Documento de Trabajo

EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA

Quito, EcuadorJunio 2000

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Este trabajo ha sido realizado por Félix Betancourt Aduen en el marco del proyecto“Energía y Desarrollo Sustentable en América Latina y el Caribe” que conjuntamenteejecutan OLADE, CEPAL y GTZ con financiamiento del gobierno de la República Federalde Alemania. El trabajo, constituye una actualización del estudio, con el mismo título,realizado por Alberto Brugman, en enero de 1999, para la Unidad de Energía de lasubsede de la CEPAL en México. Se agradece la autorización de Fernando Cuevas,Jefe de esa Unidad, para la actualización mencionada. No obstante, las opinionesexpresadas en esta versión son de exclusiva responsabilidad del autor y pueden nocoincidir con las de las Organizaciones involucradas.

EL MERCADO DEL GAS NATURAL EN COLOMBIA

Resumen Ejecutivo

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1. Antecedentes

El objetivo de este estudio es analizar y evaluar la situación actual y las perspectivas delmercado de gas natural en Colombia y sus posibilidades de exportación por ductos, asícomo el marco jurídico y regulatorio, teniendo en cuenta que en el último año se handado cambios regulatorios importantes. En consecuencia, esta versión seguirá losmismos lineamientos del estudio de referencia y solo modificará las cifras, datos yproyecciones cuando de a lugar y actualizará los aspectos regulatorios.

2. Evolución y situación actual de la industria del gas natural

En la actualidad el gas natural en Colombia es un energético no transable a nivelinternacional de forma tal que, en el corto plazo, su desarrollo y utilización ha estado ycontinuará estando sujeta a las posibilidades de desarrollo del mercado interno. Pero,en el mediano plazo se tiene la posibilidad de concretar proyectos de interconexión conlos países vecinos, lo cual permitiría ampliar el mercado y posibilitar el intercambiointernacional del gas natural, con fines de aprovechar las reservas colombianas delhidrocarburo (6640 GPC probados, 2230 GPC probables y 9575 GPC potencialesadicionales estimados). Las reservas probadas remanentes son suficientes para 30años al nivel actual de consumo.

El desarrollo de la industria del gas natural en Colombia es reciente. Si bien huboaprovechamientos limitados del hidrocarburo desde los años 50, su uso masivo se inicióa mediados de los años 70 con el aprovechamiento del gas descubierto en la región dela Costa Atlántica de Colombia (en los yacimientos ubicados en La Guajira) con el fin desustituir fuel oil exportable que se consumía entonces en la generación térmica de laCosta Atlántica. En 1986, con el Programa de Gas para el Cambio, se aceleró laextensión del servicio de gas a los centros urbanos de esa región y a otros en las áreascercanas a los campos en producción en el Interior del país. En la actualidad, elmercado de la Costa Atlántica esta prácticamente saturado, integrado con una ampliared de transporte a lo largo del litoral caribe.

Desde comienzos de los años 90 se ha venido ejecutando en Colombia el Plan deMasificación del Gas Natural, cuya principal componente consiste en la infraestructurade transporte, la cual se extiende hoy en día desde los campos en producción hasta losprincipales centros de consumo.

Durante la ejecución del plan, este se ha visto complementado por la ampliación de lasreservas, merced a nuevos hallazgos del hidrocarburo en el pie de monte de los LlanosOrientales, por la puesta en marcha de un Marco Regulatorio para el servicio público degas combustible por tubería y por la dinámica de las nuevas demandas, particularmenteen el sector termoeléctrico para el cual, en los últimos cuatro años se han instalado1544 MW en nuevas centrales a gas, sobre un total de 2985 MW a diciembre de 1999(25.7% del total de la capacidad instalada).

La producción de gas natural comercial ascendió en 1999 a 503 MPCD, en su mayoríaproveniente de los campos de gas libre en la Guajira (Costa Atlántica). La capacidadactual de producción, de cerca de 800 MPCD, es, en consecuencia, superior a lademanda. Esta producción representa aproximadamente el 8% de la producción total deenergía primaria. Esta relativa baja participación refleja un potencial de consumo aunno desarrollado y el hecho de que casi todo el gas asociado es reinyectado para

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mantener la presión del campo de Cusiana - Cupiagua, el cual se considera que seráuna fuente importante de oferta a partir de mediados de la presente década cuando elcampo de la guajira empiece a declinar y haya mayores requerimientos de la demanda.

En el futuro, la oferta de gas natural provendrá fundamentalmente de los campos de laGuajira, en la Costa Atlántica, y Casanare, en el interior del país. Solo en laeventualidad de descubrimientos importantes, el abastecimiento dependerá de loscampos de estas dos regiones, ya que el resto de yacimientos no tienen un nivel dereservas importantes y en el curso de los próximos años tendrán un proceso deagotamiento rápido. En términos de reservas probadas, las dos regiones mencionadasdan cuenta del 94% de los 6.640 GPC, de los cuales la Guajira (gas libre) aporta el 44%y Casanare (gas asociado de Cusiana -Cupiagua y Piedemonte) el 50%.

La estructura de consumo muestra una mayoritaria participación de la generacióntermoeléctrica (36%), seguido por el consumo de Ecopetrol (24%, tanto en usospetroquímicos como térmicos de las refinerías), la industria (23%), el sector residencial(14%), petroquímica (2%) y transporte vehicular (1%). Como puede verse los consumosmedulares están ubicados en la generación eléctrica y la industria y los grandespotenciales de crecimiento están en el sector residencial y el transporte vehicular.

3. El marco legal e institucional

Al Ministerio de Minas y Energía le corresponde adoptar la política y dictar la regulacióntécnica y económica de la actividad de producción del gas.

La Comisión de Regulación de Electricidad y Gas (CREG) tiene las funciones depromover la evolución del mercado hacia la libre competencia incluyendo, entre otras, laregulación de las actividades de comercialización, transporte, conexión y distribución.

La planeación indicativa se le encomendó a la Unidad de Planeación Miniero Energética(UPME), que debe elaborar el Plan Energético Nacional y los planes subsectoriales.

El control, vigilancia y fiscalización de las empresas, se le asignó a la Superintendenciade Servicios Públicos Domiciliarios, que tiene facultades para sancionar o intervenircuando las empresas incumplan de manera reiterada las normas establecidas.

Con anterioridad a la implantación de la normatividad desarrollada dentro del Plan deMasificación de Gas, el proceso de desarrollo de la cadena de gas hasta el Consumidorfinal era simple ya que era operada en forma monopólica por Ecopetrol, empresaestatal, sin separación de las diferentes actividades de la industria (producción,transporte y comercialización). Esta Empresa se encargaba de la producción, la compraa Productores particulares, el transporte y la entrega a los distribuidores y a los grandesconsumidores con precios únicos regulados en la puerta de los usuarios, incluyendo lossubsidios del sector eléctrico y domiciliario. A su vez, el mercado desarrollado y maduroen la Costa Atlántica y en el interior del país estaba limitado a las ciudades de Neiva yBucaramanga y el sur de Bogotá.

En la actualidad, las actividades de producción, comercialización, transporte ydistribución pueden ser desarrolladas por empresas públicas, privadas o mixtas,nacionales o extranjeras. Pero, con el fin de prevenir abusos originados en posicionesdominantes, se limita la participación accionaria máxima entre las diferentes empresas

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del sector. En particular, en la producción, Ecopetrol participa independientemente y enasociación con empresas privadas. Las empresas privadas participan solo enasociación con Ecopetrol, asumiendo el riesgo exploratorio y, una vez que se declara lacomercialidad de un descubrimiento, entra Ecopetrol como socio inversionista en eldesarrollo del campo.

El 30 de julio de 1996, la CREG expidió la Resolución 057, que compendia todas lasresoluciones de gas natural expedidas por la Comisión a la fecha. En resumen, estaresolución establece:

Agentes del sistema: El esquema regulatorio reconoce la existencia de cinco tipos deagentes independientes en la cadena de desarrollo del gas natural: el productor, elcomercializador, el transportador troncal, el distribuidor y gran consumidor.

Separación de actividades: La labor de la CREG se ha centrado en reglamentar lasrelaciones entre cada uno de los niveles de la cadena o agentes del sistema, y al interior deellos mismos y fija las reglas que definen la participación accionaria máxima permitida entrelas diferentes empresas del sector con el objeto de prevenir posiciones dominantes y paragarantizar el acceso abierto al sistema nacional de gas. El Regulador estableció lassiguientes normas:

• El transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción,comercialización y distribución. En consecuencia, los contratos de transporte y lastarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de lascondiciones de compra o distribución y de su valoración.

• El Transportador no podrá realizar de manera directa, actividades de producción,comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tenganpor objeto la realización de esas actividades. El Transportador tampoco podrá tenerinterés económico en empresas de generación eléctrica.

• Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o distribuir gas natural, nopodrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transportedel mismo producto.

• El Transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus servicios y,en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes consumidores conquienes tenga una relación de las que configuran interés económico.

Libertad de Negociación para Productores y Grandes Consumidores: Los GrandesConsumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos y precios desuministro y transporte con un Productor, un Comercializador, un Transportador o unDistribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere elcaso. Los precios de transporte, distribución y venta serán negociables, pero no superioresa los precios máximos establecidos, salvo cuando, mediante resolución, se hayadeterminado que el precio de comercialización a grandes consumidores sea libre.

Precio del gas en boca de pozo: El precio será libre para los nuevos descubrimientosque se hagan en desarrollo de contratos de exploración y explotación firmados despuésdel 11 de septiembre de 1995 y para toda la producción nacional a partir del año 2005,bien se trate de gas libre o asociado, sin sujeción a topes máximos. Igual sucederá paralos nuevos hallazgos de Ecopetrol a partir del 1º de enero de 1998.

El esquema de transición para campos que correspondan a reservas descubiertas en

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desarrollo de contratos de exploración, firmados con anterioridad al 11 de septiembre de1995, mantiene las formulas de precios vigentes, las cuales están en función del preciodel fuel oil y tienen como característica principal establecer una diferenciación entre elgas libre y asociado, de tal forma que el precio del segundo es, en esencia, el 50% delprimero.

En el curso del año 2000 se han dictado tres nuevas resoluciones para las tarifas detransporte, los precios máximos regulados del gas natural colocado en punto de entradaal sistema nacional de transporte y la exportación.

En cuanto al transporte, la nueva regulación establece una metodología más flexible, detal forma que los Remitentes y Transportadores podrán seleccionar libremente y decomún acuerdo las Parejas de Cargos Regulados (cargos fijos y variables) que más seajusten a la conveniencia de las partes,

En cuanto al precio del gas, los cambios regulatorios han establecido una distribuciónapropiada entre precio y riesgo, de tal forma que ha mayor nivel de garantía de compramenor precio por unidad, con un tope regulado correspondiente a un precio en el que elriesgo esta totalmente en cabeza del vendedor (precio pague lo demandado). Sinembargo, se conserva hasta el 2005, año en que se liberan los precios, las diferenciasentre gas libre y asociado y, sobre todo, queda la inquietud de si el sistema de preciosregulados establecido incentiva adecuadamente la exploración e incrementos en laproducción de las reservas probadas (sobre todo el desarrollo del gas asociado deCusiana - Cupiagua).

Las reglas para la exportación establecen:

1) Precio libre en boca de pozo2) Libre acceso al transporte, con tarifas con libertad vigilada3) Se prohibe la exportación si la Relación Reservas Probadas/Producción es menor

de 6 años4) Se prohibe la exportación en caso de restricciones en el suministro o transporte degas para la demanda interna. Establece preferencias a los consumidores nacionales.

4. Perspectivas a largo plazo

No obstante las favorables expectativas, se tienen también dificultades y barreras aldesarrollo. Existe la presión por contar con incrementos garantizados y flexibles delsuministro del gas natural a un mercado de termoelectricidad extremadamente volátildebido a la importante componente de hidroelectricidad presente en el sistema eléctricocolombiano, lo que implica tener un sistema contractual de compra-venta y transportede gas y un esquema regulatorio adecuados. En efecto, en situaciones de altahidrología la demanda de electricidad es abastecida principalmente por plantashidráulicas, mantenido las plantas térmicas operando a baja capacidad por períodosprolongados, situación que, combinada con los contratos “take or pay”, exponen a losgeneradores térmicos a un alto riesgo financiero y comercial. También, debido a laexistencia de combustibles alternativos muy competitivos de uso industrial (carbón ycrudos pesados) y doméstico (GLP, principalmente) se ha dado una penetración del gaspor debajo de las expectativas en el interior del país.

De otra parte, en la regulación subsisten los diferenciales de precios entre el gas libre y

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el gas asociado y todavía no se ha involucrado adecuadamente la remuneración deltratamiento del gas, lo cual podría interferir con el normal desarrollo de las reservas.

Desde el punto de vista del mercado interno colombiano, el consumo en 1999 fue de503 MPCD, mientras que la demanda interna esperada se estima en 560 MPCD para el2000 y entre 1189 y 1284 MPCD para el 2010, con una componente paratermoelectricidad entre 33% y 42%, promedio diario anual. Estas previsiones involucranuna gran volatilidades del orden de los 200 MPCD dentro de un mismo año, aúntomando en consideración la opción del uso de combustibles alternos en épocas debaja hidraulicidad (cerca de 200 MPCD equivalentes en las refinerías, industrias ycentrales eléctricas).

De esta manera, hacia en año 2010, la capacidad de suministro de gas natural almercado interno deberá incrementarse hasta los 1300 - 1400 MPCD, y resulta previsibleque, con alta probabilidad, parte de ella quedará ociosa temporalmente ante lainexistencia de mercados secundarios para el hidrocarburo.

Ello, conjuntamente con el apoyo de combustibles sustitutos alternos, permitiríaplantear, en principio, las exportaciones de gas natural hacia Ecuador o Centroaméricaen volúmenes equivalentes al mercado potencial de Panamá, hasta 140 MPCD, yeventualmente, a Costa Rica y Nicaragua, hasta un nivel estimado en 210 MPCD parael año 2010.

Los requerimientos de oferta del gas natural para abastecer el mercado interno podránser atendidos con la capacidad de suministro obtenible con el desarrollo de las reservasya probadas en Colombia, mediante las cuales resulta posible abastecer la demandaesperada en los diferentes sectores de consumo hasta finales de la presente década.Luego de este horizonte se requerirán aumentos en la producción basados en reservasprobables y futuras adicionales siendo las prospecciones más promisorias las de laCosta Atlántica (donde se avanzan exploraciones costa afuera). También se debemencionar, el posible apoyo desde Venezuela al suministro del gas, país que cuentacon importantes reservas del hidrocarburo.

Abasteciendo solo el mercado interno, se llegaría a finales de la próxima década conuna relación Reservas/Producción (R/P) entre 6 y 8 años, basada en los nivelesprobados cuantificados hoy en día para las reservas del gas colombiano. Dependiendodel éxito que se tenga en la comprobación de reservas adicionales se podría continuar,desde los finales de esta década, con expansiones de la capacidad de generacióneléctrica basadas en el uso del gas o se tendría que cambiar hacia la incorporación demayores componentes de otro tipo de tecnología (carboelectricidad o hidroelectricidad);así también dependiendo de tales resultados se podrían plantear las exportaciones oasegurar el cubrimiento de mayores lapsos para las mismas.

La regulación actual para exportación de gas natural establece una relación mínimaReservas Probadas/Producción de 6 años y prioridad para el mercado interno, lo cualdificulta cualquier proyecto. La prioridad del mercado interno frente a la exportaciónpuede ser la mayor limitación, dados los riesgos financieros y comerciales implicadospara un proyecto de este tipo y el hecho de que aun con el programa de exportación aEcuador o Centroamérica, la relación cae por debajo de los 6 años solo a partir del año2010. De todas maneras, la iniciación de las exportaciones de gas, basadas en eldesarrollo de la capacidad de suministro de gas requerida por Colombia y apoyadas con

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combustibles sustitutos, resultaría técnicamente viable, en la forma como se resume enla Tabla continuación

Año Exportación Produccón Reservas/ Exportación Produccón Reservas/Incremental1/ Producción Incremental Producción

años años2002 80 0 21 0 0 232003 80 0 18 0 0 202004 100 0 19 116 0 182005 120 0 15 126 0 152006 140 0 13 134 0 122007 140 0 11 146 0 102008 140 0 9 176 9 92009 140 0 8 194 82 72010 140 237 8 210 409 62011 140 434 210 6832012 140 736 210 9982013 140 948 210 12832014 140 1,151 210 1439

1/ Producción Incremental es la que proviene de nuevos desarrollos, sean estos de la confirmaciónde reservas probables o de nuevos descubrimientos, o de importacviones de Venezuela.

MPCD

EXPORTACION BAJA

EXPORTACIÓN POTENCIAL Y REQUERIMIENTOS DE PRODUCCIÓN INCREMENTAL

EXPORTACION ALTA

Solo a partir del 2010 se requeriría producción incremental, lo cual se daría de todasformas, con o sin exportaciones. Estos resultados muestran que las exportacionespodrían ser atendidas con la capacidad productora, basada en las reservas probadas,que se debe desarrollar con fines principales de atención del mercado internocolombiano. En la medida que parte importante de las exportaciones se harían con elmercado secundario, ello constituye una oportunidad para, eventualmente, poderefectuar una compensación económica de la volatilidad inherente al mercado del gasnatural en Colombia, el cual dependerá de manera estructural de la generaciónhidroeléctrica durante varios años.

Las exportaciones no implican necesariamente un incremento en la capacidad deproducción equivalente a su magnitud, en la medida que parte de ellas serán cubiertaspor el mercado secundario proveniente de la volatilidad del sector eléctrico y el colchónofrecido por las refinerías de Ecopetrol, algunas plantas eléctricas y algunas industrias,que pueden sustituir el gas natural por otros combustibles en épocas de alta demanda.Es claro el beneficio económico para los generadores al poder disponer en el mercadosecundario de un gas que en condiciones de hidrologías húmedas no se utilizaría.Solo a partir del 2010 se requeriría producción incremental, lo cual se daría de todasformas, con o sin exportaciones. Estos resultados muestran que las exportacionespodrían ser atendidas con la capacidad productora, basada en las reservas probadas,que se debe desarrollar con fines principales de atención del mercado internocolombiano. En la medida que parte importante de las exportaciones se harían con elmercado secundario, ello constituye una oportunidad para, eventualmente, poderefectuar una compensación económica de la volatilidad inherente al mercado del gas

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natural en Colombia, el cual dependerá de manera estructural de la generaciónhidroeléctrica durante varios años.

Las exportaciones no implican necesariamente un incremento en la capacidad deproducción equivalente a su magnitud, en la medida que parte de ellas serán cubiertaspor el mercado secundario proveniente de la volatilidad del sector eléctrico y el colchónofrecido por las refinerías de Ecopetrol, algunas plantas eléctricas y algunas industrias,que pueden sustituir el gas natural por otros combustibles en épocas de alta demanda.Es claro el beneficio económico para los generadores al poder disponer en el mercadosecundario de un gas que en condiciones de hidrologías húmedas no se utilizaría.

Las exportaciones agotarán más rápidamente las reservas de la Guajira, pero, aún así,la relación reservas probadas a producción estará todavía cerca de los 6 años en el2010, tal como lo exige la regulación. A partir del 2010, las reservas probables deCusiana y Ballenas no serán suficientes para cubrir las necesidades de producciónincremental, requiriéndose de forma inmediata de nuevas fuentes, de forma creciente.Teniendo en cuenta lo anterior, resulta evidente que la posibilidad de importar gas deVenezuela en el futuro (obviamente, en ausencia de nuevos descubrimientos) facilitarála exportación durante la década 2000 - 2010. Las implicaciones son importantes,porque permitirá agotar las reservas probadas más rápidamente y de formaeconómicamente más eficiente, teniendo un respaldo en el futuro.

Tomando en consideración la perspectiva planteada sobre el potencial de las reservascolombianas de gas natural y el desarrollo del mercado, se pueden hacer las siguientesrecomendaciones:

• mantener actualizadas las proyecciones de demanda y oferta del gas naturalcolombiano con base en las tareas que periódicamente realizan entidades comoUPME y Ecopetrol;

• continuar con el estudio de la infraestructura requerida para el transporte de gas aCentroamérica o Ecuador, considerando las condiciones de suministro de gas encampo que se consideren pertinentes y el posible apoyo desde Venezuela alsuministro de gas, para avanzar en la concepción técnica y en la estimación de loscostos asociados a la infraestructura del transporte;

• investigar y efectuar los planteamientos pertinentes sobre la problemática de preciosy cargos de transporte para el gas de exportación ;

• plantear las condiciones regulatorias y generales de mercado que permitan avanzaren la consolidación del posible proyecto de exportación gasífera, aprovechando laconveniencia de implementar un mercado secundario para el gas colombiano;

• identificar y precisar las condiciones sobre transacciones concretas de compraventade gas natural de interés tanto para los agentes colombianos participantes en elmercado del gas como para los posibles agentes centroamericanos o del Ecuador;

• preparar presentaciones de las iniciativas de los proyectos de exportación con elobjeto de informar convenientemente a los agentes y a la opinión pública sobre susbeneficios para los mercados energéticos de los países.

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Unidades:

Bbl: BarrilesBtu: British Thermal UnitBPD: Barriles por díaGPC: Gigapíe cúbicoK: Miles (103)Kcal: Miles de caloríasMBbl: Millones de barrilesmc: Metros cúbicosmcd: Metros cúbicos díamch: Metros cúbicos por habitanteM: Millones (106)MM: Miles de millones (109)MPCD: Millones de píes cúbicos por díaMW: megavatiosMWh: Megavatios horaPCD: Píe cúbico díaTep: Toneladas equivalentes de petróleoUS$: Dólares estadounidenses$: Pesos colombianos

Abreviaciones:

ALC: América Latina y el CaribeBID: Banco Interamericano de DesarrolloCAN: Comunidad Andina de naciones (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela)CEPAL: Comisión Económica para América Latina y el CaribeGNC: Gas natural comprimidoGOR: Gas oil ratioGTZ: Deutsche Gesellschaft fur Technische Zusammenarbeit GmbHICA: Istmo CentroamericanoLNG: Gas natural licuadoMME: Ministerio de Minas y EnergíaMERCOSUR: Mercado Común del Sur (Argentina, Brasil, Uruguay y Paraguay)OLADE: Organización Latinoamericana de Energía (26 países miembros)Ecopetrol: Empresa Colombiana de Petróleo

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INDICEI. Introducción

II. Evolución y situación actual del mercado1. El entorno económico y energético2. La situación de la oferta

2.1 Potencial del recurso2.2 Distribución regional de las reservas2.3 Evolución y perspectivas de la capacidad de suministro

2.3.1 Evolución histórica2.3.2 Perspectivas futuras

2.4 Resumen y consideraciones sobre la oferta3. La infraestructura de transporte y distribución

3.1 Desarrollo reciente y situación actual del sistema de transporte3.2 Los requerimientos de expansión del transporte3.3 la infraestructura de distribución

4. La situación de la demanda4.1 Evolución del consumo por regiones y por sectores

5. El marco jurídico y regulatorio para el gas natural5.1 Antecedentes5.2 Reestructuración del sector de gas natural5.3 Estructura Reguladora5.4 Regulación por actividades

5.4.1 El contexto5.4.2 Exploración y explotación5.4.3 Comercialización5.4.4 Transporte5.4.5 Distribución5.4.6 Exportaciones

III. Perspectivas del mercado hacia el 20101. Objetivos y políticas sobre el consumo de gas natural2. Definición de escenarios de demanda

2.1.1 Sectores diferentes a la generación eléctrica2.1.2 Generación eléctrica2.1.3 Escenarios de Exportación2.1.4 Resumen de los escenarios de Demanda

3. Perspectivas de la producción4. Balance entre oferta y demanda5. Inversiones y costos6. Proyectos de interconexión

IV. Conclusiones

ANEXO 1: Modelo Para La Optimización–Simulación de Sistemas HidrotérmicosANEXO 2: Principales Normas Legales y Resumen de su AlcanceANEXO 3: Fórmulas Regulatorias del Precio del Gas en Boca de Pozo

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I. Introducción

Similar a lo que sucede en varios otros países, hoy en día el gas natural en Colombia esun energético no transable a nivel internacional, de manera que su desarrollo yutilización han estado sujetos y continuarán estándolo, en el corto plazo, a lasposibilidades de desarrollo del mercado interno. A más largo plazo se tiene laposibilidad de concretar proyectos de interconexión con los países vecinos, lo cualpermitiría ampliar el mercado y posibilitar el intercambio internacional del gas natural.

