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Contenido INTRODUCCIÓN 7 RESUMEN EJECUTIVO 11 CONTEXTO SOCIOECONÓMICO 21 Colombia 23 Latinoamérica 26 GAS NATURAL EN EL MUNDO 27 Cifras Mundiales 29 Norteamérica: Estados Unidos, Canadá y México 38 LATINOAMÉRICA: EL SECTOR GAS NATURAL EN CIFRAS 43 Mercados Desarrollados 49 Argentina 52 Brasil 64 Colombia 74 Comparativo Mercados Desarrollados 76 79 Mercados Emergentes Bolivia 80 Chile 92 Ecuador 104 Perú 108 Uruguay 117 Venezuela 125 Comparativo Mercados Emergentes 133 137 Mercados sin Desarrollo Costa Rica 138 El Salvador 139 Guatemala 140 Honduras 141 Nicaragua 142 3 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Contenido Panamá 143 Paraguay 144 Comparativo Mercados sin Desarrollo 145 GAS NATURAL EN COLOMBIA 147 Exploración 149 Reservas 151 Producción y Suministro 152 Transporte 155 Cobertura 157 Consumo 161 Gas Natural Vehicular 164 Precios y Tarifas 169 Gas en boca de pozo 169 Componentes Tarifarios 170 Tarifa a Usuario Final 175 Subsidios y Contribuciones 178 Cifras Financieras de las Empresas del Sector 179 Proyecciones UPME de Demanda y Producción 188 ANEXOS 191 Aspectos jurídicos y regulatorios del sector 2008 - 2009 193 Normatividad CREG 193 Normatividad del Ministerio de Minas y Energía 209 Conceptos Relevantes de SSPD 210 Detalle de la cobertura nacional a diciembre 31 de 2008 219 Cobertura por departamentos y municipios 219 Poblaciones atendidas por empresa 226 4 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Contenido Abreviaturas y Siglas 231 Unidades y Factores de Conversión 234 Glosario de Términos 236 Directorio del Sector 239 BIBLIOGRAFÍA 241 5 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 6 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Introducción El desarrollo del mercado del gas natural en Colombia presenta una dinámica permanente, por lo que, año tras año, se mantiene el interés y el compromiso de realizar esta reseña que recopila información del sector y del análisis evolutivo de éste. Para esta nueva edición, basada en la tendencia de integración regional energética y en los cambios de pensamiento que involucra la alternativa de abastecerse a tráves del gas natural licuado, se evidenció la necesidad de aprender y compartir con todos los interesados por este sector, la información relevante de los países latinoamericanos y su grado de desarrollo en relación con la utilización del gas natural, un combustible que cada vez más se impone de manera relevante en la canasta energética de los países de nuestra región. Se destaca, en este enfoque, la posición privilegiada en cuanto a madurez, que Colombia ocupa en el panorama latinoamericano. El informe ha sido diseñado con un primer capítulo que involucra el contexto socioeconómico de Colombia y la región latinoamericana, seguidamente se presentan las cifras del gas natural en el mundo, con un detalle especial para Norteamérica. El tercer capítulo, cubre el mercado del gas natural en Latinoamérica, con la mencionada clasificación por nivel de desarrollo del sector en cada uno de los países analizados, para focalizar la atención en aquellos con mayor madurez, pero sin descuidar una mención a aquellos países que por sus características y recientes logros irán ganando relevancia en los próximos años. Vale la pena aclarar que no se tuvo en cuenta a México como parte de este capítulo, debido a que su trascendencia está orientada al mercado norteamericano. Finalmente, se extiende el estudio al análisis evolutivo del año información del sector del gas natural en Colombia. 9 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2008 de la 10 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Resumen Ejecutivo Cifras de Colombia Variación TRM Fin de Año Resumen Ejecutivo - Cifras Macroeconómicas 30% Concepto 2007 2008 20% Crecimiento del PIB 7.5% 2.5% Variación anual IPC 5.7% 7.7% TRM fin de año $/US$ 2,014.8 2,243.6 0% TRM promedio año $/US$ 2,078.4 1,966.3 (10%) Variación TRM fin de año (10.0%) 11.4% Variación TRM promedio (11.9%) (5.4%) DTF E.A.- promedio año 8.1% 9.7% 10% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (20%) Reservas de Gas Natural - Gpc Sísmica 2D - Km Equivalentes 30,000 7,190 25,000 7,490 7,188 7,211 6,336 6,711 6,476 6,176 6,385 20,000 15,000 10,000 5,000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Resumen Ejecutivo - Cifras Nacionales Concepto 2007 2008 Exploración - pozos A3 Sísmica 2D - Km Equivalentes 70 9,970 96 16,286 Contratos Firmados Vigentes Reservas de gas natural - Gpc Producción de gas natural - Gpc Llanos Orientales La Guajira Valle del Magdalena Putumayo Catatumbo Gpc Producción sin reinyección o suministro Mpcd 54 158 6,176 1,200 977 168 45 7 2 272 745 59 194 6,385 1,182 913 208 55 5 1 319 874 13 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Variación Periodo 37% 63% 9% 23% 3% (1%) (7%) 24% 22% (34%) (45%) 17% Resumen Ejecutivo Resumen Ejecutivo - Cifras Nacionales 2007 2008 Variación Periodo 9 9 0% 6,887 6,973 1% 31 30 (3%) 422 7,555 471 12% 7,473 (1%) 731 723 (1%) Costa Caribe 304 294 (3%) Interior del país 427 429 0.5% 99 106 7% 158 1,629 934% 19.1 18.9 (0.9%) 4,611,866 5,015,381 9% 4,535,094 4,930,723 9% No residenciales 76,772 84,658 10% Cobertura potencial 90% 92% Cobertura efectiva 72% 71% 235,058 280,638 19% 394 507 29% 2.4 3.7 57% 2.8 5.0 80% 693 817 18% 691 832 21% 638 778 22% 423 503 19% 1,051 1,297 23% Concepto Transporte Empresas Transportadoras Km de gasoductos Distribución Empresas distribuidoras Poblaciones atendidas 3 MMm Mpcd Consumo Región Sectores Residencial No residencial 3 Consumo residencial - m /usuario - mes Usuarios Residenciales GNV Vehículos Estaciones de servicio Precios y tarifas Boca de pozo - US$/Mbtu Guajira 1er semestre o Guajira 2 semestre 3 Tarifa a usuario regulado - $/m Residencial (Estrato IV - 20 m 3) 3 Comercial (300 m ) 3 Industrial (25,000 m ) 3 Tarifa a Industrial no regulado (1,000,000 m ) 3 Precio promedio del GNV - $/m 14 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Resumen Ejecutivo Resumen Ejecutivo - Cifras Financieras Empresas del Sector Gas Natural en Colombia Activo Sector Gas Natural 2008 39% Activo Sector Gas Natural - $MM 10,332,374 8,999,790 Variación 15% Distribución Transporte 61% 2007 Ingresos Operacionales Sector Gas Natural - 2008 Ingresos Operacionales Sector Gas Natural - $MM 2,991,744 20% 2008 Variación 25% 3,752,928 Distribución Transporte 80% 2007 Utilidad Operacional Sector Gas Natural - 2008 43% 57% 2008 Utilidad Operacional Sector Gas Natural - $MM 618,124 Variación 21% 746,700 Distribución Transporte 2007 15 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2008 Resumen Ejecutivo Cifras mundiales Resumen Ejecutivo - Cifras Mundiales Concepto Reservas probadas - Tpc Mundial Norteamérica Sur y Centroamérica Producción - Gpcd Mundial Norteamérica Sur y Centroamérica 3 Consumo - Billones de m Mundial Norteamérica Sur y Centroamérica GNV mundial Vehículos Estaciones de servicio 2007 2008 Variación Periodo 6,253 314 257 6,534 313 258 5% (0.1%) 1% 285 75 15 296 78 15 4% 4% 2% 2,938 812 138 3,019 824 143 3% 1% 4% 7,127,297 13,653 9,649,549 15,137 35% 11% Consumo de Gas Natural en el Mundo Billones de m3 Reservas Probadas de Gas Natural en el Mundo - Tpc 7,200 6,534 2,425 2,530 2000 2002 2,843 2,684 3,019 6,400 5,600 5,537 Crecimiento Promedio Anual 2% 4,800 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2004 2006 Precios - Cifras Mundiales 2007 2008 Variación Periodo Petróleo WTI - US$/Bl 72.2 100.1 39% Carbón US - US$/Ton 51.1 116.1 127% Gas Henry Hub - US$/Mbtu 7.0 8.8 27% Fuel Oil New York - US$/Gl 1.3 1.8 41% Concepto 16 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2008 Resumen Ejecutivo Latinoamérica Cifras Latinoamérica Honduras Guatemala El Salvador Nicaragua Venezuela Costa Rica Panamá Concepto 2006 2007 2008 Colombia Población (Miles de habitantes) 419,600 420,400 429,152 Ecuador Mercados desarrollados Mercados emergentes Mercados sin desarrollo Brasil Perú Bolivia Inversión extranjera directa Mercados desarrollados Mercados emergentes Mercados sin desarrollo Paraguay Chile Argentina 274,900 281,838 1.4% 98,400 98,600 99,483 0.5% 46,900 46,900 47,831 1.0% 7,701 57,541 50,213 155.4% (722) 40,642 33,545 582% 7,327 15,772 16,459 1,096 1,127 209 49.9% (56.3%) Mercados desarrollados Mercados emergentes Mercados sin desarrollo Paises no incluidos en el estudio Cifras Latinoamérica 2006 2007 2008 268.7 271.1 269.9 Variación Promedio Anual 0.2% 43.3 42.4 41.3 (2%) 225.4 19.0 228.7 18.9 228.6 19.1 1% 0.3% Mercados desarrollados 10.2 10.0 10.2 0.3% Mercados emergentes Consumo - Billones de m3 8.9 105.5 9.0 106.9 8.9 109.7 0.4% 1.9% Mercados desarrollados 63.3 66.2 70.3 5% 42.2 12,895,013 40.7 13,636,668 39.4 14,400,573 (3%) 5.7% 12,292,998 12,969,663 13,674,810 5% 602,015 2,999,336 667,005 3,498,789 725,763 3,783,986 10% 12.3% 2,924,915 3,380,507 3,614,646 11% 74,421 118,282 169,340 51% Reservas Tpc Mercados desarrollados Mercados emergentes Producción - Gpcd Mercados emergentes Usuarios Mercados desarrollados Mercados emergentes Vechículos con GNV Mercados desarrollados Mercados emergentes 17 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 1.1% 274,300 Uruguay Concepto Variación Promedio Anual Resumen Ejecutivo Latinoamérica: Mercados desarrollados Cifras Latinoamérica - Mercados Desarrollados Colombia Concepto Variación Promedio Anual 2006 2007 2008 Argentina Brasil Colombia Reservas - Tpc 8.5% 4.0% 6.8% 8.7% 5.7% 7.5% 6.8% 5.9% 2.5% Argentina Brasil Colombia Producción - Mpcd Argentina Brasil Colombia 3 Consumo - MMm Argentina Brasil Colombia 15.8 20.8 6.7 15.6 20.6 6.2 15.6 19.3 6.4 (0.4%) (4%) (3%) 4,995 1,713 3,444 4,935 1,756 3,287 4,887 2,083 3,239 (1%) 10% (3%) 36,419 19,671 7,204 38,531 20,159 7,555 38,928 23,871 7,473 3% 10% 2% Crecimiento del PIB Brasil Argentina Mercados desarrollados Cifras Latinoamérica - Mercados Desarrollados Concepto 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 3 Consumo medio residencial - m /usuario mes 95.5 112.4 103.2 Argentina 15.0 15.7 16.2 Brasil 19.0 19.1 18.9 Colombia Usuarios 6,768,800 6,996,700 7,221,498 Argentina 1,278,241 1,361,097 1,437,931 Brasil 4,245,957 4,611,866 5,015,381 Colombia Vehículos con GNV 1,429,973 1,678,230 1,745,677 Argentina 1,325,823 1,467,219 1,588,331 Brasil 169,119 235,058 280,638 Colombia Consumo de GNV - MMm3 3,043 2,858 2,728 Argentina 2,600 2,562 2,421 Brasil 505 765 806 Colombia 18 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 4% 4% (0.2%) 3% 6% 9% 10% 9% 29% (5%) (4%) 26% Resumen Ejecutivo Mercados emergentes Cifras Latinoamérica - Mercados Emergentes Venezuela Concepto Ecuador Crecimiento del PIB Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Reservas - Tpc Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Producción - Mpcd Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Perú Bolivia Chile Uruguay Mercados emergentes 2007 2008 4.8% 4.3% 3.9% 7.6% 7.0% 10.3% 4.6% 5.1% 2.5% 8.9% 7.4% 8.4% 5.8% 3.8% 6.5% 9.4% 11.5% 4.8% 26.1 2.8 N.D. 30.2 0 166.2 25.1 2.8 N.D. 30.0 0 170.9 25.1 2.7 0.2 29.8 0 170.9 (2%) (2%) N.D. (0.7%) 0% 1% 1,313 213 72 172 0 7,109 1,509 195 50 259 0 6,958 1,512 178 54 329 0 6,868 7% (9%) (14%) 38% 0% (2%) Cifras Latinoamérica - Mercados Emergentes Concepto 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 1,922 7,950 749 993 96 30,527 2,142 4,426 520 1,307 90 32,188 2,150 2,604 559 1,616 82 32,383 6% (43%) (14%) 28% (7%) 3% 3 Consumo - MMm Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Usuarios Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Vehículos con GNV Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Variación Promedio Anual 2006 71,643 93,305 112,295 478,125 519,543 555,599 25% 8% N.D. N.D. N.D. N.D. 5,080 47,167 7,705 46,452 12,039 45,830 54% (1%) N.D. N.D. N.D. N.D. 63,432 5,500 86,315 8,009 99,657 8,064 25% 21% N.D. N.D. N.D. N.D. 5,489 23,958 57,419 223% N.D. N.D. N.D. N.D. N.D. N.D. 4,200 N.D. 19 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Resumen Ejecutivo Mercados sin desarrollo Guatemala Consumo de Energía Primaria - Tbtu 2006 Honduras 426 Nicaragua El Salvador Costa Rica Panamá 226 202 178 131 127 71 Costa Rica El Guatemala Honduras Nicaragua Salvador Panamá Paraguay Consumo de Petróleo - Mbpd 2007 92 Paraguay 72 44 48 44 28 28 Mercados sin desarrollo Costa Rica El Guatemala Honduras Nicaragua Salvador Cifras Latinoamérica - Mercados sin Desarrollo Concepto 2006 2007 Crecimiento del PIB 8.8% 7.3% Costa Rica 4.2% 4.7% El Salvador 5.3% 5.7% Guatemala Honduras 6.3% 6.3% 3.9% 3.8% Nicaragua 8.5% 11.5% Panamá 4.3% 6.8% Paraguay Inflación 9.4% 10.8% Costa Rica 4.9% 4.9% El Salvador 5.8% 8.8% Guatemala 5.3% 8.9% Honduras 9.5% 16.9% Nicaragua 1.8% 6.4% Panamá 12.5% 6.0% Paraguay Inversión extranjera directa - MMUS$ 1,371 1,634 Costa Rica 278 200 El Salvador 531 658 Guatemala 674 815 Honduras 287 382 Nicaragua 2,498 1,907 Panamá 156 194 Paraguay 2008 Variación Promedio Anual 3.3% 3.0% 3.3% 3.8% 3.0% 9.2% 5.0% 16.3% 5.3% 10.9% 10.9% 15.2% 7.7% 8.3% 2,048 280 769 899 400 1,800 209 12% 0.4% 20% 15% 18% (15%) 16% 20 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Panamá Paraguay Contexto Socioeconómico Colombia Variables Macroeconómicas Colombianas Concepto 2006 2007 2008 6.8% 7.5% 2.5% 2,358.0 2,238.8 (2.0%) 1.6% 2,078.4 2,014.8 (10.0%) (11.9%) 1,966.3 2,243.6 11.4% (5.4%) Inflación anual 4.5% 5.7% 7.7% IPP fin de año DTF E.A. 5.5% 1.3% 9.0% Promedio año Fin de año Libor 180 días 6.3% 6.8% 8.1% 9.0% 9.7% 10.3% Promedio año Fin de año Tasa de desempleo (Dic) 5.3% 5.4% 11.7% 5.3% 4.9% 10.7% 3.1% 2.2% 11.2% Riesgo país (EMBIG) 1.7% 1.9% 5.4% Crecimiento PIB TRM - $/dólar Promedio año Fin de año Variación TRM fin de año Variación TRM promedio año Fuente: DANE, Cálculo del Banco de la República, Cepal. Variación PIB 7.7 5.4 8.3 8.4 8.4 7.1 5.9 6.6 4.1 3.9 2.9 (0.7) I II III 2006 IV I II III IV I 2007 II III Durante el año 2008, se presentaron variaciones del PIB con una tendencia trimestral decreciente. IV 2008 Inflación - DTF 10.3% 9.0% 7.7% 6.8% 5.7% 4.5% 2006 2007 DTF E.A. Los resultados de la inflación, durante los últimos dos años, han superado las metas inicialmente establecidas por el gobierno. 2008 Inf lación 23 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Contexto Socioeconómico Crecimiento del PIB (Actividad Económica) 2008 I II III IV 2007 Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre Concepto Total Agropecuario, silvicultura, caza y pesca 3.9% 3.8% 5.6% 2.1% (0.6%) 2.7% Explotación de minas y canteras Industria manufacturera Electricidad, gas y agua* 2.9% 4.5% 8.1% 10.0% 6.6% 7.3% 9.5% 1.8% 1.2% (2.6%) (8%) (2%) 3.7% 0.7% 1.7% 1.2% 1.0% 1.2% Construcción Edificaciones Obras civiles Comercio, reparaciones, restaurantes y hoteles 11.5% 0.6% 4.4% 16.1% (8.0%) 2.8% 1.1% 24.8% 26.5% 25.8% (0.6%) 18.7% 19.1% (15%) (8%) 9.5% (12.6%) (7.1%) 8.7% 2.1% 2.9% 0.2% (0.1%) 1.3% 11.0% 8.8% 4.5% 2.3% 0.8% 4.0% Sector financiero y servicios a empresas 7.3% 7.0% 5.0% 6.4% 4.0% 5.6% Servicios sociales, comunales y personales 4.7% 3.2% 3.2% 1.6% 0.5% 2.1% PIB 7.5% 4.1% 3.9% 2.9% (0.7%) 2.5% Transporte, almacenamiento y comunicación** Fuente: DANE, Cálculos del Banco de la República. Incluye * Distribución y ** Transporte de gas. Balanza Comercial - MMUS$ 39,669 32,897 26,162 Las importaciones y las exportaciones han mantenido un crecimiento promedio anual similar durante el periodo 2006 - 2008, 23% y 24%, respectivamente. 37,626 29,991 24,391 2006 2007 Importaciones totales 2008 Exportaciones totales Crecimiento del PIB por tipo de Gasto Concepto 2007 Consumo final Hogares Gobierno Formación bruta de capital Demanda interna Exportaciones totales Importaciones totales PIB I II III IV 2008 Trimestre Trimestre Trimestre Trimestre 6.9% 3.6% 2.8% 1.4% 1.3% 2.3% 7.6% 4.2% 2.8% 1.5% 2.5% 4.5% 1.4% 2.9% 1.2% 1.7% (0.1%) 7.7% 1.3% 13.7% 8.1% 9.9% 13.1% 0.0% 8.5% 4.7% 4.5% 4.1% 1.0% 3.5% 11.4% 14.5% 9.0% 3.4% 6.3% 8% 13.9% 12.9% 9.4% 8.1% 10.3% 10.1% 2.9% (0.7%) 2.5% 7.5% 4.1% 3.9% Fuente: DANE, Cálculos del Banco de la República. 24 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Contexto Socioeconómico Proyecciones para el 2009 Concepto Analistas locales Alianza Valores ANIF Banco de Bogotá Banco Santander Bancolombia BBVA Colombia Promedio Analistas externos Citi Bank Deutsche Bank Goldman Sachs JP Morgan Promedio PIB Real Inflación TRM Fin de año DTF E.A. Tasa Desempleo 2.5% 2.3% 3.2% 2.5% 2.7% 3.0% 2.7% 5.2% 5.5% 5.5% 5.5% 5.6% 4.5% 5.3% 2,540 N.D. 2,450 2,460 2,330 2,442 2,444 7.5% 7.9% 9.0% 8.4% 9.1% 8.2% 8.4% 12.5% 13.0% 11.0% 13.0% 13.6% 11.6% 12.5% 2.5% 2.0% 2.0% 2.5% 2.3% 5.0% 4.9% 5.1% 5.5% 5.1% 2,400 2,350 2,550 2,500 2,450 8.3% N.D. N.D. 8.5% 8.4% 13.8% 12.0% N.D N.D 12.9% Fuente: Banco de la República. Nota: Proyecciones realizadas a enero de 2009. Otras Proyecciones para el 2009 - 2010 Concepto 2009 2010 44.865 45.672 1.8% 1.8% (1.6%) 2.1% Población Miles de habitantes Crecimiento Crecimiento PIB IPC fin de año Devaluación 5.9% 4.8% 35.6% 14.2% Los analistas citados en la fuente de información, exponen la siguiente opinión: “Estas proyecciones suponen que la actual crisis económica y financiera global es profunda y se extenderá por lo menos durante 2009 y buena parte de 2010”. Fuente: Banco de la República. Nota: Proyecciones realizadas a enero de 2009. Comportamiento del PIB 7.0% 6.8% 7.5% 2.5% 2005 2006 2007 Histórico 2008 2009 (1.6%) 2.1% De acuerdo con documentos de investigación del Banco de la República, se espera que la desaceleración en los mercados se refleje en las cifras de los indicadores de los próximos dos años. 2010 Esperado 25 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Contexto Socioeconómico Latinoamérica Honduras Guatemala El Salvador Nicaragua Costa Rica Venezuela Panamá Colombia Ecuador Brasil Perú Bolivia Paraguay Chile Argentina Uruguay Centroamérica Suramérica Países no incluidos Variables Macroeconómicas - Suramérica Variables Macroeconómicas - Centroamérica Concepto 2006 2007 2008 Población (miles de habitantes) 40,600 40,800 40,999 PIB Millones US$ Promedio per cápita US$ Crecimiento promedio Concepto Población (miles de habitantes) 87,458 2,514 6% 93,512 2,646 7% 97,611 Millones US$ 3,817 Promedio per cápita US$ 2008 379,000 379,600 388,153 1,607,379 1,716,560 1,817,559 4,017 4,256 4% Crecimiento promedio 6% 7% 6% 6% 10% 8% 9% 11% 8% 7% 2% 3% Tasa de desempleo 6% 7% 9% 6% 11% N.D Variación consumo de gas 0% 0% 0% Variación consumo de gas Fuente: CEPAL, BID. 2007 PIB Inflación promedio Tasa de desempleo Inflación promedio 2006 Fuente: CEPAL, BID. 26 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 6,556 Cifras Mundiales Cifras Mundiales Canasta Energética Mundial - Mtep Combustible 2007 2008 Variación Periodo Petróleo 3,939 3,928 (0.3%) Gas natural 2,652 2,726 2.8% Carbón 3,194 3,304 3% 623 620 696 11,104 718 11,295 Energía nuclear Hidroelectricidad Total (0.5%) 3% 2% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Canasta Energética Mundial - 2008 6% En 2008, el barril de petróleo alcanzó precios superiores a los 140 US$, razón por la cual muchos países consumidores de este hidrocarburo han iniciado una serie de programas con el objeto de diversificar su canasta energética y disminuir su dependencia de este combustible. . 6% 35% Petróleo Gas natural Carbón Energía nuclear Hidroelectricidad 29% 24% Canasta Energética Mundial 15,000 10,291 10,624 10,843 11,104 11,295 6% 10,000 4% 5,000 2% 2,425 2,512 2,558 2,652 2,726 2004 2005 2006 2007 2008 0 El crecimiento del 2% en el consumo de energía primaria a nivel mundial en 2008, está soportado por incrementos en los consumos de carbón y gas natural principalmente. 0% Gas natural - Mtep Variación gas natural Otros energéticos - Mtep Variación consumo de energía 29 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Reservas Mundiales de Gas Natural - Tpc Región 2007 Variación Periodo 2008 Oriente Medio 2,619 2,681 2% Europa y Eurasia 2,027 2,221 10% Asia Pacífico 523 543 4% África 514 518 1% Norteamérica 314 313 (0.1%) Sur y Centroamérica 257 258 1% 6,253 6,534 5% Total Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Reservas de Gas Natural - 2008 5% 4% 8% 41% Oriente Medio Europa y Eurasia 8% Áf rica Asia Pacíf ico Las reservas de gas natural a nivel mundial en el año 2008, presentaron un incremento significativo del 5%, destacándose el crecimiento de Europa y Eurasia, región en la cual sus reservas aumentaron un 10%. Norteamérica Sur y Centroamérica 34% Las reservas reportadas por B.P. solo incluye las reservas probadas de los países. Reservas Mundiales de Gas Natural - Tpc Rusia Irán Qatar Turkmenistan Arabia Saudita Estados Unidos Emiratos Árabes Nigeria Venezuela Algeria Top 10 países Resto del mundo 1,530 993 899 86 258 238 227 184 171 159 4,745 1,507 1,529 1,046 899 281 267 238 227 184 171 159 5,001 1,533 Variación Periodo (0.03%) 5% 0% 228% 4% 0% (0.1%) 0% 0% 0% 5% 2% Mundo 6,253 6,534 5% País 2007 2008 Un gran descubrimiento de gas natural en Turkmenistan, el yacimiento Yuzhni Iolotan, considerado uno de los más grandes del mundo, aproximadamente 200 Tpc, llevó a esta nación, antigua integrante de la URSS, a ser el 4º país con más reservas en el mundo. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. 30 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Producción Mundial de Gas Natural - Gpcd Región 2007 Europa y Eurasia Variación Periodo 2008 102 105 3% Norteamérica 75 78 4% Asia Pacífico 38 40 3% Oriente Medio 35 37 6% África 20 21 5% Sur y Centroamérica 15 15 2% 285 296 4% Total Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Nota: Reporta producción sin incluir reinyección. Producción de Gas Natural 5% 7% 36% 12% Europa y Eurasia Norteamérica Asia Pacífico Oriente Medio Consecuente con su bajo nivel de reservas, Sur y Centroamérica es la región con la menor producción de gas natural a nivel mundial. África 13% Sur y Centroamérica 27% Producción Mundial de Gas Natural - Gpcd País Rusia Estados Unidos Canadá Irán Noruega Algeria Arabia Saudita Qatar Indonesia Reino Unido Top 10 países Resto del mundo Mundo 2007 57 52 18 11 9 8 7 6 7 7 182 103 285 2008 58 56 17 11 10 8 8 7 7 7 189 107 296 Variación Periodo 1% 7% (5%) 4% 10% 2% 5% 21% 3% (4%) 4% 4% 4% La producción de gas natural de Europa y Eurasia se soporta un 55% en Rusia, mayor productor de gas natural del mundo. Se observa en la producción, la ausencia de países como Emiratos Árabes, Nigeria y Venezuela, quienes a pesar de sus grandes reservas no se encuentran explotándolas a plenitud. