P

ALPROGAS S.A E.S.P Cartagena (Bolivar)

N/A 1997

Alsabana S.A E.S.P

ALSABANA S.A E.S.P Facatativa (Cundinamarca)

N/A 1996

Andina de Gas S:A. E.S.P

ANDIGAS Cúcuta N/A 1996

Cartagas S.A E.S.P

Cartagena (Bolívar)

N/A 1996

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA

EXCLUSIVA INICIO

OPERACION Colgas de Occidente S.A E.S.P

COLGAS DE OCCIDENTE

Calí - Valle N/A 1996

Comingas S.A E.S.P

COMINGAS S.A Pereira N/A 1996

Cía de Almacenamiento de Gas S.A. E.S.P

ALMAGAS S.A E.S.P Bogotá N/A 1996

Cías Asociadas de Gas S.A. E.S.P

ASOGAS S.A E.S.P Mosquera – Cundinamarca

N/A 1996

Distribuidora Corona Intergas S.A E.S.P

INTERGAS CORONA S.A E.S.P

Cartagena (Bolívar)

N/A 1996

Electrogas S.A E.S.P

ELECTROGAS S.A E.S.P

Pereira (Risaralda)

N/A 1996

Envasadora de Gas de Puerto salgar S.A E.S.P

ENVAGAS S.A E.S.P Ibague (Tolima) N/A 1996

Gas de Santander S.A E.S.P

GASAN S.A Girón - Santander N/A 1996

Gas Gombel S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Gas Propano S.A E.S.P

Ibague (Tolima) N/A 1999

Gases de Antioquia S.A E.S.P

GASANTIOQUIA Bello- Antioquía N/A 1996

Gases del Magdalena Medio S.A E.S.P

GASMAG S.A E.S.P Neiva (Huila) N/A 1996

Intergases del Pacifíco S.A E.S.P

INTERGASES DEL PACIFICO S.A

Calí - Valle N/A 1996

Plexa S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1997 Portogas S.A E.S.P

PORTOGAS S.A E.S.P Cartagena - Bolivar

N/A 1996

Proveedora Mayorista de Gas S.A E.S.P

PROVEGAS S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 2000

Sociedad Almacenadora de Gases en Mansilla S.A E.S.P

ALMANSILLA S.A E.S.P Bogotá N/A 1996

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Ultrgas S.A E.S.P ULTRAGAS S.A E.S.P Santafé de Bogotá

N/A 1998

Velogas de Occidente S.A E.S.P

VELOGAS DE OCCIDENTE

Yumbo - Valle N/A 1996

LISTA DE EMPRESAS DE GLP – DISTRIBUIDOR

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Alprogas Cartagena S.A E.S.P

ALPROGAS S.A E.S.P

Cartagena (Bolívar) N/A 1997

Antioqueña de Gas S.A E.S.P

ANDEGAS Marinilla (Antioquia) N/A 1996

Asís Gas S.C.A E.S.P

Puerto asís - Putumayo N/A 1999

Autogas S.A E.S.P AUTOGAS S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Ayapegas S.A E.S.P

Montelíbano - Córdoba N/A 1998

Banco Gas S.A E.S.P

BANCO GAS S.A E.S.P

El Banco (Magdalena) N/A 2000

Batigas S.A E.S.P BATIGAS Montería (Córdoba) N/A 1996 Cartagas S.A E.S.P Catagena (Bolívar) N/A 1996 Centrogas S.A E.S:P

Tulúa - Valle N/A 1996

Cocigas de Santander S.A E.S.P

COCIGAS Bucaramanga N/A 2000

Colgas de Occidente S.A E.S.P

COLGAS DE OCCIDENTE

Calí - Valle N/A 1996

Compañía Colombiana de Gas S.A E.S.P

COLGAS S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Compañías Asociadas de Gas S.A E.S.P