El desarrollo de la industria del gas natural en Colombia es reciente. Si bien huboaprovechamientos limitados del hidrocarburo desde los años 50, su uso masivo se inicióa mediados de los años 70 con el aprovechamiento del gas descubierto en la región dela Costa Atlántica de Colombia (en los yacimientos ubicados en La Guajira) con el fin desustituir fuel oil exportable que se consumía entonces en la generación térmica de laCosta Atlántica. En 1986, con el Programa de Gas para el Cambio, se aceleró laextensión del servicio de gas a los centros urbanos de esa región y a otros en las áreascercanas a los campos en producción en el Interior del país.

Desde comienzos de los años 90 se ha venido ejecutando el Plan de Masificación delGas Natural, con el objeto de optimizar el aprovechamiento de las reservas de esterecurso y diversificar también la matriz de consumo energético de Colombia. El principalcomponente de este plan consiste en la infraestructura de transporte, la cual seextiende desde los campos de producción hasta los principales centros urbanos eindustriales del país, creando con ello un abastecimiento nacional para este energético.

Durante la ejecución del plan, este se ha visto complementado por la ampliación en labase de reservas, merced a nuevos hallazgos del hidrocarburo en el pie de monte delos Llanos Orientales, por la dinámica de nuevas demandas, particularmente en elsector termoeléctrico, y por la puesta en marcha de un marco regulatorio para el serviciopúblico de gas combustible por tubería. Las principales características de este últimoson la separación de actividades a lo largo de la cadena del gas, la libertad paranegociar o comercializar el gas entre productores y grandes usuarios, la libertad deacceso a la red y el control de las tarifas de comercialización, transporte y distribución.

No obstante estas favorables expectativas, se tienen también dificultades y barreras aldesarrollo. Existe la presión por contar con incremento garantizado y flexible delsuministro del gas natural a un mercado de termoelectricidad supremamente volátil, alos precios controlados actuales, que incluyen diferenciales de precios a favor del gaslibre y en contra del gas asociado, lo cual podría interferir con el normal desarrollo desuministros económicos en el mercado interno.

En el presente estudio se analiza y evalúa la situación actual y perspectivas de la ofertay la demanda de gas natural, así como el marco jurídico y regulatorio al que estásometido el mercado del gas natural en Colombia, todo ello con fin establecer lasposibilidades físicas, técnicas y económicas de obtener excedentes exportables hacia elIstmo Centroamericano o a Ecuador.

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II. Evolución y situación actual del mercado

1. El entorno económico y energético1

El prudente manejo fiscal se reflejo hasta los primeros años de la década de los 90 enel mantenimiento de un déficit controlado. A partir de 1995 esta situación cambiódebido, en parte, a las exigencias de la Constitución de 1991 en relación al gastopúblico y las transferencias a las regiones. A finales de 1998, el déficit fiscal público nofinanciero alcanzó 3,7% del PIB, lo que indujo al gobierno a una política de recorte delgasto público y de la inversión.

No obstante, las inversiones públicas en el sector energético han mantenido uncrecimiento sostenido, de $910 millardos en 1990 a $1.180 en 1994 y a $2.310 en 1997,debido principalmente a las inversiones de Ecopetrol, en un monto cercano a los US$3millardos para el desarrollo de los campos de Cusiana y Cupiagua. Debido a estasinversiones de Ecopetrol, la inversión pública conserva su participación relativa en eltotal de la inversión en el sector energético, aunque la presencia del capital privado hacrecido de forma importante, sobre todo en distribución y transporte de gas natural y enel sector eléctrico.

Como parte del mismo fenómeno, la inversión del sector energético representó en 1997el 71% de la inversión total en infraestructura, a pesar del importante incremento de lainversión en infraestructura vial en los últimos años.

Los recursos por privatizaciones han suplido de forma importante el déficit fiscal,especialmente en 1997, cuando se recibieron los recursos por la venta de los activos degeneración, equivalentes a 3,65% del PIB.

Por otra parte, el aporte de las regalías por gas y petróleo han contribuidosignificativamente a las finanzas regionales, municipales y departamentales. Estasregalías ascienden al 20% del valor del petróleo o gas en boca de pozo y se reparteentre los departamentos y los municipios productores y, mediante el Fondo Nacional deRegalías, a las regiones no productoras.

La exportación de hidrocarburos (crudo y fuel oil, principalmente) representa unaporción muy importante de las exportaciones totales del país. En 1990 estuvo cerca del30%, en 1994 bajo al 15% y en 1998 paso a ser el 20%. La disminución en la primeraparte de la década obedeció a la declinación de Caño Limón y su incremento posterioral desarrollo de Cusiana y Cupiagua.

El año de 1999 se destacó por el valor de las exportaciones. En efecto, la balanzacomercial para Ecopetrol alcanzó la cifra récord de US$2.016 millones, que convierte a1999 en el mejor de toda la historia, con un incremento respecto a 1998 de 87,4%.Estos resultados se lograron principalmente por las mayores exportaciones de petróleoy derivados, que alcanzaron los US$2.170 millones, mientras las importaciones seredujeron en US$154. Cabe desatacar que en 1999 se logró la máxima producción deCusiana-Cupiagua, lo cual fue acompañado de un gran incremento en los precios delcrudo. 1 Esta sección esta basada en lo fundamental en el análisis llevado a cabo por la UPME en eldocumento “Colombia, Energía y Desarrollo”, 1999.

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Con relación a la inversión externa, el gran aumento de ésta en gas y electricidad hacompensado la caída en los últimos años en exploración petrolera. Estos aumentos sonconsecuencia de los procesos de privatización en el sector eléctrico y la apertura endistribución y transporte en gas, a partir del Plan de Masificación. De esta forma, para1997, el sector energético abarcó más del 60% de la inversión extranjera total.

A pesar de la importancia del petróleo en la economía, sobre todo en las exportacionesde 1999 y las esperadas en el 2000, Colombia no es un país petrolero por sus reservaslimitadas (2.289 MBbl). En efecto, en la medida que no se encuentren nuevas reservas,el país perderá su autosuficiencia entre el 2004 y el 2006 y se convertirá en importador.La producción actual de 816.000 BPD empezará a declinar, lo cual convierte a laexploración en la prioridad estratégica del sector.

Gráfico 1: Energía Primaria

10%

17%

47%

10%

16%HidroelectricidadGas NaturalPetroleoCarbonBiomasa

La preponderancia del petróleo en la producción de energía primaria, se debe al augede la producción de un solo campo (Cusiana-Cupiagua) con propósitos de exportación.Pero, dado que actualmente se encuentra en su máxima producción y con expectativasde declinación rápida, le plantan al país el reto de modificar radicalmente la matrizenergética hacia gas natural, fundamentalmente en los usos donde se sustituyaderivados de petróleo. El riesgo de convertirse en importador de petróleo en algunosaños, no solo motiva la necesidad de mayor exploración, sino también políticas desustitución de derivados por gas natural en la industria (diesel, crudo pesado y GLP), elsector residencial/comercial (GLP) y, principalmente, en el transporte (gasolina y diesel).

2. La situación de la oferta

2.1 Potencial del Recurso

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Los estudios adelantados por Ecopetrol concluyen que Colombia dispone de unimportante potencial de hidrocarburos aun inexplorado. Esta conclusión se desprendedel hecho de que el país cuenta con trece cuencas potencialmente almacenadoras, conuna extensión total de 88.545.000 Ha. Donde en solo en seis de ellas se han llevado acabo actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural (ver el Mapa 1),de manera tal que el 90% del área sedimentaria del país está aún sin explorar.

LLANOS

ORIENTALES

AMAZONAS

CATATUMBO

CESAR-RANCHERIA

GUAJIRA

CORDILLERA

VALLE

INFERIOR DEL MAGDALENA

VALLE

MEDIO DEL MAGD.

CHOCO-PACIFICO

CAUCA-PATIA

VALLE

SUPERIOR DEL MAGD.

PUTUMAYO

CUENCAS SIN PRODUCCION

CUENCAS CON PRODUCCION

MAPA 1 - CUENCAS SEDIMENTARIAS

Fuente: ECOPETROL

16

En cuanto se refiere al gas natural, el potencial que se estima razonablementealcanzable para el recurso equivale a unas dos veces el monto de los niveles actualesde reservas probadas mas probables, como se observa en el Tabla 1 2.

Tabla 1: Reservas remanentes y potencial de gas natural en Colombia -1999 (En GPC)

Cuenca ReservasProbadas 1/

ReservasProbables 2/

PotencialAdicional

PotencialTotal 3/

Cuencas activasLlanos Orientales 3384 1530 1220 6135Valle Superior Magdalena 44 60 104Valle Medio Magdalena 332 332Valle Inferior Magdalena 42 1110 1152Putumayo 185 185Guajira 2838 700 2000 5535

Cuencas Inactivas 5000 5000Total 6640 2230 9575 18446

Fuentes : 1/ Ecopetrol: Informe Anual 1999, 2/ Naturgas, Boletín 31, Oct. 16/98, 3/ RecursosUltimos según “World Petroleum Assesment and Analysis”, Masters C.D. et al, Proceedings 14th

World Petroleum Congress, 1994 menos producción acumulada menos reservas probadas yprobables (su distribución por cuencas es una estimación de A. Brugman).

La mayor parte del potencial de gas natural se estima que está ubicado en las cuencasactivas, es decir las que han mantenido labores de exploración y explotación. Dentro deestas cuencas, el referido potencial se concentra también en las áreas en donde setienen los mayores volúmenes de reservas y producción actual, es decir: La Guajira,Llanos Orientales y Valles Medio e Inferior del Magdalena.

2.2 Distribución regional de las reservas

Las reservas probadas de gas natural en el país se pueden ubicar en dos grandesbloques regionales, correspondientes a la Costa Atlántica y al Interior del país. Laregión de la Costa Atlántica dispone del 43.4% de las reservas probadas de gas, lascuales se localizan en los campos de Chuchupa y Ballenas en el área costa afuera deLa Guajira y en el de Güepajé, ubicado en Valle Inferior del Magdalena. En el Interiordel país, las principales áreas con reservas corresponden a los Llanos Orientales, enlos yacimientos de Apiay, Cusiana y Otros Piedemonte (Cupiagua, Pauto, Floreña yVolcanera), los cuales cuentan con el 41.0% de las reservas probadas. Otra áreaimportante del Interior es el Valle Medio del Magdalena (Opón, Payóa, Provincia y otrosexplotados directamente por Ecopetrol) que cuenta con el 5.07% de las reservasprobadas, mientras que el Valle Superior del Magdalena (Huila) dispone del 0.6% (verTabla 2).

2 Es de observar que, debido a la poca exploración realizada hasta la fecha, en muchas cuencasdel país, existe alta incertidumbre sobre el potencial gasífero total, siendo posible que las cifraspresentadas en este estudio pudiesen llegar a ser incrementadas apreciablemente en el futuro.En este sentido resulta claro que el incremento de la dinámica exploratoria del gas en Colombiaestá muy ligado a la disponibilidad de nuevos mercados como podrían llegar a ser los deexportación, una vez que se disponga de la infraestructura de transporte a los países vecinos.

17

Tabla 2: Distribución regional de campos y reservas, 1999 (GPC)

Regiones y campos Reservas Probadas 1/ Reservas Probables 2/

Costa Atlántica 2880 700La Guajira 2838 700Bajo Magdalena 42

Interior del país 3761 1530Llanos Orientales 3384 1530Medio Magdalena 332Alto Magdalena 44

Total 6640 2230Fuentes : 1/ ECOPETROL, Informe Anual 1999, 2/ Naturgas, Boletín 31, Oct. 16/98

El total de las reservas probadas en la Costa Atlántica corresponde a gas libre,mientras que las reservas probadas del interior del país son, en su mayoría, gasasociado (Tabla 3).

Tabla 3: Clasificación de campos según tipo de gas

Tipo de Gas Campos LocalizaciónGas libre o seco Ballena, Chuchupa

GüepajeLa GuajiraValle Inferior del Magdalena

Gas asociado Ecopetrol directa, Provincia, Payoa,OpónApiay, Cusiana y Cupiagua

Valle Medio del MagdalenaLlanos Orientales

Condensados Floreña, Pauto, Volcanera Llanos OrientalesFuente: Elaboración propia

En cuanto a la propiedad de las reservas probadas (6640 GPC), el 61% corresponde acampos de Ecopetrol y a la participación de esta empresa (y el gas de regalías) en loscontratos de asociación y el 39% restante se divide entre las empresas privadasasociadasLas reservas probables de gas natural ascienden actualmente a los 2230 GPC, o seacerca del 34% de las reservas probadas, y los mayores volúmenes se localizan en loscampos de La Guajira y de los Llanos Orientales, de la siguiente forma:

• Las expectativas sobre la Guajira dependen del contacto agua-gas, y pueden estaren un rango entre 0 y 700 GPC. La estimación sobre las reservas de la Guajira seha venido revaluando en el tiempo, a medida que se ha dado la producción,mejorando siempre los estimativos originales, lo cual puede dar margen a un puntode vista optimista.

• De Cupiagua hay expectativas importantes del orden de 1.200 GPC,correspondientes a acumulaciones adicionales aun por explorar, teniendo encuenta que este campo solo lleva algo menos de un año en producción.

• De Piedemonte también se puede esperar un incremento en las reservas,correspondientes a desarrollos adicionales en áreas aun en exploración.

• Los otros campos no solo no contienen reservas remanentes probadas importantes,

18

sino que tampoco se espera un incremento de éstas.

Con los actuales niveles de la producción destinada al consumo interno (507,4 GPC en1999, exclusive de la producción dedicada a la reinyección para la producción petroleraen Cusiana, la relación Reservas/Producción es de 36 años para las reservas probadasy de 48 años para las probadas más las probables.

2.3 Evolución y perspectivas de la capacidad de suministro 3

2.3.1 Evolución histórica

El aprovechamiento del gas natural en Colombia, en volúmenes menores, se remonta alos años 50, con el uso que se le comenzó a dar a la producción de gas asociado en elMedio y Bajo Magdalena. Durante mucho tiempo y hasta mediados de los años 70, lacapacidad de suministro del gas natural se mantuvo prácticamente invariable y estuvoasociada a la explotación de petróleo en los yacimientos de Provincia y Payóa en elMedio Magdalena y de Cicuco, El Difícil y Jobo Tablón en el Bajo Magdalena.

Los hallazgos de gas natural libre en La Guajira, en los campos de Ballena, Chuchupay Riohacha a comienzos de los años 70, permitieron doblar la capacidad nacional desuministro de gas natural entre 1978 y 1984, llevándola al nivel de los 500 MPCD.Posteriores ampliaciones en la capacidad de transporte del gasoducto troncal de laCosta Atlántica, la principal región productora y consumidora, permitieron incrementardicho nivel a los 600 MPCD. Más recientemente, con el montaje de la segundaplataforma en Chuchupa, el descubrimiento de los campos de Gepaje y Ayombe en elBajo Magdalena y con la construcción de la infraestructura de transporte hacia elInterior del país, se han tenido incrementos adicionales hasta llegar a los 800 MPCD.

En el Interior del país la capacidad de producción ha evolucionado de manera diferente:i) en el Magdalena Medio la producción ha venido en declinación debido al agotamientode las reservas, ii) el Magdalena Alto presentó un aumento importante a partir de loscampos de Tello y Palermo, y iii) los aumentos más acelerados de producción aparecenen el Llanos Orientales, región esta en la que el campo Apiay triplicó sus niveles deproducción de gas natural y que en 1995 contó adicionalmente con la iniciación deproducción del campo Cusiana.En el Gráfico 2 se resume la evolución histórica de la capacidad de suministro y delconsumo de gas natural en Colombia durante el período 1950 - 1998. Son notorios losaumentos a finales de los años setenta y a comienzos de los años noventa, en amboscasos sobre la base de la ampliación de la capacidad de suministro en La Guajira y condestino principal al sector termoeléctrico. También resulta relevante el apreciableaumento del consumo correspondiente a 1997 y 1998 debidos al incremento de latermoelectricidad durante la época de ocurrencia del Fenómeno del Niño.

3 En este informe la denominación “capacidad de suministro” corresponde a la producciónmáxima realizable en los campos de gas con el fin de realizar entregas al mercado, exclusivesde las cantidades producibles con fines de reinyección para sustentar la producción petrolera.Así mismo, la denominación “suministro” corresponde las cantidades reales entregadas almercado distintas a las reinyecciones.

19

El Gráfico 2, también ilustra sobre la demanda media esperada en el período 1999 -2010 y presenta un escenario de evolución de la capacidad de suministro hasta llegar alos 1400 MPCD4, basado en el desarrollo de reservas probadas y adicionales.Obviamente, con base en el potencial adicional que si llegara a ser concretado podríandesarrollarse capacidades adicionales de producción.

Conviene señalar que la capacidad de producción necesaria para atender el mercadointerno debe estar por encima de la demanda media esperada, en razón de ladisponibilidad con la que se debe contar a fin de atender los picos debidos a laestacionalidad de la generación termoeléctrica y a las rachas de exigenciatermoeléctrica durante ocurrencias del “Fenómeno del Niño”, situación que resultaparticularmente importante en el país dada la apreciable cantidad de gas naturaldedicada a la generación eléctrica dentro de un sistema predominantementehidroeléctrico.

GRAFICO 2

CAPACIDAD DE SUMINISTRO Y CONSUMO DE GAS(Histórico 1950 - 1998 & Proyección 1999 - 2010)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1950

1953

1956

1959

1962

1965

1968

1971

1974

1977

1980

1983

1986

1989

1992

1995

1998

2001

2004

2007

2010

MPC

D

Suministro Hist.Capacidad Hist.Proy. DemandaCap. Res. Prob.Cap. Res. Adic.

Fuente: Estadísticas y proyecciones de ECOPETROL y elaboración de A. Brugman

Respecto a la producción, en la Tabla 4 se detalla la evolución del abastecimiento degas por regiones y por campos.

Tabla 4: Suministro de gas natural por regiones y cuencas (MPCD)Región/Cuenca 1990 Fracción 1995 Fracción 1997 Fracción 1999 Fracción

COSTA 280,1 71,6% 331,6 76,8% 471,7 81,1% 398.6 78,8%

4 Se estima que esta sería sostenible durante unos 15 años con las reservas probadas yprobables actuales y durante unos 30 años con el potencial total estimado hoy en día.

La Guajira 261,7 308,4 430,1 377,1Bajo Magdalena 18,4 23,2 41,6 21,5

INTERIOR 112,0 28,4% 99,5 23,2% 109,8 18,9% 107,4 21,2%

Medio Magdalena 108,6 78,6 78,9 77,3Alto Magdalena 2,7 6,7 6,8 5,5Llanos Orientales 0,7 14,2 24,1 24,6

TOTAL PAIS 391,5 100,0% 431,1 100,0% 581,5 100,0% 506,0 100%Fuente: Ecopetrol, Estadísticas de la Industria Petrolera, 1997, con 1 MPCD= 1 GBTU/d Ecopetrol, Página Web, 1999.

El Gráfico 3 ilustra la evolución histórica del suministro de gas natural en losyacimientos de la Costa y en los del interior. El apreciable incremento del suministro dela Guajira durante 1997/98, hasta llegar a 581 y 613 MPCD respectivamente, se debióal incremento de la generación termoeléctrica e, inversamente, su decrecimientonotable en 1999, hasta 503 MPCD, se debió a la caída del consumo termoeléctricoante el intenso período invernal como consecuencia de del fenómeno de “La Niña” y eldecrecimiento de la demanda eléctrica por efectos de la recesión económica.

Grafico 3: Suministro Historico de Gas Natural

0

100

200

300

400

500

600

700

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

MP

CD

OTROS COSTAGUAJIRAINTERIOR

Inicio Plan Masif icacion

2.3

Defun

Fuente: ECOPETROL

20

.2 Perspectivas futuras

acuerdo con las reservas probadas, la oferta de gas natural provendrádamentalmente de los campos de la Guajira y Casanare. Solo en la eventualidad de

21

descubrimientos importantes, el abastecimiento dependerá de los campos de estas dosregiones, ya que el resto de yacimientos no tienen un nivel de reservas importantes yen el curso de los próximos años tendrán un proceso de agotamiento rápido.

La Tabla 5 muestra las capacidades máximas de producción de todos los campos, conexcepción de Guajira y Cusiana. Para estos dos campos hay que hacer supuestossobre su posible desarrollo, proceso de agotamiento y eventual declinación, lo cualdepende del perfil de la demanda.

Tabla 5: Capacidades Máximas de Producción (MPCD2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

INTERIOR

OPON 20.0 20.0 10.0 3.0

EL CENTRO 15.3 14.2 14.4 12.8 12.0 11.0 10.0 9.0 8.0 7.0 7.0

PAYOA 27.0 24.0 21.0 18.0 16.0 14.0 12.0 11.0 10.0 8.0 7.0

PROVINCIA 21.9 23.5 20.8 17.9 15.0 12.0 10.0 8.0 6.0 5.0 4.0

APIAY 9.0 7.0 5.0 4.0 3.0 3.0 2.0 2.0 2.0 2.0 1.0

PIEDEMONTE 25.1 57.2 66.7 77.4 79.7 79.9 79.2 78.0 76.7 75.8

GUALANDAY 16.0 16.0 14.0 9.0 4.0 3.0 2.0

RIO CEIBAS 6.0 4.0 3.0 2.0

NEIVA 540+PALERMO 2.0 2.0 1.0

COSTA ATLANTICA

CICUCO MOMPOSINA 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0

GUEPAJE 35.9 24.1 20.5 13.2 3.5

Fuente: Vicepresidencia de Exploración y Producción, Ecopetrol

Analizando la tabla 5, se puede concluir:

• El aporte de Opón, sobre el cual había muchas expectativas, desaparece hacia elaño 2004.

• El resto del Valle Medio del Magdalena (El Centro, Payoa y Provincia) declinarápidamente, pero sigue aportando hasta el final del período.

• Apiay (Llanos Orientales) deja de ser significativo desde los primeros años.• Los campos de Huila-Tolima (Gualanday, Río Ceibas, Neiva) en el Valle Inferior del

Magdalena declinan muy rápidamente y dejan de ser significativos a partir del 2003.• Guepajé desaparece en el 2005.• Piedemonte mantendrá una producción en cantidades importantes, de forma

estable, hasta el final del período. Está conformado por los campos Volcanera,Pauto y Floreña, que hacen parte de los contratos de asociación denominadosRecetor y Piedemonte, ubicados al noreste del campo Cusiana en el departamentode Casanare. Estos campos fueron descubiertos en 1994 y recientemente se

22

determinó su comercialidad5. Cuentan con reservas probadas de gas de 700 GPC.En estos campos se tiene un plan conceptual de desarrollo a partir de las reservasprobadas, siendo posible producir gas desde el año 2001 que se podrían dedicar ala generación termoeléctrica en boca de pozo.

En conclusión, el abastecimiento del mercado dependerá fundamentalmente de loscampos de Guajira y Cusiana-Cupiagua.

Respecto a la Guajira, la reciente instalación (en 1997) de la segunda plataforma marinaprodujo un notable incremento en la capacidad de producción de gas del país. Estaárea continuará siendo la principal fuente de suministro de gas natural en la Costa ymantendría su capacidad de producción ya desarrollada de 770 MPCD hasta, al menos,mediados de la próxima década. El estimativo de Ecopetrol sobre capacidad deproducción potencial en La Guajira (con pozos adicionales) es de 827 MPCD, menorque el de la empresa asociada y operadora del yacimiento, TEXAS, la cual manifiestaque si se realizan tres pozos adicionales sería posible llegar a una producción diariacercana a los 1200 MPCD. El gas disponible en la zona de la Costa ha sido gas libre dealta calidad y susceptible de ser transportado hasta los mercados sin necesidad detratamiento.

La capacidad actual de producción en la Guajira se encuentra muy cerca del potencialmáximo y su comportamiento futuro, en cuando a su desarrollo, proceso de agotamientoy eventual declinación dependerá del perfil de demanda y las exigencias que se lehagan para abastecer el mercado. Las expectativas de producción adicional en la Costacorresponden al aprovechamiento de nuevas reservas resultantes de la actividadexploratoria que han iniciado la asociaciones ECOPETROL/TEXACO/SHELL yECOPETROL/BP/ARCO en una extensa área costa afuera entre la Guajira Santa Marta,la primera, y entre Santa Marta y el Golfo de Urabá la segunda6.