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. 31 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Consumo Mundial de Gas Natural - Billones de m3 Región 2007 Europa y Eurasia Variación Periodo 2008 1,138 1,144 Norteamérica 812 824 1% Asia Pacífico 457 485 6% Oriente Medio 303 327 8% Sur y Centroamérica 138 143 4% 89 95 6% 2,938 3,019 3% África Total 0.5% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Consumo Mundial - 2008 5% 3% 38% 11% Europa y Eurasia Norteamérica Asia Pacíf ico Oriente Medio fue la región que mayor crecimiento presentó con un 8% en 2008, particularmente destacándose el 17% obtenido por los Emiratos Árabes. Oriente Medio 16% Sur y Centroamérica Áf rica 27% Consumo Mundial de Gas Natural - Billones de m3 País Estados Unidos Rusia Irán Canadá Reino Unido Japón Alemania China Arabia Saudita Italia Top 10 países Resto del mundo Mundo 2007 653 426 113 97 91 90 83 70 74 78 1,774 1,164 2,938 2008 657 420 118 100 94 94 82 81 78 78 1,801 1,217 3,019 Variación Periodo 1% (1%) 4% 3% 3% 4% (1%) 16% 5% (0.2%) 2% 5% 3% China es el país con el mayor crecimiento en consumo de gas natural en el último año, 16%. Este país acordó con Turkmenistan, importar 30 billones de m3 anuales de gas natural durante el periodo 2009 - 2038. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. 32 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Precios Internacionales 2007 2008 Variación Periodo WTI Brent Carbón - US$/Ton 72.2 72.4 100.1 97.3 39% 34% US Central Northwest Europe Coking Coal Import Gas Natural - US$/Mbtu 51.1 86.6 88.2 116.1 149.8 179.0 127% 73% 103% Gas Henry Hub Alberta Canadá LNG Fuel Oil New York - US$/Gl 7.0 6.2 7.7 1.3 8.8 8.0 12.6 1.8 27% 30% 62% 41% Combustible Petróleo - US$/Bl Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009, EIA. Petróleo - WTI 80% 100 60% 80 40% 60 20% 40 0% 20 -20% US$ / Bl 120 0 -40% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 WTI En términos generales, en 2008 todos los combustibles sufrieron significativos incrementos de precio. El precio del barril de petróleo WTI alcanzó el máximo histórico de 147.27 US$/Bl en julio11 de 2008. Las cifras presentadas son promedios del año. Variación WTI Gas - Henry Hub 10 100% 80% US$ / Mbtu 8 60% 6 40% 4 20% Aun cuando el gas natural presentó los menores incrementos de precio, no sucedió igual con el LNG, cuyo aumento fue del 62%. 0% 2 -20% 0 -40% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Henry Hub Variación Henry Hub El precio del fuel oil que se presenta en el cuadro, sirve de referencia para el cálculo de los precios del gas en boca de pozo de La Guajira en Colombia. 33 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Vehículos con GNV en el Mundo País 2007 Variación Periodo 2008 Pakistán 1,550,000 2,000,000 29% Argentina 1,678,230 1,745,677 4% Brasil 1,467,219 1,588,331 8% Irán 263,662 1,000,000 279% India 334,820 650,000 94% Italia 432,900 580,000 34% China 127,120 400,000 215% Colombia 235,058 280,638 19% 80,000 150,253 88% Estados Unidos 146,876 146,876 0% Ucrania 100,000 120,000 20% Otros países 711,412 987,774 39% 7,127,297 9,649,549 35% Bangladesh Total Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group. Vehículos con GNV - 2008 3,784,962 3,016,905 1,429,223 1,155,080 162,053 101,326 Sur y Centroamérica Oriente Medio Asia Pacíf ico Europa y Eurasia Norteamérica Áf rica 2% 1% 12% 39% Pakistán, que en el transcurso de 2008, convirtió 450,000 vehículos a gas natural para un total acumulado de 2 millones de conversiones, pasó a ocupar el 1er puesto a nivel mundial desplazando a Argentina. Sur y Centroamérica Oriente Medio 15% El año 2008 fue excelente para la industria del GNV a nivel mundial, 2,522,252 vehículos convertidos, para un crecimiento del 35% con respecto a 2007, son cifras indiscutibles que así lo corroboran. Asia Pacíf ico Europa y Eurasia Norteamérica Irán con 740,000 conversiones en 2008, para alcanzar un acumulado de un millón de vehículos convertidos, fue el país con mayor crecimiento. Áf rica 31% 34 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular País 2007 Variación Periodo 2008 Pakistán 1,923 2,600 35% Argentina 1,753 1,801 3% Brasil 1,514 1,649 9% Estados Unidos 1,600 1,600 0% China 486 1,000 106% Alemania 781 800 2% Italia Colombia 609 394 700 507 15% 29% Irán 402 500 24% India 325 463 42% Bangladesh 211 337 60% 3,655 13,653 3,180 15,137 Otros países Total (13%) 11% Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group. Relación Vehículos por Estaciones - 2008 2,000 1,404 969 Irán India 963 Argentina Brasil 829 Italia 769 Pakistán 637 Mundo Colombia, presenta un indicador de vehículos por debajo de la media mundial. 637 554 Si se toma como parámetro de comparación el estándar de 700 vehículos por estación, establecido por el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, países como Irán e India están incurriendo en un déficit de estaciones ya que duplican dicho parámetro. 536 446 400 Mundo Colombia Ucrania Bangladesh China 92 81 Estados Unidos Alemania Estados Unidos y Alemania, reflejan un indicador muy por debajo de los parámetros de los demás países. 35 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Comercio Internacional de LNG en el 2008 - Billones de m3 Exportadores Importadores Trinidad & Omán Qatar Algeria Egipto Nigeria Australia Indonesia Malasia Otros Tobago Norteamérica Estados Unidos México Sur y Centroamérica Argentina República Dominicana Puerto Rico Europa Bélgica Francia Grecia Italia Portugal España Turquía Reino Unido Asia Pacífico China India Japón Corea del Sur Taiwán Total exportaciones 7.5 1.3 0.1 0.1 1.6 1.1 0.3 0.5 0.8 0.5 0.1 3.6 (0.3) 0.3 0.1 0.1 0.1 0.1 4.3 0.3 1.0 2.7 0.2 0.1 4.9 0.1 0.1 5.1 0.5 0.1 1.1 0.2 7.6 0.7 1.6 0.0 4.9 4.3 0.4 2.6 7.5 1.0 0.1 1.8 0.2 0.7 0.8 0.2 0.4 4.3 6.0 0.1 8.0 10.9 11.6 1.1 0.2 0.7 1.1 0.5 0.1 0.3 0.3 2.2 2.1 0.1 0.2 0.4 2.4 0.2 1.4 3.6 0.2 15.9 0.5 17.4 10.9 39.7 21.9 14.1 20.5 20.2 0.01 18.8 4.1 4.0 17.5 8.3 3.6 0.16 0.7 18.4 2.4 1.5 26.8 29.4 25.6 Total Importaciones 13.6 9.9 3.6 1.7 0.4 0.5 0.8 55.3 2.5 12.6 0.9 1.6 2.6 28.7 5.3 1.0 156.0 4.4 10.8 92.1 36.5 12.1 226.5 Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Importaciones de LNG 6% 1% Norteamérica 24% Sur y Centroamérica Europa Asia Pacíf ico 69% Exportaciones de LNG 17% 22% Qatar Malasia 13% Indonesia Algeria 8% Nigeria Australia 9% 12% 9% Trinidad y Tobago Otros países 10% La región del Asia Pacífico es la mayor importadora a nivel mundial de LNG, siendo Japón y en menor escala Corea del Sur, los países que lideran éste renglón. Definitivamente con el LNG, se abre un abanico de posibilidades, tanto para importadores como exportadores, asimilándose éste mercado cada vez más a una competencia perfecta. A pesar de los múltiples proyectos en Sur y Centroamérica, Trinidad y Tobago sigue siendo el único productor – exportador de LNG, Perú espera arrancar en 2010; Venezuela y Bolivia por su parte, no concretan ni aún en el mediano plazo, los proyectos que han planeado. 36 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Mundiales Exportaciones de LNG desde Trinidad y Tobago - Billones de m3 País 2007 Variación Periodo 2008 13.4 8.8 (35%) 12.8 0.6 7.5 1.3 (41%) 106% Sur y Centroamérica 1.1 1.6 46% Argentina República Dominicana Puerto Rico 0 0.4 0.7 0.3 0.5 0.8 100% 31% 9% 2.6 5.0 93% Bélgica Francia Grecia España Reino Unido 0.1 0.1 0.0 2.1 0.4 0.1 0.1 0.1 4.3 0.5 14% 33% 100% 107% 21% Asia Pacífico 1.1 2.0 86% Turquía India Japón Corea del Sur Taiwán 0.1 0.2 0.6 0.2 0 0.0 0.2 0.7 0.8 0.2 (100%) 14% 18% 281% 100% 18.2 17.4 Norteamérica Estados Unidos México Europa Total (4%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Trinidad y Tobago Trinidad y Tobago es el país representativo del continente americano en materia de exportaciones de LNG. Es el principal comercializador de los países de la región. Las exportaciones de LNG de Trinidad y Tobago a Estados Unidos sufrieron una caida de 5.3 billones de m3 en el año 2008; sin embargo, las exportaciones totales de LNG de la isla solo disminuyeron en 0.8 billones de m3, lo que significó una mayor diversificación de clientes. 37 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Norteamérica Norteamérica: Estados Unidos, Canadá y México Canasta Energética Norteamericana - Mtep Combustible 2007 Petróleo 2008 Variación Periodo 1,134 1,077 Gas natural 739 751 2% Carbón 615 607 (1%) Energía nuclear 215 215 (0%) Hidroelectricidad 146 149 2% 2,849 2,799 Total (5%) (2%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Canasta Energética Norteamericana 2008 5% 8% El consumo total de energía en Norteamérica disminuyó un 2% con respecto al año anterior, confirmando este indicador el comienzo de la desaceleración de la economía de ésta región. 38% Petróleo 22% Gas natural Carbón Energía nuclear Hidroelectricidad 27% Canasta Energética Norteamericana 4,000 2,800 2,816 2,794 2,849 2,799 10% 3,000 5% 2,000 0% 1,000 708 702 693 739 Se repite en la canasta energética norteamericana la tendencia observada a nivel mundial, otros energéticos como el gas natural y la hidroelectricidad ganando terreno ante el petróleo. 751 -5% 0 2004 2005 2006 2007 2008 Gas natural - Mtep Otros energéticos - Mtep Variación gas natural Variación consumo de energía 38 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Norteamérica Cifras Relevantes del Gas Natural en Norteamérica Concepto 2007 Reservas - Tpc Variación Periodo 2008 313.5 237.7 313.1 237.7 (0.1%) Canadá 57.7 57.7 0% México 18.1 17.6 (2%) Producción - Gpcd 75 78 4% Estados Unidos 52 56 7% Canadá 18 17 (5%) 5 5 1% 812 824 2% 653 657 0.7% Canadá 97 100 4% México 63 67 7% Estados Unidos México 3 Consumo - Billones de m Estados Unidos 0% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Reservas de Gas Natural Norteamérica - 2008 6% Estados Unidos 18% Canadá Las reservas norteamericanas en 2008 se mantuvieron prácticamente estables, sólo México con una disminución de 0.4 Tpc ocasionó una mínima variación en el total de la región. México 76% Producción y Consumo de Gas en Norteamérica - 2008 7% 8% 22% 12% 72% 80% Producción Consumo Estados Unidos Canadá La producción de gas natural en la región en éste periodo presentó un crecimiento del 4%, soportado básicamente por un incremento de 4 Gpcd en la producción de Estados Unidos. A pesar de una disminución en el consumo de energía en la región, el consumo de gas natural alcanzó un crecimiento cercano al 2%, destacándose el incremento del consumo de México, 7%. México 39 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Norteamérica Estados Unidos Producción y Consumo de Gas Natural en Estados Unidos Concepto 2007 Gpc Producción 19,089 20,561 52 56 Gpc 23,047 23,215 3 653 134 85 188 194 1 52 657 138 88 188 189 1 54 Gpcd Consumo Variación Periodo 2008 Bm Residencial Comercial Industrial Eléctrico Vehicular Otros sectores 7% 0.7% 3% 3% 0.01% (3%) 20% 5% Fuente: EIA. El crecimiento del consumo de gas por parte de los sectores residencial y comercial permitieron un mínimo incremento global dada la disminución del consumo del sector eléctrico. Consumo de Gas Natural en Estados Unidos - 2008 8% 21% Residencial 29% Comercial Industrial 13% Las importaciones de gas en 2008 en Estados Unidos disminuyeron en 627 Gpc, como resultado de incrementos en la producción. Eléctrico Otros sectores 29% Balanza Comercial de Gas Natural en Estados Unidos - Gpc Concepto Importaciones Gasoducto LNG Exportaciones Gasoducto LNG Balanza comercial 2007 4,608 3,837 771 822 774 48 (3,785) 2008 3,981 3,629 352 1,006 956 50 (2,975) Fuente: EIA. 40 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Variación Periodo (14%) (5%) (54%) 22% 24% 3% (21%) Norteamérica Precios de Gas Natural en Estados Unidos Concepto 2007 2008 Variación Periodo Boca de pozo - US$/Kpc 6.4 8.1 27% City gate - US$/Kpc 8.1 9.2 13% US$/Kpc US$/m Eléctrico 7.3 Industrial 3 3 US$/Kpc US$/m 0.3 9.4 0.3 28% 7.7 0.3 9.6 0.3 25% Vehicular 16.4 0.6 17.6 0.6 8% Comercial 11.3 0.4 12.0 0.4 6% Residencial 13.1 0.5 13.7 0.5 5% Tarifas a usuario final Fuente: EIA, Energy Efficiency and Renewable Energy. Precios del Gas Natural en Estados Unidos - US$/Kpc En 2008, a pesar del considerable incremento en el precio del gas en boca de pozo del 27%, el usuario residencial solo se vió afectado con una variación del 5%. 15 10 5 0 2003 2004 2005 2006 Eléctrico Industrial Residencial Boca de pozo 2007 2008 Comercial En 2007, el precio en boca de pozo representaba el 48% del precio residencial, mientras que en 2008 este porcentaje subió a 59%. Precios de Combustible en Estados Unidos - US$/Gl 4.90 En términos generales, todos los sectores se vieron afectados con los precios de gas natural más altos de los últimos cinco años. 4.20 3.50 2.80 2.10 1.40 0.70 0.00 2003 2004 Gasolina Propano 2005 2006 Diesel Etanol 2007 2008 GNV Biodiesel 41 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 42 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Latinoamérica Para el estudio del sector gas natural en Latinoamérica y con el propósito de poder comparar cifras con un menor grado de dispersión, se dividió esta región en tres tipos de mercados: desarrollados, emergentes y sin desarrollo. Entre las variables que se tuvieron en cuenta para considerar los mercados como desarrollados se encuentran: • • Número de usuarios residenciales y no residenciales mayores a 1,000,000. Desarrollo equilibrado del consumo de gas en todos los sectores (Eléctrico, industrial, comercial, residencial y GNV). En cuanto a la clasificación como mercados emergentes, se tuvo en cuenta que estos presentaran alguna preponderancia en cualquiera de los eslabones de la cadena del gas y es por eso que se encuentran casos de países con significativas reservas como Venezuela y Bolivia, con un mínimo desarrollo en otros sectores, contrastando con países como Chile y Uruguay, que tienen mínimas reservas, pero sus sectores de consumo se encuentran altamente desarrollados. En el último grupo, los mercados sin desarrollo, se encuentran aquellos países que no poseen ningún tipo de reservas y que a la vez su experiencia con el gas natural es muy escasa. El Gas Natural en Latinoamérica Mercados Desarrollados • Argentina • Brasil • Colombia Mercados Emergentes • • • • • • Bolivia Chile Ecuador Perú Uruguay Venezuela Vale la pena aclarar que no se tuvo en cuenta a México como parte de este capítulo debido a que su trascendencia y relevancia está dirigida hacia el mercado norteamericano, incluso Mercados sin Desarrollo • • • • • • • Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Paraguay muchas estadísticas internacionales, como las de British Petroleum y las de Energy Information Administration, lo presentan como integrante activo de esta región. 45 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Latinoamérica Honduras Guatemala El Salvador Nicaragua Venezuela Costa Rica Panamá Colombia Ecuador Brasil Perú Bolivia Paraguay Chile Argentina Mercados desarrollados Mercados emergentes Mercados sin desarrollo Paises no incluidos en el estudio 46 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Uruguay Latinoamérica Canasta Energética Latinoamericana - Mtep Combustible 2007 Variación Periodo 2008 Petróleo 260 270 4% Hidroeléctricidad 153 153 0% Gas natural 124 129 4% 22 23 4% 4 5 9% 564 580 3% Carbón Energía nuclear Total Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. Canasta Energética Latinoamericana 2008 En la canasta energética de la región, el petróleo es el combustible con la mayor participación; sin embargo, en los últimos años, el gas natural ha mostrado una tendencia de crecimiento, logrando posicionarse como uno de los energéticos más importantes. 4% 1% Petróleo 47% Hidroeléctricidad 22% Gas natural Carbón Energía nuclear 26% Producción de Gas Natural Latinoamérica - Gpcd Reservas de Gas Natural Latinoamérica - Tpc 245 240 19.0 18.9 19.1 2006 2007 2008 235 230 225 220 215 210 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Nota: La producción incluye reinyección. Consumo de Gas Natural Latinoamérica - Billones de m3 106 110 107 Vehículos con GNV en Latinoamérica 3,784,962 3,474,053 Variación Periodo 9% 2006 2007 2008 2007 47 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2008 Latinoamérica Infraestructura de transporte de gas natural en Latinoamérica Caracas Barranquilla Venezuela Medellín Bogotá Cali Quito Colombia Manaus Ecuador Fortaleza Campo Amistad Carauari Perú Brasil Aguaytia Porto Velha Lima Camisea Salvador Bolivia Brasilia La Paz Belo Horizonte Tocopilla Mejillones Paraguay Asunción Taltal Chile Rio de Janeiro Florianópolis Argentina Porto Alegre Planta de LNG Quintero Valparaiso Santiago Uruguay Rio Grande Buenos Aires Montevideo Concepción Mar de Plata Gasoductos actuales Gasoductos en proyecto Gasoductos binacionales actuales Gasoductos binacionales en proyecto Punta Arenas 48 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Mercados Desarrollados Mercados Desarrollados Colombia Brasil Argentina 51 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Argentina Extensión geográfica (Km2): 3,761,274 Población (Miles de habitantes): 40,482 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 6.8% PIB 5.8% PIB per cápita 7.9% IPC Porcentaje 8.0% Desempleo 1.6% Inversión extranjera / PIB Tasa 10.1% Captación 17.3% Colocación de préstamo Riesgo país (EMBIG) 18.3% Peso Argentino - $a Moneda nacional 3.1 Tasa de cambio - $a/US$ Proyección FMI Buenos Aires 2009 (1.5%) 7% PIB IPC 2010 0.7% 7.3% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MMUS$ 9,517 8.5% 7.0% 8.7% 7.1% 6.8% 5.9% 4.6% 4,997 3,449 2,776 2000 2001 1.1% 4,900 2006 878 2002 2003 2004 2.5% 3,100 3,954 2,005 2.9% 2005 2006 2007 2008 Argentina 2007 Países no desarrollados Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 2009 (p) (1%) (2%) 2008 Países desarrollados Año 508 2008 38,928 2008 Consumo carbón (MM toneladas) 0.4 2008 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 98 2006 Consumo total energía primaria (Mtep) 74.68 2008 Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) 6,196 2006 162 2006 3 Consumo gas natural (MMm ) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO 2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Enargas. 52 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Resumen cifras relevantes de gas natural Gas natural en canasta energética (2008) Número de pozos perforados (2008) Reservas de gas natural - Tpc (2008) Producción de gas natural - Mpcd (2008) Red de gasoductos - Km (2007) Consumo de gas natural - MMm 3 (2008) Total usuarios (2008) Residenciales No residenciales Vehículos con GNV (2008) Estaciones de servicio (2008) • El primer descubrimiento de gas natural se da en el año 1913. • Creación de la empresa estatal, Gas del Estado en 1946, da inicio al desarrollo del sector. • En 1949, se construye gasoducto que lleva gas a Buenos Aires y en 1972 se inaugura el primer gasoducto internacional Bolivia - Argentina. • El gas natural vehicular inicia actividades en 1984. Actualmente éste país es uno de los líderes a nivel mundial en este sector. • La Ley 24706 de 1992, implanta marco regulatorio y privatiza Gas del Estado, 54% 120 15.6 4,887 15,040 38,928 7,221,498 6,883,722 337,776 1,745,677 1,801 dando paso a 2 transportadoras y 8 distribuidoras. • A mediados de los años 90´s comienzan exportaciones a Chile, Brasil y Uruguay. • Entre 2004 y 2007, crisis por desabastecimiento de gas, suspensión temporal de exportaciones a Chile. • En mayo de 2009 llegó a costas argentinas una plataforma de regasificación flotante de LNG, capaz de inyectar al sistema 8 MMm3/día. El LNG provendrá de Trinidad y Tobago y Egipto. Consumo Residencial de Gas Natural - m3/usuario - mes 112.4 103.2 95.5 2006 2007 2008 Fuente: ENARGAS. 53 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina 54 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Exploración y producción Reservas y Producción de Gas Natural 2006 2007 2008 Reservas de gas natural - Tpc 15.8 15.6 15.6 Variación Promedio Anual (0.4%) Producción de gas natural - Mpcd 4,995 4,935 4,887 (1%) Concepto Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2008. El 59% de los pozos perforados en 2008 se concentra en 3 empresas: Repsol YPF con 29 pozos, Total Austral con 22 y Apache Energía con 20. Actividad Exploratoria Pozos Perforados 157 131 116 2005 2006 2007 120 Entre Repsol YPF y Total Austral se sustenta el 52% de la producción total de gas natural en Argentina. 2008 Fuente: Sistema Informativo de Petróleo y Gas de Argentina. Producción de Gas Natural - Mpcd Operador 2008 Participación Repsol YPF 1,325 27% Total Austral 1,227 25% Pan American Energy 637 13% Pesa (Petrobras) 447 9% Pluspetrol 384 8% Petrolera LF Company 187 4% Tecpetrol 177 4% Otros operadores 502 10% 4,887 100% Total producción Fuente: Instituto Argentino de Petróleo y Gas. 55 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Transporte Sistema de Transporte de Gas Natural en Argentina - 2007 Transportadora de Gas del Sur Descripción Neuba II Troncal Oeste Neuba I Paralelos Plantas Troncal G. San Martín Paralelos Plantas Troncal Paralelos Plantas San Martín Neuba I Neuba II Paralelos Plantas Tramos Finales L. De la Lata (Neuquén) Cerri (Bs. As.) 4 Compresoras Barrosa (Neuquén) Cerri (Bs. As.) 3 Compresoras San Sebastian (Tierra de Fuego) Cerri (Bs. As.) 14 Compresoras Cerri (Bs. As.) Cerri Pacheco (Bs. As.) Cerri - Las Heras (Bs. As.) Alta Ps. Buchanan - Las Heras Cordillerano Regional Plaza Huincul - Collón Curá (Neuquén) Paralelos Plantas 3 Compresoras Regional Plaza Huincul - Senillosa (Neuquén) Plantas 1 Compresora Mainque - Conesa (Río Negro) Gasoductos de Interconexión y Derivaciones 91 30 1.0 109,000 573 70 24 24 0.5 40,750 1,969 1,225 30-24 30-24 0.9 337,300 1,909 30 395 36 83 36-30 1.7 84,280 244 8 140 12 0.1 67 10-8 0.02 220 8 0.02 468 18-16-12 7,760 5,760 *Buenos Aires - Argentina Descripción Troncal Paralelos Centro Oeste 36 8,042 Transportadora de Gas del Norte Norte 590 HP 10-8-6 Total TGS Fuente: ENARGAS. Diámetro Capacidad (Pulg) (Kpcd) 5 Compresoras Anillo Bs. As.