ASOGAS S.A. E.S.P

Mosquera – Cundinamarca

N/A 1996

Distribuidora Central de Gas S.A E.S.P

CENGAS Bogotá D.C N/A 1998

Distribuidora Colombiana de Gas S.A E.S.P

DISTRIGAS Pereira (Risaralda) N/A 1996

Distribuidora Corona Intergas S.A E.S.P

INTERGAS CORONA S.A E.S.P

Cartagena (Bolívar) N/A 1996

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA

EXCLUSIVA INICIO

OPERACION Distribuidora de gas Avigas S.A E.S.P

AVIGAS S.A E.S.P Sopó (Cundinamarca)

N/A 1996

Distribuidora de Gas Bogotá S.A E.S.P

DISGAS BOGOTA S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Distribuidora de Gas Ibagas S.A E.S.P

IBAGAS S.A E.S.P Ibagué (Tolima) N/A 1996

Distribuidora de Gas Monzagas S.A E.S.P

MONZAGAS S.A E.S.P

Tamé - Arauca N/A 2000

Distrigases de Guaduas S.A E.S.P

DISTRIGUADUAS S.A E.S.P

Villeta (Cundinamarca)

N/A 1996

Electrogas S.A E.S.P

ELECTROGAS S.A E.S.P

Pereira (Risaralda) N/A 1996

Empresa Antioqueña de Energía S.A E.S.P

EADE S.A E.S.P Medellín N/A 1997

Empresa Caucana de Gas S.A E.S.P

CAUCANA DE GAS Popayán (Cauca) N/A 1998

Empresa de Gas del Putumayo S.A E.S.P

GASPUTUMAYO S.A E.S.P

Mocoa (Putumayo) N/A 2000

E.S.P.De gas de La Costa S.A

COSTAGAS S.A E.S.P Cartagena (Bolívar) N/A 1999

Energas S.A E.S.P ENERGAS S.A E.S.P San Juan de Pasto N/A 1996 Envasadora de Gas de Puerto salgar S.A E.S.P

ENVAGAS S.A E.S.P Ibague (Tolima) N/A 1996

Gas Agrario S.A E.S.P

AGROGAS S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1999

Gas Aguachica Ltda GAS AGUACHICA LTDA

Aguachica (Cesar) N/A 1996

Gas Aracaurias S.A E.S.P

GAS ARACAURIAS S.A E.S.P

Santa Rosa de Cabal (Risaralda)

N/A 1996

Gas Boyocá S.A E.S.P

GAS BOYACA S.A E.S.P

Santafé de Bogotá N/A 1996

Gas Cafetero S.A E.S.P

Manizales (Caldas) N/A 1999

Gas Camargo S.A E.S.P

GAS CAMARGO San Vicente de Chucuri (Santander)

N/A 1997

Gas Caquetá S.A E.S.P

GAS CAQUETA S.A E.S.P

Florencia (Caquetá) N/A 1998

Gas Casanere S:A E.S:P

GAS CASANARE S.A E.S.P

Santafé de Bogotá N/A 1996

Gas Cesar Pailitas S.A E.S.P

Pailitas (Cesar) N/A 1996

Gas Cordillera S.A E.S.P

GAS CORDILLERA S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Gas Cundinamarca S.A E.S.P

Cajicá (Cundinamarca)

N/A 1996

Gas de Santander S.A E.S.P

GASAN S.A Girón –Santander

N/A 1996

Gas del Airarí S.A E.S.P

GAS DEL AIRARÍ S.A E.S.P

Granada (Meta) N/A 1996

Gas del Meta Ltda Bogotá D.C N/A 1996 Gas del Paez S.A E.S.P

GAS DEL PAEZ S.A E.S.P

Palmira (Valle) N/A 1999

Gas del Río Suarez S.A E.S.P

GAS DEL RÍO SUAREZ S.A E.S.P

Tunja (Boyacá) N/A 1996

Gas el Cóndor S.A E.S.P

GAS EL CÓNDOR S.A E.S.P

Ibagué (Tolima) N/A 1996

Gas el Sol S.A E.S.P

GAS EL SOL S.A E.S.P

Girardot (Cundinamarca)

N/A 1996

Gas Gombel S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Gas Gualiva S.A E.S.P

GAS GUALIVA S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Gas Guaviare S.A E.S.P