Por otro lado, alternativamente o de manera complementaria, la capacidad nacional desuministro del gas natural también podrá ser compensada en la región del Interior conlos crecientes volúmenes disponibles en el Piedemonte de los Llanos Orientales,inicialmente de los yacimientos de Volcanera, Pauto y Floreña, y posteriormente de loscampos de Cusiana y Cupiagua, al aumentar la relación gas/aceite en la explotación deestos yacimientos y disminuir la necesidad de reinyección del gas producido.

El gran potencial de producción de gas en el futuro está en Cusiana y Cupiagua, dondecon el crudo que actualmente se produce se extraen más de 1500 MPCD de gas, la casitotalidad de los cuales se reinyecta al yacimiento a fin de optimizar la recuperación decrudo en la formación. La disponibilidad actual de suministro de gas en estos camposes de apenas 20 MPCD y a partir del año 2000 se podría contar con suministroscrecientes en esta área, los cuales Ecopetrol ha considerado que podrán llegar a los420 MPCD.

5 La comercialidad en un contrato de asociación es una condición mediante la cual ECOPETROLda su acuerdo para la puesta en explotación de un nuevo campo petrolero, con los programas einversiones en desarrollados presentados por el operador asociado.6 En realidad, la asociación ECOPETROL/BP/ARCO tiene dos bloques contiguos: uno entreSanta Marta y Cartagena y el otro entre Cartagena y el Golfo de Urabá.

23

Es de observar que la expectativa de transporte y utilización del gas de los LlanosOrientales en los mercados está asociada a un tratamiento previo para reducir su altocontenido de CO2 y extraer los líquidos; para ello se está estudiando la instalación deplantas de tratamiento de gas con capacidades modulares de 100 MPCD. De estaforma, se puede asumir que inicialmente Cusiana podrá producir 120 MPCD a partir delaño 2001, correspondiente a la producción actual de 20 MPCD más 100 MPCD, lo cualsupone la construcción de una planta de tratamiento de esa capacidad, actualmente enestudio. Ecopetrol y sus socios (BP, TOTAL y TRITON) están interesados en ofrecer enventa 100 MPCD en una licitación, de tal forma que el comprador se comprometa a sutratamiento y posterior venta. El proceso de oferta está detenido en espera de finalizarlos análisis del impacto de la nueva regulación de precios en boca de pozo.

Un escenario probable plantearía incrementos de la capacidad de producción deCusiana, hasta una nivel de 420 MPCD. Esto implica expandir la capacidad deproducción de Cusiana en módulos de plantas de tratamiento de 100 MPCD. Noobstante, hay que aclarar que Cusiana tiene reservas suficientes para incrementar laproducción por encima de 420 MPCD, lo cual finalmente será una decisión comercial.

2.4 Resumen y consideraciones sobre la oferta

La geología del país permite establecer un amplio potencial de hidrocarburos, el cualpara ser llevado al nivel de reservas explotables requiere de una amplia campaña deexploración y el posterior desarrollo de la infraestructura para la producción y eltransporte. El aprovechamiento de parte del potencial estimado permitiría elevar lacapacidad de producción y generar eventuales excedentes para exportación.

Para ello resulta evidente la competitividad entre el desarrollo futuro de los campos dela Costa (la Guajira y descubrimientos futuros resultantes de las actividadesexploratorias ya iniciadas) y el desarrollo de los del Interior (Llanos Orientales, quecuentan con reservas ya probadas y cuyo aprovechamiento requiere de inversiones enplantas de tratamiento del gas).

A pesar de estas expectativas favorables en cuanto a potencial, existe en Colombiapreocupación y debate sobre la evolución y características del futuro abastecimiento degas natural. Tanto las autoridades energéticas como los voceros del gremio deproductores y transportadores de gas coinciden en señalar que el país cuenta con lassuficientes reservas de este recurso para atender la demanda nacional durante lospróximos 10 años, e incluso para buscar potenciales mercados de exportación haciaCentroamérica, una vez resueltas favorablemente las situaciones de desarrollo,transporte y tratamiento del gas.

24

3. La infraestructura de transporte y distribución

3.1 Desarrollo reciente y situación actual del sistema de transporte

Dado el desarrollo del Plan de Masificación del Gas Natural, el aspecto más relevantede la evolución de esta industria en Colombia en los últimos cinco años, ha estadorepresentado por las importantes inversiones adelantadas tanto por el capital estatal,como por el capital privado en la construcción y ampliación de la red básica degasoductos troncales para conectar los campos en producción con los principalesmercados en todo el país. Esta evolución se evidencia al comparar la red de gasoductosen 1993 con la existente hoy en día. En 1993 se contaba con 584 km. de gasoductosde Ecopetrol y 1727 km. de gasoductos privados, estos últimos ubicados principalmenteen la Costa Atlántica. Entre 1993 y 1997 se construyeron 2788 km. de infraestructura degasoductos, en los que Ecopetrol invirtió en forma directa 277 millones de dólares de1996 y el sector privado 644 millones sobre un total de inversiones de 921 millones7.

Para el desarrollo del plan de masificación del gas, fue necesaria la construcción delsistema de gasoductos troncales del Interior del país. De acuerdo con lo estipulado porel documento CONPES No. 22646 de marzo de 1993, el estado lideró el plan de gasmediante una acción coordinada entre Ecopetrol y la empresa privada y la red troncal seamplió recientemente en la siguiente forma:

• Mediante licitación pública se adjudicó a las compañías Centragas y Transgas deOccidente la construcción, operación y mantenimiento de los gasoductos Ballena-Barrancabermeja y Mariquita - Cali mediante los mecanismos de BOMT y BOTrespectivamente.

• El Ministerio de Minas y Energía otorgó en concesión la construcción de losgasoductos troncales de Sebastopol - Medellín a Transmetano S.A.,Barrancabermeja - Bucaramanga a la compañía Transportadora del Oriente, Dina-Pitalito a Progasur S.A. y el Sistema Norte Huila - Tolima a Gasoducto del TolimaS.A.

• Por su parte Ecopetrol fue responsable de la construcción, conversión y adecuacióndel sistema Centro Oriente adelantando obras mediante la adjudicación delicitaciones por tramos, dependiendo de los requerimientos.

La construcción del sistema troncal de transporte garantizó así el desarrollo delprograma y la entrega de volúmenes importantes de gas natural a grandesconsumidores en forma simultánea en las capitales, para un adecuado balance entrelos diferentes consumidores en términos de beneficio económico y social, viabilidadfinanciera y cobertura nacional.

El sistema troncal de transporte del gas conecta los principales campos productores degas natural y los más importantes centros de consumo, uniendo los campos de laGuajira, Huila, Llanos Orientales y Magdalena Medio con las principales ciudades delpaís. Las características básicas de la red se resumen en el Mapa 2.

7 Ecopetrol, op. cit. pag 28

25

Ayacucho

VALLEDUPAR

VILLAVICENCIO

BOGOTÁ

MEDELLÍN

CALI

ECUADOR

PERÚ

BRASIL

VENEZUELA

PANAMÁ

MAR CARIBE

OCÉANOPACÍ

Cusiana

MaicaoT.GUAJIRASANTA MARTA

BARRANQUILLA

CARTAGENA

CUCUTA

Payoa

BUCARAMANGA

Barranca

MANIZALES

Sebastopol

Vasconia

Morichal

Belén

YOPAL

Apiay

La belleza

Mariquita

ARMENIA

Gualanday

NEIVA

Montañuelo

PEREIRA

GASODUCTOS TROCALES

SINCELEJO

MONTERÍA

Montelíbano

MAPA 2 - INFRAESTRUCTURA DE GAS NATURAL

GASODUCTO COSTA - INTERIOR

Fuente : EcopetrolElaboró : UIME - UPME

Chuchupa B

Codazzi

Villanueva

Curumaní

Calamar

MaganguéGüepaje

Jobo

Pto. Salgar

Cartago

Yotoco

IBAGUE

Yaguará

Garzón

Pitalito

Girardot

TUNJA

Chuchupa A

Ballena

PLATAFORMA MARINATERMOELÉCTRICAS A GASCAMPOS DE GASMUNICIPIOSCAPITALES

ARAUCA

PTO. CARREÑO

PTO. INIRIDA

MITU

LETICIA

FLORENCIAPASTO

MOCOA

QUIBDO

Las FloresTebsa

TermoChinú

TermoMeriléctrica

TermoCentro

TermoDorada

TermoSierra

TermoemCali TermoValle

SAN JOSÉDEL GUAVIARE

El Porvenir

TermoBarranca

TermoCasanare

Proeléctrica

Ocoa

26

Tabla 6: Características del Sistema de Transporte del Gas Natural

Gasoductos Propietario Diámetro(Pulgadas)

Longitud(km)

COSTA ATLANTICA

Ballena-B/quilla-C/genaChuchupa-BallenaJobo Tablón-MamonalJobo Tablón-CerromatosoGüepajé –SincelejoEl Difícil B/quilla

INTERCONEXIONBallena - Barranca

INTERIOR

SANTANDERPayoa-BucaramangaPayoa-GalánGalán-Termo GalánBarranca - Bmanga

HUILA-TOLIMADina-GualandayTello Neiva

BOGOTACusiana - ApiayApiay-Bogotá

MEDELLINSebastopol - Medellín

VALLEMariquita - Cali

OTROSCentro OrienteMorichal-YopalNorte Huila-TolimaDina-PitalitoMontañuelo-Gualanday

PromigasTexacoEssoCerromatosoPromigas-ECPAntex

Centragas

Gasod.SantanderEurocanEcopetrolTransoriente

EcopetrolEcopetrol

EcogasEcopetrol

Transmetano

Transgas deOcc.

EcogasEcopetrolGas. DelTolimaProgasurEcogas

20201086-812

18

6101010

1212

6

14/12

20

22/20/14/12/646/4/28/66/4

398122008559148

575

56564158

1495

134

149

340

573135319336

Fuente: Ecogas

27

3.2 Los requerimientos de expansión del transporte

En el corto plazo (1999) se tiene programada la ampliación de la capacidad detransporte mediante estaciones de compresión en los tramos Ballena – Barranca(Interior) y Ballena - Cartagena (Costa). En la Tabla 7 se resume la infraestructurarequerida para el transporte de gas entre 1999 - 2016.

Tabla 7: Infraestructura requerida de transporte para gas (1999-2016)

Año Origen Destino Longitud enkms

Diámetro enpulgadas

1999 Cusiana El Porvenir 35 301999 El Porvenir La Belleza 187 301999 Payoa Cambio diámetro 7 82003 Zarzal Valle 117 302003 Cota 1150 msm Medellín 27 122003 Barrancabermeja Sebastopol 110 242005 Monterrey Apiay 110 202005 Sebastopol Vasconia 60 242007 Zarzal Armenia 42 102007 Cisneros Cota 1150 msm 17 142007 Mariquita Gualanday 60 82007 La Belleza Vasconia 93 202009 Letras Chinchiná 49 242009 Barrancabermeja Sebastopol 110 242011 Vasconia Mariquita 121 202014 Cusiana La Belleza 222 302014 La Belleza Cogua 113 142016 Mariquita Letras 62 202016 Monterrey Apiay 110 242016 Zarzal Valle 117 202016 San José del Nuz Cisnero 36 12

Fuente : Ecopetrol, Dirección de Planeación Corporativa, “El sector gas en Colombia” (1998).

En el caso de concretarse un proyecto de exportación hacia Centroamérica, laexpansión requerida adicional del sistema de transporte dependerá de las decisionesque se tomen sobre el desarrollo de las reservas: i) si se incrementa la capacidad desuministro en la Costa sería requerido ampliar hacia el Istmo el sistema troncal de estaregión, y ii) si se incrementa significativamente la del interior podrían llegar a sernecesarios envíos de gas Interior - Costa, caso bajo el cual el suministro aCentroamérica podría efectuarse desde un sitio intermedio entre Ballena - Barranca,como lo podría ser el sitio de Ayacucho. En estas circunstancias podría, inclusive,plantearse el apoyo de este abastecimiento con gas proveniente de Venezuela, queconectaría a este mismo punto de la red.

En caso de plantearse exportaciones al Ecuador, habría que extender el gasoducto deoccidente entre Cali y a la frontera y, si la demanda lo justifica, hasta Quito.

3.3 la infraestructura de distribución

28

Con el descubrimiento de gas en la Guajira hace más de 20 años, se inicio en la CostaAtlántica la sustitución de fuel oil por gas natural en el sector industrial y en generacióneléctrica. En el sector residencial se presento un proceso de sustitución conservadora,centrada en los estratos socioeconómicos altos.

Para posibilitar este proceso, se construyó el gasoducto troncal de la Costa Atlántica yse crearon empresas distribuidoras en la región. Algo similar ocurrió en las regionesproductoras de gas natural en Huila (Alto Magdalena), Santander (Medio Magdalena) y,posteriormente, en el Meta (Llanos Orientales).

Inicialmente, a finales de los sesenta, se crearon tres bloques: Costa Atlántica, Huila ySantander. Posteriormente, a finales de los ochenta, se establece “El Programa de Gas”y se desarrolla el campo de Apiay para dar lugar a un nuevo bloque en el Departamentodel Meta.

“El Programa de Gas” se centró en la masificación del uso del gas natural para servicioresidencia, con el propósito de sustituir electricidad en cocción y calentamiento de agua,y GNC para el transporte público, en los municipios cercanos a los yacimientos o a losgasoductos. Este programa, de ejecución inmediata, también vislumbró el suministro alinterior del país, lo cual requería de la construcción del gasoducto Apiay-Bogotá y elgasoducto central Ballena-Barranca.

Tabla 8: Empresas distribuidoras de gas natural

Nombre Departamento/Zona exclusivaGases del Caribe Atlántico, MagdalenaSutigas Bolívar, Sucre, CórdobaGases de la Guajira GuajiraGas Natural del Cesar CesarGases de Oriente Norte de Santander (Cúcuta)Gasoriente SantanderMetrogas SantanderGases de Barrancabermeja Santander (Barrancabermeja)Alcanos de Huila HuilaNeivana de gas HuilaGas Natural BogotáLlanogas MetaGases del Cusiana Casanare (Yopal)Gases de Occidente CaliEmpresas Públicas de Medellín MedellínGases del Norte del Valle Norte del ValleGases del Quindío QuindíoGas Natural del Centro CaldasGas del Risaralda RisaraldaGas Natural del Altiplano Cundinamarca y BoyacáCaucana de gasGasnacerGrancolombiana de Gas Centro y Tolima

El programa de gas se inicia en Bogotá en 1987 con la sustitución del “cocinol”(gasolina de bajo octanaje para cocción) por GLP y, posteriormente, con la construccióndel gasoducto Apiay-Bogotá, se consolida el programa de sustitución, con una meta de180.000 familias de bajos recursos. Este programa para Bogotá estaba restringido por

29

las limitadas reservas del campo de Apiay y la poca capacidad de transporte delgasoducto.

En el año 1993 se inicia el Plan de Masificación de Gas, con la meta de conectar cercade 1’500.000 usuarios en todo el país, y se empieza a desarrollar la red de transportedescrita en el numeral anterior, para conectar los campos productores y los centros deconsumo del interior del país, y se crean nuevas empresas distribuidoras para atenderlas nuevas zonas. El Plan de masificación de gas involucró también la licitación de 6áreas de distribución exclusiva en el Valle, Quindío, Caldas, Risaralda, Centro-Tolima yCundinamarca-Boyacá. En la actualidad existen 23 empresas distribuidoras en todo elpaís, tal como se describe en la Tabla 8.

Para finales de 1998, se estiman que existían 1.618.585 instalaciones en todo el país,distribuidas de acuerdo a la Tabla 9. Así mismo, se muestra una estimación de lacobertura, entendida como el porcentaje del número de viviendas conectadas enrelación al número total de viviendas (urbanas y rurales). El 20% de cobertura equivalea 27%, si se toma exclusivamente las viviendas urbanas.

Tabla 9: Instalaciones domiciliarias y cobertura

Región Instalaciones CoberturaAtlántica 628.735 45%Centro 85.784 4%Oriental 874.298 28%Pacífico 29.768 2%TOTAL 1.618.585 20%Fuente: UPME

4. La situación de la demanda

En la dinámica del mercado del gas natural la demanda histórica ha estado jalonada demanera importante por los incrementos para la generación eléctrica. Las principalesexpectativas sobre mercado en el futuro inmediato se encuentran también en elabastecimiento de centrales recién instaladas o en vías de instalación. A más largoplazo se puede considerar la expectativa de un mercado ampliado de gas, con base eniniciativas de interconexión internacional a nivel latinoamericano.

4.1 Evolución del consumo por regiones y por sectores

Tradicionalmente los mayores consumos de gas natural en el país han correspondido ala generación eléctrica y al consumo industrial (ver Gráfico 4) y han estadoconcentrados en la Costa Atlántica y en menor proporción en el área de Santander ymás recientemente en el departamento del Huila. Es decir, que el consumo se haubicado en las regiones productoras de este energético.

30

Grafico 4: Consumo Historico de Gas Natural

0

100

200

300

400

500

600

700

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

MP

CD

GNCRESIDENC.INDUSTRIALPETROQUIMICOREFINERIAST.ELECTRICO

Fuente: Ecopetrol

Tabla 10: Consumo de gas natural por regiones y sectores (MPCD)Región/Sector 1990 Estruct. 1995 Estruct. 1997 Estruct. 1999 EstructCosta Norte 279.9 71.4% 332.4 77.1% 386.7 66.8% 317.3 63.1%Termoeléctrico 157.7 192.1 240.7 176.1Refinerías 10.4 12.2 12.9 13.6Petroquímico 12.1 9.1 12.9 7.3Industrial 89.5 94.4 90.1 87.9Doméstico 8.7 19.9 24.4 26.8Transporte 1.5 4.7 5.7 5.7Interior 112.2 28.7% 98.7 22.9% 191.9 33.2% 185.6 36.9%Termoeléctrico 7.1 11.2 45.8 6.4Refinerías 92.1 55.9 101.8 104.4Petroquímico 2.3 2.3 2.4 1.9Industrial 5.0 13.5 14.8 24.1Doméstico 5.4 15.4 24.1 44.4Transporte 0.2 0.2 0.2 4.4Total País 392.2 100.0% 431.1 100.0% 578.6 100,0% 503,0 100.0%Termoeléctrico 164.8 42.0% 203.3 47.2% 286.5 49.5% 183.0 36.3%Refinerías 102.5 26.1% 68.1 15.8% 117.3 20.3% 118.0 23.5%Petroquímico 14.4 3.7% 11.4 2.6% 15.6 2.7% 9,0 1,8%Industrial 94.6 24.1% 107.9 25.0% 104.9 18.1% 112,0 22,3%Doméstico 14.2 3.6% 35.3 8.2% 48.4 8.3% 71,0 14,1%Transporte 1.7 0.4% 5.1 1.2% 5.9 1.1% 10,0 2,0%Fuente: Ecopetrol , Estadísticas de la Industria Petrolera, 1997, con 1MPCD = 1 Gbtu/d, y Pagina Web,1999.

La Tabla 10 resume la evolución del consumo de gas natural en los últimos años. Sepuede observar que el crecimiento ha sido moderado y determinado esencialmente por

Inicio PlanMasificación Gas

31

la disponibilidad de gas y por factores coyunturales de la bajas hidrologías en1992/1993 y en 1997/1998, en razón del denominado fenómeno del Niño. En 1999ocurre el efecto contrario: alta hidrología, acompañada de recesión económica, lo queproduce una reducción del consumo. Debe notarse, también, el dinamismo del sectordoméstico que ha pasado de 3.6% al principio de la década, al 14% en 1999.Históricamente, puede observarse una mayor consumo en la Costa Norte, aunque, conel advenimiento del Plan de Masificación de Gas, su participación relativa ha disminuidocon relación al interior del país. Esta tendencia será observada hacia el futuro, en lamedida que algunos sectores consumidores en la Costa Norte han llegado a un puntode saturación, por lo cual puede esperarse un crecimiento vegetativo.

5. El marco jurídico y regulatorio para el gas natural

5.1 Antecedentes

Tradicionalmente, la legislación petrolera colombiana consideraba el gas como unsubproducto de la explotación del petróleo, para el cual, por no contar con un mercado,se permitía su quema en los campos de producción petroleros. Recién con laexpedición de la Ley 10 de 1961, regulatoria de la exploración y producción de petróleo,es que se comienza a legislar explícitamente sobre el gas, mediante la prohibición de suquema indiscriminada y fomento de su aprovechamiento. El decreto 1873 de 1973ratificó y amplió estas previsiones sobre explotación del gas natural.

Durante muchos años la regulación del comercio y utilización del gas natural estuvorestringida casi exclusivamente a la fijación de referencias para el precio al productor yal control del precio por sectores de consumo, a saber: termoeléctrico, industrial,petroquímico y residencial. El desarrollo de la política estatal de garantizar el suministrode gas natural, constituyó a Ecopetrol en el único comercializador mayorista,comprometiéndose a comprar la producción de gas de sus asociados, y asumiendo ygarantizando, sin contrato formal, la entrega del gas en gasoducto troncal, a los preciosfijados por el Ministerio de Minas y Energía.

En cuanto al precio en boca de pozo, para las compras del gas por Ecopetrol, este sefijaba por el gobierno, a través de la Comisión de Precios del Petróleo y del Gas Natural,dependiente del Ministerio de Minas y Energía.

Respecto a los gasoductos, las tarifas de transporte para los mismos eran fijadas por elMinisterio de Minas y Energía. El transporte se adelantó a través de gasoductos propiosde Ecopetrol o mediante contratos de esta empresa con los propietarios de gasoductosprivados.

En cuanto a la distribución de gas por gasoductos urbanos, las tarifas al consumidorfinal eran fijadas por el Ministerio de Minas y Energía y posteriormente por la JuntaNacional de Tarifas de Servicios Públicos, dependiente de Planeación Nacional.

5.2 Reestructuración del subsector gas natural

Tradicionalmente el modelo colombiano de la industria del gas natural estaba integradoverticalmente, como un solo mercado al por mayor, en el cual se le vendía a los grandesconsumidores y empresas locales distribuidoras, el gas y el transporte como un serviciointegrado

32

Con la expedición de la Ley 142 de 1994 o de Servicios Públicos, se reestructuró laregulación del suministro de gas en sus actividades de transporte y distribución, más noen la actividad de producción. Adicionalmente se especificó como nueva actividad la decomercialización del producto al por mayor. La prioridad de la ley de servicios públicoses el logro de la eficiencia y la calidad en la prestación de tales servicios.

La reforma del sector gas en Colombia ha seguido un modelo similar al del sectoreléctrico, dentro del marco de referencia básica establecido por las leyes de serviciospúblicos y la ley eléctrica y desarrollado por la Comisión de Regulación de Energía yGas (CREG). En general las determinaciones de la CREG se han orientado a incentivarla participación del sector privado y a promover la libre concurrencia y la eficiencia en laprestación del servicio de gas combustible por tubería, a través de medidas sobre:

• Límite a la propiedad y separación vertical de las actividades componentesde la cadena de suministro, a saber: producción, comercialización, transportey distribución,

• Prohibición de prácticas restrictivas• Garantía de libre acceso a la red de gasoductos• Fortalecimiento de la función reguladora en los eslabones monopólicos de

transporte y distribución• Privatización de empresas y reducción de participaciones del Estado en los

eslabones de transporte y distribución

En este enfoque se considera que el control estatal sobre operaciones y decisiones deinversión lleva a menudo a precios distorsionados. Las reformas se orientan entonces alimitar dicha intervención y a establecer un nuevo marco bajo el cual se tenga un mayorjuego de las fuerzas del mercado. Antes que prestar directamente el servicio público degas, el papel del Estado se centra en asegurar que alguien lo preste con calidad yeficiencia.

Con la expedición de la ley 401 de 1997 se crea la Empresa Colombiana de Gas(Ecogas) como entidad descentralizada del Estado, a la cual se le transfieren losgasoductos y contratos de disponibilidad de gasoductos operados hasta entonces porEcopetrol, desagregando de esta manera la función de transporte del monopolio estatal.Adicionalmente, también se determinó la enajenación de las participaciones deEcopetrol en la principal empresa regional transportadora, PROMIGAS.

Al introducir el acceso abierto a los gasoductos y desagregar la oferta de transporte secrearon dos mercados, el mercado de gas y el mercado del transporte. En amboscasos, las transacciones pueden ser por la modalidad de contratos o “spot”, a través decomercializadores y referidas a un sitio de entrega o mercado. Estas determinacionesson operantes en la medida en que se desregulen también los precios al por mayor y setenga flexibilidad de negociación o reventa de excedentes de capacidad de produccióny transporte.