* Plaza Huincul Conesa Longitud (Km) Plantas Troncal C. Durán (Salta) San Jerónimo (Santa Fé) C. Durán (Salta) San Jerónimo (Santa Fé) 9 Compresoras L. De La Lata (Neuquén) Longitud (Km) Diámetro Capacidad (Pulg) (Kpcd) 1,455 24 1,268 24-16 HP 0.9 164,180 San Jerónimo (Santa Fé) Gasoductos Area Cuyo Paralelos Tramos Finales 30-18 890 30-24 Plantas 8 Compresoras Troncal San Jerónimo (Santa Fé) 295 24-22 Paralelo Pachecho (Bs. As) San Jerónimo (Santa Fé) Gral. Rodriguez (Bs. As) 297 30 268 24-16-12 San Jerónimo, Santa Fé, Paraná Total TGN Total 1,257 1.2 169,400 0.6 6,998 15,040 Fuente: ENARGAS. 56 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Argentina 1949 Gasoducto Comodoro Rivadavia – Buenos Aires 1,600 Km Gasnor S.A. Argentina 2007 Distribuidora de Gas del Centro Gasnea Contratos de Transporte Litoral Gas 340 Gas Natural Ban Metrogas Distribuidora de Gas Cuyana 281 253 237 Gamuzzi Gas Pampeana Gamuzzi Gas del Sur 2006 2007 TGS Gasoductos 15,040 Km Transportadora de Gas del Norte Transportadora de Gas del Sur Fuente: ENARGAS. 57 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS TGN Argentina Gas Transportado en el Sistema - Mpcd Concepto 2006 2007 Variación Promedio Anual 2008 Transportadora TGS - Volumen transportado TGS - Capacidad TGN - Volumen transportado TGN - Capacidad 2,324 2,621 1,707 2,027 2,401 2,729 1,628 2,027 2,371 2,729 1,555 2,027 4% 4% (2%) 2% Gas transportado por el sistema 4,031 4,029 3,927 1% Capacidad Cuenca Neuquina Austral y San Jorge Noroeste 4,648 4,756 4,756 3% 2,300 1,001 730 2,307 988 734 2,262 990 675 (0.6%) 6% 3% Gas transportado por el sistema 4,031 4,029 3,927 1% 72 72 63 4,103 4,101 3,990 62 62 43 4,165 4,162 4,032 Ingresos a distribución Total sistema Consumo en boca de pozo Gas recibido de productores 0.1% 1% (10%) 1% Fuente: ENARGAS. Gas Transportado Según Cuenca 25% 17% Neuquina Austral y San Jorge Noroeste Durante el año 2008, el 60% del volumen de gas fue transportado por TGS y el 40% por TGN. Las transportadoras están en la obligación de presentar a Enargas los contratos firmados con sus clientes. 58% Factor R/P - Años 10.4 10.3 10.6 2006 2007 2008 Especialistas en asuntos de energía de Argentina, ven con preocupación los años de reserva de gas, no aparecen nuevos yacimientos, intranquilidad que se aumenta por la representatividad del gas en el total de la energía primaria que se consume en el país 58 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Cobertura y consumo Usuarios de Gas Natural Empresa Metrogas Residencial No residencial Ban Residencial No residencial Litoral Residencial No residencial Camuzzi Pampeana Residencial No residencial Camuzzi Sur Residencial No residencial Centro Residencial No residencial Cuyana Residencial No residencial Gasnor Residencial No residencial Gasnea Residencial No residencial Total Residencial No residencial Variación Promedio Anual 2006 2007 2008 2,060,100 2,101,700 2,142,244 2% 1,982,200 2,021,800 2,060,853 2% 77,900 79,900 81,391 2% 1,320,900 1,355,000 1,389,258 3% 1,273,300 1,305,900 1,338,695 3% 47,600 49,100 50,563 3% 521,100 544,300 567,509 4% 496,800 518,500 540,302 4% 24,300 25,800 27,207 5% 1,050,800 1,089,400 1,126,326 3% 990,600 1,025,600 1,059,180 3% 60,200 63,800 67,146 5% 486,700 510,000 531,833 4% 440,400 461,300 480,540 4% 46,300 48,700 51,293 5% 508,900 533,500 558,392 5% 487,800 511,200 534,845 5% 21,100 22,300 23,547 6% 423,300 443,200 464,211 5% 405,400 424,100 443,906 5% 17,900 19,100 20,305 6% 355,100 371,000 385,397 4% 344,100 359,600 373,574 4% 11,000 11,400 11,822 4% 41,900 48,600 56,328 16% 38,800 44,900 51,827 15% 3,100 3,700 4,501 22% 6,768,800 6,996,700 7,221,498 3% 6,459,400 6,672,900 6,883,722 3% 309,400 323,800 337,776 4% Fuente: ENARGAS. 59 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Consumo de Gas Natural - MMm3 Sector 2006 Residencial Comercial Industrial Eléctrico* GNV Otros Total 2007 2008 Variación Promedio Anual 7,401 1,101 12,526 11,430 3,043 918 9,000 1,241 12,176 12,176 2,858 1,080 8,522 1,208 12,426 12,983 2,728 1,060 7% 5% (0.4%) 7% (5%) 7% 36,419 38,531 38,928 3% Fuente: ENARGAS. * Incluye consumos de gas en boca de pozo. Consumo de Gas Natural por Sector 3% 3% 3% 7% 8% 31% 32% 34% 32% 7% 33% 32% 3% 3% El consumo residencial disminuyó en el último año, 1.3 MMm3/día, como consecuencia de un invierno más moderado que el de 2007. 3% 20% 23% 22% 2006 2007 2008 Residencial Comercial Industrial Eléctrico GNV Otros El GNV ha disminuido el consumo, después de fuertes crecimientos en 2003 y 2004 de 30% y 15% respectivamente. Consumo de Gas Natural - MMm3 Empresa Metrogas Ban Litoral Centro Gasnor Cuyana Camuzzi Pampeana Camuzzi Sur Gasnea Total 2006 8,890 3,903 3,831 2,210 3,574 2,284 6,589 4,877 261 36,419 2007 8,809 4,104 3,862 2,336 3,911 2,325 6,913 5,970 300 38,531 2008 8,900 4,146 3,902 2,360 3,951 2,349 6,985 6,032 303 38,928 Fuente: ENARGAS. Nota: Cifra real 2008 ponderada con base en el detalle del 2007. 60 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Variación Promedio Anual 0.1% 3% 0.9% 3% 5% 1% 3% 11% 8% 3% Argentina Gas natural vehicular Consumo de GNV - MMm3 Empresa 2006 Metrogas Ban Litoral Centro Gasnor Cuyana Camuzzi Pampeana Camuzzi Sur Gasnea Total 2007 Variación Promedio Anual 2008 675 665 284 362 244 299 401 66 47 614 621 266 347 240 288 372 64 47 586 592 254 331 229 275 355 61 45 (7%) (6%) (5%) (4%) (3%) (4%) (6%) (4%) (3%) 3,043 2,858 2,728 (5%) Fuente: ENARGAS. Venta de GNV - MMm3 3,168 3,043 3,036 2,858 2,728 2,640 2003 2004 2005 2006 2007 El consumo de GNV entre 2006 y 2008 presenta una disminución significativa de 0.85 MMm3/día, aún cuando hubo un incremento de 315,000 conversiones. El crecimiento en EDS ha sido menor que el de las conversiones, por lo que el índice de vehículos/EDS pasó de 874 en 2007 a 969 en 2008. 2008 Gas Natural Vehicular Concepto Estaciones de servicio Vehículos con GNV Consumo de GNV - MMm 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 1,636 1,753 1,801 5% 1,745,677 10% 2,728 (5%) 1,429,973 1,678,230 3 3,043 2,858 Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group, ENARGAS. 61 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Vehículos con GNV Provincia Variación Promedio Anual 2006 2007 2008 Buenos Aires 671,478 796,236 834,093 11.5% Capital Federal 129,212 142,780 129,240 0.01% Córdoba 170,111 198,288 209,379 10.9% Mendoza 126,491 150,237 157,643 11.6% Santa Fé 128,025 139,782 151,492 9% Otras provincias 204,655 250,907 263,831 14% 1,429,973 1,678,230 1,745,677 10% Total Fuente: ENARGAS, International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group. Vehículos con GNV - 2008 15% 48% Buenos Aires El 55% del parque automotor con GNV de Argentina se encuentra en la provincia de Buenos Aires y la Capital Federal. Capital Federal 9% Córdoba Mendoza 9% Santa Fé Otras provincias 12% 7% En los últimos ocho años se han convertido en Argentina 1,300,000 vehículos a GNV, para un promedio de 162,500 vehículos/año. Vehículos con GNV Cifras en Miles 1,459 1,430 2005 2006 1,678 1,746 2007 2008 450 2000 Por todas las cifras anteriormente mostradas, es indiscutible que dentro del grupo de mercados del GNV a nivel mundial, entre los más desarrollados, se encuentra Argentina. 62 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Argentina Tarifa a usuario final Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008 Empresa Metrogas Ban Litoral Centro Cargo Fijo Cargo Variable $/factura $/factura $/m3 20 m3 / mes 3 US$/factura US$/m 20 m3 / mes 7.8 10.1 8.1 7.9 0.15 0.17 0.13 0.26 10.7 13.4 10.6 13.1 0.17 0.22 0.17 0.21 3.4 4.3 3.4 4.2 Gasnor 7.9 0.11 10.1 0.16 3.2 Cuyana 7.7 0.14 10.6 0.17 3.4 Camuzzi Pampeana 7.8 0.16 11.0 0.18 3.6 Camuzzi Sur 7.7 0.09 9.5 0.15 3.1 Gasnea 7.8 0.15 10.7 0.17 3.4 8.1 0.15 11.1 0.18 3.6 Promedio país Fuente: Enargas. Nota: ($) corresponde a pesos argentinos. Tasa de cambio: 3.1 $a/US$ Tarifas a Usuario Final - Servicio General con Contrato - 2008 Empresa Metrogas Cargo Fijo Cargo Variable $/factura $/factura $/m3 300 m3 / mes 300 m3 / mes 21.3 0.10 0.08 0.12 0.07 0.08 0.08 28.7 23.3 36.3 21.5 23.3 24.4 0.06 18.0 78.7 0.08 25.4 76.5 0.08 24.7 0.18 0.25 66.0 88.9 Camuzzi Sur 11.2 11.2 11.2 10.9 11.2 11.1 0.20 0.34 0.18 0.20 0.22 0.15 72.2 112.6 66.6 72.1 75.7 55.8 Gasnea 11.5 0.22 11.5 0.22 Promedio país US$/factura 0.07 11.0 14.4 Ban Litoral Centro Gasnor Cuyana Camuzzi Pampeana 3 US$/m Fuente: Enargas. Nota: ($) corresponde a pesos argentinos. Tasa de cambio: 3.1 $a/US$ 63 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil Brasil Extensión geográfica (Km2) 8,547,403 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 5.9% PIB 4.5% PIB per cápita 6.4% IPC Porcentaje 7.9% Desempleo 1.9% Inversión extranjera / PIB Tasa 7.8% Captación 36.7% Colocación de préstamo 4.8% Riesgo país (EMBIG) Población (Miles de habitantes) 196,343 Brasilia Moneda nacional Reales - R$ Tasa de cambio - R$/US$ 1.8 Proyección FMI 2009 2010 PIB (1.3%) 2.2% IPC 4.8% 4.0% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 30,498 7.1% 7.0% 5.9% 5.9% 5.7% 27,518 24,715 4.6% 4.0% 14,108 12,550 3% 20,000 8,339 3% 1% 9,894 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2006 (9,380) Brasil 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 2009 (p) (1.3%) Países desarrollados Año 2,397 2008 23,871 2008 Consumo carbón (MM toneladas) 15 2008 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 402 2007 Consumo total energía primaria (Mtep) 228 2008 6,844 2006 377 2006 3 Consumo gas natural (MMm ) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Abegas. 64 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS (1%) Brasil Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural - 2008 10% 422 19.3 2,083 7,405 3,940 3,465 23,871 1,437,931 1,411,833 26,098 1,588,331 1,649 Participación gas natural - Canasta energética Número de Pozos perforados Reservas de gas natural - Tpc Producción de gas natural - Mpcd Red de gasoductos - Km Nacionales Internacionales 3 Consumo de gas natural - MMm Número de usuarios Residenciales No residenciales Vehículos con GNV Estaciones de servicio • Primeras reservas de gas natural se descubren en 1940, en el estado de Bahía. • Petrobras, empresa estatal, creada en 1953, monopolizó durante más de 40 años los derechos de exploración y producción. • Reformas constitucionales entre 1995 y 1997 crean ente regulador y abren las puertas del sector a la empresa privada. • como externas. Bolivia, principal fuente externa. • Mercado con fuerte integración vertical entre el upstream y los demás eslabones de la cadena. Petrobras lidera el mercado, maneja importaciones de Bolivia y domina reservas, producción y transporte. • Petrobras desarrolla un proyecto para instalar dos plantas de LNG que abastecerían el 17% de la demanda, disminuyéndose así la dependencia del gas boliviano. Actualmente el abastecimiento de gas natural proviene tanto de fuentes internas Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes 16.2 15.7 15.0 2006 2007 2008 Fuente: Abegas. 65 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil 66 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil Exploración y producción Reservas de Gas Natural - Tpc Localización 2006 Río de Janeiro Amazonas Espíritu Santo Sao Paulo Bahía Otros Total Probadas No probadas 2007 9.7 3.1 2.5 2.4 1.9 9.6 3.2 2.5 2.4 1.8 1.19 2008 Participación 2008 1.17 9.0 3.0 2.3 2.2 1.7 1.1 47% 15% 12% 11% 9% 6% 20.8 20.6 19.3 100% 12.3 8.5 12.9 7.8 11.5 7.8 60% 40% Fuente: Agencia Nacional de Petróleos, BP Statistical Review of World Energy 2009. Reservas Probadas de Gas Natural - Tpc 12.3 11.5 7.8 7.9 12.9 11.5 10.8 8.7 Variación Promedio Anual 6% 2000 2001 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Solo el 20% de las reservas se encuentran en tierra, principalmente en el campo Urucu (Amazonas) y en campos del estado Bahía. Del 80% de reservas que se encuentran costa afuera, la gran mayoría están en Bahía de Campos (Río de Janeiro), éstas son el 42% del total de las reservas del país. Reservas de Gas Natural - Tpc Localización 2006 2007 Tierra Costa afuera 4.6 16.1 4.1 16.5 Total 20.8 20.6 Variación 2008 Promedio Anual 3.9 1% 15.4 17% 19.3 13% Fuente: Agencia Nacional de Petróleos, BP Statistical Review of World Energy 2009. 67 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil Balance de Gas Natural - Mpcd Concepto 2006 Producción (-) Consumo propio (-) Quema y pérdida (-) Reinyección 2007 2008 Variación Promedio Anual 1,713 271 179 307 1,756 279 188 338 2,083 279 211 376 10% 1% 9% 11% Producción nacional líquida 956 951 1,218 13% (+) Importación 947 999 1,092 7% 1,903 1,950 2,310 Mpcd Oferta (Consumo nacional) 3 MMm Gas comercializado por distribuidoras Otros consumos 19,671 20,159 23,871 15,355 15,053 18,101 4,315 5,107 5,769 10% 9% 16% Fuente: Agencia Nacional de Petróleos. Producción de Gas Natural - 2008 13% Consumo propio 10% Quema y pérdida Reinyección 18% 59% Producción nacional líquida Oferta de Gas Natural - 2008 47% Producción nacional líquida Importación 53% El 41% de la producción no llega a ser parte de la oferta al mercado. Más del 75% de la producción es de gas asociado. La totalidad del gas importado en el segundo semestre de 2008 provino de Bolivia. En el primer trimestre de 2008 se importaron 1.2 MMm3/día de Argentina. A comienzos de 2009, se importaron de Bolivia 24 MMm3/día, a partir de mayo se solicitó el máximo, 30 MMm3/día. Brasil está obligado a importar mínimo 19.5 MMm3/día hasta 2019, esta cifra representa el 63% de sus requerimientos de importación del año 2008, que permitieron balancear su demanda. 68 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil Transporte Sistema de Transporte de Gas Natural en Brasil - 2008 Diámetro (Pulg) Gasoducto Malha I Guamaré - Cabo Pilar - Cabo Guamaré - Pecém Santa Rita - São Miguel de Taipu Açu - Serra do Mel Malha II Atalaia - Santiago/Catu Santiago/Catu - Camaçari I Santiago/Catu - Camaçari II Candeias - Camaçari Candeias - Aratu (Trecho Candeias - Dow Química) Dow - Aratu - Camaçari Atalaia - Itaporanga Catu - Carmópolis (Trechos Itaporanga - Carmópolis / Catu - Itaporanga) Carmópolis - Pilar Malha III Lagoa Parda - Aracruz Aracruz - Vitória Serra - Viana 1,066 12 12 12/10 14 14 18 12 14 14 14 26 26 8 8 8 26/16 Cacimbas - Vitória Cabiúnas - Vitória Malha IV Cabiúnas - Reduc Reduc - Regap Reduc - Esvol Esvol - Tevol Esvol - São Paulo RBPC - Capuava RBPC - Comgás Betim - Ibirité Campinas - Rio 28 16 16 18 14 22 12 12 12 28 Total extensión gasoductos de producción nacional Lateral Cuiabá 424 204 382 25 31 844 230 32 32 37 15 27 29 265 177 575 38 62 46 117 13 300 1,454 183 357 95 6 325 37 2 0.1 450 3,940 Trecho Norte: 24 a 32 Trecho Sur: 16 a 34 18 Bolivia - Brasil Extensión (Km) Uruguaiana - Porto Alegre 24 Total extensión gasoductos de importación Total Fuente: Agencia Nacional de Petróleos. 69 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 1,418 1,165 267 615 3,465 7,405 Brasil Cobertura y consumo Usuarios de Gas Natural Sector Residencial Comercial Industrial GNV Cogeneración Eléctrico Otros Total 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 1,253,728 20,550 2,514 1,378 32 21 18 1,335,811 21,190 2,498 1,514 38 19 27 1,411,833 21,798 2,543 1,649 46 18 44 6% 3% 1% 9% 20% (7%) 56% 1,278,241 1,361,097 1,437,931 6% Fuente: Abegas. Excepto las térmicas, de las cuales hay tres menos que en 2006, los demás sectores presentan crecimientos en sus usuarios en el periodo en estudio. Usuarios de Gas Natural por Empresa - 2008 5% Ceg Comgas Otras empresas 51% 44% El 97% de los usuarios se encuentran en los dos grandes centros urbanos del país, los estados de Río de Janeiro y Sao Paulo. Usuarios de Gas Natural Empresa 2006 2007 Ceg Comgas Gas Natural Sao Paulo S Ceg Rio de Janeiro Otras empresas 710,761 517,827 25,400 17,158 7,095 724,786 572,129 28,761 19,555 15,866 Total 1,278,241 1,361,097 2008 Variación Promedio Anual 735,656 630,503 31,586 21,537 18,649 2% 10% 12% 12% 62% 1,437,931 6% Fuente: Abegas. 70 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil Consumo de Gas Natural - MMm3 Sector 2006 2007 Variación Promedio Anual 2008 Industrial 8,353 9,254 9,427 6% GNV 2,600 2,562 2,421 (4%) Residencial 225 241 264 8% Comercial 213 213 222 2% 3,000 686 278 15,355 1,979 696 107 15,053 4,861 823 83 18,101 Eléctrico Cogeneración Otros Total 27% 10% (45%) 9% Fuente: Abegas. Consumo de Gas Natural por Sector 2008 52% 2007 27% 61% 2006 13% 54% Industrial 20% Eléctrico GNV 13% 8% 17% 8% 17% 9% El sector industrial presentó un crecimiento durante el periodo de análisis de 2.9 MMm3 /día. El crecimiento del consumo en Brasil se ha sustentado en la generación eléctrica. En el periodo 2006 - 2008 éste se incrementó en 5.1 MMm3 /día. Otros 3 Consumo de Gas Natural - MMm Región Nordeste Sudeste Sur Centro - Oeste Total 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 2,173 2,371 2,443 6% 10,286 10,554 13,861 16% 2,253 1,782 1,680 (14%) 643 346 118 (57%) 15,355 15,053 18,101 Fuente: Abegas. 71 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 9% Brasil Departamentos sin cobertura Tarifa a usuario final Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008 Empresa Cargo Fijo Cargo Variable R$/factura R$/m3 R$/factura 3 US$/m 20 m3/mes US$/factura 20 m3/mes Gas Natural 15.37 3.08 77.04 2.14 42.80 Comgas 15.03 3.38 82.59 2.29 45.88 0 3.73 74.62 2.07 41.45 10.13 3.40 78.08 2.17 43.38 Ceg Río de Janeiro Promedio Tarifas a Usuario Final - Sector Comercial - 2008 Empresa Cargo Fijo Cargo Variable R$/factura R$/m3 R$/factura 3 US$/m 300 m3/mes US$/factura 300 m3/mes Gas Natural 32.00 2.33 731.30 1.35 406.28 Comgas 61.78 2.52 816.96 1.51 453.87 0 3.79 1,136.88 2.11 631.60 31.26 2.88 895.05 1.66 497.25 Ceg Río de Janeiro Promedio Fuente: AGENERSA, ARSESP. Tasa de cambio: 1.8 R$/US$. 72 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Brasil Gas natural vehicular Gas Natural Vehicular Concepto Estaciones de servicio de GNV Vehículos con GNV 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 1,378 1,514 1,649 9% 1,588,331 9% 2,421 (4%) 1,325,823 1,467,219 Consumo de GNV - MMm 3 2,600 2,562 Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group, Abegas. Vehículos con GNV Miles de Vehículos 1,326 1,467 1,588 1,052 826 Durante los últimos ocho años, los vehículos convertidos a GNV en Brasil, han presentado un crecimiento promedio año del 28%. 643 285 2001 381 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Vehículos/Estaciones 962 969 2008 El índice vehículos/estación, del periodo 2006 - 2008 se encuentra entre 962 - 969, superior a los 700 establecidos en Colombia como nivel óptimo por el Ministerio de Minas y Energía. 963 Contrastan las cifras de conversiones y consumo de GNV en 2008, mientras las primeras aumentaron en casi 120,000, el volumen disminuyó en 0.5 MMm3/día. 2006 2007 2008 73 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Colombia Colombia Extensión geográfica (Km2) 1,141,815 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 2.5% PIB 1.7% PIB per cápita 7.7% IPC Porcentaje 11.2% Desempleo 3.4% Inversión extranjera / PIB Tasa 9.7% Captación 17.1% Colocación de préstamo 5.4% Riesgo país (EMBIG) Peso Colombiano - $ Moneda nacional 2,243.6 Tasa de cambio $/US$ Proyección FMI Población (Miles de habitantes) 45,014 Bogotá 2009 0% 5.4% PIB IPC 2010 1.2% 4.0% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 6.8% 8,127 7.5% 7.0% 7.1% 5.9% 8,645 4.6% 5,558 2,526 3% 5,590 2,873 3% 1% 1,277 2,111 0.0% 783 2006 2000 2.5% 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2007 2009 (p) (1%) 2008 2008 Colombia Países no desarrollados Datos Energéticos Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 234 2008 Consumo gas natural (Mpcd) 723 2008 Consumo carbón (MM toneladas) 2 2008 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 54 2008 Consumo total energía primaria (Mtep) 30 2008 6,399 2008 62 2006 Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, UPME. 74 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Colombia 75 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Comparativo Mercados Desarrollados Comparativo Mercados Desarrollados Población y Crecimiento PIB - 2008 Consumo Energético - 2008 196,343 6.8% 11% 1% 5.9% 2% 1% 6% 40,482 8% 36% 2.5% 45,014 33% 36% 32% 46% 54% 24% 10% Argentina Brasil Colombia Población - Miles de habitantes Crecimiento PIB Argentina 31.0 Colombia Petróleo Energía nuclear Hidroeléctrica Carbón Consumo - MMm3 - 2008 Reservas y Factor R/P de Gas Natural 2008 19.3 Brasil Gas natural Colombia 7,473 15.6 20.0 Brasil 6.4 10.6 23,871 Argentina Argentina Brasil 38,928 Colombia Reservas - Tpc Factor R/P - Años Cobertura de Gas Natural - 2008 Transporte de Gas Natural 7,221,498 9 15,040 30 27 5,015,381 7,405 6,973 9 3 1,437,931 2 Argentina Brasil Colombia Argentina Brasil Usuarios Km Tarifa Promedio Residencial US$/factura (20 m3/mes) - 2008 1,801 Colombia 1,649 1,588,331 7.29 Brasil 43.38 507 280,638 Argentina Empresas distribuidoras Empresas transportadoras Gas Natural Vehicular - 2008 1,745,677 Colombia Brasil Vehículos Argentina 3.57 Colombia EDS 76 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Mercados Emergentes Mercados Emergentes Venezuela Ecuador Perú Bolivia Chile Uruguay 79 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Bolivia Extensión geográfica (Km2) 1,098,591 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 9,601 Cifras 2008 Tasa anual de variación 5.8% 3.7% 12.1% PIB PIB per cápita IPC Porcentaje N.D. 2.3% Tasa 3.6% 8.8% Boliviano - Bs 7.7 Desempleo Inversión extranjera / PIB La Paz Captación Colocación de préstamo Moneda nacional Tasa de cambio - Bs/US$ Proyección FMI 2009 2.2% 6.5% PIB IPC 2010 2.9% 6.1% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MMUS$ 734 674 5.8% 5.9% 4.8% 703 278 195 2000 7.1% 7.0% 2001 2002 2003 2004 2.9% 200 63 4.6% 4.6% 2.5% 2.2% 280 2005 2006 (242) 2007 1.1% 2008 2006 Bolivia 2007 Países no desarrollados Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 2009 (p) (1%) 2008 Países desarrollados Año 59 2007 2,150 2008 Consumo carbón Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 0 5.1 2007 2007 Consumo total energía primaria (Tbtu) 218 2006 6,844 2006 12 2006 Consumo gas natural MMm 3 Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Superintendencia de Hidrocarburos. 