GAS GUAVIARE S.A E.S.P

San José del Guaviare (Guaviare)

N/A 1996

Gas Licuado del Petróleo Ltda

NORNATIOQUIA Santa Rosa de Osos (Antioquia)

N/A 1996

Gas Milenio S.A E.S.P

GAS MILENIO S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 2000

Gas Neiva S.A E.S.P

GAS NEIVA S.A E.S.P Neiva (Huila) N/A 1998

Gas Ocaña S.A Ocaña (Santander) N/A 1996 Gas Palmira S.A E.S.P

GAS PALMIRA S.A E.S.P

Palmira (Valle) N/A 1996

Gas Prada S.A E.S.P

San Vicente del Chucurí

N/A 1998

Gas Propano S.A E.S.P

Ibagué (Tolima) N/A 1999

Gas Rosario S.A E.S.P

Los Patios (Norte de Santander)

N/A 1996

Gas Santa Rosa del Sur S.A E.S.P

Bucaramanga N/A 1996

Gas Soata S.A E.S.P

GAS SOATA S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Gas Sumapaz S.A E.S.P

GAS SUMAPAZ Soacha N/A 1997

Gas Suroeste S.A E.S.P

GAS SUROESTE S.A E.S.P

Medellín (Antioquia) N/A 1996

Gas Tocaima S.A E.S.P

GAS TOCAIMA S.A E.S.P

Tocaima - Cundinamarca

N/A 1996

Gas Unión S.A E.S.P

Anserma (Caldas) N/A 1998

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

Gas Valle de Tenza S.A E.S.P

GAS VALLE DE TENZA S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1996

Gas Wilches S.A E.S.P

Puerto Wilches (Santander)

N/A 1996

Gas y Servicios Ltda

SERVIGAS LTDA Palmira (Valle) N/A 1996

Gas Zipá S.A E.S.P GAS ZIPÁ S.A E.S.P Bogotá N/A 1996 Gases de Antioquia S.A E.S.P

GASANTIOQUIA Bello - Antioquía N/A 1996

Gases de Girardot S.A E.S.P

GIRAGAS Girardot (Tolima) N/A 1997

Gases de Medellín y Rionegro S.A E.S.P

GAS MEDELLÍN S.A E.S.P

Rionegro N/A 1996

Gas de Popayán Ltda

GAS DE POPAYÁN LTDA

Popayán -Cauca N/A 1997

Gases del Caguán S.A E.S.P

GASES DEL CAGUÁN S.A E.S.P

El Doncello -Caquetá N/A 1996

Gas del Cauca S.A E.S:P

GAS DEL CAUCA S.A E.S:P

Popayán (Cauca) N/A 1997

Gases del Cesar S.A E.S.P

GASES DEL CESAR S.A E.S.P

Valledupar (Cesar) N/A 1996

Gases del Chicamocha S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1998

Gases del Meta Gas Puerto Lopez Ltda

GASES DEL META GAS PUERTO LOPEZ LTDA

Bogotá D.C N/A 1996

Gas del Norte S.A E.S.P

GASNORTE S.A E.S.P Cúcuta N/A 2001

Gas del Sur de Santander S.A E.S.P

GASUR Barbosa (Santander) N/A 1997

Gases del Tolima S.A E.S.P

GASES DEL TOLIMA S.A E.S.P

Ibagué (Tolima) N/A 1998

Gases del Valle S.A E.S.P

GASES DEL VALLE S.A E.S.P

Tulúa (Valle) N/A 1996

Granados Gómez y Cía S.A E.S.P

GAS GRAGOS S.A E.S.P

Soacha N/A 1996

Grupo Gases de Caldas S.A E.S.P

GRUPO GASES DE CALDAS S.A E.S.P

Manizales (Caldas) N/A 1996

Industrias Proveedoras de Gas S.A E.S.P

PROGAS S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1996

Interminicipal de Gas S.A E.S.P

INTERGAS Bogotá D.C N/A 1996

Isagas Ltda. E.S.P ISAGAS LTDA. E.S.P Armenia (Quindío) N/A 1996 Gas del Paez S.A E.S.P