Otro cambio importante fue el ocurrido en el eslabón de la distribución, en dondeEcopetrol vendió todas sus participaciones en empresas distribuidoras locales,ampliando de esta forma las posibilidades de entrada de nuevos actores privados.

33

Teniendo en cuenta estos cambios, se puede afirmar que globalmente se ha logradoavanzar en la desintegración vertical de la cadena gasífera, como una forma de lograr elobjetivo de introducir la competencia en la industria del gas. No obstante estos logros,en el mercado mayorista del gas subsisten serias imperfecciones para avanzar en elcamino de la libre concurrencia, especialmente por el reducido número de productores,la posición mayoritaria de Ecopetrol en el mercado y la operación de un mercadoextremadamente volatil.

En el eslabón de producción una seria limitante puede ser la forma que Colombiaadoptó desde hace años para desarrollar su industria de hidrocarburos y captar la rentade la misma a través de una empresa estatal. Esta estructura hace difícil introducircondiciones de disputabilidad (competencia efectiva o potencial) en los mercados delgas. Es previsible entonces que el mercado de gas en Colombia continuará por untiempo con esta estructura monopólica o eventualmente oligopólica, al comercializarsepor aparte el gas de los asociados de Ecopetrol y el gas de regalías.

No obstante, dentro de esta perspectiva no debería existir mucho margen para elejercicio del poder dominante, en razón de que el gas tiene que competir con otrosenergéticos en los mercados finales y eventualmente con gas importado. Sin embargo,en la práctica, la modalidad de contratos del tipo “take or pay” suscritos entre Ecopetroly los generadores ha representado, posiblemente, ventajas para el productor ydistorsiones en el mercado.

En la Tabla 11 se presenta una comparación de los esquemas de desarrollo del gasantes y después de la Ley de Servicios Públicos.

Tabla 11: Reestructuración del sector del gas natural

Antes de la Ley de Servicios Públicos Después de la Ley de Servicios Públicos

- El Estado autoregulador y autoevaluador desu gestión

- Estado gran promotor e inversionista- Sistema Costa Atlántica- Santander y Huila- Gasoductos urbanos- Principal agente de subsidios

- Fuerte estructura monopólica deECOPETROL en toda la cadena desuministro.

- Participación baja del sector privado y casisiempre asociado a ECOPETROL

- Separación de las funciones del Estado:- Política : MME- Regulación : CREG- Planeación e información: UPME- Control : SSP

- Fuerte participación iniciativa privada- Desagregación de funciones : ECOGAS- Enfasis en competencia, competitividad y

eficiencia- Introducción de criterios de equilibrio

económico y financiero- Participación ciudadana

Fuente: Vasquez, R., La formación del mercado de gas natural en Colombia, Proyecto Canadá -Colombia, 1997, pag. 33

La situación en que venía funcionando el mercado del gas natural, cambió radicalmentea raíz de la expedición de la nueva normatividad. Los aspectos legales pertinentes alsector del gas natural están definidos hoy en día principalmente por la Ley 80 de 1993"Nuevo Estatuto General de Contratación de la Administración Publica" (para el caso delas empresas de orden nacional), por la nueva Ley de Servicios Públicos Domiciliarios,

34

142 de Julio de 1994, y por la Ley 286 de Julio de 1996 que modificó parcialmente a laLey 142/94, y de manera particular por la resolución CREG-057 de julio 30 de 1996. Elalcance de estas normas se resume en el ANEXO 2.

Resulta pertinente anotar que por medio de la Resolución 0017 del 2000, la CREGestableció la regulación para las exportaciones de gas.

5.3 Estructura Reguladora

Actualmente, la actividad de regulación del mercado del gas natural está a cargo delMinisterio de Minas y Energía, la Comisión Reguladora de Energía y Gas y, laSuperintendencia de Servicios Públicos.

Ministerio de Minas y Energía (MME)

El MME, como máxima autoridad sectorial, mantiene las funciones para fijar la política yla regulación técnico-económica para el aprovechamiento de los recursos dehidrocarburos en la fase de su producción.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

La CREG regula el suministro de los servicios públicos de energía eléctrica y gascombustible por tubería. La CREG es una unidad administrativa especial adscripta alMME y está conformada por los ministros de Hacienda y de Minas y Energía, el directordel Departamento Nacional de Planeación y por cinco expertos nombrados por elPresidente de la República.

La principal función de la Comisión consiste en promover la libre concurrencia y evitar elejercicio del poder dominante en el suministro del servicio público de gas natural y deenergía eléctrica. Cuando no es posible la libre concurrencia, como ocurre con eltransporte por gasoductos troncales, la CREG se encarga entonces de regular losmonopolios, con el fin de que esta operación se desarrolle con eficiencia y calidad.

Hasta ahora y para el caso del gas natural, la CREG ha puesto en operación un marcode libertad vigilada, estableciendo para ello normas y fórmulas tarifarias a las que debensometerse los agentes involucrados a lo largo de la cadena de suministro del serviciode gas natural. La expedición de la normatividad para gas se hizo medianteresoluciones de la CREG dictadas entre mayo de 1995 y junio de 1996, las cualesfueron compendiadas en julio de 1996 en la Resolución 057 de 1996.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD)

La SSPD que es un organismo adscrito al Ministerio de Desarrollo Económico, tienecomo objeto la vigilancia y control de todas las empresas que prestan servicios públicosdomiciliarios, entre ellos el servicio de gas natural. En su estructura la SSP cuenta conuna Superintendencia Delegada para la Energía y el Gas. En el desarrollo de susfunciones la SSPD evalúa la gestión financiera, técnica y administrativa de lasempresas de servicios públicos (ESP), de acuerdo con los indicadores que establezcala respectiva comisión reguladora.

5.4 Regulación por actividades

35

5.4.1 El contexto

El nuevo esquema regulatorio del gas, divide al sector en diferentes niveles:Productores, Transportadores, Distribuidores y Comercializadores. La labor de la CREGse ha centrado en reglamentar las relaciones entre cada uno de estos niveles, y alinterior de ellos mismos. Es así como la Resolución 057 del 30 de julio de 1996, en elCapítulo II, fija las reglas que definen la participación accionaria máxima permitida entrelas diferentes empresas del sector, En el ANEXO 2 se presenta en detalle estaresolución. De esta forma, un transportador de gas natural no podrá realizar de manera directaactividades de producción, comercialización o distribución, ni tener interés económicoen empresas que tengan por objeto la realización de estas actividades. Enconsecuencia, los contratos de transporte y las tarifas, cargos o precios asociados, sesuscribirán independientemente de las condiciones de compra o distribución.

Se considerará interés económico cuando una empresa productora, comercializadora odistribuidora tiene acciones, cuotas o partes de interés de capital en una transportadoraen un porcentaje superior al 25% del capital social. Igualmente, hay interés económicocuando una empresa transportadora tiene acciones, cuotas o partes de interés decapital en una empresa comercializadora, distribuidora o gran consumidora de gasnatural, en un porcentaje superior al 25% del total del capital social. A su vez, las empresas productoras, podrán poseer acciones de una misma empresadistribuidora sin que la participación individual por productora exceda el 20% del capitalde la entidad receptora, y en total no posean más del 30% de la distribuidora.

5.4.2 Exploración y explotación

La regulación para el gas natural en estas etapas de la cadena de suministro tiene trescomponentes, el contractual, el técnico-ambiental y el de precios

Marco contractual

En cuanto al marco de contratación, hasta septiembre de 1974 la exploración yexplotación de hidrocarburos se llevaba a cabo a través de contratos de concesión loscuales permitían a particulares buscar y explotar petróleo y gas natural, a cambio delpago de cánones superficiarios y una regalía. A partir de ese año la exploración yexplotación de esos recursos quedó a cargo de Ecopetrol, empresa que continuórealizando esas actividades, bien mediante operación directa o a través contratos deasociación con empresas privadas, nacionales o extranjeras, mediante los cuales elprivado incurre en los riesgos y costos de la exploración y en caso de hallazgoscomerciales participa en un porcentaje de la producción (inicialmente el 50%,posteriormente flexibilizado según el tamaño de los hallazgos y hoy en día definido paragarantizar una rentabilidad al socio privado). En estos contratos, adicionalmente, el 20%del hidrocarburo producido se asigna al pago de regalías y el remanente queda depropiedad de Ecopetrol. En cuanto al contrato de asociación, las condiciones para elgas natural se mantuvieron iguales a las del petróleo crudo hasta octubre de 1997,cuando se establecieron condiciones más favorables para el caso de nuevosdescubrimientos de gas natural.

36

Las condiciones del contrato de asociación para hidrocarburos gaseosos son lassiguientes:

• En el caso de descubrirse gas, el contrato tiene una duración de 40años, dividido endos etapas: hasta 6 años para exploración, 4 de retención para desarrollar lainfraestructura y el mercado, y 30 de explotación.

• Las inversiones en la etapa de exploración corren 100% por cuenta de la asociada.Una vez declarada la comercialidad, Ecopetrol y ésta entran a compartir por partesiguales las inversiones en desarrollo y los costos de producción en proporción a laparticipación en la producción. Ecopetrol reintegra a la asociada el 50% de loscostos incurridos en la exploración, tasados en US$ constantes, con el 100% de suproducción hasta cubrirlos.

• La distribución de la producción, luego de deducido el 20% de las regalías, es 50%para Ecopetrol y 50% para la asociada, siempre y cuando la producción acumuladade cada campo comercial no sobrepase los 420 GPC. Cuando este límite seexceda, la distribución (luego de regalías) depende de la relación entreingresos/egresos acumulados del asociado. Este mecanismo, denominado factor R,se expresa así:

Ingreso acumuladoR = -------------------------------------------------------------------------

(Inversiones acumuladas + Costos acumulados)

• Porcentaje del asociado

Si R<2 50%Si 2<R<3 50/(R-1)%Si R>3 25%

Regulación técnica y ambiental

La regulación técnica en la fase de la producción del gas ha continuado en el Código dePetróleos y tiene que ver primordialmente con el adecuado desarrollo de las actividadesde exploración, desarrollo y producción del hidrocarburo. Adicionalmente, lasactividades de exploración y explotación y en general todas las actividades a lo largo dela cadena de suministro del servicio de gas natural están sometidas al marco de laregulación ambiental establecido por el Ministerio del Medio Ambiente.Precios en campo de producción

En relación con los precios del gas natural en boca de pozo, las facultades para fijarloshan estado en cabeza del Ministerio de Minas y Energía y se desarrollaron a través dela desaparecida Comisión de Precios del Petróleo y del Gas Natural (CPPGN). Hoy endía se avanza en el proceso de su desregulación.

Gráfico 5: Precios del gas natural en boca de pozo

37

E S T I M A C I O N D E P R E C I O S D E L G A S E N B O C A D E P O Z O R e s o l u c i ó n 0 3 9 d e 1 9 7 5

R e g i ó n G u a j i r a

0 . 0 0 0

0 . 5 0 0

1 . 0 0 0

1 . 5 0 0

2 . 0 0 0

2 . 5 0 0

Feb 1

0/78

Ago 1

0/79

Feb 1

0/81

Ago 1

0/82

Feb 1

0/84

Ago 1

0/85

Feb 1

0/87

Ago 1

0/88

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0/90

Ago 1

0/91

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0/93

Ago 1

0/94

Feb 1

0/96

Ago 1

0/97

Feb 1

0/99

Ago 1

0/00

Feb 1

0/02

Ago 1

0/03

Feb 1

0/05

US$

/MB

TU

P e s i m i s t a M o d e r a d o O p t i m i s t a

H i s t ó r i c oP r o s p e c c i ó n

E S T I M A C I O N D E P R E C I O S D E L G A S E N B O C A D E P O Z O R e s o l u c i ó n 0 6 1 d e 1 9 8 3

R e g i o n e s : O r i e n t a l , P a c í f i c a y C o s t a A f u e r a

0 . 0 0

0 . 5 0

1 . 0 0

1 . 5 0

2 . 0 0

2 . 5 0

3 . 0 0

1983

/2

1985

/1

1986

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1988

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1989

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1991

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1992

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1994

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1995

/2

1997

/1

1998

/2

2000

/1

2001

/2

2003

/1

2004

/2

US$

/MB

TU

P e s i m i s t a M o d e r a d o O p t i m i s t a

H i s t ó r i c o P r o s p e c c i ó n

E S T I M A C I O N D E P R E C I O S D E L G A S E N B O C A D E P O Z O R e s o l u c i ó n 0 6 1 d e 1 9 8 3

C o s t a N o r t e y V a l l e D e l M a g d a l e n a

0 . 0 0

0 . 5 0

1 . 0 0

1 . 5 0

2 . 0 0

2 . 5 0

1983/2

1985/1

1986/2

1988/1

1989/2

1991/1

1992/2

1994/1

1995/2

1997/1

1998/2

2000/1

2001/2

2003/1

2004/2

US$

/MB

TU

P e s i m i s t a M o d e r a d o O p t i m i s t a

H i s t ó r i c o P r o s p e c c i ó n

Fuente: Unidad de Planeamiento Minero Energético, 1998

38

Tabla 12: Evolución del precio del Gas Natural en yacimiento en Colombia1977-1999

Precio del Gas en La Guajira

Gas no asociadoexistente(1)

Gas no asociado entierra,

Costa Norte y area del

Magdalena medio(2)

Gas no asociado marino u

otras areasterrestres(2)

Precio delFuel Oil(US$/Bl)

PERIODO US$/MBtu US$/MBtu US$/MBtu US$/BlII/77 0.800I/78 0.813II/78 0.752I/79 0.747II/79 1.013I/80 1.378II/80 1.460I/81 1.979II/81 1.805I/82 1.585II/82 1.542I/83 1.580 22.74II/83 1.581 2.000 2.200 25.52I/84 1.736 2.245 2.460 26.50II/84 1.782 2.320 2.550 26.32I/85 1.769 2.304 2.530 22.95II/85 1.448 2.000 2.200 20.26I/86 1.353 1.760 1.940 10.79II/86 0.700 0.930 1.030 10.72I/87 0.829 0.924 1.020 16.25II/87 1.115 1.390 1.540 14.74I/88 0.889 1.261 1.390 10.97II/88 0.741 0.930 1.030 10.22I/89 0.700 0.860 0.950 12.90II/89 0.896 1.080 1.190 14.85I/90 1.051 1.243 1.360 12.64II/90 0.777 1.050 1.150 17.66I/91 1.239 1.460 1.600 10.46II/91 0.700 0.860 0.940 10.01I/92 0.700 0.820 0.890 9.71II/92 0.723 0.790 0.860 13.07I/93 0.854 1.060 1.150 11.38II/93 0.745 0.920 1.000 9.84I/94 0.700 0.790 0.860 10.97II/94 0.773 0.880 0.960 12.87I/95 0.864 1.030 1.130 14.68II/95 0.969 1.170 1.290 13.03I/96 0.916 1.040 1.150 15.03II/96 0.976 1.200 1.330 16.43I/97 1.120 1.310 1.450 13.58II/97 0.890 1.083 1.198 14.42I/98 0.937 1.150 1.272 10.61II/98 0.718 0.846 0.936 9.39I/99 0.591 0.749 0.828

(1) Precio del Gas Natural en boca de pozo, según Resolución 039 de 1975(2) Precio del Gas Natural en boca de pozo, según Resoluciones 061 de 1983 y081 de 1997

39

El precio del gas en campo para el yacimiento de La Guajira fue establecido mediante laResolución 039 de julio 10 de 1975 (la cual mantiene la misma fórmula del contrato deasociación) y los correspondientes al gas asociado y no asociado en el resto del paísmediante la Resolución 061 de junio de 1983. Estos precios quedaron atados a lasvariaciones del precio del fuel oil en el mercado internacional. En el ANEXO 3 sedetalla la fórmula de cálculo de los precios semestrales, según cada resolución y en laTabla 12 se pueden ver los resultados de éstas. En el Gráfico 9 se resume la variaciónhistórica y perspectivas futuras de los precios de gas en boca de pozo, de acuerdo conambas resoluciones.

En la actualidad, los precios máximos regulados no se establecen en boca de pozo sinoen los puntos de entrada al sistema nacional de transporte, e incluyen los costos dedesarrollo y de producción del campo; los sistemas de recolección de gas, lasinstalaciones de tratamiento, deshidratación y compresión; los equipos de medición decalidad del gas y el costo de la conexión entre los sistemas de recolección, es decir,entre un campo productor y un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.

5.4.3 Comercialización

La CREG como entidad reguladora del servicio público de gas por tubería ha fijado lascondiciones de la entrada del gas natural a los gasoductos troncales en lo relativo aniveles máximos de precios y al proceso de desregulación de los mismos.

Originalmente, la Resolución CREG - 029 de Septiembre 5 de 1995, reguló lacomercialización del gas combustible en cabecera de gasoducto y el régimen de preciosde venta del gas natural producido y comercializado en el país. Se estableció para losproductores la posibilidad de comercialización conjunta del gas producido en los cincoaños posteriores a la fecha de expedición de la resolución, pero restringida a un solocontrato de asociación.

La misma resolución establece la posibilidad para el productor de firmar contratos congrandes consumidores a precios negociados libremente pero sujetos a un tope máximofijado por la misma resolución. A partir de Julio 12 de 1996 los grandes consumidores ylos distribuidores, deberán tener contratos de compra de combustible.

En cuanto a los precios, la resolución, no vigente en el momento, estableció el régimende precios máximos en entrada de gasoducto troncal, el cual está descrito en el ANEXO2.

Durante el curso del año 2000 se emitió la Resolución 023, la cual fija las nuevas reglaspara establecer los precios máximos regulados para el gas natural colocado en Puntode Entrada al Sistema Nacional de Transporte. En general, esta resolución mantiene lascondiciones establecidas en la Resolución 029-95, en particular la libertad de preciospara los contratos de asociación firmados con posterioridad a su expedición y laeliminación de topes a partir del año 2005. Solo establece precios regulados para loscontratos de asociación firmados antes de la expedición de la resolución 029-95.

Fundamentalmente, la Resolución 023 del 2000 establece:

Precio máximo regulado del gas natural: Los precios máximos regulados en dólarespor millón de Btu, para el Gas Natural colocado en los Puntos de Entrada a los

40

Sistemas de Transporte, serán los siguientes:

1) Para el gas natural libre producido en los campos de la Guajira, de que trata laResolución 039 de 1975 expedida por la Comisión de Precios del Petróleo y del GasNatural del Ministerio de Minas y Petróleos, se aplicará como Precio MáximoRegulado, el fijado en dicha Resolución que esté vigente.

2) Para el Gas Natural Libre del campo de Opón se mantiene el Precio MáximoRegulado del que trata la Resolución 061 de 1983 del Ministerio de Minas y Energía,que esté vigente.

3) A partir de la vigencia de la presente Resolución se establece como Precio MáximoRegulado para el Gas Natural Asociado producido en Cusiana y Cupiagua, encondiciones de ser inyectado en los Puntos de Entrada al Sistema Nacional deTransporte, los siguientes valores:

a) El valor fijado por la Resolución 061 de 1983 del Ministerio de Minas y Energía,que esté vigente, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gasasociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es inferior a110 MPCD.

b) US$1.10/MBTU, si la capacidad de las instalaciones para el tratamiento del gasasociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional de Transporte, es superiora 110 MPCD e inferior a 180 MPCD.

c) Un precio sin sujeción a tope máximo, si la capacidad de las instalaciones parael tratamiento del gas asociado que permita inyectarlo al Sistema Nacional deTransporte, es superior a 180 MPCD.

4) Para la producción de campos diferentes a los mencionados arriba, existentes ofuturos, los precios se determinarán libremente, sin sujeción a topes máximos, bajoel régimen de libertad vigilada que consagra la Ley 142 de 1994.

Las anteriores formulas se aplicarán hasta el 9 de septiembre del año 2005. Cumplidaesta fecha, el precio del gas no estará sujeto a tope alguno.

La nueva regulación introduce, además, dos elementos nuevos:

• Los Precios Máximos Regulados se establecen en los Puntos de Entrada al SistemaNacional de Transporte, e incluyen los costos de desarrollo y de producción delcampo; los sistemas de recolección de gas, las instalaciones de tratamiento,deshidratación y compresión; los equipos de medición de calidad del gas y el costode la conexión entre los sistemas de recolección, es decir, entre un campo productory un Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte.

• Los Precios Máximos Regulados, con excepción de los precios sin sujeción a topemáximo, corresponden a un Contrato Pague lo Demandado. Esto significa que elprecio del gas por todo concepto que se establezca para este tipo de contrato, deberáser inferior al de un Contrato Pague lo Demandado y relacionado de manera inversa alporcentaje (%), o volumen, de gas que se comprometa, independiente del consumo.

Actualización de los Precios Máximos Regulados. Los Precios Máximos Reguladosseñalados en los numerales (1) y (2) y en el literal (a) del numeral (3), se actualizaránconforme a lo estipulado en la respectiva resolución que les aplique.

A partir del 1º de enero del año 2001 el Precio Máximo Regulado señalado en el literal

41

(b) del numeral (3) del Artículo 3º se actualizará cada primero de enero y cada primerode julio conforme a la siguiente fórmula:

+

=

−

−−

−

−−

2

11

2

11

s

ss

s

sss NYMEX

NYMEXPVPPIPPIPFP ,

dónde,

Ps es el Precio Máximo Regulado correspondiente al semestre s,

PFs-1 es el componente fijo del Precio Máximo Regulado del semestre s-1actualizado con el PPI; para el primero de enero del año 2001 el valor dePFs-1 es igual a 60 centavos de dólar,

PVs-1 es el componente variable del Precio Máximo Regulado del semestre s-1actualizado con el índice del NYMEX; para el primero de enero del año2001 el valor de PVs-1 es igual a 50 centavos de dólar,

PPIs Indice semestral del semestre s de precios al productor de los EstadosUnidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por laOficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de losEstados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200),

NYMEXs Promedio semestral para el semestre s del índice de precios diario parael crudo standard cotizado en el mercado de Nueva York (New YorkMercantile Exchange).

En los contratos de suministro celebrados con Usuarios No Regulados o conComercializadores para atender Usuarios No Regulados, las partes podrán, de comúnacuerdo, acogerse a un esquema de actualización diferente al establecido en la formulade arriba. En caso de no lograrse acuerdo se aplicará lo dispuesto por la formula.

5.4.4. Transporte

El transporte de gas por gasoductos es considerado como una actividadcomplementaria para la prestación del servicio domiciliario de gas y está sujeto por lotanto al régimen regulatorio previsto en la Ley de Servicios Públicos. La regulaciónestablece el transporte de gas como una función o actividad independiente y de libreacceso, para la cual la CREG establece las tarifas de peaje o prestación del servicio detransporte. Según la ley, solo podrán prestar este servicio las empresas de serviciospúblicos y las empresas comerciales e industriales del estado que tengan por objeto laactividad de transporte.

Desde el punto de vista regulatorio fue necesario definir una estructura de tarifas detransporte para el gas natural que reflejase los costos reales, por distancia, de esteservicio y que, sumada a la libre negociabilidad del suministro con los productores,permita a los gestores de los nuevos proyectos industriales y termoeléctricos optimizarsus costos mediante la selección apropiada de la localización de sus instalaciones. Seconsidera que ello también incentiva la explotación eficiente de los campos de gas

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natural, favoreciendo aquellos con costos marginales más bajos o mejor localizados conreferencia a los centros de consumo.

La regulación original de cargos de transporte, establecida en la Resolución 057 de1996, se describe en el ANEXO 2.

En la parte técnica operativa la CREG ha venido trabajando en un Reglamento Unico deTransporte (RUT), el cual se tiene en proceso de consulta y concertación antes de serpuesto en vigencia.

La nueva regulación sobre tarifas de transporte quedo establecida en la Resolución 001de 2000. Esta Resolución tiene por objeto establecer los criterios generales paradeterminar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquemageneral de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Fundamentalmente, establece laposibilidad de negociar entre pares de cargos fijos y variables, una metodología desolución de discrepancias y la libertad tarifaria para consumidores no regulados. Seresaltan los siguientes elementos:

Usuario No Regulado: Es un consumidor de más de 500.000 PCD hasta el 31 dediciembre del año 2001; de más de 300.000 PCD hasta el 31 de diciembre del año 2004; y,de más de 100.000 PCD a partir de enero 1o. del año 2005, medida la demanda deconformidad con lo establecido en el Art.77 de la Resolución CREG 057 de 1996 oaquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen. Para todos los efectos un UsuarioNo Regulado es un Gran Consumidor.