80 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural Reservas de gas natural - Tpc (2008) Producción de gas natural - Mpcd (2008) Red de gasoductos - Km (2006) 25.1 1,512 4,562 2,150 112,295 108,359 3,936 99,657 96 3 Consumo de gas natural - MMm (2008) Número de usuarios (2008) Residenciales No residenciales Vehículos convertidos a GNV (2008) Estaciones de servicio (2008) • El análisis del sector gas se ha hecho con base en las reservas probadas de gas natural que ascienden a 25 Tpc; sin embargo, según fuentes oficiales como YPFB, este país cuenta con un total de reservas de 52 Tpc. • País productor y exportador de gas desde inicio de los años 70´s. Sin embargo, su consumo interno es muy reducido. • Ley de hidrocarburos de 1996 incentivó la exploración,130 pozos perforados entre 1998 y 1999. Reservas aumentaron significativamente entre 1998 y 2003. • perforados entre 2006 y 2007. • Actualmente existen contratos de exportación a Brasil (30 MMm3/día), Argentina (16 MMm3/día, extendibles a 27 en 2010) y Uruguay (4 MMm3/día). • Producción de gas natural entre 2006 y 2008 no sobrepasa los 41 MMm3/día, causa de incumplimientos en compromisos de exportación. A comienzos de 2008 solo se enviaban a Argentina 2.8 MMm3/día. • A finales de 2008, se estructuró una alianza estratégica entre Gasprom (Multinacional rusa), Total y la estatal Boliviana YPFB, para invertir 4,500 MM US$ en el sector gas de Bolivia. Nacionalización de hidrocarburos en 2005, creó un periodo de total inestabilidad en la inversión extranjera. Solo 12 pozos Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes 27.5 27.2 24.4 2006 2007 2008 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. 81 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia 82 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Exploración y producción Reservas y Producción de Gas Natural Concepto 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual Reservas - Tpc 26.1 25.1 25.1 (2%) Producción - Mpcd 1,313 1,509 1,512 7% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009, Superintendencia de Hidrocarburos. Producción de Gas Natural - Mpcd 1,600 1,400 1,200 1,000 800 600 400 200 0 En mayo de 2009, la estatal YPFB abrió licitación para lograr la certificación de las reservas de gas, con el apoyo técnico de Noruega y Canadá. La última certificación, 27.6 Tpc, corresponde a diciembre de 2004. Crecimiento Promedio Anual 21% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Producción de Gas Natural - Mpcd Empresa Petrobras Andina Chaco British Gas Pluspetrol Petrobras Energía Repsol Vintage Total 751 231 148 53 38 36 31 838 243 179 52 43 41 77 844 236 182 53 46 39 79 Variación Promedio Anual 6% 1% 11% (0.5%) 11% 5% 58% 25 35 34 17% 1,313 1,509 1,512 7% 2006 2007 2008 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. 83 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Transporte Sistema de Transporte de Gas - 2006 Longitud (Km) Gasoductos Carrasco - Yapacaní 76 Yapacaní - Colpa Colpa - Río Grande 12 Capacidad (Mpcd) 3/4 16 176 88 24 274 4 8 5/8 32 64 6 5/8 - 4 1/2 10 Frontera - Yacuiba 367 24 72 Yacuiba - Caigua 100 24 468 Caigua - Taquiperenda 101 24 460 Taquiperenda - Saipurú 104 24 438 Saipurú - Río Grande 136 24 480 Villamontes - Tarijá 174 4 1/2 8 85 4 1/2 6 Tarijá - El Puente Taquiperenda - Tarabuco 300 10 3/4 - 8 Empresa 176 114 Carrasco - Valle Hermoso Colpa - Mineros Diámetro (Pulg) 5/8 - 6 5/8 Transredes Transredes Transredes Transredes 21 Tarabuco - Sucre 44 6 5/8 21 Tarabuco - Cbba 282 10 3/4 - 6 5/8 10 13 4-6-8 40 Transredes Sucre - Potosí 100 6 5/8 - 4 1/2 5 Transredes Río Grande - Parotani 454 10 3/4 75 Parotani - Oruro 127 6 5/8 28 Oruro - La Paz 199 6 5/8 25 Mineros San Ramón 111 3 1/2 - 2 Río Grande - Santa Cruz 46 12 3/4 Caranda - Colpa 33 10 3/4 El puente - Camargo 71 2 3/8 - 3 1/2 - 4 1/2 Madrejones - Campo Durán 20 12 3/4 88 Pluspetrol Río Grande - Mutún 557 32 1,062 Transbolivia Chiquitos - San Matías 360 18 99 Oriente Boliviano Yacuiba - Río Grande 431 32 622 Transierra Piraimiri - Cerrillos Total Transredes Transredes Comsur 86 Transredes Transredes Prefectura Chuquisaca 4,562 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. 84 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Sistema de transporte de gas A Brasil La Paz San Ramón Carrasco Mineros Santa Cruz Oruro Est. Chiquitos Sucre Mutún A Brasil Potosí Camargo El Puente Prefectura de Chuquisaca Transredes Tarijá Petrobras Gas Transboliviano A Campo Durán 85 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Oriente Boliviano Comsur Bolivia Exportaciones Exportaciones de Gas Natural - Mpcd Sector 2006 Brasil Por Mutún Por San Matías Argentina Por Madrejones Por Pocitos Total 2007 888 867 21 176 34 142 1,064 1,075 1,071 4 101 27 75 1,177 2008 1,083 1,081 2 99 28 70 1,182 Variación Promedio Anual 10% 12% (69%) (25%) (9%) (30%) 5% Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. Exportaciones de Gas Natural 2008 8% 92% 2007 9% 91% 2006 17% Durante 2008, las exportaciones de gas natural a Brasil se mantuvieron cercanas a los 30 MMm3/día, cifra máxima contratada. En el mismo periodo se enviaron a Argentina 4 MMm3/día, inferior a los 16 MMm3/día que se proyectaba exportar para este año. 83% Argentina Brasil Factor R/P - Años Decrecimiento Promedio Anual (17%) 199 45 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 El cálculo de este factor R/P se llevó a cabo con las reservas probadas, 25 Tpc, de haber tomado las reservas totales, que según fuentes oficiales bolivianas estarían en 51 Tpc, este factor ascendería a 92 años. 2008 86 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Cobertura y consumo Usuarios de Gas Natural Sector 2006 2007 2008 * Variación 2007 - 2008 Industrial 1,127 1,190 1,228 3% Comercial 2,127 2,458 2,708 10% Residencial 68,389 89,657 108,359 21% 71,643 93,305 112,295 20% Total Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. * Cifras a julio. Usuarios de Gas Natural - 2008 1% 2% El gobierno boliviano proyecta para el año 2009, instalar 100,000 conexiones domiciliarias de gas natural en 7 departamentos. La mayor cantidad, 35,000, en La Paz, y 21,000 en Santa Cruz y Cochabamba. Industrial Comercial Residencial 97% Usuarios de Gas Natural Empresa 2007 2008 * Variación Emcogas 15,989 18,130 13% Emdigas 8,058 8,254 2% Emtagas 30,080 33,404 11% Sergas 6,284 7,456 19% YPFB 32,289 44,408 38% 605 643 6% 93,305 112,295 20% Cosermo Total Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. * Cifras a julio. 87 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Consumo de Gas - MMm3 Sector 2006 2007 2008* Variación Promedio Anual Distribuidoras de gas por redes 736 848 898 10% Eléctrico 842 843 775 (4%) Consumo propio 199 323 322 27% 86 90 99 7% 59 1,922 38 2,142 56 2,150 Refinerías Otros sectores Total (3%) 6% Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. Nota: Este consumo no incluye exportaciones de gas natural.* Proyección anual con cifras reales a marzo de 2008. Consumo de Gas 5% 2% 15% 42% Gas por redes Eléctrico Consumo propio Refinerías Emcogas, líder en ventas de gas en 2008, se encuentra en trámites para transferir en julio de 2009, la administración del servicio de distribución de gas natural de Cochabamba a la entidad estatal YPFB, por vencimiento del contrato que era a 20 años. Otros sectores 36% Consumo de Gas Natural por Distribuidoras - MMm3 Empresa Emcogas Emdigas Sergas YPFB Otras empresas Total 2006 2007 2008 * Variación Promedio Anual 230 47 191 216 52 261 49 241 246 51 285 51 268 272 22 11% 4% 18% 12% (35%) 736 848 898 10% Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. * Proyección anual con cifras reales a julio. 88 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Tarifa a usuario final Tarifas a Usuario Final - Sector Residencial - 2008 Empresa Cargo Fijo Bs$/factura Cargo Variable Bs$/factura Bs$/m3 20 m3/mes US$/factura 3 US$/m 20 m3/mes Emcogas 0.00 1.31 26.11 0.17 3.4 Emdigas 10.00 1.20 33.93 0.22 4.4 Emtagas 21.21 0.00 21.21 0.14 2.8 Sergas 0.00 1.26 25.25 0.16 3.3 YPFB 0.00 0.79 15.87 0.10 2.1 6.24 0.91 24.47 0.16 3.2 Promedio Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. Nota: Bs (Bolivianos) moneda nacional Bolivia. Tasa de cambio 7.7 Bs/US$. Tarifa a Usuario Residencial US$/factura mes Tarifa a Usuario Comercial US$/factura mes 4.4 50.9 3.4 3.3 44.3 3.2 2.8 31.9 29.5 24.6 2.1 10.4 Emcogas Emdigas Emtagas Sergas YPFB Promedio Emcogas Emdigas Emtagas Sergas YPFB Promedio Tarifas a Usuario Final - Sector Comercial - 2008 Empresa Cargo Fijo Bs$/factura Cargo Variable Bs$/factura Bs$/m3 300 m3/mes 3 US$/m US$/factura 300 m3/mes Emcogas 0.00 1.31 391.61 0.17 50.9 Emdigas 0.00 1.14 340.93 0.15 44.3 Emtagas 0.00 0.76 227.25 0.10 29.5 Sergas 0.00 0.63 189.43 0.08 24.6 YPFB 80.00 0.00 80.00 0.03 10.4 16.00 0.77 245.84 0.11 31.9 Promedio Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. Nota: Bs (Bolivianos) moneda nacional Bolivia. Tasa de cambio 7.7 Bs/US$. 89 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Gas natural vehicular Gas Natural Vehicular 2006 2007 2008 * Variación Promedio Anual 82 88 96 8% 63,432 86,315 99,657 25% 184 243 297 27% Concepto Estaciones de servicio de GNV Vehículos con GNV Consumo de GNV - MMm 3 Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Cifras a julio. El 8% de crecimiento anual de las EDS está muy por debajo del 25% al que crecen los vehículos. El índice vehículos/EDS es de 1,039, uno de los más altos de la región. Vehículos con GNV - 2008 6% 9% Cochabamba Santa Cruz El Alto Otras ciudades 51% 34% Solo hasta 2005, se inició la penetración del GNV a La Paz y un año antes a la provincia de Tarijá, estos mercados apenas comienzan su desarrollo. Vehículos con GNV Ciudad El Alto La Paz Cochabamba Santa Cruz Sucre Oruro Tarijá Total 2006 2007 2008* Variación Promedio Anual 4,963 102 36,021 19,145 1,145 483 1,573 7,970 254 45,445 28,141 1,806 720 1,979 9,504 411 50,756 33,640 2,124 1,045 2,177 38% 101% 19% 33% 36% 47% 18% 63,432 86,315 99,657 25% Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Cifras a julio. 90 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Bolivia Consumo de GNV - MMm3 Ciudad 2006 2007 Variación Promedio Anual 2008* El Alto 21 27 31 23% La Paz 4 5 7 36% Cochabamba 96 114 129 16% Santa Cruz 58 87 119 42% Sucre 2 4 5 49% Oruro 1 2 3 47% Tarijá 2 3 4 46% 184 243 297 27% Total Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Proyección anual con cifras reales a julio. Ventas de GNV - 2008 7% Entre Cochabamba y Santa Cruz se encuentra el 83% del consumo de GNV del país, estas regiones tienen más de 10 años con acceso al GNV. 10% 43% Cochabamba Santa Cruz El Alto Otras ciudades 40% Estaciones de GNV Ciudad El Alto La Paz Cochabamba Santa Cruz Sucre Oruro Tarijá Total 14 3 29 25 3 2 6 15 3 32 28 3 2 5 18 3 33 31 2 3 6 Variación Promedio Anual 13% 0% 7% 11% (18%) 22% 0% 82 88 96 8% 2006 2007 2008* Fuente: Superintendencia de Hidrocarburos. (*) Cifras a julio. 91 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Chile Extensión geográfica (Km2) 2,006,096 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 3.8% PIB 2.8% PIB per cápita 8.9% IPC Porcentaje 7.7% Desempleo 5.4% Inversión extranjera / PIB Tasa 7.8% Captación 15.2% Colocación de préstamo 3.7% Riesgo país (EMBIG) Peso Chileno -$ Moneda nacional 522.4 Tasa de cambio - $ /US$ Proyección FMI 2009 2010 PIB 0% 3.0% IPC 3% 3.0% Población (Miles de habitantes) 16,454 Santiago de Chile Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 7.1% 7.0% 10,627 5.9% 11,170 5.1% 4.6% 4.3% 3.8% 5,610 2,590 2.9% 4,801 2,207 1.1% 2,701 0.1% 873 2000 2001 2006 2002 2.5% 4,482 2003 2004 2005 2006 2007 2007 2008 Chile Países no desarrollados Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) Países desarrollados Año 358 2008 2,604 2008 Consumo carbón (MM toneladas) Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 3 46 2008 2006 Consumo total energía primaria (Mtep) 28 2008 6,823 2006 65 2006 Consumo gas natural MMm 2009 (p) (1%) 2008 3 Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, CNE. 92 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural Participación gas natural - Canasta energética (%) (2007) Reservas de gas natural - Tpc (2008) Producción de gas natural - Mpcd (2008) Red de gasoductos - Km (2008) Nacionales Internacionales Consumo de gas natural - MMm Número de usuarios (2008) Residenciales No residenciales Vehículos convertidos a GNV Estaciones de servicio (2008) 3 (2008) 16% 2.7 178 4,468 1,117 3,351 2,604 555,599 542,651 12,948 8,064 15 (2008) • Reservas muy limitadas, desde los años 50´s se han descubierto en la cuenca de Magallanes 23 yacimientos, 12 aún con algunas reservas. • Para cubrir déficit actual, Chile mira hacia el LNG, apuntándole a una independencia energética, por el múltiple acceso a la oferta que se tiene con él. • En la última década, el consumo de gas se incrementó a un ritmo mucho mayor que la producción, situación que obliga a depender de importaciones. • • Importaciones de gas desde Argentina iniciaron en 1996 alcanzando los 22 MMm3/día. Entre 2004 y 2008 se presentan interrupciones temporales en estos envíos. En el segundo semestre de 2009, entraría en operación la planta de regasificación de LNG Quintero (una de las primeras en Suramérica), se espera procesar entre 10 y 15 MMm3 /día que podrían ampliarse hasta 20 MMm3 /día, lo que permitiría satisfacer las necesidades de suministro actuales en un 90% aproximadamente. Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes 62.1 47.8 38.4 2006 2007 2008 Fuente: CNE - Comisión Nacional de Energía de Chile. 93 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile 94 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Exploración y producción Reservas y Producción de Gas Natural 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual Reservas de gas natural - Tpc 2.8 2.8 2.7 (2%) Producción de gas natural - Mpcd 213 195 178 (9%) Concepto Fuente: CNE - Comisión Nacional de Energía de Chile. Reservas de Gas Natural - Tpc 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 La estatal ENAP tiene presupuestado invertir en exploración 600 millones de dólares en el periodo 20072011. De estos se invirtieron 300 millones en 2008 en la exploración de petróleo y gas natural en la austral región de Magallanes; sin embargo, hasta finales de 2008, los resultados no han sido los más alentadores. Producción de Gas Natural - Mpcd 236 250 Variación Promedio Anual (7%) 246 211 204 222 213 195 178 El 100% de la producción de gas natural de Chile se da en la cuenca de Magallanes, siendo sus principales destinos la multinacional Methanex, primer productor mundial de metano, y la ciudad de Punta Arenas, atendida por la distribuidora Gasco Magallanes. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 95 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Transporte 96 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Infraestructura de Transporte de Chile Zonas Gasoductos I: Tarapacá Norandino II: Antofagasta Atacama (De Argentina) III: Atacama IV: Coquimbo V: Valparaiso Región Metropolitana VI: O’ Higgins VII: Maule Planta de regasificación de LNG Quintero Santiago de Chile Gas Andes (De Argentina) Electrogas VIII: Bio Bío IX: Araucanía Del Pacífico (De Argentina) X: Los Lagos XI: Aisén del General Carlos Ibañez Campo XII: Magallanes y Antártica chilena City Gates Fuente: CNE. 97 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Importaciones de Gas Natural - Mpcd Usos/Región 2005 2006 2007 Variación Promedio Anual Uso energético 460 397 241 (28%) Región Norte 170 120 50 (46%) RM* - Región Centro 250 237 172 (17%) 39 39 19 (30%) Región de Magallanes 169 196 74 (34%) Total 629 592 316 (29%) Región Sur Uso petroquímico Fuente: Cámara de Comercio de Santiago de Chile, Servicio Nacional de Aduanas XII Región. *Región Metropolitana. Importaciones de Gas Natural - Mpcd En 2004, comenzó la crisis argentina de gas, situación que ha reducido las importaciones de gas a las cifras más bajas desde sus inicios en 1996. 800 600 400 200 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Importaciones de Gas Natural 27% 6% 40% 23% 33% 6% 7% 40% 55% 27% 20% 16% 2005 2006 2007 II Región RM ‐ V Región VIII Región A partir del segundo semestre de 2009, Chile dejará de depender exclusivamente del gas argentino, ya que comenzará a recibir las importaciones de LNG con destino a la planta de Quintero. El 9 de junio de 2009, zarpó desde Trinidad y Tobago la nave "Methane Jane Elizabeth" que llegará a Chile a través del estrecho de Magallanes con la primera importación de LNG, con una carga total de 142,699 m3, equivalente al suministro de Santiago por un periodo de entre 58 y 87 días, avaluada a precio actual en 20 millones de dólares. Magallanes 98 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Consumo Consumo de Gas Natural - MMm3 Sector 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual Eléctrico Petroquímica y refinería Residencial Industrial Comercial GNV Otros 2,226 4,208 438 942 87 33 16 987 2,537 433 332 97 22 17 494 1,557 354 79 93 12 16 (53%) (39%) (10%) (71%) 3% (40%) 0.3% Total 7,950 4,426 2,604 (43%) Fuente: CNE. Consumo de Gas Natural 2% 5% 3% 6% 10% 12% 14% 8% 28% 22% 19% 53% 57% 60% 2006 2007 2008 Petroquímica y ref inería Industrial Otros 3% El combustible sustituto del gas natural en las térmicas ha sido el carbón, la industria recurrió principalmente al diesel y el sector residencial al GLP. Eléctrico Residencial Consumo de Gas Natural - 2008 MMm3 350 300 250 200 150 100 50 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct El sector más afectado con los recortes de gas de Argentina, después de la generación eléctrica, es la industria, toda vez que se le da prioridad al resto de sectores en detrimento de este último. Nov Dic Diciembre fue el mes donde se presentó el mayor consumo de gas natural en Chile durante 2008, un poco más de 300 MMm3. En condiciones normales de suministro, esa es la cantidad de gas que consume la multinacional Methanex, que antes de los recortes consumía el 25% del total del gas consumido en este país. 99 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Usuarios de Gas Natural Región Antofagasta - II Valparaiso - V O´Higgins - VI Bio Bío - VIII Araucanía - IX Magallanes - XII Metropolitana Total 2006 2007 2008 0 74,840 10 13,807 5,845 46,779 2,816 76,928 5 15,509 6,324 47,068 3,187 77,972 2 16,805 6,560 48,181 Variación Promedio Anual 13% 2% (55%) 10% 6% 1% 336,844 370,893 402,892 9% 478,125 519,543 555,599 8% Fuente: CNE. Usuarios de Gas Natural - 2008 5% 9% Metropolitana Valparaiso - V 14% Magallanes - XII Otras regiones La mayor concentración de usuarios se encuentra en la región Metropolitana, que comprende Santiago de Chile y sus alrededores, ésta es atendida por la empresa Metrogas, que a 2008 alcanzaba una participación de mercado del 75% de las viviendas ubicadas en zonas donde existen redes de gas natural. 72% 2% Residencial No residencial 98% Con la llegada del LNG a Chile en el segundo semestre de 2009, el gobierno ha emplazado a la industria a regresar al gas natural, recordándole a las empresas que tienen Resolución de Calificación Ambiental que están obligadas a usar gas natural y que el uso del diesel fue algo excepcional, producto de la crisis energética. Lo anterior, debido a la elevada contaminación existente, especialmente en la región Metropolitana. 100 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Proyección de Consumo de Gas Natural - MMm3 Sector 2010 Residencial Comercial Industrial Eléctrico Petroquímico Refinerías y procesos ENAP* GNV Total 2011 2012 2013 2014 Variación Promedio Anual 545 577 609 641 674 5% 190 197 203 210 216 3% 1,598 1,633 1,669 1,706 1,744 2% 5,263 5,260 5,349 5,452 5,564 1% 3,626 3,545 3,609 3,592 3,571 (0.4%) 1,036 1,043 1,123 1,207 1,216 4% 33 34 34 35 36 2% 12,292 12,289 12,597 12,842 13,021 1% Fuente: CNE. * Empresa Nacional de Petróleos. Proyección Consumo de Gas Natural 2014 10% 7% Residencial y comercial 43% 13% Eléctrico Petroquímico Industrial Otros sectores 27% Chile basa sus proyecciones de consumo en la confiabilidad del suministro que le generan sus proyectos de regasificación de LNG en Quintero y Mejillones. Si se suspende el suministro de gas de Argentina, para 2014 se necesitarían cerca de 30 MMm3/día de gas provenientes del LNG, bajo el supuesto de mantener la producción actual de 5 MMm3/día. Proyección de Consumo de Gas Natural - MMm3 Zona 2010 2011 2012 2013 2014 Variación Promedio Anual Norte 1,729 1,719 1,721 1,729 1,729 0% Centro 2,856 2,984 3,043 3,134 3,206 3% Metropolitana 1,563 1,603 1,653 1,708 1,765 3% 221 157 167 190 212 Sur 1,568 1,548 1,668 1,750 1,797 3% Magallanes 4,356 4,279 4,345 4,331 4,313 (0.2%) 12,292 12,289 12,597 12,842 13,021 1% O´Higgins Total Fuente: CNE. 101 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS (1%) Chile Tarifa a usuario final Tarifas a Usuario Final Sector Residencial 2006 Empresa 2007 3 US$/m US$/factura 2008 3 $/factura - mes Lipigas 2008 (20 m /mes) 0.8 16.6 N.D. 8,372 8,649 Energas 10,807 12,102 15,456 1.5 29.6 GasValpo 10,829 11,798 15,165 1.5 29.0 Metrogas 10,207 11,039 16,939 1.6 32.4 GasSur 13,476 14,038 18,116 1.7 34.7 Intergas 10,636 11,721 15,070 1.4 28.8 2,296 9,708 2,368 10,205 2,478 13,125 0.2 1.3 4.7 25.1 Gasco Magallanes Promedio Fuente: CNE. Nota: Tasa de cambio 522.4 $ chilenos/US$. Tarifa a Usuario Final Sector Residencial US$/factura 32.4 29.6 Tarifa a Usuario Final Sector Comercial - US$/factura 403.1 34.7 29.0 417.0 387.0 374.2 362.5 315.4 28.8 25.1 224.3 16.6 4.7 40.0 Lipigas Energas Gas Valpo Metrogas Gassur Intergas Gasco Promedio Magallanes Lipigas Energas Gas Valpo Metrogas Gassur Intergas Gasco Promedio Magallanes Tarifas a Usuario Final Sector Comercial 2006 Empresa 2007 2008 3 $/factura - mes Lipigas 3 US$/m US$/factura 2008 (300 m /mes) 0.7 224.3 N.D. 113,612 117,173 Energas 149,573 162,971 210,558 1.3 403.1 GasValpo 138,543 152,864 202,194 1.3 387.0 Metrogas 130,526 149,418 195,485 1.2 374.2 GasSur 162,475 169,547 217,853 1.4 417.0 Intergas 130,294 142,979 189,378 1.2 362.5 19,209 19,864 20,888 0.1 40.0 121,770 130,179 164,790 1.1 315.4 Gasco Magallanes Promedio Fuente: CNE. Nota: Tasa de cambio 522.4 $ chilenos/US$. 