GAS DEL PAEZ S.A E.S.P

Palmira (Valle) N/A 1999

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA EXCLUSIVA

INICIO OPERACION

La Llama Olimpica S.A E.S.P

LA LLAMA OLIMPICA S.A E.S.P

Chía N/A 2002

Lidagas S.A E.S.P LIDAGAS S.A E.S.P Palmira (Valle) N/A 1996 Llamagas S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1996 Lustrigas S.A E.S.P LUSTRIGAS S.A

E.S.P Ocaña (Nte de Santander)

N/A 1998

Makrogas S.A E.S.P MAKROGAS S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1997

Marchagas de Caldas S.A E.S.P

MARCHAGAS DE CALDAS S.A E.S.P

Manizales (Caldas) N/A 1996

Margas Ltda Bogotá D.C N/A 1996 Maylegas S.A E.S.P MAYLEGAS S.A E.S.P Ramiriquí (Boyaca) N/A 1996 Montagas S.A E.S.P MONTAGAS S.A

E.S.P Pasto N/A 1996

Nortesantandereana de Gas S.A E.S.P

NORGAS S. A E.S.P Cúcuta N/A 1996

Pepegas PEPEGAS Mompós (Bolívar) N/A 1998 Perlagas de Ocaña S.A E.S.P

Ocaña N/A 1996

Planigas S.A E.S.P PLANIGAS S.A E.S.P Planeta Rica (Cordoba)

N/A 1996

Plexa S.A E.S.P Bogotá D.C N/A 1997 Portogas S.A E.S.P PORTOGAS S.A

E.S.P Cartagena (Bolívar) N/A 1996

Provigas S.A E.S.P PROVIGAS S.A E.S.P San Andrés Islas N/A 1996 Ramírez Gonzalez Rojas y Cía S.C.A E.S.P

Neiva - Huila N/A 1998

Rapigas Montes Ruz S.A E.S.P

RAPIGAS S.A E.S.P Magangue (Bolívar) N/A 1996

Rayco Gas S.A E.S.P

RAYCO GAS S.A E.S.P

Pereira N/A 1996

Rayogas S.A E.S.P Soacha (Cundinamarca)

N/A 1996

Riogas S.A E.S.P Plato (Magdalena) N/A 1996 San Andrés Gas S.A E.S.P

SANGAS San Andrés Islas N/A 1996

Serpegas S.A E.S.P SERPEGAS S.A E.S.P Bucaramanga N/A 1998 Sinugas S.A E.S.P SINUGAS Lorica - Córdoba N/A 1996 Sodigas S.A E.S.P Zapatoca

(Santander) N/A 1996

Solgas S.A E.S.P Cúcuta (Nte de Santander)

N/A 1997

Supergas de Nariño S.A E.S.P

San Juan de Pasto N/A 2000

NOMBRE SIGLA CIUDAD AREA

EXCLUSIVA INICIO

OPERACION Supergas del Llano S.A E.S.P

Villavicencio (Meta) N/A 1996

Surgas S.A E.S.P SURGAS S.A E.S.P Palmira _ Valle N/A 1996 Surigas S.A E.S.P Soacha _

Cundinamarca N/A 1996

Terpel del Centro S.A

TERPEL DEL CENTRO S.A

Manizales N/A 1996

Tolugas Ltda Sincelejo - Sucre N/A 1996 Unigas de Colombia S.A E.S.P

UNIGAS DE COLOMBIA S.A E.S.P

Bogotá D.C N/A 1999

Unigas del Pacífico S.A E.S.P

Yumbo (Valle) N/A 1996

Unión de Distribuidores de gas S.A E.S.P

UNDIGAS S:A E.S.P San Gil (Santander) N/A 1996

Velogas S.A E.S.P VELOGAS S.A E.S.P Yumbo (Valle) N/A 1996 Villagas S.A E.S.P VILLAGAS S.A E.S.P Facatativa(Cundinam

arca) N/A 1996

N/A: No aplica Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas, empresas distribuidoras mayo 17/003.