Metodología general para la estimación de cargos regulados para el servicio detransporte: Los ingresos de las empresas Transportadoras serán obtenidos mediantecargos fijos y cargos variables regulados que remuneran los costos de inversión; cargosfijos que remuneran los gastos de AO&M; e ingresos de corto plazo cómo se describe acontinuación:

[ ]∑ +∗+∗+∗≡=

n

1iiM&AOcct Plazo Corto de IngresosCAPCFVOLCVCAPCFI

Donde:

It = Ingresos para el Transportador

CFC = Cargo fijo diario que remunera costos de inversión (US$/KPCD) calculadocon la tasa de Costo del Capital Invertido del 11.5%, expresado en pesosde conformidad con lo establecido en el numeral 5.7 de la presenteResolución.

CVC = Cargo variable que remunera costos de inversión (US$/KPC) calculadocon la tasa de Costo del Capital Invertido del 16%, expresado en pesosde conformidad con lo establecido en el numeral 5.7 de la presenteResolución.

CFAO&M = Cargo fijo diario que remunera los gastos de AO&M ($/KPCD)

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CAP = Capacidad contratada

VOL = Volumen transportado

n = Número de Remitentes

Ingresos de Corto Plazo = Ingresos del Transportador provenientes de servicios detransporte que excedan la capacidad contratada por unRemitente, en los términos que se establecen en elParágrafo de este numeral y expresado en pesos deconformidad con lo establecido en el numeral 5.7 de lapresente Resolución.

Opciones para la determinación de cargos: Con el fin de adecuar los cargos detransporte y los contratos correspondientes a las necesidades de Remitentes yTransportadores, se podrán utilizar las siguientes opciones para la determinación deCargos Fijos y Cargos Variables que remuneran inversión:

a) Determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo entre las partesb) Determinación de cargos regulados utilizando el Procedimiento de Aproximación

Ordinalc) Determinación libre de cargos de transporte

Cargos Regulados por servicios de transporte: La CREG establecerá para cadagasoducto o grupo de gasoductos un Cargo Fijo Regulado para remunerar gastos deAO&M, y parejas de Cargos Fijos y Variables regulados, como las mostradas en laFigura 1, para remunerar costos de inversión. Dichos cargos se determinarán medianteel siguiente procedimiento:

a) Los Cargos Fijos Regulados que remuneran porcentajes de la Inversión Base del0%, 20%, 40%, 50%, 60%, 80% y 100% con una tasa del 11.5% antes deimpuestos en dólares constantes, se calculan como se indica en el numeral 5.2.1.Dichos cargos determinan los puntos A’, B’, C’, D’, E’, F’ y G’ respectivamentemostrados en la Figura 1.

b) Los Cargos Variables Regulados que remuneran porcentajes de la Inversión Basedel 100%, 80%, 60%, 50%, 40%, 20% y 0% con una tasa del 16% antes deimpuestos en dólares constantes. Dichos cargos determinan los puntos A, B, C, D,E, F y G respectivamente mostrados en el Gráfico 10.

La estimación de los Cargos Fijos y Variables Regulados para la prestación del serviciode transporte de un gasoducto o grupo de gasoductos se basa en la utilización demodelos de flujo de caja descontado,

44

Grafico 6: Funciones de Cargos Fijos y Variables Regulados

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

% de la inversión remunerada con cargos fijos

(US/

kpcd

-año

)

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

(US/

kpc)

Cargos Fijos (US/kpcd-año)

0.000 12.732 25.464 31.830 38.196 50.928 63.660

Cargos Variables (US/kpc) 0.312 0.250 0.187 0.156 0.125 0.062 0.000

0% 20% 40% 50% 60% 80% 100%

A

A'

B

B'

C

C'D'

D

E'

E

F'

F G

G'

Determinación de cargos regulados por mutuo acuerdo entre las partes: Los Remitentesy Transportadores podrán seleccionar libremente y de común acuerdo las Parejas deCargos Regulados que más se ajusten a la conveniencia de las partes.

Determinación de cargos regulados por el Procedimiento de Aproximación Ordinal: Encaso de que el Transportador y el Remitente no lleguen al mutuo acuerdo, se seguirá elsiguiente procedimiento para establecer los Cargos Regulados a aplicar:

El Transportador y el Remitente prepararán ofertas que reflejen sus preferencias, enorden descendente, de las diferentes Parejas de Cargos Regulados. Un tercerodesignado abrirá las ofertas y establecerá la Pareja de Cargos Regulados a aplicar porlas partes de mayor preferencia para las partes.

Determinación libre de cargos de transporte: Los comercializadores que requieranservicios de transporte para atender el mercado de Usuarios No Regulados y losUsuarios No Regulados podrán renunciar a los procedimientos anteriores, pudiendoconvenir libremente con los Transportadores los cargos por servicios de transporte.

5.4.5. Distribución

En la Resolución CREG-057 de 1996 se establecen las reglas a que deben acogerselos distribuidores de gas, entendiéndose como tales a aquellos que operen redesurbanas de distribución de gas combustible.

Cargos por distribución (Dt)

En cumplimiento de lo establecido en dicha resolución, las empresas distribuidorasexistentes presentaron a la Comisión sus respectivos estudios de costos y tarifas, paraaprobación del cargo promedio máximo por distribución (Dt) correspondiente. Se ha

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establecido que estas empresas funcionen dentro un régimen de libertad regulada, queles permite a partir de las metodologías y las fórmulas tarifarias aprobadas por laCREG, definir las tarifas que van a aplicar a sus usuarios. Tomando la información presentada por cada empresa se calculó el Dt, con base en lametodología del costo medio de largo plazo. De acuerdo la metodología establecida setuvo en cuenta para el cálculo del costo de distribución: inversión en activos fijos tantoen operación como proyectados (gasoductos troncales, redes de distribución,estaciones de regulación y otros activos fijos), gastos operacionales (AOM), y unarentabilidad del 14% sobre la inversión, antes de impuestos. Se obtuvieron los valoresque se incluyen en la Tabla 13, los cuales fueron acogidos por la regulación.

Tabla 13: Cargos de distribución (Dt)

EMPRESA Dt ($/m3)(1) ResoluciónCREG

Gases del Caribe $108.23 119/96

Gasoriente $97.43 125/96

Surtigas $118.66 120/96

Gas Natural $117.10 079/96

Alcanos del Huila $125.31 109/96

Llanogas $113.52 108/96

Metrogas $97.36 101/96

Gases de B/bermeja $118.29 107/96

Gases de la Guajira $141.35 122/96

Gases del Oriente $118.60 110/96

Gases del Cusiana $144.34 011/97

Gases de Occidente $110.75 090/97

Gasnacer $165.95 078/96

Caucana de Gas $398.01 123/96

Fuente: Resoluciones de la CREG, (1) Precios de 1996

Adicionalmente se regularon fórmulas tarifarias para calcular el costo medio total delservicio correspondiente a cada empresa, las cuales permiten trasladar los costos decompra y transporte del gas, los costos de distribución y comercialización y el costo delas pérdidas a los usuarios finales, de forma que el precio al consumidor final estádeterminado por el precio de entrada al gasoducto, la tarifa de transporte y el cargo pordistribución.

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Las fórmulas tarifarias aprobadas tienen una vigencia de cinco años, a menos queantes haya acuerdo entre la empresa y la CREG para modificarla o prorrogarla, o queocurra cualquiera otro de los eventos previstos en la Ley 142 de 1994 para modificar orevocar la fórmula tarifaria.

De acuerdo con la Resolución CREG-057 de 1996, las empresas deben establecer lastarifas a sus pequeños consumidores de gas natural, calculando el costo promediomáximo unitario en pesos por metro cúbico ($/m3) para compras de gas natural entroncal (Gt) y el costo promedio máximo unitario en pesos por metro cúbico ($/m3) detransporte en troncal (Tt), sobre la base de los contratos de compra y transporte quecelebren, y en la forma indicada en la misma resolución. Igual tendrán obligación deinformar de los reajustes de tarifas que realice como consecuencia de la variación enlos índices de precios que contiene la fórmula. En la resolución CREG-067/95, la Comisión expidió el Código de Distribución de GasCombustible por redes, cuyo propósito principal es el de definir los derechos yresponsabilidades entre los distribuidores, comercializadores y usuarios, y los criteriosde expansión, seguridad y calidad del servicio de distribución.

Zonas de servicio exclusivo La Comisión expidió la resolución 014 de mayo 18 de 1995 la cual fija los criteriosgenerales para la contratación de zonas de servicio exclusivo en distribución de gas.Estas áreas de servicio exclusivo, corresponden a una modalidad de concesión queestableció la Ley de Servicios Públicos, que se otorga por vía licitatoria a empresas quese comprometan a tener amplio cubrimiento en estratos 1,2 y 3 (consumidores demenores recursos). Contribuciones y subsidios El artículo primero de la Ley 286 de 1996 establece un período de transición para quelas empresas de servicios públicos alcancen los límites establecidos en la Ley 142 de1994 en materia de factores de contribución, tarifas y subsidios, partiendo de losporcentajes que a la fecha de entrada en vigencia de la Ley 142 de 1994 eranaplicados. De esta manera la Comisión realizó el cálculo y encontró que a la fecha deentrada en vigencia de la Ley 142 de 1994, el promedio nacional de contribución porencima del costo para el estrato 5 era del 60% y para el estrato 6 era del 68%. Por consiguiente, la CREG estableció en la resolución 124 de 1996 que las empresasdeberán ajustar los factores de contribución de los usuarios de los estratos 5 y 6 el 1o.de enero de los años 1997, 1998, 1999 y al 31 de diciembre del año 2001, en la formaque se resume en la Tabla 14.

Tabla 14: Transición para ajustar factores de contribución

1997 1998 1999 2000 2001y siguientes

Estrato 5 40% 35% 30% 25% 20%

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Estrato 6 60% 50% 40% 30% 20%

Fuente: Resolución CREG – 124 de 1996

Igualmente, para alcanzar los niveles de subsidios autorizados por Ley, iguales a 50%para el estrato 1 y 40% para el estrato 2, la CREG estableció en la misma resolución unprograma de desmonte de los excedentes sobre los subsidios de ley, el cual se resumeen la Tabla 15.

Es importante resaltar que los usuarios de gas combustible pertenecientes a losestratos 3 y 4, no serán sujetos de subsidio, a la vez que quedan exentos por Ley delpago de contribución. Adicionalmente, en ningún caso se otorgará subsidio a losconsumos superiores al consumo básico (20 m3). Por otro lado, la Resolución CREG –15 de Marzo de 1997 estableció que la contribución que deben pagar los usuariosindustriales y comerciales del gas natural como parte de las tarifas vigentes a la entradaen vigor de la ley 142 de 1994 es del 8.9%. La generación de electricidad a partir degas, la industria Petroquímica y de Gas Natural Comprimido (GNC) vehicular no estánsujetos a esta contribución.

Tabla 15: Desmonte de excedentes sobre subsidios.

1997 1998 1999 2000

Estrato 1 15% 25% 35% 25%

Estrato 2 15% 25% 35% 25%

Estrato 3 95% 5%

Fuente: Resolución CREG – 124 de 1996

5.4.6. Exportaciones

En la Resolución 017 de 2000 se establecen las condiciones económicas parasuministro y transporte de gas natural de exportación. Las siguientes son suscaracterísticas más relevantes.

Precio de venta de gas natural de exportación: El precio del gas natural con destino a laexportación será libre. En todo caso, los Agentes Exportadores deberán dar cumplimientoal principio de neutralidad, por el cual debe entenderse que cualquier comprador enColombia tendrá el derecho a solicitar el mismo tratamiento tarifario y comercial que uncomprador en el exterior si las características de su demanda son similares y si su preciointerno es mayor al precio de exportación.

Libre acceso: Se deberá permitir el libre acceso e interconexión en todo el recorrido delgasoducto o grupo de gasoductos utilizados para la exportación, tanto los localizadosen territorio nacional como fuera de él. Los gasoductos que se construyan para exportar

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gas, se remunerarán, en el tramo ubicado en el territorio nacional, mediante cargos queserán establecidos por el Transportador bajo el régimen de libertad regulada, consujeción a la metodología general aplicable al Sistema Nacional de Transporte.

Prohibición de exportaciones de gas natural: Cuando haya usuarios en Colombia aquienes exista la posibilidad física y financiera de atender, pero cuya demanda no hubiesesido satisfecha a las tarifas que resulten de las fórmulas aprobadas por la CREG, y con elfin de garantizar una oferta energética eficiente en el país, se prohibirá la exportación degas natural, si se presenta cualquiera de las siguientes condiciones:

a) Por existir reservas insuficientes de gas natural;

Se entenderá que existen reservas insuficientes de gas natural producido en Colombiapara exportar, cuando el Factor R/P sea inferior a seis (6) años.

Reservas Probadas RemanentesFactor R/P= Producción Total Nacional

Dicha prohibición cubrirá la cantidad de gas total exportada por todos los AgentesExportadores.

b) Por existir restricciones transitorias de suministro y/o transporte de gas natural.

En todo caso, de requerirse racionamiento para exportaciones de gas, dicho racionamientose regirá por los siguientes principios generales:

a) Cuando una demanda internacional está siendo cubierta por un Contrato de Suministro,tipo “Pague lo Contratado” o “Pague lo Demandado”, (o está siendo transportado endesarrollo de un Contrato de Capacidad Firme) suscrito por lo menos con seis (6)meses de antelación a la ocurrencia de la restricción de suministro (o de transporte)),dicha demanda (o servicio de transporte) recibirá el mismo tratamiento aplicable a lademanda doméstica.

b) Cuando una demanda internacional está siendo cubierta en desarrollo de uncontrato de suministro o de transporte que no reúna las condiciones señaladas en elLiteral anterior, o está siendo cubierta a través del mercado secundario, y serequiera el gas o la capacidad de transporte para cubrir las restricciones transitoriasen el país, no se abastecerá la demanda internacional durante la restriccióntransitoria.

Manifestación de solicitudes de suministro de gas natural no atendidas: CualquierUsuario o Distribuidor-comercializador cuya demanda no hubiese sido satisfecha a lastarifas que resultan de las fórmulas aprobadas por la CREG a pesar de existir un factor R/Psuperior a seis (6) años y que puedan ser atendidos total o parcialmente con los volúmenesde gas destinados a exportación, podrá manifestar esta situación mediante comunicaciónescrita ante la CREG.

La CREG evaluará la información suministrada y solicitará a las autoridades competentesadelantar las investigaciones correspondientes e imponer las medidas a que haya lugar alos Productores-comercializadores con posibilidad física de atender la solicitud desuministro, que hayan respondido negativamente a la solicitud formulada por el Usuario o

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por el Distribuidor-Comercializador.

50

III. Perspectivas del mercado hacia el 2010

1. Objetivos y políticas sobre el consumo de gas natural

Para el aprovechamiento del gas natural, en las etapas iniciales se contó con políticasencaminadas a fomentar su uso, mientras se creaba y estabilizaba un mercado para elmismo. El aprovechamiento inicial del gas que se producía como subproducto de laexplotación del petróleo estuvo asociado primero al uso en campos y luego al desarrollode mercados industriales en las regiones productoras, particularmente en las ciudadesde Barranquilla y Barrancabermeja. La política vigente entonces era la conservación delrecurso y se orientaba a limitar la quema al aire en campo de producción, exigiendo elaprovechamiento del mismo mediante el uso en la industria, bien como insumopetroquímico o como fuente de calor en procesos de producción.

A comienzos de los años 70 se presentó el agotamiento de los yacimientos queabastecían el consumo de la Costa Atlántica y se planteó entonces la posibilidad decubrir los faltantes de suministro regional llevando gas natural del área deBarrancabermeja. Coincidentemente por la misma época se descubrieron los camposde gas no asociado en La Guajira. Los que al ser puestos en producción permitieron nosólo compensar los faltantes regionales de gas, sino sustituir también el consumo decombustóleo (fuel oil) en plantas de generación eléctrica en esa misma región. Con estapolítica de sustitución, llevada a cabo por Ecopetrol, se hizo posible tanto la utilizacióndesde un comienzo de la mayor parte de la capacidad del gasoducto troncal de la Costaque se construyó, financiado por Ecopetrol y las principales industrias consumidoras dela región, como también el destino del combustóleo liberado a la exportación, paragenerar parte de los recursos requeridos por las crecientes importaciones de petróleoque tuvo que hacer el país entre 1974 y 1986.

En 1986 se propuso la construcción de un gasoducto al centro del país para diversificarallí el suministro de energía y ampliar el mercado del gas natural, pero esta iniciativa seencontró con los intereses regionales de la Costa Atlántica, temerosos del agotamientode las reservas de La Guajira, y el programa de masificación del consumo tuvo querestringirse a extender el suministro a más centros urbanos en la Costa Norte, medianteel programa denominado “Gas para el Cambio”.

A comienzos de los años 90 se consideraba que la principal limitación para el desarrollode la industria del gas en Colombia era la carencia de un mercado del gas, debido entreotras razones a la falta de infraestructura de transporte entre los campos de produccióny los grandes centros de consumo en el interior del país. Para superar esta limitación seretomó la iniciativa de incremento del uso del gas, lanzando para tal fin un programa demasificación de gas natural (documento CONPES 2751 de 1991), cuyo principalcomponente fue la construcción de una infraestructura troncal de gasoductos. Paracomplementar el suministro se adelantó también el primer estudio de interconexióngasífera con Venezuela. El descubrimiento de hidrocarburos en los Llanos Orientales en1992 incrementó las reservas de gas, aumentando así el respaldo al programa demasificación del consumo de este energético

A raíz del apreciable racionamiento eléctrico que sufrió el país en 1992/1993, medianteel Documento CONPES 2646 de 1993 y el Decreto 408 del mismo año se aceleró elprograma de masificación del gas y se le asignó a Ecopetrol la tarea de construir lainfraestructura de gasoductos en el interior del país y promover la creación de una

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empresa transportadora de gas. La infraestructura de gasoductos troncales se terminóen 1997 y en la actualidad interconecta los campos de producción de gas y losprincipales centros de consumo del país y se creó a ECOGAS.

En términos generales, se percibe que las actuales condiciones de regulación deprecios vigentes para los productores de gas y en entrada de gasoducto, así comotambién el marco de contratación para la compra - venta y el transporte de gas, dadaspor los ajustes recientes, mejoran las condiciones desde el punto de vista delconsumidor para el desarrollo adecuado del mercado. No obstante, queda la inquietudsobre si las nuevas regulaciones incentivan adecuadamente la exportación y eldesarrollo de las reservas y la exploración.

2. Definición de escenarios de demanda

Las proyecciones de la demanda futura han venido siendo estudiadas por la UPME condiversas metodologías y criterios. A continuación se presentan las proyecciones masrecientes disponibles.

La demanda de gas natural tiene dos componentes: a) la de los sectores de consumofinal, diferentes a la generación eléctrica; y b) la de generación eléctrica. Para construirlos escenarios, se tomaron proyecciones de ambas componentes, para establecer unabanda dentro de la cual se puede esperar que se sitúe la demanda futura. Esta bandatendría como límites superior e inferior escenarios conformados por expectativas decrecimiento alto y bajo de la primera componente, combinados con el escenario degeneración eléctrica. Adicionalmente, se incluyeron dos escenarios de exportación: Unobajo, equivalente a la demanda de Panamá (o Ecuador) y uno alto, equivalente a laexportación a Centroamérica (Panamá, Costa Rica y Nicaragua).

A continuación, se describen separadamente, las tres componentes de los escenarios:no eléctrico, eléctrico y exportación.

2.1.1 Sectores diferentes a la generación eléctrica

Análisis Sectorial

Como se planteó arriba, dos escenarios de la UPME fueron utilizados para la demandade los sectores diferentes al de la generación eléctrica. En el Escenario bajo estademanda crece de 295 MPCD en el año 1998 a un total de 684 MPCD proyectado parael año 2010 (7.2% anual) y a 851 MPCD en el escenario alto (9.2% anual), lo cualimplica multiplicar el mercado total (sin centrales eléctricas) por 2.3 veces en el primercaso y por 2.9 veces en el segundo, en un período de 12 años.

El sector Transporte (GNC), tiene el crecimiento más dinámico, con tasas decrecimiento superior al 30% anual, en ambos escenarios, llegando a tener unaparticipación dentro del total de la demanda del 24.3% en el escenario bajo y 29.2% enel escenario alto, en el año 2010. Estos resultados denotan una visión optimista delprograma de conversión de vehículos.El sector Residencial, que en el año 1998 representaba el 15.8% del mercado, crecetambién a un ritmo superior al del total (7.5% y 11.0% anual) con lo cual su participaciónen el total alcanza al 16.3% en el Escenario bajo y al 19.2% en el Escenario alto.

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El sector Industrial crece, en alguna medida, más modestamente (6.3% y 7.2% anual),debido a su ya alto nivel de penetración existente en la actualidad (principalmente en laCosta), relativo a otros sectores, y la fuerte concurrencia de otras fuentes calóricascomo el carbón y los derivados de petróleo, además del bagazo en la IndustriaAzucarera. De esta forma, el sector Industrial pierde participación en el total, pasandode 42.5% al 38.4% en el escenario bajo y al 33.9% en el escenario alto. No obstante,este sector continuará siendo el mayor consumidor.

La demanda de la industria de hidrocarburos, compuesta por el consumo de Ecopetrol,en refinerías principalmente, y otras actividades del sector, presenta un comportamientoestático, debido a que no se prevén inversiones importantes.

Como puede verse, las diferencias entre los dos escenarios se deben principalmente alos supuestos de conversión de vehículos automotores y a la tasa de crecimiento de lasinstalaciones residenciales. Esto hace que el escenario alto sea 1.25 veces el Bajo en elaño 2010.

Cabe advertir que las hipótesis del escenario alto implican políticas de fomento que noson fáciles de implementar (precios relativos más favorables al gas, costos de equipomás bajos y mejor tecnología) y, por lo tanto, debe tomarse como una sensibilidadsobre el potencial del mercado. En contraste, el escenario bajo puede reflejar de unamanera más realista el comportamiento futuro del mercado, sobre todo en el tema deGNC. En las Tablas 16 y 17 se presentan los resultados para los dos escenariosestudiados.

Tabla 16Demandas No Eléctricas por Sector

Escenario Bajo UPME - MPCD

Uso Petroq.* Otros Usos1998 7.6 8.1 100.5 125.4 46.7 7.0 295.31999 9.0 5.2 114.0 139.1 50.0 13.3 330.62000 9.6 4.8 116.3 147.7 57.2 34.9 370.52001 10.5 4.7 116.2 158.6 61.9 54.3 406.22002 11.5 3.6 117.1 170.7 67.1 73.1 443.22003 12.7 2.6 118.0 184.3 73.1 89.3 479.82004 14.0 2.0 118.4 199.3 79.9 103.4 517.02005 15.5 1.5 118.6 216.3 87.7 115.9 555.52006 17.1 1.2 118.6 224.8 91.9 127.2 580.82007 18.9 0.9 118.6 233.7 96.4 137.4 605.82008 20.9 0.6 118.5 242.9 101.0 146.9 630.92009 23.1 0.4 118.5 252.5 106.0 156.1 656.62010 25.6 0.2 118.3 262.5 111.2 165.8 683.5

Tasa deCrecimiento 10.6% -26.2% 1.4% 6.3% 7.5% 30.1% 7.2%

RESIDENCIAL TRANSP Total BAJOAÑO IND. HIDROCARBUROSCOM-SERV INDUSTRIAL

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Tabla 17Demandas No Eléctricas por Sector

Escenario Alto UPME - MPCD

Uso Petroq.* Otros Usos1998 7.6 8.1 100.5 125.4 46.7 7.0 295.31999 9.4 5.2 114.0 143.7 58.9 14.2 345.42000 10.2 4.8 116.3 153.9 70.8 47.8 403.82001 11.3 4.7 116.2 166.5 78.1 81.3 458.22002 12.7 3.6 117.1 180.9 86.6 109.5 510.32003 14.3 2.6 118.0 197.1 96.5 133.7 562.22004 16.3 2.0 118.4 215.7 108.4 154.9 615.62005 18.8 1.5 118.6 237.0 122.6 173.7 672.22006 20.9 1.2 118.6 246.5 129.5 190.5 707.22007 23.3 0.9 118.6 256.4 137.0 205.9 741.92008 25.9 0.6 118.5 266.6 145.0 220.1 776.82009 29.0 0.4 118.5 277.3 153.7 233.9 812.72010 32.4 0.2 118.3 288.4 163.0 248.3 850.7

Tasa de

Crecim iento12.8% -26.2% 1.4% 7.2% 11.0% 34.6% 9.2%

AÑO COM -SERV INDUSTRIAL

* La dism inución en la demanda de Usos Petroquim icos obedece a la reducción de la producción de los campos

del Santander, los cuales son gases ricos en etano.