102 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Chile Gas natural vehicular Gas Natural Vehicular 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual Estaciones de servicio de GNV N.D. 15 15 0% Vehículos con GNV 5,500 8,009 8,064 21% 33 22 12 (40%) Concepto Consumo de GNV - MMm 3 Fuente: International Association for Natural Gas Vehicles, NGV Group. Vehículos Convertidos a GNV El inicio del GNV en Chile se remonta al año 1988 en Punta Arenas, con una flota de aproximadamente 2,000 taxis. 10,000 Variación Promedio Año 19% 8,000 6,000 La desconfianza en el suministro no ha permitido el crecimiento del sector. 4,000 2,000 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Precio Promedio del GNV - 2008 $ US/m3 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 Con las importaciones de LNG, queda garantizado el suministro de gas, situación que favorecerá al sector del GNV; sin embargo, existe la incertidumbre de si los precios de GNV se puedan manejar con esta nueva alternativa. 0.1 0.0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Fuente: CNE. 103 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Ecuador Ecuador Extensión geográfica (Km2) 270,670 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 14,354 Cifras 2008 Tasa anual de variación 6.5% PIB 5.0% PIB per cápita 9.1% IPC Porcentaje 6.9% Desempleo 1.3% Inversión extranjera / PIB Tasa N.D. Captación N.D. Colocación de préstamo 42.4% Riesgo país (EMBIG) Dólar USA - US$ Moneda nacional 1.0 Tasa de cambio - US$/US$ Proyección FMI 2009 2010 PIB (2.0%) 1.0% IPC 4.0% 3.0% Quito Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 1,330 7.1% 7.0% 6.5% 1,275 5.9% 4.6% 3.9% 3% 720 2.5% 837 872 3% 1% 700 493 271 2006 2007 2008 2009 (p) (1%) 193 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 (2.0%) Ecuador Países no desarrollados Datos Energéticos Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 204 2008 Consumo gas natural MMm3 559 2008 Consumo carbón Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 0 13 2008 2006 Consumo total energía primaria (Mtep) 12 2008 5,626 2006 25 2006 Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 104 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Ecuador Matríz Energética - 2008 4% Petróleo 21% Hidroeléctrica Gas Natural 75% Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. • En 2002, inició operaciones Machala Power, único proyecto de generación eléctrica, con una capacidad instalada de 140 MW, que utiliza gas natural en Ecuador, proveniente del campo Amistad en el golfo de Guayaquil. • El Ministerio de Energía y Minas anunció en septiembre de 2008 que PDVSA y Enap de Chile, participarán junto a Petroecuador en empresas mixtas que explorarán gas natural en el golfo de Guayaquil. • En abril de 2009, se firmó un contrato entre Petroecuador y la española Ros Roca Indox Cryo Energy, para construir una planta que licúe el gas natural procedente del golfo de Guayaquil. • El gobierno ecuatoriano apunta a un cambio en la matríz energética como salida a problemas de productividad que afronta el país, razón por la cual ha volcado su atención al gas natural. Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Ecuador Agente Comentarios Relevantes Entidades Gubernamentales MME Ministerio de Energía y Minas es la entidad que regula el funcionamiento del sector hidrocarburífero. DNH Dirección Nacional de Hidrocarburos, adscrita al MME, encargada de ejecutar la política sectorial, controla toda la industria petrolera pero no tiene autonomía financiera, administrativa, ni económica. Exploración - Producción Petroecuador Empresa estatal, explora en el golfo de Guayaquil en asocio con empresas extranjeras, planea poner en marcha un proyecto de licuefacción de gas natural que daría paso a la distribución del producto en todo el país. EDC Petrolera estadounidense (subsidiaria de Noble Energy, de Houston), explota el gas del campo Amistad en el golfo de Guayaquil, su producción es entregada a la térmica de la cual también es propietaria. Contrato venció en octubre de 2008 y su prórroga se encuentra en estudio. PDVSA Explora en el bloque 4 del golfo de Guayaquil, mediante contrato de exploración a riesgo. Posee 2 taladros en territorio ecuatoriano realizando perforaciones y participa en plan de optimización de la producción del campo Sacha. ENAP Estatal petrolera de Chile, firmó convenios con Petroecuador en septiembre de 2008 para explorar en el bloque 40 (golfo de Guayaquil). 105 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Ecuador Exploración y consumo Reservas de Gas Natural - Tpc Concepto 2008 Reservas probadas - Petrocomercial 0.2 Reservas por aprobar - DNH 0.6 Fuente: Petrocomercial. Pozos Perforados 140 Petrocomercial, filial de la estatal Petroecuador, afirma que a abril de 2009 existen reservas probadas de gas natural de 0.2 Tpc. Se está a la espera de que la DNH apruebe el nuevo plan de desarrollo de la compañía EDC que muestra reservas probadas de aproximadamente 0.6 Tpc. 120 100 80 60 40 20 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Exploratorio Desarrollado Avanzada El principal campo de producción de gas natural en Ecuador, es el campo Amistad (66 Km costa afuera), actualmente operado por dos compañías EDC y Petroecuador. Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos. Campo Amistad 10% EDC Se prevé, a partir del mes de noviembre del presente año, iniciar trabajos de exploración en la zona costera del país, actividad que será realizada por las empresas ENAP y PDVSA. Petroecuador 90% Fuente: Dirección Nacional de Hidrocarburos. Consumo de Gas Natural - MMm3 Sector Eléctrico 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 749 520 559 (14%) Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2009. 106 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Ecuador Proyectos de Gas Natural y LNG en Ecuador Pichincha Guayas Guayaquil Cuenca Campo Amistad Azuay El Oro Gasoductos en proyecto Machala Proyectos del Sector Gas en Ecuador Gasoducto Zona Sur Objetivo Obra Inversión Sustituir consumos de diesel, gasolina, fuel oil y GLP en los sectores residencial, industrial, generación eléctrica y GNV en las provincias de El Oro y Azuay. Dos gasoductos: Machala - Cuenca y Machala - Guayaquil, con una longitud conjunta de 330 Km. US$ 105,000,000 Operador Propuesto Entrega estudios : Abril 2009 Plazos Inicio de obras : Agosto 2009 Final de obras : Junio 2011 Ahorros en sustitución de Diesel Empresa de economía mixta conformada por: Petroecuador(40%), Aportes Industriales (20%), Municipio de Cuenca (15%) y Austrogas (5%) Al primer año: US$ 77,000,000 Primeros 5 años: US$ 478,000,000 Al 2020 : US$ 1,220,000,000 Planta de Licuefacción - Provincia de El Oro Objetivo Reducir el costo de la energía, mejorar la balanza comercial, consolidar una industria gasífera competitiva, reducir la importación de combustibles y mejorar el ambiente, abasteciendo de gas natural a las provincias de Pichincha, Guayas, Azuay y El Oro. 3 Obra Inversión Provisión, instalación y puesta en marcha de una planta de licuefacción con capacidad de 10 MMm /día en la provincia de El Oro, cantón El Guabo. US$ 49,268,000 Constructor escogido Entrega ofertas : Noviembre 2008 Plazos Escogencia oferta : Febrero 2009 Tiempo de ejecución: 823 días ROS ROCA INDOX CRYO ENERGY Ahorros por reducción de En 20 Años: US$ 630,000,000, promedio de importación de US$31,000,000 por año. combustibles Fuente: Petrocomercial. 107 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Perú Perú Extensión geográfica (Km2) 1,285,216 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 29,181 Cifras 2008 Tasa anual de variación 9.4% PIB 8.2% PIB per cápita 6.7% IPC Porcentaje 8.3% Desempleo 5.1% Inversión extranjera / PIB Tasa 3.3% Captación 16.7% Colocación de préstamo 5.2% Riesgo país (EMBIG) Nuevo Sol - S/ Moneda nacional 3.1 Tasa de cambio - S/US$ Proyección FMI 2009 2010 PIB 3.5% 4.5% IPC 4.1% 2.5% Lima Fuente: Cepal, FMI, BP. Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ Crecimiento PIB 9.4% 8.9% 6,500 7.6% 7.1% 7.0% 5,343 5.9% 4.6% 3.5% 3% 3,467 2,156 1,599 3% 1% 2,579 810 1,275 1,070 2000 2001 2002 2003 2006 2004 2005 2006 2007 2008 Perú 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 3 Países desarrollados Año 172 2008 1,616 2008 Consumo carbón (MM toneladas) Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 0.5 22 2008 2006 Consumo total energía primaria (Mtep) 16 2008 3,683 2006 30 2006 Consumo gas natural MMm Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009, Minem. 108 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2009 (p) (1%) Perú Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural - 2008 Participación gas natural - Canasta energética (%) Número Pozos perforados Reservas de gas natural - Tpc Producción de gas natural - Mpcd Red de gasoductos - Km 3 Consumo de gas natural - MMm Número de usuarios Vehículos convertidos a GNV Estaciones de servicio • El descubrimiento de los yacimientos de Camisea en 1984, modificó el panorama del sector gas en el país. • En 1999, Ley No. 27133, Ley de promoción del desarrollo de gas natural, da inicio al desarrollo del sector. • Explotación de Camisea se inició en 2004, a través del consorcio liderado por la firma argentina Pluspetrol y la americana Hunt Oil. • y El Callao a la firma belga Tractebel. Actualmente las empresas AEI y Promigas, son sus principales accionistas. • A finales de 2005 se inician las operaciones de GNV en la ciudad de Lima, 5,500 vehículos fueron convertidos en el primer año. • Perú LNG reportó en mayo de 2009, el arribo a Palma Melchorita del equipo central de la planta de LNG. Se pronostica el primer embarque destinado a la exportación, para mayo de 2010. Agosto de 2004, se entrega concesión para la distribución de gas natural en Lima Consumo Usuarios Regulados Primer Rango de Consumo* - m3/usuario - mes 17.9 18.1 2007 2008 12.5 2006 19% 192 29.8 329 733 1,616 12,039 57,419 60 Fuente: Osinerg. (*) 0 – 300 m3/mes 109 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Perú Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Perú Agente Comentarios Relevantes Entidades Gubernamentales PeruPetro Agencia encargada de licitar las áreas de exploración. DGH Dirección General de Hidrocarburos, adscrita al Ministerio de Minas y Energía. Osinergmin Ente regulador del estado para el sector gas. Funciones para con el sector: fijar las tarifas para la distribución y el transporte de gas natural por red de ductos. Exploración - Producción Pluspetrol Perú Productora encargada de la explotación del Lote 88 (Camisea). Líder indiscutible de la producción de gas, en 2007 manejó una participación del 74% del total de la producción país. Principales clientes: las generadoras térmicas Edegel S.A. y Enesur, y la distribuidora Calidda. Aguaytia Productora encargada de la explotación del Lote 31C.(Aguaytía), en 2007 manejó una participación del 11% del total de la producción país. El gas natural que produce lo despacha a Termoselva S.R.L. Petrotech Productora encargada de la explotación del Lote Z-2B, en 2007 manejó una participación del 11% del total de la producción país. El gas natural que produce lo despacha a la Empresa Eléctrica del Piura y a Procesadora de Gas de país. GMP Graña y Montero Petrolera. Productora encargada de los lotes I y V,en marzo de 2009 adquirió planta de tratamiento de gas en Talara. Repsol YPF Participa en diversas áreas del sector hidrocarburos: en exploración, en la operación de la refinería La Pampilla (Relapasa); proyecto de exportación de LNG. Transporte TGP Transportadora de Gas del Perú. Maneja la concesión del transporte de gas de Camisea. Principales accionistas: Techint (Argentina), Hunt Oil, Pluspetrol, Sonatrach, SK Corp y la peruana Graña y Montero. Distribución Calidda Gas Natural de Lima y Callao. Atiende la capital del país y la provincia del Callao. Principales accionistas: Grupo Ashmore y Promigas. Gastalsa Empresa de Gas de Talara S.A. Atiende la provincia de Talara (departamento de Piura). LNG Peru LNG Consorcio encargado de la construcción de la planta de LNG para exportación localizada en Palma Melchorita (Provincia de Cuzco). Principales accionistas: Hunt Oil (50%), SK Energy de Corea (20%), Repsol YPF de España (20%) y Marubeni de Japón (10%). 110 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Perú Exploración y producción Actividad Exploratoria 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual Pozos perforados 85 186 192 50% Sísmica 2D (Km) 30 11,019 2,503 813% Concepto Fuente: Minem. Actividad Exploratoria 250 200 9,000 150 6,000 100 3,000 50 Pozos Sísmica 2D (Km) 12,000 Después de una intensa actividad sísmica en 2007, en el que se alcanzó un máximo histórico de 11,019 Km de sísmica 2D, en 2008 esta actividad disminuyó a 2,503 Km, una cifra muy cercana al promedio de los últimos 10 años. 0 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Sísmica 2D (Km) Pozos perf orados Contratos 84 61 45 29 29 29 31 27 2 4 2 2 2000 2001 2002 2003 Suscritos 24 15 16 2005 2006 6 2004 La estatal Perupetro comunicó que entre 2008 y abril de 2009 se suscribieron 13 contratos de exploración con multinacionales extranjeras, que significaron ingresos por 650 millones de dólares. Con estos contratos se llegó a un total de 92 vigentes a esta fecha. 2007 Vigentes 111 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Perú Reservas de Gas Natural - Tpc Variación Tipo 2006 2007 2008 Promedio Probadas 11.8 12.0 11.8 Anual 0.3% No probadas Total 18.4 30.2 18.0 30.0 18.0 29.8 (1%) (1%) Fuente: Pluspetrol, BP Statistical Review of World Energy 2009. Reservas de Gas Natural - Tpc Existe controversia con la cifra de reservas probadas, B.P. y Pluspetrol reportan 11.8 Tpc, según informe elaborado por la consultora internacional Gaffney, Cline & Associates y contratado por Pluspetrol estas ascienden a 8.8 Tpc, mientras que el Ministerio de Minas del Perú reporta 18 Tpc. 20 15 10 5 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Probadas No probadas Reservas - 2008 13% 37% Desarrolladas Probadas No desarrolladas Probables No probadas 27% 23% Posibles Vale recordar que las reservas probadas son aquellas que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones, estas se subdividen en desarrolladas y no desarrolladas. A su vez las no probadas, en las cuales existen incertidumbres técnicas y económicas para su recuperación, se subdividen en probables y posibles. 112 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Perú Producción Fiscalizada de Gas Natural - Mpcd Departamento 2006 Piura 2007 Variación Promedio Anual 2008 31 31 33 3% Cuzco 103 189 255 57% Ucayali 38 38 41 4% 172 259 329 38% Total Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú. Pluspetrol, con la explotación del lote 88 en Camisea (CuzcoSelva Sur ) y un par de campos menores alcanza, a 2008, una participación del 78% del total de la producción de gas natural del país. Producción Fiscalizada - 2008 12% 10% Piura Campo de Aguaytía (Ucayali), posee el 12% de participación de la producción total del país, explotado por Aguaytía Energy, tiene asociado una central térmica y una planta de fraccionamiento de líquidos de gas natural. Cuzco Ucayali 78% Producción Fiscalizada de Gas Natural - Mpcd Empresa GMP Sapet Petrobras Olympic Petrotech Pluspetrol Corp Aguaytia Total Campo Piura Cuzco Ucayali 2006 3 3 10 1 14 103 38 172 2007 2008 4 2 10 1 14 189 38 259 Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú. 113 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 5 2 11 1 14 255 41 329 Variación Promedio Anual 31% (14%) 4% (11%) 0.04% 57% 4% 38% Perú Transporte Piura Campo Noroeste Campo Aguaytía Pucallpa Aguaytía Ucayali Lima City Gate – Lurín Campo Camisea Ayacucho Punto de Derivación Cuzco Gasoducto gas de Camisea Gasoducto gas de Aguaytía Fuente: Servicio Nacional de Metrología Sistema de Transporte de Gas Natural Perú - 2008 Ubicación Diámetro Extensión (Pulg) (Km) Camisea - Ayacucho 32 211 Ayacucho - Punto de derivación 24 311 Punto de derivación - Lurín (City Gate) 18 211 Total 733 Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú. 114 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Capacidad Capacidad Actual Futura (Mpcd) (Mpcd) 215 1,179 Perú Cobertura y consumo Usuarios de Gas Natural Tipo de Usuario 2006 Generadores eléctricos Clientes iniciales Distribuidor Clientes independientes Regulados 2007 2 6 1 4 5,067 4,891 49 104 19 4 5,080 0 - 300 m3/mes 301 - 17,500 m3/mes 17,501 - 300,000 m3/mes Más de 300,000 GNV Total 1 6 1 1 7,696 7,361 146 139 30 20 7,705 2008 2 9 1 3 12,024 11,449 318 171 26 60 12,039 Variación Promedio Anual 0% 22% 0% (13%) 54% 53% 155% 28% 17% 287% 54% Fuente: Osinerg. Usuarios de Gas Natural - 2008 3% 2% Los usuarios de gas natural en Perú se circunscriben a los conectados por la empresa Calidda en la ciudad de Lima. El número de usuarios potenciales de este mercado superaría el millón, de acuerdo con datos recientes disponibles. 0 ‐ 300 m3/mes 301 ‐ 17,500 m3/mes Otros 95% Consumo de Gas Natural - MMm3 Tipo de Usuario Generadores eléctricos Consumidores iniciales Independientes Regulados 0 - 300 m3/mes 301 - 17,500 m3/mes 17,501 - 300,000 m3/mes Más de 300,000 GNV Total 2006 2007 650 117 39 186 1 2 106 70 8 993 2008 706 130 136 336 2 4 141 136 53 1,307 Fuente: Ministerio de Energía y Minas de Perú. 115 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 778 139 210 489 2 9 167 153 157 1,616 Variación Promedio Anual 9% 9% 131% 62% 84% 127% 26% 47% 343% 28% Perú Tarifa a usuario final Tarifas a Usuario Final 2006 Sector 2007 2008 3 US$/m US$/Mbtu Residencial (20 m 3) 3 Comercial (300 m ) 3 Industrial (25,000 m ) US$/factura 2008 6.6 6.8 6.9 0.24 4.9 5.9 6.2 6.3 0.22 66.6 4.1 4.6 4.5 0.16 398.6 Fuente: Calidda. Nota: Se asume un poder calorifico de 1,000 Btu/pc. Gas natural vehicular Gas Natural Vehicular Concepto Estaciones de servicio de GNV Vehículos con GNV Consumo de GNV - MMm 3 2006 2007 2008 4 5,489 8 20 23,958 53 60 57,419 157 Variación Promedio Anual 287% 223% 343% Fuente: Osinerg, NVG Group, Ministerio de Energía y Minas de Perú. Vehículos con GNV / Estaciones Primeras conversiones se dieron en diciembre de 2005. Crecimiento del GNV confirma un mercado en plena expansión. 1,372 1,198 957 Promedio mensual de 3,500 vehículos convertidos en el segundo semestre de 2008. 2006 2007 Estaciones de Servicio Abril 2009 2008 Vehículos con GNV 25% 68 66,124 26 75% Estaciones en operación Estaciones en construcción A diciembre de 2008, existían 22 estaciones de servicio en construcción. Los planes de financiación de las conversiones a GNV en este país son amplios. Algunos de ellos financian hasta el 100%, sin cuota inicial, lo que ha generado una importante dinámica del sector. Vehículos f inanciados Vehículos sin f inanciación 116 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Uruguay Uruguay Extensión geográfica (Km2) 176,215 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes 2006) 3,478 Cifras 2008 Tasa anual de variación 11.5% PIB 11.2% PIB per cápita 8.5% IPC Porcentaje 7.9% Desempleo 3.8% Inversión extranjera / PIB Tasa 3.0% Captación 12.0% Colocación de préstamo 7.1% Riesgo país (EMBIG) Peso Uruguayo - $ Moneda nacional Tasa de cambio - $/US$ 24.4 Proyección FMI 2009 2010 PIB 1.3% 2.0% IPC 7.0% 6.7% Montevideo Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 11.5% 1,495 1,509 274 2000 291 2002 7.4% 7.1% 5.9% 4.6% 3% 3% 1% 180 2001 7.0% 1,000 811 401 7.0% 1.3% 315 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2006 Uruguay 2007 Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) Consumo gas natural MMm 3 Consumo carbón Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 117 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2009 (p) (1%) 2008 Países no desarrollados Países desarrollados Año 42 2007 82 2008 0 6 2007 2006 134 2006 4,619 2006 6 2006 Uruguay Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural Participación gas natural - Canasta energética (%) Importación de gas natural - MMm Red de gasoductos - Km • • • 3% 100 (2008) 456 (2008) Consumo de gas natural - MMm Número de usuarios 3 (2007) 3 82 (2008) 45,830 (2008) Residenciales 44,585 No residenciales 1,245 (Argentina) con la capital del país. País netamente importador de hidrocarburos, no posee reservas de gas natural ni de petróleo. • Consumo de gas natural inicia en 1999 con la puesta en marcha del gasoducto del Litoral, proveniente de Argentina y llegando a Paysandú, operado por la estatal Ancap. Se considera un mercado reducido, apto para atender desde Argentina; sin embargo, muy estratégico para acceder a través de él, al sur de Brasil. • Petrobras proyecta la construcción de una planta de regasificación y una planta de aire propanado, esta última ubicada en Paysandú, para soporte del suministro. A finales de 2002, llega el gas a Montevideo, a través del gasoducto Cruz del Sur, que une las reservas de Neuquén Consumo Residencial de Gas Natural m3/usuario - mes 35.6 33.6 27.9 2006 2007 2008 Fuente: Ministerio de Industria Energía y Minería. 118 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Uruguay Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Uruguay Agente Comentarios Relevantes Entidades Gubernamentales DNETN Dirección Nacional de Energía y Tecnología Nuclear, ente encargado de la regulación del sector energético. ANCAP Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland, empresa petrolera estatal, con participación en toda la cadena del gas, principalmente en los sectores transporte y distribución. OPP Oficina de Políticas Públicas, encargada de entregar las directrices de la polítca energética del país. URSEA Unidad de Regulación de Servicios de Energía y Agua. Es el órgano regulador de los servicios de energía, incluyendo electricidad, gas y combustibles liquidos; agua y saneamiento. Creado por la Ley No. 17598 de 2002. Exploración - Producción Petrobras A partir de 2008 participa activamente en las rondas exploratorias que entrega la Ancap. Proyectos especiales: planta de aire propanado en Paysandú para soporte de abastecimiento y una construcción de una planta regasificadora de LNG en asocio con Argentina. Otras empresas Seis empresas quedaron calificadas para un eventual contrato petrolero con Uruguay son: PDVSA (Venezuela), Galp (Portugal), YPF (Argentina), BHP (Canadá), Pluspetrol (Argentina). Transporte GCS Gasoducto Cruz del Sur. Consorcio formado por British Gas (40%), Pan American Energy (30%), ANCAP (20%) y Wintershall (10%). Se vincula con gasoducto TGS de Argentina. Gasoducto del Litoral También denominado gasoducto Cr Federico Slinger, fue construido y es operado por ANCAP, cruza el río Uruguay desde Argentina a través del puente Paysandú - Colón. Se vincula con el gasoducto TGN de Argentina. Distribución Conecta Atiende la ciudad de Paysandú y el interior del país, principales accionistas: Ancap (45%), Petrobras (55%). Este último participa como operador de la empresa. MontevideoGas Atiende Montevideo y su provincia, su composición accionaria en la actualidad es: Petrobras (66%) y Pan American (34%). Transporte Infraestructura de Transporte de Uruguay - 2008 Gasoducto Tramo Del Litoral Colón - Paysandú Gasoducto Cruz del Sur Buenos Aires - Montevideo Longitud (Km) Total 54 10 - 8 - 4 - 2 402 456 Fuente: Ancap, Gasoducto Cruz del Sur. 119 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Diámetro (Pulg) 24 - 18 Uruguay Consumo y cobertura Consumo Final Energético - Ktep Sector 2005 2006 Variación 2007 Promedio Anual 441 5% Leña y carbón vegetal 401 431 Residuos de biomasa 42 41 63 24% 1 1 2 29% 1,235 1,249 1,345 4% 74 84 79 4% 1 1 1 11% 557 570 613 5% 2,309 2,377 2,544 5% Carbón mineral Derivados del petróleo Gas natural Derivados del carbón Electricidad Total Fuente: Dirección Nacional de Energía. Consumo Final Energético 1997 2% 18% 20% Leña y carbón vegetal Derivados del petróleo Electricidad En el año 1997, el gas natural no hacía parte de la matríz energética uruguaya, fue solo a finales de 1999, cuando este combustible empezó a ser utilizado en este país, proveniente de Argentina. Otros 60% 2007 3% 17% 24% Leña y carbón vegetal Derivados del petróleo Gas natural 3% Electricidad 53% Uruguay se encuentra en pos de transformar su matríz energética con el propósito de reducir el impacto de los altos precios del petróleo. Para ello apunta a proyectos como: generar 500 MW para 2015 con fuentes renovables, producir 20 MMlts anuales de alcohol carburante, que se mezclarán con las naftas, y no descarta una planta de regasificación de LNG. Otros 120 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Uruguay Balance de Gas Natural - MMm3 Concepto 2006 2007 Variación 2008 Promedio Anual 100 (7%) 12 (6%) (7%) 88 Importación (-) Pérdidas 116 13 107 12 Oferta 103 95 1 1 1 12% 6 96 5 5 90 82 (10%) (7%) (-) Centros de transformación secundarios (-) Consumo propio Consumo Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería. Consumo de Gas Natural - 2008 22% 56% Residencial Comercial - Servicios 22% Ante la ausencia total de producción de gas en Uruguay, el crecimiento en el consumo de gas natural en este país se encuentra supeditado a los volúmenes de gas que puedan ser suministrados desde Argentina. Industrial Consumo de Gas Natural - MMm3 Sector Residencial Comercial - Servicios Industrial Total 2006 2007 15 13 68 18 15 57 96 90 Variación 2008 Promedio Anual 18 11% 18 18% 46 (18%) Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería. 121 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 82 (7%) Uruguay Consumo Residencial y Comercial de Gas Natural - MMm3 Departamento/Sector Paysandú Residencial Comercial - Servicios Montevideo Residencial Comercial - Servicios Canelones Residencial Comercial - Servicios Total Residencial Comercial - Servicios 2006 2007 2008 1.7 0.48 1.3 1.8 0.53 1.3 2.0 0.48 1.5 23.5 13.1 10.4 28.4 16.3 12.1 30.8 16.3 14.6 2.2 1.1 1.1 27.5 14.7 12.8 3.0 1.4 1.5 33.2 18.2 15.0 3.1 1.4 1.7 36.0 18.1 17.8 Variación Promedio Anual 7% (0.1%) 10% 14% 11% 18% 18% 9% 26% 14% 11% 18% Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería. Consumo Residencial y Comercial - 2008 9% 5% Paysandú Montevideo Canelones A pesar de depender totalmente del gas natural importado desde Argentina, al no ser volúmenes significativos, se ha podido mantener el flujo y los consumos de los 3 últimos años presentan un crecimiento promedio anual aceptable. 86% Participación por empresa 2008 14% Conecta Montevideo Gas Petrobras es la multinacional que controla la distribución de gas natural en Uruguay, ya que posee participación accionaria mayoritaria (66%) en la empresa Montevideo Gas y en Conecta el 55% de las acciones, compartiendo su manejo con la estatal ANCAP (45%). 86% 122 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Uruguay Departamentos con Gas Natural Artigas Salto Rivera Paysandú Gasoducto del Litoral (Argentina) Tacuarembo Cerro Largo Río Negro Treinta y Tres Durazno Soriano Flores Florida Lavalleja Rocha Colonia San Jose Canelones Gasoducto Gas del Sur (Argentina) Maldonado Departamentos con gas Montevideo Fuente: South American Energy Markets. Usuarios de Gas Natural Departamento/Sector Paysandú 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual 1,608 1,581 1,524 (3%) 1,560 48 1,529 52 1,470 54 (3%) 6% 43,780 42,968 42,297 (2%) 42,573 1,207 41,772 1,196 41,169 1,128 (2%) (3%) 1,779 1,903 2,009 6% Residencial Comercial - Servicios Total 1,741 38 47,167 1,846 57 46,452 1,946 63 45,830 6% 29% (1%) Residencial Comercial - Servicios 45,874 1,293 45,147 1,305 44,585 1,245 (1%) (2%) Residencial Comercial - Servicios Montevideo Residencial Comercial - Servicios Canelones Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería. 123 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Uruguay Tarifa a usuario final Tarifa a Usuario Final Sector Residencial 2006 2007 Región 2008 US$/factura 3 3 US$/m 2008 (20 m ) Variación Promedio Anual Paysandú 0.79 0.93 1.38 27.7 32% Montevideo 0.87 0.97 1.36 27.1 25% Sur 0.81 0.89 1.30 26.0 27% 0.82 0.93 1.35 26.9 28% Promedio Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería. Tarifa a Usuario Final Comercial US$/m3 Tarifa a Usuario Final Residencial US$/m3 1.28 1.38 1.36 1.35 1.21 1.17 Sur Promedio 1.03 1.30 Paysandú Montevideo Sur Paysandú Promedio Montevideo Tarifa a Usuario Final Sector Comercial 2006 Región 2007 2008 3 US$/m Variación Promedio 3 2008 (300 m ) Anual US$/factura Paysandú 0.70 0.84 1.28 384.2 35% Montevideo 0.57 0.65 1.03 309.2 34% Sur 0.72 0.80 1.21 364.0 30% 0.66 0.77 1.17 352.5 33% Promedio Fuente: Ministerio de Industria, Energía y Minería. 124 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Venezuela Extensión geográfica (Km2) 916,455 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 26,415 Cifras 2008 Tasa anual de variación 4.8% PIB 3.1% PIB per cápita 32.7% IPC Porcentaje 7.4% Desempleo Inversión extranjera / PIB (1.2%) Tasa 15.9% Captación 23% Colocación de préstamo 17.5% Riesgo país (EMBIG) Bolivar - Bs Moneda nacional 2,150 Tasa de cambio - Bs/US$ Proyección FMI 2009 2010 PIB (2.2%) (0.5%) IPC 36.4% 43.5% Caracas Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 4,180 10.3% 3,479 7.0% 722 864 8.4% 7.1% 5.9% 1,422 4.8% 3% (1,591) 4.6% 3% (244) 1% (2,666) (3,700) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2006 2007 2009 (p)(1%) 2008 (2.2%) 2008 Venezuela Países no desarrollados Año Datos Energéticos Consumo petróleo (Miles de barriles por día) Países desarrollados 719 2008 32,383 2008 Consumo carbón (MM toneladas) Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 0.1 84 2008 2006 Consumo total energía primaria (Mtep) 81 2008 12,373 2006 152 2006 Consumo gas natural MMm 3 Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2 ) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 125 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Resumen Cifras Relevantes de Gas Natural Participación gas natural - Canasta energética (%) Reservas de gas natural - Tpc 36% (2008) 170.9 (2008) Producción de gas natural - Mpcd 6,868 (2008) 147 Importación de gas natural (Colombia) - Mpcd (2008) Red de gasoductos - Km 4,030 (2006) Consumo de gas natural - MMm Vehículos convertidos a GNV 3 (2008) 32,383 4,200 (2008) Estaciones de servicio (2008) • Aun cuando existen abundantes reservas de gas, ocupando el segundo lugar en América después de EEUU, el desarrollo del mercado interno no es coherente con dichas reservas. • Principales consumos se obtienen en el sector petroquímico, la industria, la generación eléctrica y en los yacimientos. • Desde 1971, cuando se promulgó la ley que reserva al Estado el sector gas, la participación del capital privado en grandes proyectos ha sido casi nula. • El Estado, a través de PDVSA o de sus filiales, opera la red de gasoductos y las 124 distribuidoras en las distintas ciudades. • Existen muchos proyectos para el desarrollo del sector (plantas de LNG, gasoductos internacionales ,etc); sin embargo, muy pocos se concretan en el corto plazo. • En mayo de 2009, Venezuela solicitó incrementar las importaciones de gas procedentes de Colombia con destino a Maracaibo, de 240 a 300 Mpcd. Según contrato firmado en mayo de 2007 por los gobiernos de ambos países, durante 4 años Colombia exportaría gas natural a Venezuela, situación que se revertiría al término de estos cuatro años y Colombia importaría gas natural de Venezuela durante los 16 años siguientes. Principales Agentes de la Cadena del Gas Natural en Venezuela Agente Comentarios Relevantes Entidades Gubernamentales Enagas Ente Nacional de Gas, encargado de regular el sector gas en el país. Exploración - Producción Pdvsa Petróleos de Venezuela S.A., Empresa estatal. Chevron-Texaco Opera un bloque de explotación costa a fuera en la plataforma deltana, en el límite marítimo con Trinidad y Tobago. Statoil Opera un bloque de explotación costa a fuera en la plataforma deltana. Corpoven Filial de la estatal Pdvsa, posee una participación del 77% de la operación de transporte. Maraven Filial de Pdvsa, opera algunos ductos redes al oeste del país. Lagoven Filial de Pdvsa, opera algunos ductos redes al oeste del país. Transporte Distribución Pdvsa Gas Posee una participación del mercado del 86%. Vdgas Venezolana Distribuidora de Gas Natural. Cubre las ciudades de Puerto la Cruz y Barcelona. Domegas Doméstica de Gas C.A. Cubre la región Capital. 126 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Exploración y producción Reservas y Producción de Gas Natural 2006 2007 2008 Variación Promedio Anual Reservas de gas natural - Tpc 166.2 170.9 170.9 1% Producción de gas natural - Mpcd 7,109 6,958 6,868 (2%) Concepto Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo, PDVSA, B.P. Reservas Probadas de Gas Natural 2008 Cerca del 90% de las reservas probadas de gas con que cuenta Venezuela son de gas asociado al petróleo, razón por la cual gran parte de la producción se reinyecta. 12% 0.2% Oriente 20% Occidente Barinas Solo el 30% de la producción de gas en Venezuela llega al mercado interno, el restante se utiliza en la industria petrolera o se reinyecta. Faja del Orinoco 68% Producción de Gas Natural - Mpcd Usos 2006 Variación Promedio Anual Participación 2004 - 2006 Utilización Reinyectado Arrojado 3,536 3,035 501 2% 3% (2%) 50% 43% 7% Otros usos 3,572 5% 50% 526 6% 7% 992 2,054 2% 7% 14% 29% 7,109 4% 100% Transformado en productos y mermas Combustible Vendido Total Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. 127 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Transporte Sistema de Transporte de Gas Natural en Venezuela - 2006 Volumen Longitud Transportado (Km) (Mpcd) Gasoducto Occidente 831 190 278 473 80 93 97 3,173 1,683 2,246 616 311 674 503 506 27 20 Costa Oeste Ulé - Amuay Interconexión Centro - Occidente Oriente Anaco - Barquisimeto Anaco - Puerto Ordáz Anaco - Puerto la Cruz Otros Estación San Joaquín - Buenavista La Toscana - Maturín Guario - Cadafe Anaco Entregas directas Oriente 11 13 3 Total 3 11 6 4,030 1,893 Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. Golfo de Venezuela Ballenas La Vela Nuevas Plantas Compresoras Rio seco Margarita Norte Paria Litoral Colombia Yaritagua Maracaibo Maracay Exportación GNL PLC Caracas Jose Barquisimeto Ulé Anaco PD NM YP Casigua La Fría Barinas Morichal Copa Soto Mayoca Guanare Sistema de Transporte Norte Llanero Monagas Sur DCN/ Cabruta Puerto Ordaz Sincor / Ameriven Petrozuata El Piñal Gasoducto Venezuela - Brasil Gasoductos existentes Gasoductos nuevos Fuente de gas actual Fuente de gas futura Gasoductos en perspectivas Fuente: PDVSA. 128 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Estados y ciudades con suministro de gas natural Carabobo Falcón Zulia Lara Yaracuy San Juan de los Morros Barcelona Puerto la Cruz Altagracia Aragua Maturín Anaco Puerto Ordáz Occidente Centro Occidente Centro Oriente Norte Oriente Sur Gran Caracas Fuentes de gas Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. 129 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Consumo 3 Consumo de Gas Natural - MMm Sector 10,306 5,120 4,983 3,885 1,060 860 2,565 10,370 5,495 4,867 4,047 1,026 846 2,558 10,528 5,440 5,424 4,571 1,030 1,038 2,495 Variación Promedio Anual 1% 3% 4% 8% (1%) 10% (1%) 28,778 29,210 30,527 3% 2004 Industria Siderúrgico Eléctrico Petroquímico Cemento Doméstico Otros Total 2005 2006 Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. Consumo de Gas Natural - MMm3 35,000 Si consolidamos los sectores petroquímico, siderúrgico y cemento como industria, se alcanza en 2006, un consumo de 21,569 MMm3, con una participación del 71% del total consumo, cifra que muestra claramente cual es el principal destino del gas en este país. 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Fuente: MPPEP y B.P. Consumo de Gas Natural - 2006 15% 34% Industria Siderúrgico 15% Eléctrico Petroquímico 18% A diferencia de la mayoría de países latinoamericanos, en los cuales el gas natural hace parte de la matríz energética, Venezuela no ha definido la masificación del consumo del sector residencial como una de sus prioridades y solo hasta ahora comienza a vislumbrarlo como uno más de sus proyectos. Otros 18% 130 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela Tarifa a usuario final Tarifa a Usuario Final - Bs /m3 - 2006 Región Puerto Ordáz Puerto La Cruz Anaco Maturín Área Metropolitana San Juan de los Morros Aragua Carabobo Lara - Yaracuy Altagracia Barbacoas Zulia Falcón Promedio Industrial Petroquímico Doméstico y Comercial 30.9 30.9 27.9 27.9 29.1 29.1 26.0 26.0 N.A. 150.6 147.5 N.A. 167.9 N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. N.A. 48.3 48.5 52.4 57.4 66.6 34.6 28.9 46.3 56.0 46.5 46.6 50.6 55.5 64.7 32.7 27.0 45.3 55.0 165.5 N.A. 42.8 41.1 157.9 Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. Tarifa a Usuario Final - US$ /m3 - 2006 Doméstico y Región Industrial Petroquímico Comercial Puerto Ordáz 0.014 0.014 N.A. Puerto La Cruz 0.014 0.014 0.070 Anaco 0.013 0.012 0.069 Maturín 0.013 0.012 N.A. Área Metropolitana 0.022 0.022 0.078 San Juan de los Morros 0.023 0.022 N.A. Aragua 0.024 0.024 N.A. Carabobo 0.027 0.026 N.A. Lara - Yaracuy 0.031 0.030 N.A. Altagracia 0.016 0.015 N.A. Barbacoas 0.013 0.013 N.A. Zulia 0.022 0.021 0.077 Falcón 0.026 0.026 N.A. 0.020 0.019 0.073 Promedio Fuente: Ministerio del Poder Popular para la Energía y el Petróleo. Nota: Tasa de cambio de Bs $2,150/US$ 131 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela 132 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Comparativo Mercados Emergentes Comparativo Mercados Emergentes Población y Crecimiento PIB - 2008 29,181 11.5% 26,415 9.4% 6.5% 5.8% 16,454 14,354 9,601 4.8% 3.8% 3,478 Bolivia Ecuador Chile Perú Población - Miles de habitantes Uruguay Crecimiento PIB Consumo de Gas Natural - MMm3 2008 2,150 2,604 559 Bolivia Ecuador 1,616 Chile Perú Venezuela 32,383 90 Uruguay Venezuela Tarifas de Gas Natural Residencial - US$/m3 2008 1.35 1.26 0.24 0.16 0.07 Bolivia Chile Perú Uruguay (*) Cifras de 2006 133 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Venezuela (*) 134 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Mercados Sin Desarrollo Guatemala Honduras Nicaragua El Salvador Costa Rica Panamá Paraguay 137 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Costa Rica Costa Rica Extensión geográfica (Km2) 51,100 Población (Miles de habitantes 2006) 4,196 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 3.3% 1.6% 16.3% PIB PIB per cápita IPC San José Porcentaje 4.8% 6.5% Tasa 5.1% 16.3% Colones - C 501.6 Desempleo Inversión extranjera / PIB Captación Colocación de préstamo Moneda nacional Tasa de cambio -C/ US$ Proyección FMI 2009 0.5% 10.0% PIB IPC 2010 1.5% 7.5% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MMUS$ 8.8% 2,048 7.0% 7.3% 7.1% 5.9% 1,634 625 2.9% 1,371 904 733 4.6% 3.3% 2.5% 1.1% 0.5% 451 548 400 2000 2001 2002 2003 2006 2004 2005 2006 2007 2008 Costa Rica 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos 2009(p)(0.5%) Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 44 2007 Consumo gas natural 0 2007 0.1 2007 8 2006 178 2006 4,094 2006 6 2006 Consumo carbón (MM toneladas) Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO 2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 138 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS El Salvador El Salvador Extensión geográfica (Km2) 21,040 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 7,066 Cifras 2008 Tasa anual de variación 3.0% PIB 1.3% PIB per cápita 5.3% IPC Porcentaje N.D. Desempleo 0.9% Inversión extranjera / PIB Tasa 4.0% Captación 7.6% Colocación de préstamo 7.3% Riesgo país (EMBIG) Dólar USA - US$ Moneda nacional 1.0 Tasa de cambio -US$/US$ Proyección FMI San Salvador 2009 0% 1.8% PIB IPC 2010 0.5% 2.4% Fuente: Cepal, FMI, BP. 734 Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 703 Crecimiento PIB 7.1% 7.0% 674 5.9% 4.7% 4.2% 278 4.6% 280 3% 195 63 3% 3.0% 200 1% 0.0% (242) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2006 2007 2008 El Salvador 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos 2009(p) (1%) Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 44 2007 Consumo gas natural 0 2007 Consumo carbón 0 2007 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 4 2007 131 2006 3,929 2006 6 2006 Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 139 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Guatemala Guatemala Extensión geográfica (Km2) 108,890 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 13,002 Cifras 2008 Tasa anual de variación 3.3% 0.8% 10.9% PIB PIB per cápita IPC Porcentaje N.D. 1.9% Tasa 5.1% 13.3% Quetzal - Q 7.8 Desempleo Inversión extranjera / PIB Captación Colocación de préstamo Moneda nacional Tasa de cambio - Q/US$ Proyección FMI Guatemala 2009 1% 4.8% PIB IPC 2010 1.8% 5.7% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 5.9% 5.7% 5.3% 658 470 7.1% 7.0% 769 4.6% 3.3% 2.9% 531 2.5% 255 230 1.1% 218 138 1.0% 183 2006 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Guatemala 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos 2009(p) (1%) Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 72 2007 Consumo gas natural 0 2007 0.7 2007 7 2006 202 2006 4,073 2006 11 2006 Consumo carbón (MM toneladas) Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 140 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Honduras Honduras Extensión geográfica (Km2) 112,492 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 3.8% 1.7% 10.9% Población (Miles de habitantes) 7,639 PIB PIB per cápita IPC Porcentaje N.D. 4.0% Tasa 8.9% 17.4% Lempira -L 18.9 Desempleo Inversión extranjera / PIB Tegucigalpa Captación Colocación de préstamo Moneda nacional Tasa de cambio - L/US$ Proyección FMI 2009 1.5% 9.5% PIB IPC 2010 1.9% 8.6% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 899 7.1% 7.0% 6.3% 6.3% 5.9% 815 4.6% 3.8% 599 553 674 2.9% 301 1.1% 269 2006 2000 2.5% 391 375 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Honduras 2007 1.5% 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos 2009(p) (1%) Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 48 2007 Consumo gas natural 0 2007 0.2 2007 4 2006 127 2006 5,182 2006 7 2006 Consumo carbón (MM toneladas) Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 141 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Nicaragua Nicaragua Extensión geográfica (Km2) 121,428 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 3.0% 1.7% 15.2% Población (Miles de habitantes) 5,786 PIB PIB per cápita IPC Porcentaje N.D. 3.5% Tasa 6.5% Captación 13.1% Colocación de préstamo Córdoba - C$ Moneda nacional 19.8 Tasa de cambio - C$/US$ Proyección FMI 2009 2010 PIB 0.5% 1.0% IPC 7.5% 7.2% Desempleo Inversión extranjera / PIB Managua Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MMUS$ 382 7.1% 7.0% 400 5.9% 4.6% 267 3.9% 250 241 3.8% 287 204 2.9% 2.5% 3.0% 1.1% 201 0.5% 150 2006 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Nicaragua 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos 2009(p) (1%) Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 28 2007 Consumo gas natural 0 2007 0.1 2007 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 2 2006 Consumo total energía primaria (Tbtu) 71 2006 5,518 2006 5 2006 Consumo carbón (MM toneladas) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO 2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 142 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Panamá Panamá Extensión geográfica (Km2) 75,517 Variables Macroeconómicas Cifras 2008 Tasa anual de variación 9.2% PIB 7.5% PIB per cápita 7.7% IPC Porcentaje 6.5% Desempleo 7.8% Inversión extranjera / PIB Tasa 3.6% Captación 8.2% Colocación de préstamo 5.2% Riesgo país (EMBIG) Población (Miles de habitantes) 3,310 Ciudad de Panamá Dólar USA - US$ 1 Moneda nacional Tasa de cambio - US$/US$ Proyección FMI 2009 3.0% 3.7% PIB IPC 2010 4.0% 2.8% Fuente: Cepal, FMI, BP. Crecimiento PIB Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 11.5% 2,498 9.2% 8.5% 1,800 7.0% 7.1% 5.9% 4.6% 1,907 1,019 2.9% 818 624 1.1% 918 467 99 2000 3.0% 2.5% 2001 2002 2006 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Panamá 2007 2008 Países no desarrollados Datos Energéticos 2009(p) (1%) Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 92 2007 Consumo gas natural 0 2007 Consumo carbón 0 2007 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 5 2006 226 2006 8,701 2006 14 2006 Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 143 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Paraguay Paraguay Extensión geográfica (Km2) 406,752 Variables Macroeconómicas Población (Miles de habitantes) 6,831 Cifras 2008 Tasa anual de variación 5.0% 3.0% 8.3% PIB PIB per cápita IPC Porcentaje N.D. 1.3% Tasa 5.8% 13.6% Guaraní - G 4,870.0 Desempleo Inversión extranjera / PIB La Asunción Captación Colocación de préstamo Moneda nacional Tasa de cambio - G/US$ Proyección FMI 2009 0.5% 4.7% PIB IPC 2010 1.5% 5.6% Fuente: Cepal, FMI, BP. Inversión Extranjera Directa Neta MM US$ 194 Crecimiento PIB 7.0% 6.8% 7.1% 209 5.9% 5.0% 156 4.6% 4.3% 2.9% 98 2.5% 78 1.1% 12 22 32 2006 2000 2001 2002 2003 0.5% 47 2004 2005 2006 2007 2007 2008 2009 (p) (1%) 2008 Paraguay Países no desarrollados Datos Energéticos Países desarrollados Año Consumo petróleo (Miles de barriles por día) 28 2007 Consumo gas natural 0 2007 Consumo carbón 0 2007 Consumo electricidad (Billones de kilovatios/hora) 5 2006 426 2006 29,159 2006 4 2006 Consumo total energía primaria (Tbtu) Intensidad energética (Btu por dólar del 2000) Emisión dióxido de carbono (MM toneladas métricas de CO2) Fuente: Cepal, BP Statistical Review of World Energy 2009. 