RESIDENCIAL TRANSP Total ALTOIND. HIDROCARBUROS

A continuación, se presentará un breve análisis de cada sector, con el propósito deestablecer los mercados potenciales del gas y las fuentes de energía en competencia.

Industria:

De acuerdo con la información más reciente8, el consumo total del sector el año 1996,de todos los energéticos, se muestra en la Tabla 18.

Tabla 18: Consumo Energético Industrial (109 Btu) año 1996 por rama y región

Actividad Industrial \Región

CENTRO ATLÁNTICO ORIENTAL PACÍFICA BOGOTÁ TOTAL

Alimentos (sin Azúcar) 3944.51 2726.24 1178.59 5432.63 5178.66 18460.63Azúcar 1603.20 0.00 0.00 37095.86 0.00 38699.06Cemento 11766.07 17293.94 11012.09 7015.99 2476.23 49564.33Papel 797.63 79.37 2019.88 25028.20 293.66 28218.73Petroquímica 0.00 13766.10 2460.36 0.00 0.00 16226.46Vidrio, Cerámica, etc. 2460.36 1238.12 4186.58 801.60 1003.99 9690.64Química 1138.91 4591.35 3515.93 3591.33 3519.90 16357.42Resto de Industrias 2690.52 761.92 1670.66 1186.53 7107.26 13416.89Hierro, acero y noferrosos

1373.04 7055.67 18131.26 0.00 51.59 26611.56

Textil, conf. calzado ycuero

12301.79 250.00 1448.44 1333.36 3436.57 18770.16

Total 38076.04 47762.71 45623.78 81485.50 23067.85 236015.87Total en % 16.1% 20.2% 19.3% 34.5% 9.8% 100.0%

La rama industrial de mayor consumo es la cementera (carbón Mineral y Gas 8 Estudio de una Metodología para la Evaluación de la Demanda Potencial de GasesCombustibles en Colombia, Instituto de Economía Energética, José Eddy Torres-CarlosGarcía, Santafé de Bogotá, Marzo de 1998.

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especialmente), distribuida en todo el país, pero con mayor presencia en la regiónatlántica. Los grandes consumos puntuales se encuentran en los ingenios (bagazo,principalmente) y las industrias del papel (carbón mineral) de la región pacífica.

Por regiones la de mayor consumo de energéticos es la pacífica (34.5%; azúcar ypapel), seguida de la atlántica (20.2%; cemento, petroquímica y siderurgia) y la oriental(19.3%; siderurgia y cemento).

De acuerdo con los resultados del escenario bajo, la mayor demanda de Gas seencuentra en la Costa Atlántica, superando de lejos las demandas de Bogotá y laRegión Oriental. La Costa Atlántica seguirá siendo la de mayor consumo aunque suparticipación en el total de la demanda del sector industria disminuya drásticamente enel 2010. El poco crecimiento relativo de esta región refleja fundamentalmente lamadurez del mercado y la pérdida de participación de la Costa Atlántica la tomanprincipalmente Bogotá y la Región Oriental.

Si tenemos en cuenta los valores relativos podemos ver que las regiones en las cualesse produce el mayor ritmo de crecimiento son la Pacífica y la del Centro, simplementeporque no disponían de Gas. Continuarán siendo las de menor penetración del Gas y lade menor participación regional.

Otro aspecto que se puede resaltar es la forma como se incrementa la demanda a partirdel año 2001, debido principalmente a la salida del Crudo de Castilla del mercado, yasea por regulación ambiental o eliminación en su oferta. Así, el GN pasa a abastecergran parte del casi 14% de la industria que en 1996 estaba consumiendo el Crudo deCastilla.

Las actividades que mayor consumo de Gas son las cementeras y la petroquímica. Noobstante, ambas ramas perderán participación frente al crecimiento de las otrasindustrias. Las industrias de alimentos, química, siderurgia, vidrio y cerámica y textiltienen un mayor crecimiento en las proyecciones del 2005 en adelante, principalmentedebido a la sustitución del crudo de Castilla a partir del año 2001, la cual se da en estasramas industriales.

El escenario alto supone políticas de penetración del GN más agresivas en precios ycosto de los equipos. Bajo estas hipótesis, puede darse un gran aumento en lasdemandas de las regiones Centro y Pacífica con relación a las halladas en el Escenariobajo. Así mismo, se dan cambios importantes en el crecimiento de la región de Bogotá.La región Oriental conserva un comportamiento parecido al del Escenario bajo.

Este mayor crecimiento se debe en gran parte a sustitución adicional de carbón mineral.El mayor impacto de las políticas del escenario alto se da en la industria cementera.Cabe resaltar también el impacto en la industria textil en Antioquia, debido a lasustitución de carbón mineral.

Resumiendo, en el escenario bajo el gas sustituirá al crudo de Castilla y en el Altohabrá, adicionalmente, sustituciones de carbón.

Transporte:

Ambos escenarios suponen una penetración del GNC - sustitución de gasolina - en el

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transporte carretero, especialmente en áreas metropolitanas, en las flotas de serviciopúblico (buses y taxis) y transporte de carga.

Las proyecciones de demanda para cada energético que penetraría el actual mercadode combustibles para transporte carretero indican una amplio rango de incertidumbre enla definición de los escenarios para que se materialicen los principales supuestos. En elcaso del gas natural se tiene una variación de 166 a 248 MPCD entre ambosescenarios.

En ambos escenarios, la participación del diesel se mantiene creciente y no es afectadapor la penetración de los gases combustibles, aunque tecnológicamente, la mezcla esposible en la actualidad. Estos disputan el mercado de la gasolina y una diferenciaimportante entre los dos escenarios radica en la posibilidad de penetración del GLP envehículos livianos (escenario bajo).

Supuestos de número de vehículos con GNC:

1999 2000 2005 2010Escenario bajo 7215 18974 62990 90150Escenario alto 7703 25975 94427 135000

Residencial:

En el sector residencial se tiene una mayor distribución regional de las demandas deGN, principalmente por su entrada con mayor énfasis a sustituir los consumos deenergía eléctrica, GLP y cocinol (este último desde el 2001 por eliminación de la oferta)en las cocinas.La Costa Atlántica es en la actualidad la región con mayor demanda. Al proyectar estasdemandas en el año 2010 la Costa Atlántica continúa teniendo la mayor participación,acercándose la demanda de Bogotá. Por el grado de madurez y el alto nivel inicial, lademanda de la Costa Atlántica tiene la más baja tasa de crecimiento. El mayorcrecimiento relativo en el horizonte es el de la región Pacífica; sin embargo, continúasiendo la de menor penetración en cifras absolutas.En crecimiento de cantidad de gas demandada, las regiones más dinámicas son Bogotáy el Centro, en parte debido al mayor consumo por vivienda originado en elcalentamiento de agua. Adicionalmente, en el escenario alto, en las regiones del Centroy Bogotá se asume una importante penetración del GN en la calefacción de lasresidencias de estrato alto.

Análisis Regional Global:

Como es de esperarse, las regiones más dinámicas son Bogotá, la Central y la Pacífica.En particular, Bogotá pasa de tener el 8% de participación a un valor entre 23% y 26%,dependiendo del escenario. La región Central (incluye Zona Cafetera, Antioquia, Huila yTolima) y la Pacífica también ganan participación, no obstante que esta última seguirásiendo relativamente pequeña (no pasa del 10% en ningún caso).

La Costa por tener un mercado maduro tiene un crecimiento más bajo. Sin embargo, enel 2010 se espera que todavía sea la región de mayor consumo (entre el 29% y 34%) La

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región Oriental (contiene el consumo de Barrancabermeja), también con mercadosmaduros, crecerá más lentamente y será rebasada por Bogotá en importancia.

En conclusión, las oportunidades de crecimiento están en Bogotá y las regiones Centraly Pacífica. Los grandes mercados serán la Costa y Bogotá. Los resultados por región semuestran en las Tablas 19 y 20.

Tabla 19Demandas No Eléctricas por Región

Escenario Bajo UPME - MPCDAÑO BOGOTA CENTRAL COSTA ORIENTAL PACIFICA Total BAJO1998 23.2 8.2 143.3 116.8 3.9 295.31999 31.4 12.4 147.8 131.0 8.0 330.62000 48.9 20.4 152.2 134.9 14.2 370.52001 61.4 26.8 159.5 139.7 18.9 406.22002 74.2 33.4 167.4 144.7 23.5 443.22003 86.6 39.9 175.5 150.0 27.8 479.82004 99.0 46.5 183.8 155.6 32.0 517.02005 111.6 53.5 192.3 161.8 36.2 555.52006 120.2 56.9 200.2 164.4 39.0 580.82007 128.7 60.2 208.1 167.0 41.7 605.82008 137.5 63.4 216.1 169.6 44.4 630.92009 146.8 66.6 224.0 172.2 47.0 656.62010 156.8 69.8 232.2 175.0 49.7 683.5

Tasa deCrecimiento 17.3% 19.5% 4.1% 3.4% 23.7% 7.2%

Tabla 20Demandas No Eléctricas por Región

Escenario Alto UPME- MPCDAÑO BOGOTA CENTRAL COSTA ORIENTAL PACIFICA Total ALTO1998 23.2 8.2 143.3 116.8 3.9 295.31999 38.0 17.1 148.3 132.6 9.5 345.42000 64.3 28.6 155.2 137.7 17.9 403.82001 84.5 39.9 164.4 144.0 25.4 458.22002 103.3 51.2 173.4 150.0 32.3 510.32003 121.6 62.8 182.6 156.2 38.9 562.22004 139.9 75.4 192.0 162.6 45.7 615.62005 158.8 89.5 201.5 169.5 53.0 672.22006 171.1 95.0 210.3 172.6 58.2 707.22007 183.4 100.3 219.1 175.8 63.4 741.92008 195.9 105.6 227.6 178.9 68.7 776.82009 209.2 110.9 236.1 182.1 74.4 812.72010 223.6 116.4 244.8 185.4 80.4 850.7

Tasa deCrecimiento 20.8% 24.7% 4.6% 3.9% 28.7% 9.2%

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2.1.2 Generación eléctrica

En los últimos años el crecimiento de la demanda adicional de energía eléctrica ha sidomoderado y por debajo de los niveles esperados. Frente a una tasa esperada de 4.5%anual, el crecimiento eléctrico en 1997 fue de 3.4% y en 1998 de solo 0.8%, cuando seesperaba 2.4%. Ello se debe a la disminución en las tasas de crecimiento económico,como reflejo de la situación recesiva internacional y nacional. Para el largo plazo laUPME ha determinado tres escenarios de demanda de energía eléctrica para el período1999 - 2010, con tasas de crecimiento anual de 2.7%, 3.7% y 4.8%, dependiendo delcomportamiento de otras variables, en particular el crecimiento económico.

A finales de 19999, la capacidad de generación eléctrica en Colombia es de 11.595 MW,está constituida por 7892 MW (68%) hidroeléctricas y 3703 MW (32%) termoeléctricos,de los cuales 2985 MW corresponden a gas natural. Actualmente10, se encuentran endesarrollo 1146 MW adicionales hidroeléctricos, 300 MW termoeléctricos a carbón y 579MW termoeléctricos a gas natural, los cuales entrarán en servicio en el período 2000 -2003. Posteriormente, hasta el 2010, el sistema cuenta con opciones de desarrollosadicionales de capacidad de generación dentro de los cuales se destacan centralesoperadas a gas natural y ubicadas en las cercanías de las áreas productoras de gas.

La UPME tiene divido el escenario para generación eléctrica en dos estrategias, una decorto plazo y otra de largo plazo. El escenario de corto plazo seleccionado11 está dadopor la estrategia CP4 y propone un incremento de capacidad de generación hasta elaño 2.003 de 2190 MW, constituida por 1082 MW con base en gas y 1108 MWhidráulicos (Tablas 21 y 22).

Tabla 21: Estrategia CP4 de Corto Plazo

CP4AÑO Gas Carbón Hidro1999 232

1999 400 3402000 300 3932001 1502002 3752003

1082 0.00 110849.41% 0.00% 50.59%TOTAL

(MW) 2190

El escenario de largo plazo esta dado por la estrategia LP4 y propone un incremento decapacidad de generación de 1641 MW hasta el año 2.010, totalmente a gas.

9 Pagina Web de ISA. En 1998, la capacidad de generación era de 12057 MW, superior a la de1999, debido al retiro de algunas plantas hidroeléctricas, temporalmente, y Termopón, a gas, deforma definitiva.10 Página Web de la UPME, informe de avance de enero 2000.11 Hay varias estrategias, tanto de corto (CP) como de largo plazo (LP). La CP4 y la LP4 fueronseleccionadas de acuerdo con la UPME en abril de 1999.

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Tabla 22: Estrategia LP4 de Largo Plazo

LP4AÑO Gas Carbón Hidro20042005 2762006 1842006 1842007 4112008 58620092010

1641100%TOTAL

(MW) 1641

Volatilidad del sector eléctrico

Un aspecto relevante lo constituye la apreciable estacionalidad y la gran volatilidad de lademanda de gas natural para la generación termoeléctrica, originada por la apreciablecomponente hidroeléctrica presente en el Sistema Eléctrico Nacional. El Gráfico 7 ilustraeste importante aspecto de la demanda nacional del gas natural, el cual depende de lacontratación del suministro del gas natural a las empresas generadoras12 y del uso decombustibles alternos en las centrales termoeléctricas13.

12 Históricamente la comercialización mayorista del gas natural ha estado a cargo deECOPETROL y había sido realizada bajo un esquema flexible de entrega de gas a las empresasgeneradoras. Con el proceso de privatización del sector eléctrico llevado a cabo desde el año1993 se ha evolucionado hacia un esquema de contratos de suministro del gas natural para lageneración eléctrica que considera volúmenes mínimos del tipo “Take or Pay”, los cualesrepresentan compromisos mínimos de pago del orden del 70% de los volúmenes máximosrequeridos por las centrales de la Costa y del 50% para las del Interior. Estos contratos seencuentran hoy en día en fase de negociación y revisión, con injerencia por parte de lasautoridades energéticas del país, dado el importante impacto que han tenido en la formación delos precios del mercado eléctrico mayorista,13 Las siguientes centrales pueden utilizar cerca de 106 MPCD (equivalentes) en combustiblesalternos: TermoGuajira (20 MPCD por carbón), TermoCartagena (28 MPCD por fuel oil),TermoBarranquilla (18 MPCD por fuel oil), TermoBarranca (20 MPCD por fuel oil) y TermoOcoa(20 MPCD por ACPM).

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Gráfico 7: Características de la demanda de gas natural para generación de electricidad

DEM A N DA DE G A S PA RA G EN ERA C IO N ELEC TRIC A- C on "Take or pay" -

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

MPCD

M ed io

95% Pr. Exc.

75% Pr. Exc.

25% Pr. Exc.

5% Pr. Exc.

DEM A N DA D E G A S PA RA G EN ERA C IO N ELEC TRIC A- Sin "Take or pa y" -

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Jan-09

Jan-10

MPCD

M ed io

95% Pr. Exc.

75% Pr. Exc.

25% Pr. Exc.

5% Pr. Exc.

Fuente: Estudios Energéticos Ltda. (Pr.Exc.: Probabilidad de Excedencia).

Estas gráficas fueron obtenidas con ayuda del modelo SDDP desarrollado por la firmaPower Systems Research Inc. de Brasil (PSRI), el cual fue aplicado al caso colombianoincluyendo la representación del uso de los combustibles alternos al gas natural porparte de las centrales, la refinería de Barranca y la Industria En el ANEXO 1 se incluyeuna breve descripción de este modelo.

2.1.3 Escenarios de Exportación

Se han considerado dos escenarios de exportación:

60

Escenario bajo de exportación

El escenario de exportación a Panamá se combina con el escenario bajo de demandainterna planteado en las secciones anteriores. La exportación se inicia con 80 MPCD enel año 2002, se incrementa a 100 MPCD en 2004, a 120 MPCD en el 2005 y seestabiliza en 140 MPCD a partir del 2006. Esta trayectoria de exportación, en orden demagnitud, es similar a la que se haría a Ecuador, pero excluyentes.

Escenario alto de exportación

Corresponde al mercado del Istmo Centroamericano. La Tabla 23 indica el potencial dela demanda de gas natural en Panamá, Costa Rica y Nicaragua, que son los paísesmás cercanos a Colombia. Este escenario se combina con el escenario alto de lademanda interna.

Tabla 23: Demanda potencial de gas natural en Panamá, Costa Rica y Nicaragua

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Panama Mm3 588 588 669 777 967 1044 1147Costa Rica Mm3 197 305 305 310 369 386 417Nicaragua Mm3 391 391 391 391 456 536 568

Total Mm3 1176 1284 1365 1478 1792 1966 2132GPC 42 46 49 53 64 71 77MPCD 116 126 134 146 176 194 210

Fuente: CEPAL

2.1.4 Resumen de los escenarios de Demanda

En el Gráfico 8 se presenta la comparación entre los cuatro escenarios (demanda alta ybaja, con y sin exportación) y en las Tablas 24 y 25 las cifras correspondientes.

Grafico 8: Escenarios de Demanda

0

500

1000

1500

2000

2500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MPCD

BajoAltoBajo + ExportacionesAlto + Exportaciones

61

3. Perspectivas de la producción

El potencial de producción fue discutido en el numeral 2.4.2. De acuerdo con lasreservas probadas, la oferta de gas natural provendrá fundamentalmente de los camposde la Guajira y Casanare. Solo en la eventualidad de descubrimientos importantes, elabastecimiento dependerá de los campos de estas dos regiones, ya que el resto de

Año Termoelectrica Otros Sectores TOTAL Termoelectrica Otros Sectores TOTAL

2000 191 371 561 191 404 5942001 196 406 602 196 458 6542002 248 443 691 248 510 7582003 288 480 768 288 562 8502004 172 517 689 172 616 7872005 223 556 778 223 672 8952006 271 581 851 271 707 9782007 311 606 917 311 742 10532008 366 631 997 366 777 11432009 449 657 1106 449 813 12622010 505 684 1189 505 851 13562011 570 712 1282 570 891 14612012 647 741 1388 647 932 15792013 737 771 1508 737 976 17132014 843 803 1647 843 1022 1865

Año Demanda Interna Exportaciones TOTAL Demanda Interna Exportaciones TOTAL

2000 561 0 561 594 0 5942001 602 0 602 654 0 6542002 691 80 771 758 0 7582003 768 80 848 850 0 8502004 689 100 789 787 116 9032005 778 120 898 895 126 10212006 851 140 991 978 134 11122007 917 140 1057 1053 146 11992008 997 140 1137 1143 176 13192009 1106 140 1246 1262 194 14562010 1189 140 1329 1356 210 15662011 1282 140 1422 1461 210 16712012 1388 140 1528 1579 210 17892013 1508 140 1648 1713 210 19232014 1647 140 1787 1865 210 2075

Tabla 25: Escenarios de demanda con exportacion (MPCD)

Escenario Bajo Escenario Alto

Nota: La demanda termoeléctrica corresponde al promedio diario anual

Tabla 24: Escenarios de demanda interna (MPCD)

Escenario Bajo Escenario Alto

62

yacimientos no tienen un nivel de reservas importantes y en el curso de los próximosaños tendrán un proceso de agotamiento rápido.

En consecuencia, se hacen las siguientes suposiciones:

• Los campos del Interior del país producirán a su máxima capacidad y mantendránel proceso de declinación, de acuerdo a la Tabla 5.

• Similarmente, Piedemonte producirá a su máxima capacidad, de acuerdo lospronósticos, para la generación termoeléctrica en boca de pozo.

• Se asume que inicialmente Cusiana podrá producir 120 MPCD a partir del año 2001,correspondiente a la producción actual de 20 MPCD más 100 MPCD, lo cualsupone la construcción de una planta de tratamiento de esa capacidad y,posteriormente, incrementos modulares de 100 MPCD, hasta una nivel de 420MPCD14.

• La Guajira se constituye en el campo que regula el balance oferta-demanda. Deesta forma, su perfil de producción dependerá de las exigencias de la demanda y suproceso de declinación estará en función de las exigencias que se le hagan a lolargo de la década 2000-2010.

4. Balance entre oferta y demanda

Demanda interna

En las Tablas 26 y 27 (Gráficos 9 y 10) se presentan los balances correspondientes alos dos escenarios de demanda interna. Como puede verse, la producción basada enlas reservas probadas son suficientes para abastecer la demanda, en cualquiera de losdos escenarios, al menos hasta el año 2010. La producción incremental puede provenirde producción adicional de Cusiana, de nuevas reservas o de importación deVenezuela, y se requerirá en los siguientes años:

• Con la demanda baja en el año 2011• Con la demanda alta en el año 2010

Adicionalmente, la relación Reservas/Producción se mantendrá por encima de los 6anos hasta el 2010. A partir de ese año, en particular en el escenario alto, lasnecesidades de producción incremental crecen aceleradamente.

14 Hay que recordar que Cusiana tiene reservas suficientes para incrementar la producción porencima de 420 MPCD, lo cual finalmente será una decisión comercial y no esta considerado eneste estudio.

63

Grafico 9: Balance Oferta-DemandaDemanda Baja - Mercado Interno

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MPCD

Pdn.IncrementalCusiana

Guajira

Otros

Grafico 10: Balance Oferta-DemandaDemanda Alta - Mercado Interno

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MPCD

Pdn.IncrementalCusiana

Guajira

Otros

64

Tabla 26: Balance Oferta – DemandaEscenario: Demanda Baja – Sin Exportación

MPCD

Oferta PaísInterior Cusiana Pie de

monteCosta Guajira

Sub-Total

GasIncremental

TotalDemanda

Reservas/Producción

2000 118 20 0 38 385 561 0 561 322001 112 114 25 26 325 602 0 602 282002 90 120 57 23 401 691 0 691 242003 68 120 67 15 498 768 0 768 202004 51 120 77 6 434 689 0 689 222005 44 120 80 2 533 778 0 778 182006 37 120 80 2 612 851 0 851 162007 31 120 79 2 685 917 0 917 142008 27 207 78 2 684 997 0 997 112009 23 296 77 2 708 1106 0 1106 92010 20 355 76 2 736 1189 0 1189 82011 17 420 74 2 765 1278 4 12822012 15 420 69 2 592 1099 289 13882013 13 420 66 2 380 881 627 15082014 11 420 63 2 212 709 938 1647

Tabla 27: Balance Oferta – DemandaEscenario: Demanda Alta – Sin Exportación

MPCD

Oferta PaísInterior Cusiana Pie de

monteCosta Guajira

Sub-Total

GasIncremental

TotalDemanda

Reservas/Producción

2000 118 20 0 38 418 594 0 594 302001 112 120 25 26 386 654 0 654 262002 90 120 57 23 468 758 0 758 212003 68 120 67 15 581 850 0 850 182004 51 120 77 6 532 787 0 787 192005 44 187 80 2 583 895 0 895 152006 37 253 80 2 606 978 0 978 132007 31 320 79 2 620 1053 0 1053 112008 27 369 78 2 668 1143 0 1143 92009 23 420 77 2 740 1262 0 1262 72010 20 420 76 2 765 1283 73 1356 62011 17 420 74 2 592 1105 356 14612012 15 420 69 2 380 887 693 15792013 13 420 66 2 212 713 1000 17132014 11 420 63 2 177 674 1191 1865

Demanda con exportaciones

El impacto de las exportaciones es notorio en los requerimientos de nuevas reservas,de tal forma que ha partir del año 2010 la producción incremental crecesustancialmente, hasta el punto que en el 2014 la mayoría de la producción debeprovenir de nuevas reservas. Sin embargo, hasta el año 2010, la relaciónReservas/Producción se mantiene por encima de los 6 años, satisfaciendo la regulaciónactual establecida en la Resolución 023 de 2000. Los balances pueden verse en lasTablas 28 y 29 (Gráficos 11 y 12).

65

Grafico 11: Balance Oferta-DemandaDemanda Baja con Exportaciones

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MPCD

Pdn.IncrementalCusiana

Guajira

Otros

Grafico 12: Balance Demanda-Oferta Demanda Alta con Exportaciones

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

MPCD

Pdn.IncrementalCusiana

Guajira

Otros

Tabla 28: Balance Oferta – DemandaEscenario: Demanda Baja – Con Exportación

66

MPCD

Oferta PaísInterior Cusiana Pie de

monteCosta Guajira

Sub-Total

GasIncremental

TotalDemanda

Reservas/Producción

1999 120 20 0 41 314 507 0 5072000 118 20 0 38 385 561 0 561 322001 112 114 25 26 325 602 0 602 282002 90 120 57 23 481 771 0 771 212003 68 120 67 15 578 848 0 848 182004 51 120 77 6 534 789 0 789 192005 44 120 80 2 653 898 0 898 152006 37 120 80 2 752 991 0 991 132007 31 120 79 2 825 1057 0 1057 112008 27 207 78 2 824 1137 0 1137 92009 23 296 77 2 848 1246 0 1246 82010 20 355 76 2 639 1092 237 1329 82011 17 420 74 2 475 988 434 14222012 15 420 69 2 285 792 736 15282013 13 420 66 2 199 700 948 16482014 11 420 63 2 139 636 1151 1787

Tabla 29: Balance Oferta – DemandaEscenario: Demanda Alta – Con Exportación

MPCD

Oferta PaísInterior Cusiana Pie de

monteCosta Guajira

Sub-Total

GasIncremental

TotalDemanda

Reservas/Producción

1999 120 20 0 41 380 507 0 5072000 118 20 0 38 418 594 0 594 292001 112 120 25 26 372 654 0 654 272002 90 120 57 23 468 758 0 758 232003 68 120 67 15 581 850 0 850 202004 51 120 77 6 648 903 0 903 182005 44 187 80 2 709 1021 0 1021 152006 37 253 80 2 740 1112 0 1112 122007 31 320 79 2 766 1199 0 1199 102008 27 369 78 2 835 1310 0 1310 92009 23 420 77 2 852 1374 82 1456 72010 20 420 76 2 639 1157 409 1566 62011 17 420 74 2 475 988 683 16712012 15 420 69 2 285 792 998 17892013 13 420 66 2 139 640 1283 19232014 11 420 63 2 139 636 1439 2075Nota: El gas incremental debe ser producción adicional de Cusiana y Cupiagua o nuevas reservas

5. Inversiones y costos

Los campos presentados son: Piedemonte, Cusiana, Ballenas (Guajira) y tres camposde tamaños representativos de los probables resultados de actividades exploratoriasdentro del país. Estos tres campos se refieren exclusivamente a gas libre, y tanto suproducción como los posibles costos que generarán, fueron proporcionados por laVicepresidencia Adjunta de Producción de Ecopetrol. Los flujos de inversión y costos sepresentan en detalle en el ANEXO 4.

Para el campo de Cusiana se calculó el beneficio de los líquidos recuperados que se

67

producen al tratar el gas natural y el costo del crudo perdido. También, se calculo elcosto incremental promedio que generará el tratamiento para 100 MPCD que es eltamaño de tren estándar para una planta de este tipo.

Para la cuenca de Guajira, que es un proyecto ya en producción, se extendió el rangode evaluación para el costo incremental de desarrollo a partir de 1.994 con el fin dealcanzar la inversión de Chuchupa B, la cual se considera de gran importancia debido ala magnitud de inversión, del incremento a la producción y el hecho de que el BOMT seseguirá pagando durante un período largo.

Para los tres casos de campos exploratorios se calculó su CIPLP de exploración,desarrollo y producción, ya que estos campos consideran su inversión total, desde sudescubrimiento hasta su posterior agotamiento. Cabe resaltar que para cada uno deestos campos se ha extendido el período de evaluación con el fin de cubrir la totalidadde su producción, gastos de exploración, y sus costos de producción y desarrollo.

En la tabla 30 se muestran los resultados del Costo Incremental Promedio de LargoPlazo (CIPLP), al 14%, para cada campo. En los casos de Cusiana y Ballenas, cadaescenario de demanda hace variar el nivel de producción exigido a los campos, por locual los costos en que se incurren al aumentar o disminuir la extracción del gas varíanen alguna magnitud. Por esta razón se incluyó en el análisis el CIPLP de desarrollo yproducción para cada uno de los casos de demanda.

US$/MBtu

CAMPO

CIPLPExploración

CIPLPDesarrollo

CIPLPProducción

CIPLPTratamiento

Costo crudoPerdido

(US$16/Bbl)

Beneficiode

Liquidos

CIPLP enCampo

Costode Uso TOTAL

Exploracion 40 MPCD 0,09 0,72 0,24 1,05 1,05Exploracion 170 MPCD 0,04 0,64 0,29 0,98 0,98Exploracion 800 MPCD 0,02 0,41 0,15 0,58 0,58Piedemonte 0,36 0,23 0,59 0,19 0,79

Ballena 0,61 0,01 0,62 0,20 0,83Cusiana 0,57 0,09 0,44 0,41 -0,35 1,16 0,20 1,36

Ballena 0,57 0,01 0,58 0,23 0,81Cusiana 0,56 0,09 0,44 0,41 -0,35 1,15 0,23 1,38

Ballena 0,57 0,01 0,58 0,23 0,81Cusiana 0,57 0,09 0,44 0,41 -0,35 1,16 0,23 1,39

CASO: Demanda Alta - Con ExportaciónBallena 0,49 0,01 0,50 0,23 0,73Cusiana 0,56 0,09 0,44 0,41 -0,35 1,15 0,23 1,38

Tabla 30: Costo Incremental Promedio de Largo Plazo (CIPLP) - Tasa de Descuento14%

CASO: Demanda Baja - Sin Exportación

CASO: Demanda Alta - Sin Exportación

CASO: Demanda Baja - Con Exportación

Las siguientes son las conclusiones más importantes:

• El CIPLP en campo de Ballenas y Piedemonte está entre 0,50 y 0,62 US$/MBtu.• El CIPLP en campo de Cusiana está alrededor de US$1,15/MBtu. Su mayor valor se

debe a costo del tratamiento. El costo de la perdida de crudo, por no reinyección, secompensa en parte por la producción de líquidos al tratar el gas.

• Los costos de nuevos campos grandes serían competitivos con Ballenas yPiedemonte, en tanto que los medianos y pequeños estarían alrededor de

68

US$1,00/MBtu.• El costo de uso, el cual mide el valor del recurso alternativo al momento de

presentarse déficit en la producción nacional, es del orden US$0,20/MBtu.

6. Proyectos de interconexión

Hay tres posibles proyectos de interconexión con los países vecinos: dos deexportación, con destino a Panamá y Ecuador y uno de importación de Venezuela.

Exportación a Panamá: es un proyecto impulsado por la firma ENRON, con elpropósito fundamental de sustituir combustibles líquidos por gas natural en las plantasde generación recientemente adquiridas de Bahía Las Minas. El proyecto consistiría enprolongar el gasoducto que viene del campo de Ballenas, desde Cartagena hasta susplantas de generación en Panamá, a lo largo de la costa Caribe colombiana yPanameña, a travez del golfo de Uraba. La extensión del gasoducto tendría una longitudde 500 Km aproximadamente y tendría como meta inicial transportar 140 MPCD.

La posibilidad de atender otras demandas termoeléctricas e industriales o prolongarlohasta Costa Rica, sería una decisión comercial, en función de la economía del proyecto,y dependería de la firma ENRON.

Aparentemente, ENRON está en el momento analizando las implicaciones y riesgospara el proyecto de la reciente regulación en materia de exportaciones de gas natural.

De otra parte, CEPAL15 ha llevado a cabo un análisis técnico – económico para ungasoducto Ciudad de Panamá – Costa Rica y una traza alternativa de un gasoducto quesaliendo de Panamá, Bahía Las Minas, alimente instalaciones de generación cercanasa Puerto Limón, en Costa Rica.

Respecto a los usuarios potenciales de gas natural, se ha considerado como principalfuente de demanda a la industria eléctrica, seguido de la industria intensiva de vapor ycalor térmico, sustituyendo fuel oil y, en menor medida, GLP.

Exportación a Ecuador: Este proyecto está apenas en una etapa conceptual y estaríabasado en el interés específico de Ecopetrol. La demanda a atender sería, en orden demagnitud, similar a la de Panamá en su meta inicial, de 140 MPCD, con posibilidad deincrementarse hasta cerca de 220 MPCD.

Respecto a los usuarios potenciales de gas natural, se considera como principal fuentede demanda a la industria eléctrica, seguido de la industria intensiva de vapor y calortérmico, sustituyendo fuel oil, diesel y, en menor medida, GLP.

Es posible considerar demandas adicionales en el transporte público (buses y taxis) yen el sector residencial, en cocción y calentamiento de agua.

Dos rutas parecerían más adecuadas utilizando la infraestructura actual en Colombia:

• Una, muy obvia, sería extender hasta Quito, a lo largo de la carretera 15 Rabinovich, G. “Análisis Técnico del Gasoducto Venezuela – Colombia – IstmoCentroamericano”, CEPAL, Marzo de 2000.

69

panamericana, el gasoducto que llega hasta Cali, incrementando la capacidad deltramo Barrancabermeja-Cali en aproximadamente 100 MPCD.

• Otra sería extender el gasoducto desde Mariquita, a lo largo del Valle Inferior delMagdalena hasta Orito, cerca de la frontera con Ecuador, incrementando lacapacidad del tramo Barrabermeja-Mariquita. Tiene la virtud de poder tomar variasrutas en Ecuador, a Quito o a Guayaquil, y, eventualmente poder recolectar el gasdisperso de los campos de Oriente.

Es claro que hay otras alternativas, tanto en la parte colombiana, construyendoinfraestructura nueva, como en la ecuatoriana.

Importación de Venezuela: El sustento de este proyecto es el respaldo que lasinmensas reservas venezolanas (reservas/producción > 100 años) le darían aldesarrollo del Plan de Masificación de Gas y las exportaciones que eventualmente sehagan a Panamá o Ecuador. Este respaldo se concretaría en el caso de no haberdescubrimientos nuevos en la campaña exploratoria en Colombia. A partir del 2010 serequerirá producción incremental proveniente de la confirmación de las reservasprobables, nuevos descubrimientos o la importación de Venezuela.

Una hipótesis factible16 plantea, partir de Anaco en el Oriente, que la interconexiónrecorra el territorio venezolano en forma paralela a la infraestructura existente hastaBarquisimeto, que es el punto más occidental de esa red y posteriormente siga surecorrido hasta cruzar en su parte más estrecha el lago de Maracaibo, alcanzar a lafrontera en Maicao (Guajira) e interconectar con el sistema colombiano cerca deBallenas.

“El punto de partida está ubicado en Anaco, donde se encuentra uno de los principalescentros de colección de la producción de gas natural de la región oriental deVenezuela, de donde procederá en forma predominante el gas natural de exportacióna Colombia, y además, es uno de los ejes del sistema de transporte de gas natural enVenezuela hacia los centros de consumo (Anaco Hub).”

La distancia total es de 937 km, de los cuales solo 11 km están en territoriocolombiano.

Este proyecto así concebido implica construir un gasoducto desde el punto deproducción hasta la conexión con el sistema de transporte colombiano, con el propósitoespecífico de exportar gas. Es probable que bajo esta concepción el precio puesto enel sistema de transporte colombiano no sea competitivo e impida que se realice elproyecto. Bajo estas consideraciones, y dado que Colombia no necesita gas deVenezuela hasta el 2010, aun con exportaciones a Panamá o Ecuador, puedeesperarse hasta que Venezuela desarrolle su propio sistema de interconexión entreoriente y occidente para abastecer la demanda interna de la región occidental, lo cualpermitiría hundir inversiones de la porción venezolana, o compartir los costos con lademanda interna de Venezuela.

16 Rabinovich, G. Op. Cit.

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IV. Conclusiones

Respecto a las reservas y la capacidad de producción para atender la demandainterna

Los campos diferentes a Cusiana y Ballenas declinarán a lo largo de la década. Noobstante, con las reservas probadas se puede abastecer la demanda internadesarrollando Cusiana hasta una capacidad de al menos 420 MPCD y los campos de laGuajira en la medida que sea necesario. La producción será suficiente hasta el año

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2010, llegándose a ese año con una relación reservas probadas a producción de másde 6 años.

Este proceso agotará las reservas probadas de la Guajira, presentándose la declinaciónde la producción hacia finales de la década.

A partir del 2010 se requerirá producción incremental proveniente del desarrollo dereservas probables, en la medida que estas se confirmen, o de nuevos descubrimientoso, eventualmente, de importaciones de Venezuela.

De confirmarse las reservas probables de Cusiana y Ballena, se podrá abastecer elmercado por unos pocos años después del 2010, pero, definitivamente, a partir del 2014se requerirá de nuevas reservas o de la importación de Venezuela.

Respecto a las exportaciones

Las exportaciones agotarán más rápidamente las reservas de la Guajira, pero, aún así,la relación reservas probadas a producción estará todavía cerca de los 6 años en el2010, tal como lo exige la regulación. Las exportaciones no implican necesariamente unincremento en la capacidad de producción equivalente a su magnitud, en la medida queparte de ellas serán cubiertas por el mercado secundario proveniente de la volatilidaddel sector eléctrico y el colchón ofrecido por las refinerías de Ecopetrol, algunas plantaseléctricas y algunas industrias, que pueden sustituir el gas natural por otroscombustibles en épocas de alta demanda17. Es claro el beneficio económico para losgeneradores poder disponer en el mercado secundario de un gas que en condicionesde hidrologías húmedas no se utilizaría18.

A partir del 2010, las reservas probables de Cusiana y Ballenas no serán suficientespara cubrir las necesidades de producción incremental, requiriéndose de formainmediata de nuevas fuentes, de manera creciente. Teniendo en cuenta lo anterior,resulta evidente que la posibilidad de importar gas de Venezuela en el futuro(obviamente, en ausencia de nuevos descubrimientos) facilitará la exportación durantela década 2000-2010.Las implicaciones son importantes, porque permitirán agotar las reservas probadas másrápidamente y de forma económicamente más eficiente, teniendo un respaldo en elfuturo.

17 Cerca de 75 MPCD de demanda en la refinería de Barrancabermeja que son sustituibles porfuel oil y cerca de 25 MPCD de demanda en la industria cementera de la Costa que sonsustituibles por carbón, dada la existencia de sistemas duales de combustibles.18 La nueva regulación (CREG 023-2000) establece que en la medida que el comprador asumacompromisos de volúmenes o porcentajes mínimos, debe reducirse proporcionalmente el preciocon relación al precio máximo regulado. La posibilidad de vender el gas cuando no lo necesita lepermitiría al generador asumir compromisos de volúmenes mínimos.

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ANEXO 1

MODELO PARA LA OPTIMIZACION – SIMULACION DE SISTEMASHIDROTERMICOS

Antecedentes

La evaluación del despacho económico de un sistema hidrotérmico interconectadorequiere el uso de un modelo que represente la operación de las plantas de generaciónconforme al mercado establecido para el mismo. Para propósitos de simular el sistemaColombiano se utilizó el modelo de optimización / simulación de sistemas hidrotérmicosdenominado SDDP, el cual fue desarrollado por la firma brasileña Power SystemsResearch Inc.

Este modelo ha demostrado ser apropiado para el análisis de sistemas hidrotérmicoscomplejos como es el caso de dicho sistema. El análisis del despacho de la generacióntermoeléctrica a gas fue realizado simulando la operación futura de las plantas queutilizan este combustible dentro del Sistema Nacional Interconectado (NIS) mediante laaplicación del modelo. La evaluación considera una representación detallada de lasocurrencias hidrológicas en las hidroeléctricas existentes y futuras, de las capacidadesde almacenamiento de sus embalses y de las plantas termoeléctricas existentes yfuturas (con la generación del NIS agrupada en varias plantas, cada una representandounidades con costo incremental similar instaladas en un mismo sitio de planta). En lasimulación realizada se consideró también la restricción impuesta por la capacidad desuministro del gas y el uso de combustibles alternos.

El despacho futuro de las plantas es estimado en el modelo representando el ordeneconómico de despacho bajo un esquema centralizado que optimiza la operaciónhidrotérmica basado en los costos variables de generación. Este procedimiento tambiénpermite calcular de los costos marginales de corto plazo (SRMC) como el costo variablede la planta marginal despachada.

Para las plantas térmicas se consideran los costos variables de combustible y deoperación y mantenimiento. Para las plantas hidroeléctricas se considera como costosvariables el costo de oportunidad del agua (estimado en términos de los costosesperados futuros de combustible y racionamiento en el sistema). El modelo estimaestos costos en una fase previa de optimización, la cual se ejecuta con anterioridad a lafase de simulación.

Concepto general

En sistemas conformados exclusivamente por plantas hidroeléctricas filo de agua yplantas termoeléctricas, la simulación de la operación optima del sistema y el calculo delos SRMC es muy simple dado que no existe relación entre las decisiones operativaspresentes y futuras.

Sin embargo, en sistemas con embalses las decisiones operativas son más complejasdado que la optimización de la operación debe tomar en consideración las condicionesdel suministro presente y futuro.

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Los modelos para resolver este problema se basan usualmente en la programacióndinámica estocástica. Ellos definen la estrategia optima del manejo del principalembalse del sistema (con el criterio de minimizar el valor presente de los costosoperativos del sistema), considerando la naturaleza probabilística de los caudalesfuturos que alimentan el embalse. Como consecuencia resulta posible determinar el“valor del agua” almacenada en el embalse y a partir de ellos se calculan los SRMCpara el sistema. El sistema Colombiano es más complejo dado que varios embalses deimportancia deben ser considerados.

Metodología básica

La estrategia que utiliza el modelo para resolver el problema de optimización es comosigue:

Inicialmente se lleva a cabo un análisis secuencial, desde el futuro hacia el presente(recursión) con el objeto de definir la estrategia optima de operación de las plantastérmicas e hidroeléctricas con base en una suposición inicial de los niveles en losembalses. Para cada etapa se resuelve el programa lineal que define la estrategiaoptima para minimizar los costos operativos del sistema. Por consiguiente, para cadaetapa se calculan valores de agua iniciales.

Seguidamente se lleva a cabo una simulación del despacho económico de las plantasutilizando los valores del agua previamente obtenidos con el objeto de determinarnuevos niveles para los embalses en cada etapa.

La iteración de estos procesos (recursión y simulación) converge hacia la determinaciónde las estrategias optimas de operación del sistema en forma tal que permiten calcularlos SRMC para cada etapa y para cada condición hidrológica, así como tambiénpermiten establecer el despacho optimo de las centrales.

Estos resultados se obtienen a nivel mensual y mediante la representación de la curvade carga en varios bloques.

Modelaje hidrológico

El modelo realiza también un análisis de series de tiempo de los datos hidrológicosmensuales con el objeto de permitir la estimación de los parámetros principales quecaracterizan la estructura espacial y temporal de los datos hidrológicos. Talesparámetros consisten en las medias mensuales y desviaciones estándar, estructura decorrelación serial (que miden la tendencia de continuación de meses húmedos y demeses secos en cada sitio) y estructura de correlación espacial (que mide la tendenciade tener simultáneamente periodos secos o húmedos en estaciones vecinas).

Basado en estos parámetros se aplica un modelo de series de tiempo cuyos parámetrosde población reproducen los parámetros estimados de los datos históricos. Utilizandoeste modelo es posible generar un gran numero de ocurrencias sintéticas que tienencaracterísticas estadísticas similares a los datos históricos, de manera similar como serealizan los análisis del tipo Montecarlo. Con base en ello resulta posible examinar elcomportamiento del sistema de Colombia bajo cada ocurrencia sintéticamente generaday realizar inferencias con respecto a las respuestas probabilísticas del mismo. Tales

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inferencias se realizan para los costos marginales de corto plazo, la generacióndespachada en las plantas del sistema y otras variables relacionadas con la operación.

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ANEXO 2

PRINCIPALES NORMAS LEGALES Y RESUMEN DE SU ALCANCE

Antes de la conformación de la CREG, la regulación de las tarifas del Gas estabadeterminada por las resoluciones de la Comisión de Precios de Petróleo y Gas Natural(CCPGN). En 1975 la CPPGN expidió la resolución 039 (10/07/75) en la cual se fijaronlos precios del Gas Natural de La Guajira19. Estos precios fueron indexados con elprecio promedio semestral del fuel oil (FOB Cartagena). Luego la misma entidad en1983, mediante la resolución 061 (2207/83), adicionó éstos con precios para el gas noasociado en tierra de la Costa Norte y Magdalena Medio (Uscorr$2.00), el gas marino ode otras áreas terrestres (Uscorr$2.20) y el gas asociado en las dos localizacionesanteriores (50% del valor del no asociado). Estos precios también se indexaron con elpromedio semestral del precio del fuel oil (FOB Cartagena).

Con la expedición de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994) laresponsabilidad de regular las actividades de los sectores eléctrico y de gascombustible recayeron en la CREG, la cual debe regular los monopolios en caso deexistir un alto grado de concentración en la oferta y en caso contrario promover lacompetencia entre quienes presten el servicio. Esto con el fin de evitar abusos deposiciones dominantes y mejorar la eficiencia económica y la calidad en el servicio.

De esta forma, la CREG expide desde 1995 una serie de resoluciones que buscarreglamentar el cálculo de las tarifas para transporte, comercialización mayorista ydistribución. En julio 30 de 1996, la CREG expidió la Resolución 057, que compendiatodas las resoluciones de gas natural expedidas por la comisión a la fecha. Esta laborse realizó con el fin de facilitar la divulgación de la normatividad existente en la materia,y también permitió hacer algunas aclaraciones en algunos puntos no claros de lasresoluciones anteriores.

A. Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142 de 1994).

La Ley 142 de 1994 regula las actividades de las compañías de servicios públicosdomiciliarios. Define entre otras las siguientes funciones y facultades de la Comisión deRegulación de Energía y Gas (CREG): - La Comisión de Regulación de Energía y Gas tiene la función de regular losmonopolios en la prestación de los servicios públicos de Electricidad y Gas, cuando lacompetencia no sea posible y en los demás casos, la de promover la competencia entrequienes presten estos servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistaso de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso deposiciones dominantes, y produzcan servicios de calidad. Para ello, tiene las siguientesfunciones y facultades especiales :

a. Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gascombustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente,propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopciónde las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la

19 UScorr$0.80/KPCE para el gas no asociado, de uso no eléctrico y UScorr$0.50/KPCE para elgas de uso eléctrico

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liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podráadoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresasen el mercado.

b. Promover el uso eficiente de energía y gas combustible por parte de losconsumidores.

c. Establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y lacoordinación de la operación del sistema interconectado nacional (gas yelectricidad) y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía ygas combustible.

d. Fijar las tarifas de venta de electricidad y gas combustible o delegar en lasempresas distribuidoras, cuando sea conveniente dentro de los propósitos de estaley, bajo el régimen que ella disponga, la facultad de fijar estas tarifas.

La Ley 286 de 1996, modifica a la Ley 142 de 1994, fijando una transitoriedad paraalcanzar los límites de contribuciones y subsidios establecidos en la Ley 142 de 1994,hasta el 31 de diciembre del año 2000, a la vez que establece la forma en que lascontribuciones que paguen los usuarios de estratos 5 y 6, comerciales, industriales y noregulados, se distribuyen para cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de estratosbajos.

B. Ley 80 de 1993

Este estatuto regula los contratos estatales y facilita la contratación para las empresasde servicios al permitir que se realicen transacciones entre el sector público y privado,bajo el derecho privado. A partir de su entrada en vigencia, la actividad contractual de la totalidad de lasentidades del sector público se rige íntegramente por sus estipulaciones, cualquiera quesea su naturaleza jurídica. De esta forma el nuevo estatuto contractual constituye elmarco jurídico único de la contratación pública y establece los lineamientos y reglas quehan de gobernar los contratos estatales, con independencia del objeto del convenio.

C. Resolución 057 de 1996

En julio 30 de 1996, la CREG expidió la Resolución 057, que compendia todas lasresoluciones de gas natural expedidas por la comisión a la fecha20. Esta labor se realizócon el fin de facilitar la divulgación de la normatividad existente en la materia, y tambiénpermitió hacer algunas aclaraciones en algunos puntos no claros de las Resolucionesexistentes. Todavía sigue vigente, excepto en lo pertinente a los precios de entrada entroncal, modificada por la Resolución 023 del 2000, y las tarifas de transporte,modificada por la Resolución 001 del 2000.

Agentes del sistema

El esquema regulatorio reconoce la existencia de cinco tipos de agentes independientesen la cadena de desarrollo del gas natural: el productor, el comercializador, el

20 La Resolución 057 incorpora y sustituye las resoluciones 014, 017, 018, 019, 020, 021, 029,030, 039, 040, 041, 044, 048, 050, 057, 068 y 079 expedidas en 1995 y las resoluciones 002,035, 044 y 047 de 1996, y modifica parcialmente la Resolución 067 de 1995.