144 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Comparativo Mercados sin Desarrollo Comparativo Mercados sin Desarrollo Población y Crecimiento PIB - 2008 9.2% 13,002 7,066 7,639 7,066 3.3% 3.0% 5.0% 5,786 3.3% 3.0% 3,310 3.8% Costa Rica El Salvador 6,100 Guatemala Honduras Nicaragua Población - Miles de habitantes Panamá Paraguay Crecimiento PIB Consumo Energía Primaria - 2006 Consumo total- Tbtu 426 226 202 178 131 127.0 71 Costa Rica El Guatemala Honduras Nicaragua Salvador Panamá Paraguay Intensidad Energética - 2006 Btu/ US$ 2000 29,159 8,701 4,094 Costa Rica 3,929 4,073 5,182 5,518 El Guatemala Honduras Nicaragua Salvador Panamá 145 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Paraguay 146 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Natural en Colombia Exploración Contratos Vigentes - 2008 Entrada en Vigencia Antes de ANH ANH Actividad Exploratoria Concepto 2007 Pozos A3 (*) 2008 Variación Periodo 70 96 37% 9,970 16,286 63% Contratos Contratos firmados 54 59 9% Contratos vigentes 158 194 23% Sísmica - Kms equivalentes 151 13 11 19 Contratos E&P Contratos TEA'S Fuente: Ecopetrol, Universidad Nacional, ANH. (*) Pozo perforado en un área inexplorada. Antes de la creación de la ANH en 2003, la actividad de exploración era realizada por Ecopetrol, ya fuera directamente o mediante contratos de asociación. Con la llegada de la ANH, surgieron las modalidades de contratos de exploración y producción o E&P y los contratos de evaluación técnica o TEA’S. Con los 59 contratos exploratorios firmados en el transcurso de 2008, la ANH logró superar las metas establecidas por el Gobierno Nacional en Ecopetrol directo Contratos de asociación el Plan Nacional de Desarrollo 2006 – 2010, que se fijó en 120 contratos exploratorios en los 4 años, al llegar a un acumulado de 125. De igual manera, se cumplieron las metas del cuatrienio establecidas en este Plan Nacional de Desarrollo en lo concerniente a sísmica equivalente 2D y pozos A3, en el primer ítem se llegó a 44,322 Km contra 32,000 Km presupuestados y en el segundo se perforaron 185 pozos y se habían presupuestado 160. Empresas Participantes 2008 Tipo de Contrato Empresas Empresas Establecidas con Internacionales Anterioridad Nuevas Total Exploración y producción (E&P) 21 1 22 Evaluaciones técnicas (TEA´S) 8 4 12 29 5 34 Total Fuente: ANH. Las multinacionales con las que la ANH logró firmar contratos de exploración y producción por primera vez en el transcurso de 2008 fueron: Hunt Oil, Shona Energy Colombia, Korea National Oil Corporation - KNOC, la petrolera argentina Pluspetrol y la surcoreana S.K Energy. En 2008, por concepto de propuestas recibidas de contratación directa y que efectivamente se firmaron en ese año, fueron adjudicadas cerca de 3,200,000 ha. El promedio de inversión por hectárea en un contrato E&P fue de US$56/ha, y en los TEA´S 3.10 US$/ha. 149 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Exploración Pozos Perforados Origen Contractual de los Pozos A3 Concepto 2007 ANH - E&P Variación Periodo 2008 43 64 49% Ecopetrol 4 11 175% Asociados 23 21 (9%) Total 70 96 37% 47 41 33 29 16 0 2007 Fuente: ANH. 2008 Productor Bajo la modalidad contractual anterior en la cual Ecopetrol actúa directamente, la ANH reporta que para 2008 esta empresa realizó una inversión cercana a los US$16 millones, mientras que en los contratos de asociación, la inversión de Ecopetrol alcanzó los US$85 millones, cifras representadas en adquisición de sísmica y perforación de pozos exploratorios (A3). En prueba Abandonados Para el año 2007, el porcentaje de éxito obtenido en las perforaciones realizadas fue del 41%. Si en 2008 con el fin de realizar un cálculo parcial, se excluyen los 16 pozos que a la fecha de este reporte aún se encuentran en prueba, el porcentaje de éxito se mantiene en el 41%. Resultados de Exploración en Pozos A3 - 2008 Número de Pozos Productores En Prueba Abandonados Total ANH - E&P Ecopetrol Asociados Total 19 14 31 64 5 0 6 11 9 33 2 16 10 47 21 96 Fuente: ANH. Pozos A3 22% ANH - E&P Ecopetrol Asociados 11% 67% Según la ANH, durante 2008 la actividad exploratoria desarrollada condujo a una inversión cercana a los US$400 millones, representada en adquisición e interpretación de sísmica, perforación de pozos exploratorios (A3), perforación de pozos estratigráficos y estudios geológicos en los diferentes bloques contratados. 150 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Reservas Reservas Reservas de Gas Natural - Gpc Cuencas 2007 Variación Periodo 2008 Llanos Orientales 3,058 3,015 (1%) La Guajira 2,793 2,634 (6%) 144 85 (41%) 6 11 97% 175 639 266% Gpc 6,176 6,385 Tpc 6.2 6.4 Valle Medio del Magdalena Valle Superior del Magdalena Otros Total 3% Fuente: Ecopetrol. Reservas de Gas Natural en Colombia Gpc 3,058 3,015 2,793 2,634 735 325 Llanos Orientales La Guajira 2007 2008 Otros El incremento del 3% en las reservas de gas natural en el último año, se basa en el aumento de las reservas en las cuencas con escasa participación en el total, específicamente la de Catatumbo, en la que se declararon comerciables las reservas del campo Gibraltar por 426 Gpc. Reservas de Gas Natural por Campo 2008 9% 7% 38% 3% 2% Chuchupa - Ballena Cusiana - Cupiagua Pauto La Creciente Los campos de Chuchupa – Ballena y Cusiana – Cupiagua, poseen la mayoría de las reservas de gas natural en el país, entre los dos alcanzan un 79% del total de las reservas de Colombia. Gibraltar Otros 41% 151 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Producción y Suministro Producción y Suministro Producción Fiscalizada - Gpc Cuenca 2007 Variación Periodo 2008 Llanos Orientales 977 913 (7%) La Guajira 168 208 24% 45 25 18 2 55 24 18 14 7 5 22% (3%) (4%) 512% (34%) 2 1 (45%) Gpc 1,200 1,182 Mpcd 3,287 3,239 Valle del Magdalena Medio Superior Inferior Putumayo Catatumbo Total (1% ) Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía. 5% 0.5% Producción 2008 Cuencas 18% Llanos Orientales La Guajira Valle del Magdalena La producción de gas natural en Colombia disminuyó en el año 2008 un 1% con respecto al año anterior; sin embargo, la producción en La Guajira y en el Valle Inferior del Magdalena crecieron un 24% y 512% respectivamente. Otros 77% Campos 1% 4% 5% Cusiana - Cupiagua 18% Chuchupa - Ballena Pauto - Floreña La Creciente 72% Otros Cusiana y Cupiagua mantienen el liderazgo en la producción de gas natural en Colombia, con una participación del 72% de la producción del país. En la producción de estos campos se incluye la reinyección de gas natural utilizado en la industria petrolera. 152 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Suministro de Gas Natural Suministro de Gas Natural - Mpcd Campo 2007 Variación Periodo 2008 La Guajira 459 569 24% Cusiana 197 194 (2%) 0 34 100% Pauto - Floreña 15 21 40% Payoa - Salinas 52 18 (65%) Otros 22 38 74% Mpcd 745 874 Gpc 272 319 La Creciente Total 17% Fuente: UPME. Suministro de Gas Natural - 2008 2% 4% 3% La Guajira 4% 65% Cusiana La Creciente Pauto - Floreña La Guajira y Cusiana siguen siendo los campos más importantes del país, juntos tienen una participación del 87%; sin embargo, Cusiana disminuyó un 2% con respecto al año anterior. Payoa - Salinas 22% Otros Producción y Suministro de Gas Natural - Mpcd 3,287 3,239 874 745 2007 El incremento presentado en el suministro de gas natural para el año 2008, se presenta básicamente por el aumento del suministro en La Guajira y la inclusión del campo La Creciente con 34 Mpcd. 2008 Producción Suministro 153 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Factor R/P Factor R/P - Reservas Totales Concepto 2007 Tpc Gpc Gpc Mpcd Reservas Producción Factor R/P - Años Variación Periodo 2008 6.2 6,176 272 745 6.4 6,385 319 874 3% 3% 17% 17% 22.7 20.0 (12% ) Fuente: Ecopetrol, UPME. Nota: La cifra de producción no incluye el gas reinyectado. Factor R/P - Años El factor R/P en Colombia disminuyó para el año 2008, en 2.7 años dado el crecimiento de la producción. 22.7 A la fecha de cierre de este informe, el Ministerio de Minas y Energía no había publicado las reservas de referencia a 31 de diciembre de 2008, por lo cual no se presenta el factor R/P de referencia actualizado de acuerdo con los parámetros gubernamentales. 20.0 2007 2008 Factor R/P de Referencia Concepto 2006 2007 Reservas de referencia (Gpc) a 31 de diciembre 4,342 3,881 2007 2008 382 399 Marzo 31 2007 Mayo 31 2008 11.4 9.7 Producción de referencia (Gpc/año) Factor R/P (Años) Fuente: Minminas. 154 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Transporte de Gas Natural Transporte Red de Gasoductos - Kms Transportador 2007 2008 Coinobras Progasur Promigas TGI Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente 18 62 2,101 4,205 126 51 155 11 158 18 62 2,188 4,205 126 51 155 11 158 Total 6,887 6,973 Variación Periodo 0% 0% 4% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% Fuente: Resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas. Promigas reportó la construcción de nuevos gasoductos en el transcurso de 2008, un total de 87 Km representados en tres gasoductos: La Creciente, Piñalito - Bremen y Barú, éste último aunque fue construido en 2006, se reportó únicamente en 2008 cuando Promigas lo compró a Surtigas; su anterior dueño. En el sistema nacional, se encuentran en curso a través de Transoriente, la construcción del gasoducto Gibraltar - Bucaramanga de 160 Km, que permitiría transportar 40 Mpcd, y una adición de 40 Km al ramal a Oriente de Transmetano, con lo que se atendería los municipios de Rionegro, Marinilla, Santuario y Guarne. Gas Transportado por Operador - Mpcd Transportador Interior del País Coinobras Progasur TGI Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente Costa Caribe Promigas Total 2007 2008 Variación Periodo 546 4 1.6 364 90 6 35 33 12 304 304 568 3 2.1 371 99 8 35 36 13 294 294 4% (14%) 32% 2% 10% 29% 1% 8% 11% (3%) (3%) 850 862 1% Gas Transportado por Operador 2008 23% TGI 34% Fuente: CREG, UPME, Promigas. Nota: TGI entrega gas a otras transportadoras. 155 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Promigas Otros 43% Transporte de Gas Natural Infraestructura de Transporte de Gas Natural Promigas TGI Transoriente Coinobras Transmetano TGI TGI TGI Tanscogas Transgastol Transoccidente Progasur Gasoductos actuales Gasoductos en construcción 156 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cobertura Cobertura Cobertura Gas Natural 2007 2008 Variación Periodo Empresas distribuidoras 31 30 (3%) Poblaciones atendidas 422 471 12% Concepto Población potencial 6,284,817 6,975,120 11% Residencial anillados 5,630,266 6,388,803 13% Usuarios conectados 4,611,866 5,015,381 9% 4,535,094 4,930,723 9% 3,846,566 4,183,435 688,528 747,288 9% 9% Residenciales Estrato 1,2 y 3 Estrato 4,5 y 6 Comerciales 73,747 81,497 11% Industriales 3,025 3,161 4% 90% 72% 92% 71% Cobertura residencial Potencial Efectiva Fuente: Ministerio de Minas y Energía. A diciembre de 2008, el número de poblaciones que cuentan con el servicio de gas natural en Colombia ascienden a 471, 49 más que en 2007, para un crecimiento del 12%. Estas localidades son atendidas por 30 empresas distribuidoras, una menos que en 2007, como resultado de la fusión entre Gases de Occidente y Gases del Norte del Valle. Según proyecciones conservadoras de la UPME realizadas para el estudio Balance Probabilístico de Gas Natural 2008 - 2020, se aspira tener a finales de 2020; 6,167,000 usuarios, proyectando un crecimiento promedio anual del 2.9%. Otros escenarios de la UPME pronostican 6,920,000 usuarios para la misma fecha. Usuarios de Gas Natural ‐ 2008 Usuarios de Gas Natural Región Costa Caribe 2007 2008 1,088,433 1,140,977 Variación Periodo 7% 23% Costa Caribe 5% Costa Pacíf ica Costa Pacífica 573,924 626,582 9% Eje Cafetero 241,909 276,027 14% 2,371,832 2,622,109 11% Zona Central Zona Oriental Total 335,768 349,686 4% 4,611,866 5,015,381 9% Eje Caf etero 12% Zona Central Zona Oriental 52% Fuente: Ministerio de Minas y Energía. 157 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 6% Cobertura Usuarios de Gas Natural Departamento 2007 2008 Variación Periodo 1,373,794 1,449,089 5% Valle 573,924 620,336 8% Antioquia 340,851 439,132 29% Atlántico 395,538 410,562 4% Santander 269,808 282,540 5% Bolívar 222,878 232,540 4% Cundinamarca 189,908 216,348 14% Tolima 151,885 158,994 5% Huila 114,461 131,604 15% Magdalena 118,537 125,459 6% Córdoba 114,383 120,363 5% Meta 98,892 107,807 9% Cesar 95,783 103,484 8% Otros 551,224 617,123 12% 4,611,866 5,015,381 9% Bogotá D.C. Total Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Usuarios de Gas Natural 2007 Usuarios de Gas Natural 2008 9% 9% 12% Bogotá D.C. 47% 14% 45% Bogotá D.C. Valle Valle Atlántico 13% Antioquia Atlántico 13% Antioquia Santander Santander 19% 19% El mayor crecimiento en usuarios conectados, durante 2008, se presentó en el departamento de Antioquia, con 98,281 nuevas conexiones, 57% de estas en Medellín. Con las cuales Antioquia, que hasta ahora alcanza una cobertura efectiva del 44%, pasa a ocupar el tercer lugar entre los departamentos con más usuarios, desplazando al Atlántico. Se destaca la llegada del gas natural a varios municipios del departamento del Cauca, a través del denominado “gasoducto virtual”, en el cual el gas se comprime en módulos especiales para su posterior transporte en camiones hasta las estaciones ubicadas en cada municipio. Este proyecto fue liderado por Gases de Occidente. 158 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cobertura Cobertura efectiva de gas natural 2008 Magdalena Guajira Atlántico Bolívar Sucre Cesar Córdoba Norte de Santander Antioquia Caldas Santander Boyacá Risaralda Casanare Cundinamarca Quindío Tolima Valle del Cauca Meta Huila Cauca Coberturas mayores de 75%. Coberturas menores de 75%. 0% de coberturas Fuente: Minminas. 159 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cobertura Usuarios de Gas Natural Empresa Alcanos de Colombia E.P.M Gas Natural Gases de La Guajira Gases de Barrancabermeja Gases de Occidente Gases del Caribe Gasoriente Gases del Oriente Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Cesar Gas Natural del Centro Gases del Quindio Gas del Risaralda Llanogas Metrogas Surtigas Otras distribuidoras Total Variación Periodo 2007 2008 308,638 332,183 1,452,587 57,534 41,295 573,924 569,353 171,212 65,960 149,829 39,015 73,208 65,178 91,717 97,264 56,295 426,190 40,484 4,611,866 337,798 417,545 1,537,382 61,169 42,227 620,336 594,133 176,033 67,146 168,525 43,433 82,334 76,082 104,870 102,292 59,605 446,497 77,974 5,015,381 9% 26% 6% 6% 2% 8% 4% 3% 2% 12% 11% 12% 17% 14% 5% 6% 5% 93% 9% Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Usuarios Residenciales de Gas Natural 2008 2% Usuarios Residenciales Estrato 2007 2008 Variación Periodo 4% 9% 17% Estrato 1 Estrato 1 745,265 828,806 11% Estrato 2 Estrato 2 1,699,239 1,868,275 10% Estrato 3 Estrato 3 1,402,062 1,486,354 6% Estrato 4 Estrato 4 405,458 442,758 9% Estrato 5 172,541 185,166 7% Estrato 5 Estrato 6 30% 38% Estrato 6 Total 110,529 119,364 8% 4,535,094 4,930,723 9% Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Durante el año 2008, ingresaron un poco más de 395,000 usuarios residenciales, de los cuales 337,000, es decir el 85%, pertenecen a los estratos 1, 2 y 3. Este porcentaje es similar al de participación de estos estratos del acumulado a diciembre de 2008. Gas Natural y EPM, con ventas en 2008 cercanas a las 85,000 conexiones residenciales, fueron las distribuidoras de mayor crecimiento en términos absolutos en lo que a nuevos usuarios se refiere en el país. 160 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Consumo Consumo Consumo Nacional de Gas Natural - Mpcd Sector 2007 Costa Caribe Variación Periodo 304 127 294 120 (3%) (6%) 177 117 18 10 14 18 427 30 174 113 20 10 13 18 429 14 (2%) (4%) 12% 0% (7%) 0% 0.5% (53%) 397 173 81 3 84 56 731 415 188 86 2 79 60 723 5% 9% 6% (33%) (6%) 7% 7,555 7,473 Eléctrico Otros sectores Industria y comercio Residencial Petroquímico Ecopetrol GNV Interior del País Eléctrico Otros sectores Industria y comercio Residencial Petroquímico Ecopetrol GNV Mpcd Total 3 MMm 2008 (1%) Fuente: UPME. Consumo Nacional de Gas Natural 2008 11% 2% 18% Eléctrico Industria y comercio 13% Residencial Ecopetrol 15% GNV 41% El consumo de gas natural en el país, durante 2008, presentó una disminución de 8 Mpcd con respecto a 2007, siendo el sector eléctrico, con una disminución de 23 Mpcd, el que más se redujo. Lo anterior como consecuencia del fuerte invierno del último año, que favoreció la generación de energía con base en la capacidad instalada de las hidroeléctricas. Petroquímico 161 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Consumo Consumo Nacional de Gas Natural 2008 2007 Mercado Mpcd Regulado Residencial No Residencial No Regulado 158 99 59 573 Total 731 3 Mpcd MMm 1,629 1,019 610 5,926 170 106 64 553 7,555 723 3 MMm 1,759 1,095 665 5,713 7,473 Variación Periodo 8% 7% 9% (4%) (1% ) Fuente: CREG, SUI. Consumo Nacional - 2008 Vale recordar que del año 2005 en adelante, para que un usuario pueda contratar como no regulado debe consumir más de 100,000 Pcd, son estos grandes consumidores, incluidas las térmicas, los que disminuyeron su consumo en 20 Mpcd en 2008. 24% Regulado No regulado 76% Consumo Nacional de Gas Natural en el Mercado Regulado - MMm3 Empresa Alcanos de Colombia EPM Gas Natural Gases del Caribe Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases de Barrancabermeja Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gases del Oriente Gases del Quindío Gas del Risaralda Gasoriente Gasnacer Llanogas Metrogas Surtigas Otras distribuidoras 2007 Variación Periodo 2008 85 116 592 216 15 148 11 79 28 15 16 30 70 9 26 17 143 12 93 140 623 219 17 162 12 93 32 14 19 34 69 10 26 18 164 16 9% 20% 5% 1% 15% 9% 6% 18% 12% (6%) 16% 14% (2%) 19% 2% 1% 14% 31% Total 1,629 1,759 8% Residencial No Residencial 1,019 610 1,095 665 7% 9% Fuente: CREG, SUI. 162 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Consumo Consumo Nacional de Gas Natural en el Mercado Regulado - MMm3 Región 2007 Costa Caribe Región Pacífica Eje Cafetero Zona Central Zona Oriental 383 148 77 908 113 Total 1,629 Variación Periodo 2008 409 162 87 989 112 7% 10% 14% 9% (1%) 1,759 8% Fuente: CREG, SUI. Consumo Mercado Regulado - 2008 7% 23% La Zona Central, que incluye entre otras a las ciudades de Bogotá y Medellín, seguida de la Costa Caribe (incluye 7 departamentos), siguen siendo las regiones del país con el mayor consumo de gas natural, situación que ha mantenido el mismo comportamiento durante los últimos nueve años. Costa Caribe Región Pacíf ica Eje Caf etero 9% 56% Zona Central Zona Oriental 5% Consumo Medio - m3 / Usuario - mes 2007 2008 Variación Periodo Residencial 19.1 18.9 (1%) No Residencial 700.7 727.1 4% Mercado Fuente: CREG, SUI. Consumo Residencial - m3/usuario - mes 23.0 2000 22.3 2001 21.9 2002 20.9 2003 20.2 19.5 19.0 19.1 18.9 2004 2005 2006 2007 2008 Continúa la tendencia decreciente del consumo medio residencial en el país, en los últimos 8 años este promedio ha disminuido 4 m3. La mayor eficiencia de los nuevos gasodomésticos y los cambios en los hábitos alimenticios de los colombianos, figuran entre las principales causas de dicha disminución. 