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transportador troncal, el distribuidor y gran consumidor. Ellos tienen la siguientecaracterización:

Productor: Es quien extrae o produce gas combustible conforme a la legislación vigente.Para efectos de la regulación en materia de servicios públicos, es un comercializador.

Comercializador: Persona natural o jurídica cuya actividad es la comercialización de gascombustible. Puede o no, ser un productor.

Transportador: Persona natural o jurídica cuya actividad es el transporte de gascombustible por tuberías, desde el punto de ingreso al sistema de transporte, hasta elpunto de recepción o de entrega.

Distribuidor de gas por redes: Quien presta el servicio público domiciliario de distribución degas combustible por redes de tubería.

Gran Consumidor de Gas: Es un consumidor de más de 500.000 PC/D hasta el 31 dediciembre del año 2001; de más de 300.000 PC/D hasta el 31 de diciembre del año 2004;y, de más de 100.000 PC/D a partir de enero 1o. del año 2005, medida la demanda en unsolo sitio individual de entrega.

Separación de actividades

La Resolución 057 del 30 de julio de 1996, en el Capítulo II, fija las reglas que definenla participación accionaria máxima permitida entre las diferentes empresas del sector. • El transporte de gas natural es independiente de las actividades de producción,

comercialización y distribución. En consecuencia, los contratos de transporte y lastarifas, cargos o precios asociados, se suscribirán independientemente de lascondiciones de compra o distribución y de su valoración.

• El Transportador no podrá realizar de manera directa, actividades de producción,comercialización, o distribución, ni tener interés económico en empresas que tenganpor objeto la realización de esas actividades. Podrá, no obstante, adquirir el gas naturalque requiera para su propio consumo, para compensar pérdidas o para mantener elbalance del sistema de transporte si ello se hace necesario.

• Las empresas cuyo objeto sea el de vender, comercializar o distribuir gas natural, nopodrán ser transportadoras ni tener interés económico en una empresa de transportedel mismo producto.

• El Transportador tampoco podrá tener interés económico en empresas de generacióneléctrica.

• El Transportador no podrá otorgar trato preferencial a ningún usuario de sus servicios y,en particular, a los comercializadores, distribuidores o grandes consumidores conquienes tenga una relación de las que configuran interés económico.

De esta forma, un Transportador de gas natural no podrá realizar de manera directaactividades de producción, comercialización o distribución, ni tener interés económicoen empresas que tengan por objeto la realización de estas actividades.

Se considera interés económico cuando una empresa productora, comercializadora odistribuidora tiene acciones, cuotas o partes de interés de capital en una transportadoraen un porcentaje superior al 25% del capital social. Igualmente, hay interés económico

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cuando una empresa transportadora tiene acciones, cuotas o partes de interés decapital en una empresa comercializadora, distribuidora o gran consumidora de gasnatural, en un porcentaje superior al 25% del total del capital social.

A su vez, las empresas productoras, podrán poseer acciones de una misma empresadistribuidora sin que la participación individual por productora exceda el 20% del capitalde la entidad receptora, y en total no posean más del 30% de la distribuidora.

Libertad de Negociación para Productores y Grandes Consumidores

Las empresas que desarrollen actividades de producción, venta o distribución pueden sercomercializadoras. Los Productores podrán comercializar libremente su producción de gasnatural y realizar contratos de venta en el mercado mayorista.

Los Grandes Consumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos yprecios de suministro y transporte con un Productor, un Comercializador, un Transportadoro un Distribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere elcaso.

Los precios de transporte, distribución y venta serán negociables, pero no superiores a losprecios máximos establecidos en la Resolución 057, salvo cuando, mediante resolución, sehaya determinado que el precio de comercialización a grandes consumidores sea libre.

Modalidades contractuales

En las modalidades tarifarias y contractuales que ha establecido la CREG, cabenmencionar que se ha fijado un precio máximo del gas hasta el año 2005 (Resolución057 del 96), pero que se permiten modalidades contractuales que flexibilizan este preciomáximo, permitiendo que se calcule un precio promedio máximo ponderado, en unperiodo de tiempo no superior a 3 años para producción, y de 1 año para transporte, esdecir que el precio o la tarifa a pagar puede exceder en un momento dado el máximoestablecido, siempre y cuando al final del periodo el promedio no sobrepase losmáximos. En cuanto al tipo de contratos, la CREG ha establecido la posibilidad de firmar contratosfirmes, interrumpibles, y pico (Resolución 057 de 1996, artículo 56). Adicionalmente laComisión aceptó el pago de un cargo por disponibilidad (Resolución 057 de 1996,artículo 73) como modalidad contractual, la cual no necesariamente esta ligada a unvolumen a ser transportado, sino que es una suma fija que se paga por tener derecho aun contrato interrumpible por parte del comprador. Puesto que en la actualidad los únicos Comercializadores de gas en el país son Texacoy fundamentalmente ECOPETROL, la modalidad de contratación para la compraventade gas es la que ha puesto en práctica esta última Empresa, la que puedecaracterizarse así:

Contratos “Take or Pay”: En esta modalidad el Productor o Comercializador secompromete a tener disponible un volumen máximo para entregar a su compradorcuando este lo requiera. En contraprestación por esta disponibilidad el comprador pagael gas contratado, con independencia de la cantidad que tome. Actualmente elcomprador debe pagar un mínimo del volumen anual contratado con la tarifa de “Take

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or Pay” y adicionalmente debe cancelar un cargo por uso por el gas que realmenteconsuma. Para un generador termoeléctrico, sujeto a la incertidumbre del despachopor mérito económico, esta modalidad es bastante difícil de manejar, lo cual no sería elmismo caso para un consumidor industrial que tiene una alta certidumbre de consumo ypor ende menor dificultad en el manejo de su contrato.

Contratos interrumpibles: El Productor o Comercializador se compromete a vender unvolumen de gas combustible durante un período determinado pero se reserva elderecho de interrumpir el suministro dando aviso al comprador durante un cierto tiempodurante el período contratado. Por ejemplo se acuerda el suministro durante un año conposibilidad de interrumpirlo un máximo 120 días del año contrato. Esta modalidadconvendría por razones de economía para un Consumidor que tiene combustible alternoasegurado para cuando el suministrador ejerza la opción de interrumpir el suministro.

Contrato con prima de disponibilidad21 o Interrumpible por el Consumidor: En los casos enque el comprador no tiene seguridad del consumo, pero no puede correr el riesgo delContrato Interrumpible (por el Comercializador), hay un mecanismo de pago, que no estáligado a los volúmenes transados, sino a otro “bien”, que es la confiabilidad de suministro.Esta confiabilidad se denomina en la Normatividad Prima de Disponibilidad y consiste enun pago que el comprador le hace al vendedor por garantizarle el hecho de tenerle a sudisposición unos volúmenes determinados de gas, para que el comprador haga uso deesta disponibilidad. En la práctica la Prima de Disponibilidad es un sobrecosto para el gaspor fuera de los topes establecidos por la CREG ya que cuando el Consumidor toma gasdebe cancelar su valor independiente de la Prima.

Contrato de Precios Variables: Aún cuando no se aplica en la práctica, está permitidopor la Resolución mencionada una modalidad mediante la cual los Comercializadoresde gas natural podrán celebrar contratos de venta en los que temporalmente el preciodel gas supere los topes máximos fijados por la Comisión, si en promedio, y durante elperiodo pactado entre las partes, no excede el máximo que hubiese debido pagar elConsumidor si se hubiese contabilizado y pagado en forma diaria, de acuerdo con lostopes ya establecidos por la Comisión. Con esto se persigue que a las diferentesempresas Consumidoras de gas natural se les facilite firmar contratos, en los cuales losprecios puedan oscilar de acuerdo con la racionalidad económica de cada negocio; peroque en promedio el precio máximo fijado por la CREG se respete.

Contratos Ocasionales (“Spot”): Las partes acuerdan el contenido del contrato, incluidoel precio, pero no hay obligación de suministro por parte del Comercializador ni decompra de ningún volumen por parte del Consumidor. Cuando este último requiere gaslo solicita el día anterior (durante el proceso de Nominación) y si el Comercializador lotiene disponible, se acuerda en firme el suministro.

Cada una de las modalidades mencionadas es una respuesta que intenta darse a lasolución de un problema que puede sintetizarse diciendo que el Productor desea podermantener tasas constantes de producción en períodos discretos, principalmente si setrata de producción de gas asociado, mientras que el consumo está sujeto a variacionesque pueden ser horarias, diarias, estacionales, o simplemente a las oscilacionespeculiares de cada sector económico. De aquí que sea necesario precisar cual es el

21 Establecido originalmente por la Resolución 044 de 1996, sustituida e incorporada porResolución 057 del mismo año.

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perfil de los potenciales Consumidores y tratar de diseñar una modalidad de venta queconcilie los intereses de las partes.

Precio en boca de pozo

la Resolución CREG - 029 de Septiembre 5 de 1995, reguló la comercialización del gascombustible en cabecera de gasoducto y el régimen de precios de venta del gas naturalproducido y comercializado en el país, compendiado después en la Resolución 057 de1996. La Resolución considera cuatro casos, a saber:

i. Para reservas descubiertas en contratos firmados con posterioridad a la vigenciade la resolución (septiembre de 1995) y para los hallazgos de Ecopetrolposteriores al 1º de enero de 1998, bien se trate de gas libre o asociado, losprecios se determinarán libremente sin sujeción a tope máximo. ii. Para reservas descubiertas en contratos firmados con anterioridad a la vigencia dela misma resolución y para los hallazgos de Ecopetrol anteriores al 1º de enero de1998 en el interior del país, bien se trate de gas asociado o no asociado, losprecios serán libres a partir del 10 de septiembre del año 2005. Para el período detransición de 10 años, se dio la opción a los productores de continuar con laresolución de precios que se les venía aplicando a la fecha de la Resolución 029 oacogerse al esquema de precios de la CREG (precio en entrada de gasoducto).Este esquema fija un precio máximo inicial de US$1.30 MBTU en entrada detroncal. Este precio se modificará semestralmente a partir del primero de enero de1996 de acuerdo con la fórmula que se incluye en la misma resolución, la cual ligael ajuste periódico de este precio a las variaciones que ocurran en el precio deventa del crudo WTI en el mercado de Nueva York. En el mes siguiente a laentrada en vigencia de la resolución 029, los productores en esta categoría debíanmanifestar si se acogían al referido esquema 22. iii. Para, reservas descubiertas en contratos firmados con anterioridad a la vigenciade la misma resolución 029, pero localizados en la Costa Atlántica, continúavigente por cinco años la resolución que se les viene aplicando. En septiembre delaño 2000 tendrán tratamiento similar a los contratos del interior del país. En estamodalidad se encuentran los contratos de La Guajira y Güepajé. iv. Para campos con gas asociado descubiertos en contratos firmados conanterioridad a la vigencia de la Resolución 029, el precio será libre en septiembredel 2005. En el período de transición de 10 años, el precio máximo continuarásiendo el de la resolución que se le viniera aplicando a la fecha de entrada envigencia de la resolución 029 de CREG. En esta modalidad quedan incluidosyacimientos tradicionalmente productores, como Provincia y Payoa en el MedioMagdalena, así como los yacimientos de Apiay y Cusiana en los Llanos Orientales.

Adicionalmente, la CREG aclaró que en el precio de las resoluciones anteriores a la029, el tope máximo incluía los costos de desarrollo y tratamiento en el campo pero noel costo de conexión desde este hasta el gasoducto troncal, el cual sería un cargo

22 Conviene anotar que esta modalidad engloba la casi totalidad de las reservas descubiertas porfuera de la Guajira, esencialmente en Magdalena Medio y los Llanos Orientales y la resoluciónde precios que se les ha venido aplicando es la 061/83. En el plazo anotado, únicamentemanifestaron voluntad de acogerse al esquema de precios en entrada de Gasoducto losproductores del campo Montañuelo en el Alto Magdalena, el cual cuenta con bajos niveles dereserva y producción.

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adicional, pero regulado también por la CREG. Esta aclaración fue confirmada enreunión de la Comisión de diciembre 11 de 1995.

Tarifas de Transporte

El sistema comercial y del transporte del gas natural en el país se ha concebido paramantener todavía independientes, pero interconectados, los mercados de la CostaAtlántica y del Interior del país. De acuerdo con esto, las siguientes son los esquemastarifarios vigentes en los diferentes Sistemas de transporte:

Tarifas del Sistema de la Costa Atlántica: El esquema de “estampilla” se usó en el paíshasta la vigencia de la nueva normatividad y se continuó usando en la Costa Atlánticahasta la vigencia de esta Resolución 001-2000, con un cargo único de US$ 0,34/kpc , sinimportar la distancia, dado que esta es una opción para la generación termoeléctrica. Loanterior obedece a la modalidad de comercialización del gas en la Costa en dondeECOPETROL compra al socio su participación en la boca de pozo de los camposproductores de la zona y los vende FOB instalación del usuario, encargándose del pago deltransporte.23

Cargos en el Sistema de transporte del Interior: La Resolución CREG 057 de 1996, enel Capítulo IV24, plantea el modelo implementado. Consiste un esquema de cargos porentrada y salida al sistema de transporte, los cuales serán pagados por los productoresy consumidores de acuerdo con su localización en la red, pero que seránindependientes de los contratos que finalmente acuerden productores y consumidoresdentro de cada mercado.

Para el mercado del Interior se seleccionó como centro o nodo de referencia a lalocalidad de Vasconia, en forma tal que los cargos de entrada se calculan como la sumaalgebraica de los cargos por tramos correspondientes a los trayectos entre los camposproductores y dicho nodo, y los de salida, entre dicho nodo y los mercados, incluyendola componente “estampilla” en los de salida.

En esta forma se organiza el “mercado mayorista de gas” para el interior del país en elcual se define a Vasconia como punto de encuentro entre la oferta y la demanda de gasa pesar de que estas se encuentran dispersas en todo el sistema del interior. El preciode mercado del gas será entonces el precio localizado en Vasconia (nótese que éstesería el comparable con el precio regulado de “boca de pozo” que se mantiene para elsistema de la Costa).

El esquema de cargos por entrada y salida que refleja el costo de transportar gas en elsistema de transporte del interior se aplica de acuerdo con siguiente procedimiento:

• Para efectos de esta resolución, el nodo de Vasconia es el centro de referenciapara las transacciones de gas natural; los productores referenciarán en suscontratos el transporte desde su nodo de entrada hasta el centro de referencia deVasconia y todas las transacciones de gas se efectuarán con relación a este centro.

23 Actualmente Texaco también está realizando actividades de comercialización pero dentro delmismo esquema de estampilla usado para la tarifa de transporte.24 Las metodologías y los cargos fueron establecidos inicialmente por la Resolución 017 de 1995sustituida por la Resolución 057.

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En la práctica los compradores de gas pagarán el precio del transporte desde elcampo productor hasta los diferentes centros de consumo.

• Este cargo se denomina “cargo de entrada” y refleja el costo económico de transportargas desde el nodo de entrada hasta el centro de referencia.

• Los consumidores pagarán, entre otros, el transporte desde el centro de referenciahasta su respectivo nodo de salida. Este cargo se denomina “cargo de salida” y reflejael costo económico de transportar gas desde el centro de referencia hasta el nodo desalida asociado con cada consumidor.

Además de los cargos de entrada y salida mencionados, existen otros dos rubros quese incluyen en la factura de transporte: i) uno fijo denominado “Otros Cargos por Uso”de US$0,016/ kpc por entrar y otro tanto por salir del sistema correspondiente a loscostos de administración, medición y compresión asociados con el sistema detransporte del interior, y ii) otro denominado " Estampilla” sobre el volumen facturadomensualmente, igual a US$ 0,15 por kpc de gas efectivamente transportado quepermitirá disminuir el rezago de los cargos anteriores frente a la inflación, sin causarimpactos sobre los nodos más lejanos del sistema de transporte.

El Cargo por Capacidad se liquida sobre la base de la capacidad en firme contratada (“apriori”) mientras que los otros cargos, Por Uso, Otros Cargos por Uso y Estampilla seaplican al volumen efectivamente transportado.

Como forma de acceder a los servicios de transporte, la regulación definió tres tipos decontratos: contratos firmes, contratos en pico y contratos interrumpibles. Para darflexibilidad el transportador puede ofrecer cualquier tipo de combinación contractual nodiscriminatoria a los usuarios.

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ANEXO 3

FORMULAS REGULATORIAS DEL PRECIO DEL GAS EN BOCA DE POZO

Gas de la Guajira : Precio en Boca de PozoResolución 039/75

PiP = $0.80 * ----------- US$/MPC

$11.9098donde:

P : Precio del gas para el semestre siguiente (dólares/ MPC)$0.80 : Precio base inicial del gas (agosto 10, 1975)Pi : Precio fuel-oil exportado por Ecop. el semestre anterior$11.9098 : Precio fuel oil exportado por Ecop. el semestre anterior a la

fecha de producción inicial (febrero-agosto 1975)

Contratos firmados 1983-1995 (Sep. 10): Precios en boca de Pozo Resolución 061/83

a) Precio gas no asociado :

- En la Costa Atlántica y Valle Medio del Magdalena

$2.00/MPC Precio inicial en 1983

- Costa Afuera y resto del país

$2.20/MPC Precio inicial en 1983

b) Precio gas asociado : 50% de los rubros anteriores

Fórmula de Ajuste:

FOo1Pi = Pi-1 ------ US$/MPC

FOo2En donde:Pi : Precio del gas para un semestre iPi-1 : Precio del gas en semestre i-1FOo1 : Precio de exportación fuel oil en el semestre i-1FOo2 : Precio de exportación fuel oil en el semestre i-2

85

ANEXO 4

COSTOS DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

Año Produccion Gas MPCD

Sismica KUS$

Pozos Exploratorios Secos KUS$

Pozos Exploratorios Productores

KUS$

Perforacion desarrollo

KUS$

Instalaciones KUS$

Costo variable KUS$

Costo Fijo KUS$

1998 1,400 - - - - - - 1999 - 2,870 3,178 - - - - 2000 10 - - 3,362 1,156 315 210 420 2001 18 - - - 2,261 4,738 323 862 2002 40 - - - 7,064 7,285 883 1,987 2003 40 - - - 7,241 - 905 2,037 2004 40 - - - 3,711 - 928 2,087 2005 38 - - - - - 951 2,140 2006 38 - - - - - 975 2,193 2007 28 - - - - - 999 2,248 2008 28 - - - - - 1,024 2,304 2009 21 - - - - - 1,050 2,362 2010 16 - - - - - 1,076 2,421 2011 14 - - - - - 1,103 2,481 2012 11 - - - - - 1,130 2,035 2013 6 - - - - - 1,159 2,086 2014 4 - - - - - 1,188 2,138 2015 4 - - - - - 1,217 2,191 2016 3 - - - - - 1,248 2,246 2017 3 - - - - - 1,279 2,302 2018 3 - - - - - 1,311 2,360 2019 2 - - - - - 1,344 2,419 2020 2 - - - - - 1,377 2,479 2021 2 - - - - - 1,412 2,541

Tabla 4.1: Costos de exploracion y desarrollo - Campo de 40 MPCD

Tabla 4.2: Costos de exploracion y desarrollo - Campo de 180 MPCD

Año GasMPCD

SismicaKUS$

PozosExploratoriosSecos KUS$

PozosExploratoriosProductores

KUS$

Perforaciondesarrollo

KUS$

Instalaciones KUS$

GasoductoKUS$

CostovariableKUS$

Costo FijoKUS$

1998 2,100 - - - - - - -1999 - 4,305 4,305 - - - - -2000 - - 8,825 - - - - -2001 51 - - 4,523 4,523 9,692 11,738 2,369 2,9082002 126 - - - 9,272 27,595 - 5,961 7,2852003 177 - - - 19,008 18,103 - 7,354 10,1832004 177 - - - 9,741 2,319 - 7,538 10,4372005 177 - - - 9,985 - - 7,726 10,6982006 181 - - - - - - 7,920 10,9662007 148 - - - - - - 8,118 11,2402008 121 - - - - - - 8,321 11,5212009 100 - - - - - - 8,529 11,8092010 81 - - - - - - 6,993 9,6832011 67 - - - - - - 5,735 7,9402012 61 - - - - - - 5,878 8,1392013 54 - - - - - - 6,025 8,3422014 47 - - - - - - 4,943 6,8442015 42 - - - - - - 4,048 5,6152016 37 - - - - - - 4,149 5,7552017 33 - - - - - - 4,252 5,8992018 30 - - - - - - 4,359 6,0462019 26 - - - - - - 4,468 6,198

86

Tabla 4.3: Inversiones y costos de exploracion y desarrollo - Campo de 800 MPCD

Año Gas MPCD

Sismica KUS$

Pozos Exploratorios Secos KUS$

Pozos Exploratorios Productores

KUS$

Perforacion desarrollo

KUS$

Instalaciones KUS$

Lineas y Connecciones

MUS$

Costo variable KUS$

Costo Fijo KUS$

1998 6,000 - - - - - - - 1999 - 23,575 25,625 - - - - - 2000 - - 26,056 50,430 4,623 1,261 - - 2001 18 - - - 77,536 34,137 12,815 323 11,630 2002 384 - - - 76,163 59,164 14,681 8,831 13,246 2003 668 - - - 26,022 46,501 5,204 11,314 16,971 2004 688 - - - 106,692 12,873 4,639 13,916 19,715 2005 738 - - - 54,680 1,070 2,259 17,830 22,585 2006 800 - - - 56,047 - - 19,494 24,368 2007 774 - - - - - - 19,982 24,977 2008 707 - - - - - - 20,481 25,602 2009 618 - - - - - - 20,993 26,242 2010 530 - - - - - - 17,215 21,518 2011 459 - - - - - - 14,116 17,645 2012 399 - - - - - - 14,469 18,086 2013 346 - - - - - - 14,831 18,538 2014 308 - - - - - - 15,201 19,002 2015 284 - - - - - - 15,581 19,477 2016 283 - - - - - - 15,971 19,964 2017 289 - - - - - - 16,370 20,463 2018 297 - - - - - - 16,779 20,974 2019 318 - - - - - - 17,199 21,499 2020 327 - - - - - - 17,629 22,036 2021 345 - - - - - - 18,070 22,587 2022 356 - - - - - - 18,521 23,152 2023 350 - - - - - - 18,984 23,730

Tabla 4.4: Inversiones y costos de desarrollo de Ballenas y Cusiana

PCanon BOMTPlataforma

Chuchupa BKUS$

CanonBOMTen VPN

1995

Costos deDesarrollo

KUS$

CostosFijosKUS$

InversionesTotales deDesarrollo

KUS$

Gastos deOperación

KUS$

InversionesDesarrollo

KUS$Corrientes

GastosOperación

KUS$Corrientes

1994 1,303 5,929 7,232 1,046 799,900 103,5001995 90,803 636 6,549 97,988 1,156 650,200 131,5341996 1,425 774 6,862 7,636 1,211 285,600 173,2401997 8,205 355 9,887 10,242 1,745 74,700 141,0401998 9,367 444 7,924 8,368 1,398 47,200 123,0401999 10,701 1,274 8,122 9,396 1,060 41,200 98,3302000 12,221 1,653 8,325 9,978 1,331 38,200 84,1702001 13,956 1,559 8,533 10,092 1,152 37,400 77,9302002 15,938 1,115 8,746 9,861 1,456 38,000 66,9202003 18,786 1,143 8,965 10,108 1,856 39,000 56,5702004 23,500 1,171 9,189 10,360 1,657 55,400 50,0102005 23,500 1,201 9,419 10,620 2,084 55,700 46,1102006 23,500 91,231 9,654 100,885 2,455 52,700 42,6702007 23,500 1,262 9,896 11,158 2,814 49,862 40,3722008 23,500 25,293 10,143 35,436 3,245 47,176 38,1972009 23,500 1,325 10,397 11,722 3,817 44,635 36,1402010 23,500 1,359 10,656 12,015 4,296 42,231 34,1942011 23,500 1,392 10,923 12,315 3,429 ND ND2012 23,500 1,392 11,196 12,588 2,752 ND ND2013 23,500 1,392 11,476 12,868 1,811 ND ND2014 23,500 1,392 11,763 13,155 1,035 ND ND

Nota: En el año 2.006 se harán inversiones por un valor de MUS$ 36 para

Ballenas Cusiana

construcción de linea de conexión entre Chuchupa A y BFuente: Vicepresidencia de Exploración y Producción, ECOPETROL