163 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Natural Vehicular Gas Natural Vehicular Vehículos con GNV Ciudad Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Montería Neiva Pereira Santa Marta Sincelejo Villavicencio Otras ciudades Total 2007 2008 3,899 25,826 83,479 11,868 27,780 10,750 4,933 22,635 3,335 1,785 6,367 5,547 2,155 7,041 17,658 235,058 4,600 28,880 95,651 14,459 34,052 12,789 6,194 28,918 4,329 2,644 8,220 6,446 2,637 8,294 22,525 280,638 Variación Periodo 18% 12% 15% 22% 23% 19% 26% 28% 30% 48% 29% 16% 22% 18% 28% 19% Fuente: Minminas, Gazel. Vehículos con GNV ‐ 2008 Vehículos con GNV 120,000 100,000 33% 80,000 34% Bogotá 60,000 Cali 40,000 Medellín 20,000 Barranquilla 0 Bogotá Cali 2007 Medellín Barranquilla Resto país 2008 Bogotá D.C., con un poco más de 12,000 conversiones de GNV en el transcurso de 2008, lideró el crecimiento de conversiones en el país. De un total de 45,580 vehículos convertidos a GNV, el 26% se dieron en la capital del país. En contraste, los menores crecimientos en términos porcentuales en conversiones estuvieron en las ciudades de la Costa Caribe, como consecuencia de la madurez alcanzada por estos mercados. Resto país 10% 11% 12% En el primer semestre de 2009, con el propósito de incentivar las conversiones a GNV en la Costa Caribe, se puso en marcha una iniciativa de Ecopetrol, Chevron, Promigas, Gases del Caribe y Surtigas, en asocio con cerca de 50 talleres certificados, que consiste en suministrar bonos de hasta 1.5 millones de pesos a los propietarios de vehículos interesados en convertirse a GNV. Se estima suministrar unos 10,500 subsidios que suman cerca de 14,000 $MM de pesos. 164 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Natural Vehicular Consumo de GNV en Colombia - MMm3 Ciudad 2007 Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Montería Neiva Pereira Santa Marta Sincelejo Villavicencio Otras ciudades Ajuste cifras UPME Total Variación Periodo 2008 14 95 195 39 81 46 19 65 9 11 18 22 9 28 45 69 765 16 98 218 40 87 44 22 67 10 13 22 24 10 31 53 51 806 13% 4% 11% 3% 8% (5%) 18% 2% 12% 12% 23% 8% 14% 11% 19% (26%) 5% Fuente: Gazel, UPME. Consumo de GNV ‐ MMm3 Consumo de GNV - 2008 350 300 27% 250 36% Bogotá Barranquilla 200 Cali 150 Medellín 100 Cartagena 50 12% 0 Bogotá Barranquilla 2007 Cali Medellín Cartagena Resto país 2008 Con un crecimiento en las conversiones del 19%, se esperarían cifras similares en el crecimiento del consumo del GNV del país; sin embargo, este solo alcanzó un 8%. Fenómenos sociales como el mototaxismo, huelgas de transportadores, construcción de los sistemas de transporte masivo y medidas restrictivas como el pico y placa y días sin carro, han incidido significativamente en el menor crecimiento del consumo de GNV. Resto país 6% 8% 11% Cartagena, es la única ciudad del país con decrecimiento del consumo de GNV, producto no solamente de las razones expuestas anteriormente, sino también debido a la chatarrización y la entrada de vehículos con consumos más eficientes. Medellín, Bucaramanga y Barranquilla, fueron las ciudades que crecieron por debajo del promedio de crecimiento nacional del 8%. Caso contrario el de ciudades como Pereira e Ibagué con crecimientos del 23% y 18% respectivamente. 165 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Natural Vehicular Estaciones de Servicio de GNV Ciudad 2007 Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Montería Neiva Pereira Santa Marta Sincelejo Villavicencio Otras ciudades Total 2008 Variación Periodo 6 52 104 14 47 21 14 39 4 8 12 14 4 10 45 8 62 133 16 70 21 15 48 7 9 20 17 5 15 61 33% 19% 28% 14% 49% 0% 7% 23% 75% 13% 67% 21% 25% 50% 36% 394 507 29% Fuente: Gazel. Estaciones de Servicio de GNV Estaciones de Servicio de GNV 2008 194 26% 152 133 52 Bogotá 38% 104 47 62 Cali 70 Barranquilla 48 39 Medellín 14% 2007 Barranquilla Resto país 2008 Bogotá Cali Medellín Resto País Bogotá con 29 nuevas EDS construidas en el transcurso del año 2008 y con una participación del 38% del total de estaciones de servicio de GNV del país, es la ciudad líder en EDS al servicio de sus usuarios. 10% 12% Cali, que en lo corrido de 2008 acumuló 23 nuevas EDS, alcanzó a diciembre del mismo año un total de 70 estaciones de servicio de GNV, cifra con la cual pasó a ocupar el segundo puesto a nivel país, desplazando a Barranquilla al tercer lugar con 62 EDS. 166 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Natural Vehicular Estaciones de Servicio de GNV Empresa 2007 Gazel Variación Periodo 2008 154 188 22% Independientes 82 107 30% Gas Natural 28 39 39% Energy Gas 15 27 80% Punto Gas 17 19 12% 98 394 127 507 30% Otras Total 29% Fuente: Gazel. Estaciones de Servicio de GNV 37% 25% Gazel Independientes Gas Natural 4% Energy Gas 5% Punto Gas Gazel, que construyó 34 nuevas estaciones de servicio de GNV en todo el territorio nacional durante 2008, alcanzando una participación del 37% del total de EDS en el país, es la empresa que lidera el sector del GNV en Colombia. Otras 8% 21% Vehículos Convertidos / Estaciones - 2007 Vehículos Convertidos / Estaciones - 2008 803 719 700 700 591 597 602 554 580 497 Promedio Minminas Bogotá Barranquilla Cali Medellín A diciembre de 2008, solo Bogotá con un índice de 719 vehículos/estación supera el estándar óptimo de 700 vehículos/estación establecido por el Ministerio de Minas y Energía. Este hecho muestra una necesidad de construcción de nuevas EDS en la capital. Promedio Minminas Bogotá 466 486 Barranquilla Cali Medellín Barranquilla y Cali, con índices de vehículos/estación por debajo de 500, son ciudades que empiezan a mostrar señales de de saturación del mercado de estaciones de servicio. 167 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Gas Natural Vehicular Talleres de Conversión de GNV Ciudad 2007 Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Montería Neiva Pereira Santa Marta Sincelejo Villavicencio Otras ciudades Total 2008 7 18 105 13 33 13 10 25 8 7 13 4 4 13 70 343 6 15 79 11 27 11 11 25 6 9 9 3 4 12 63 291 Variación Periodo (14%) (17%) (25%) (15%) (18%) (15%) 10% 0% (25%) 29% (31%) (25%) 0% (8%) (10%) (15%) Fuente: Gazel. 180 Talleres de Conversión a GNV Talleres de Conversión - 2008 27% 160 140 50% Bogotá 120 100 Cali 80 Medellín 60 40 9% 20 0 Bogotá Barranquilla 2007 Cali Medellín 2008 Otras ciudades Aun cuando se dieron un poco más de 45,000 conversiones en 2008, para un crecimiento del 19% con respecto a 2007, en 10 ciudades se disminuyó el número de talleres de conversión a GNV. En todo el país se cerraron 52 talleres en 2008, el 50% de estos unicamente en Bogotá. 9% Barranquilla Otras ciudades 5% Medellín, Sincelejo, Neiva e Ibagué, fueron las ciudades del país en las que no disminuyó el número de talleres de conversiones a GNV en el transcurso de 2008, incluso Ibagué y Neiva incorporaron talleres en este periodo. 168 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Precios y Tarifas Gas en boca de pozo Precios Máximos de Gas Natural en Boca de pozo - US$/Mbtu 2008 Variación Periodo La Guajira Res MME 039/75 Periodo I 2.4 Periodo II 2.8 3.7 5.0 57% 80% 3.3 Tierra firme Res MME 061/83 Periodo I 2.8 Periodo II 2.9 4.0 5.2 44% 80% 4.5 Costa afuera Res MME 061/83 Periodo I 3.1 Periodo II 3.2 4.4 5.8 44% 80% 5.0 Campo / Periodo 2007 2009 Fuente: CREG. Precio Gas Natural Boca de Pozo US$/Mbtu 5.5 4.5 5.0 3.5 2.5 1.5 3.3 3.7 2.7 2.8 2.8 2.4 2.1 Para el segundo semestre de 2008, el precio del gas de Guajira presentó un incremento del 34% con respecto al primer semestre del año, siendo este el precio más alto desde los últimos 8 años. 1.6 La Guajira Tierra Firme Estos incrementos se dieron principalmente por el aumento del fuel oil en el periodo agosto de 2007 a agosto de 2008, dado que es el índice de referencia para el cálculo del precio de gas en boca de pozo. I - 2009 II - 2008 I - 2008 II - 2007 I - 2007 II - 2006 I - 2006 II - 2005 I - 2005 0.5 Costa af uera Precio Fuel Oil US$/Galón 2.5 2.1 2.0 1.6 1.5 1.0 1.2 1.1 0.7 1.0 0.9 0.5 1.4 1.2 I - 2009 II - 2008 I - 2008 II - 2007 I - 2007 II - 2006 I - 2006 II - 2005 I - 2005 0.0 Los precios del gas de La Guajira presentaron una importante disminución del 50% durante el primer semestre del 2009, generado por la disminución del precio internacional del fuel oil. 169 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Componentes Tarifarios Suministro 3 Componente de Suministro en Tarifa a Usuario Final - $/m Empresa Dic-07 Alcanos de Colombia EPM Gas Natural Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gases de Barrancabermeja Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gas del Risaralda Gases del Quindío Gases del Oriente Gasnacer Gasoriente Llanogas Metrogas Surtigas Promedio Dic-08 219 190 184 180 142 216 201 147 201 149 145 471 201 242 131 471 201 217 345 392 304 192 152 271 420 216 424 170 165 720 409 552 147 723 420 354 Variación Periodo 58% 106% 65% 7% 7% 26% 109% 47% 111% 14% 14% 53% 103% 128% 12% 54% 109% 63% Fuente: SSPD. Componente de Suministro - 2008 Variación del Periodo 80% 63% (5.4%) TRM Promedio Fuel Oil Componente de suministro El componente de suministro se ve afectado por el comportamiento de la TRM y del fuel oil. El incremento del componente de suministro durante el año 2008, se debe principalmente al incremento en el precio del fuel oil. 170 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Transporte 3 Componente de Transporte en Tarifa a Usuario Final - $/m Empresa Dic-07 Alcanos de Colombia EPM Gas Natural Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gases de Barrancabermeja Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gas del Risaralda Gases del Quindío Gases del Oriente Gasnacer Gasoriente Llanogas Metrogas Surtigas Promedio 203 182 113 108 125 11 50 197 62 142 161 N.A. 90 203 121 235 74 130 Dic-08 176 205 153 107 139 19 57 196 84 146 156 N.A. 99 119 127 129 93 125 Variación Periodo (13%) 12% 36% (1%) 11% 64% 13% (0.5%) 34% 3% (3%) N.A. 10% (41%) 5% (45%) 26% (4%) Fuente: SSPD. Componente de Transporte - 2008 Variación del Periodo 7.7% 4% (4%) TRM promedio PPI IPC Componente de transporte El componente de transporte se ve afectado por el comportamiento de la TRM, del IPC, del PPI y del volumen transportado. La tendencia a la baja de la TRM presentada durante 2008, se refleja directamente en la disminución del componente de transporte. (5.4%) 171 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Distribución 3 Cargo de Distribución Dt o Dm - $/m Empresa Dic-07 Alcanos de Colombia EPM Gas Natural Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gases de Barrancabermeja Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gas del Risaralda Gases del Quindío Gases del Oriente Gasnacer Gasoriente Llanogas Metrogas Surtigas Promedio 307 177 300 97 235 381 342 231 289 218 333 439 360 247 296 252 348 286 Dic-08 353 194 329 102 249 417 382 251 316 231 352 480 400 298 325 276 409 315 Variación Periodo 15% 10% 10% 5% 6% 10% 12% 8% 9% 6% 6% 10% 11% 20% 10% 9% 17% 10% Fuente: SSPD. Cargo por Distribución Variación del Periodo 10% 9% 5% 1% IPP Las tarifas de distribución de gas natural son ajustadas con base en la actualización del IPP. Como muestra la gráfica, este cargo presentó un incremento del 10% para el año 2008, situación que se soporta con la variación que tuvo el IPP del 9% con respecto al año anterior. Cargo de distribución 2007 2008 172 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Comercialización 3 Cargo de Comercialización St o Cm - $/m Empresa Dic-07 Alcanos de Colombia EPM Gas Natural Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gases de Barrancabermeja Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gas del Risaralda Gases del Quindío Gases del Oriente Gasnacer Gasoriente Llanogas Metrogas Surtigas Promedio 49 117 116 8 8 53 94 63 143 8 8 97 116 81 79 68 105 72 Dic-08 54 124 123 9 9 57 100 66 152 9 9 103 123 86 84 72 111 76 Variación Periodo 9% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 5% 5% 6% 6% 6% 6% 6% 6% 6% Fuente: SSPD. Margen de Comercialización Variación del Periodo 7.7% 6% 5.7% IPC El margen de comercialización, el cual es actualizado con base en el IPC, presentó un incremento en el cargo promedio del año 2008 del 6%, situación distinta a la ocurrida en 2007, el cual disminuyó un 3% como consecuencia de cambios en la norma regulatoria. Cargo de comercialización (3%) 2007 2008 173 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Resumen componentes 3 Componentes Tarifarios de las Empresas Distribuidoras de Gas Natural - $/m 2008 Tarifa Empresa 2007 Alcanos de Colombia EPM Gas Natural Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gases de Barrancabermeja Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gas del Risaralda Gases del Quindío Gases del Oriente Suministro (*) 812 650 686 408 520 661 683 622 571 541 654 345 392 304 192 152 271 420 216 424 170 165 720 409 552 147 723 420 354 1,007 740 773 601 782 697 Gasnacer Gasoriente Llanogas Metrogas Surtigas Promedio Transporte (*) 671 Tarifa Variación Distribución Comercialización 176 205 153 107 139 19 57 196 84 146 156 N.A. 99 119 127 129 93 125 353 194 329 102 249 417 382 251 316 231 352 480 400 298 325 276 409 315 Kst 2008 54 (66) 862 124 0 915 123 0 909 9 (9) 401 9 (7) 541 57 0 763 100 0 958 66 (6) 723 152 0 975 9 (6) 550 9 (36) 645 103 0 1,304 123 0 1,031 86 0 1,055 84 0 682 72 0 1,200 111 0 1,034 76 (8) 863 Periodo 6% 41% 32% (2%) 4% 15% 40% 16% 71% 2% (1%) 29% 39% 36% 14% 54% 48% 29% Fuente: SSPD. (*) Pesos equivalentes ya que la denominación base está en US$/Kpc. Componentes Tarifarios - 2007 31% 40% Suministro Transporte Comercialización Distribución 18% 11% Componentes Tarifarios - 2008 40% 37% Suministro Transporte La tarifa a usuario final presentó durante el periodo 2007 - 2008, un crecimiento global promedio del 28%, solo dos distribuidoras mostraron disminución en la misma. Al observar el comportamiento de los componentes de la tarifa en los años 2007 y 2008, se destaca el incremento en la participación del componente de suministro, el cual durante 2008, es el más significativo. Comercialización Distribución 9% 14% 174 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Tarifa a Usuario Final Sector residencial 175 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas El comercio y la industria 176 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Gas natural vehicular 3 Precios de Gas Natural Vehicular a Usuario Final- $/m Ciudad 2007 Variación Periodo 2008 Armenia Barranquilla Bogotá Bucaramanga Cali Cartagena Ibagué Medellín Monteria Neiva Pereira Santa Marta Sincelejo 1,105 1,004 1,140 1,020 1,094 1,011 1,028 1,102 1,009 1,048 1,091 1,009 1,009 1,340 1,308 1,291 1,213 1,331 1,312 1,265 1,249 1,323 1,276 1,317 1,314 1,323 21% 30% 13% 19% 22% 30% 23% 13% 31% 22% 21% 30% 31% Promedio 1,051 1,297 23% Fuente: Gazel. Promedio Histórico Precio GNV $/m3 1,297 1,400 1,200 1,051 1,000 800 600 534 565 604 671 763 829 919 400 200 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Los precios de GNV para el año 2008 oscilan entre $1,213 /m3 y $1,340/m3, siendo Armenia la ciudad con el precio promedio más alto y Bucaramanga la del precio más bajo. El precio del GNV en Colombia en los últimos ocho años se incrementó en $763/m3 , lo que representa un crecimiento promedio anual del 12%. 177 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Precios y Tarifas Subsidios y Contribuciones Fondo de Solidaridad y Redistribución de Ingresos - Subsidios y Contribuciones - $MM Subsidios Empresa Alcanos de Colombia EPM Gases de Barrancabermeja Gas Natural Gas Natural Cundiboyacense Gas Natural del Centro Gasoriente Gases de La Guajira Gases de Occidente Gases del Caribe Gases del Oriente Gases del Quindío Gas del Risaralda Gasnacer Llanogas Metrogas Surtigas Otras empresas Total 2007 2008 15,983 4,844 1,400 34,948 2,478 877 4,455 2,376 12,942 24,005 2,664 1,695 1,674 1,939 1,220 1,819 20,371 1,684 137,373 18,457 8,314 1,743 50,027 3,042 1,226 6,052 3,582 15,984 29,945 4,603 2,316 2,222 2,988 1,634 2,601 26,400 3,385 184,521 Contribuciones Variación Periodo 15% 72% 24% 43% 23% 40% 36% 51% 24% 25% 73% 37% 33% 54% 34% 43% 30% 101% 34% 2007 1,829 10,319 117 25,584 7,265 1,757 2,426 186 8,710 11,256 128 288 1,208 56 459 393 10,910 103 82,993 2008 3,315 12,346 938 34,683 8,155 2,180 3,960 367 9,885 13,363 34 329 1,312 75 479 524 13,107 99 105,149 Variación Periodo 81% 20% 699% 36% 12% 24% 63% 98% 13% 19% (74%) 14% 9% 35% 4% 34% 20% (4%) 27% Fuente: Minminas, CREG, SUI. Comportamiento del FSSRI - $MM Año 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Superávit Subsidio Contribución Periodo 17,092 24,611 30,077 44,069 55,985 78,307 106,549 137,373 184,521 23,043 33,442 39,684 53,340 54,600 59,939 76,476 82,993 105,149 5,951 8,831 9,607 9,271 (1,385) (18,367) (30,073) (54,380) (79,371) Superávit (Déficit) Acumulado 5,162 13,993 23,600 32,871 31,485 13,118 (16,955) (71,335) (150,707) El balance anual entre subsidios y contribuciones continúa siendo deficitario y con una tendencia a la alza, situación que se ha venido presentando desde el año 2004. Entre los años 2007 y 2008, se ha recurrido al Presupuesto General de la Nación (PGN) para cubrir este déficit, en 2008 la nación giró por este concepto 51,910 $MM, para un acumulado en los dos últimos años de 127,601 $MM. 178 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Financieras Cifras Financieras de las Empresas del Sector Balance General Sector Gas Natural - $MM Sector 2007 2008 Variación Periodo Activo Distribuidoras 3,362,856 4,000,289 19% Transportadoras 5,636,934 8,999,790 6,332,085 10,332,374 12% 15% Total sector Pasivo Distribuidoras 1,289,491 1,677,911 30% Transportadoras 3,024,985 4,314,475 3,483,388 5,161,299 15% 20% Total sector Patrimonio Distribuidoras 2,073,365 2,322,378 12% Transportadoras 2,611,950 4,685,315 2,848,697 5,171,074 9% 10% Total sector Fuente: SUI. Estado de Resultados Sector Gas Natural - $MM Sector 2007 2008 Variación Periodo Ingreso operacional Distribuidoras 2,369,320 2,995,404 26% Transportadoras 622,424 2,991,744 757,523 3,752,928 22% 25% Total sector Utilidad operacional Distribuidoras 351,104 422,155 20% Transportadoras 267,020 618,124 324,545 746,700 22% 21% Total sector Utilidad neta Distribuidoras 432,759 580,193 34% Transportadoras 491,034 923,793 75,842 656,035 (85%) (29%) Total sector Fuente: SUI. 179 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Financieras Indicadores Financieros Sector Gas Natural Sector 2007 2008 Endeudamiento Distribuidoras 38% Transportadoras 54% Total sector 48% Margen operacional 42% 55% 50% Distribuidoras 15% 14% Transportadoras 43% 43% 21% 20% Total sector Margen neto Distribuidoras 18% 19% Transportadoras 79% 10% 31% 17% Total sector Rentabilidad del activo Distribuidoras 13% 15% Transportadoras 9% 1% Total sector 10% Rentabilidad del patrimonio Distribuidoras 21% Transportadoras 19% Total sector 6% 25% 3% 20% 13% Fuente: SUI. Consolidado Sector Consolidado Sector 10,332,374 31% 8,999,790 17% 2,991,744 3,752,928 10% 6% Activo Ingreso operacional 2007 Margen neto 2008 180 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Rentabilidad del activo 2007 2008 Cifras Financieras Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM Balance General Activo Pasivo Patrimonio Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de Occidente Gases del Caribe Gasoriente Surtigas 2007 2008 263,887 509,797 646,237 391,689 483,245 109,589 313,817 315,901 633,109 731,997 443,654 632,349 119,481 378,217 Variación 20% 24% 13% 13% 31% 9% 21% 2007 2008 42,237 199,694 203,693 205,570 211,168 23,069 174,821 57,384 268,990 242,671 241,614 359,287 20,025 208,687 Variación 36% 35% 19% 18% 70% (13%) 19% 2007 2008 221,650 310,103 442,544 186,119 272,077 86,520 138,996 258,517 364,119 489,326 202,040 273,062 99,456 169,530 Variación 17% 17% 11% 9% 0.4% 15% 22% Fuente: SUI. Activo Distribuidoras - $MM Activo Distribuidoras - 2008 Variación 19% Gas Natural 18% 19% 4,000,289 3,362,856 EPM Gases del Caribe 3% Gases de Occidente 8% 16% Surtigas Alcanos 9% 11% Gasoriente 16% Otras distribuidoras 2007 Pasivo Distribuidoras - $MM Pasivo Distribuidoras 2008 Gases del Caribe 17% 21% 2008 1,289,491 EPM Variación 30% 1,677,911 Gas Natural 1% 3% Gases de Occidente Surtigas 13% 16% 14% Alcanos Gasoriente 15% Otras distribuidoras 2007 2008 Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingresos Operacionales Menores a 100,000 $MM Balance General Activo Pasivo Patrimonio Año Gas del Gas Natural Gas Natural Risaralda Cundiboyacense del Centro Gases de la Guajira Gases del Quindío Llanogas Otras Distribuidoras 2007 2008 80,310 104,503 72,952 43,039 62,685 69,312 211,795 89,349 106,403 86,846 44,344 69,092 85,095 264,453 Variación 11% 2% 19% 3% 10% 23% 25% 2007 2008 32,097 53,453 35,976 17,136 18,618 23,383 48,576 31,413 54,222 39,410 16,105 19,111 38,030 80,963 Variación (2%) 1% 10% (6%) 3% 63% 67% 2007 48,214 51,050 36,976 25,903 44,067 45,929 163,219 2008 57,936 52,181 47,436 28,239 49,981 47,065 183,490 Variación 20% 2% 28% 9% 13% 2% 12% Fuente: SUI. 181 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Financieras Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM Estado de Resultados Ingreso operacional Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de Occidente Gases del Caribe Gasoriente Surtigas 2007 2008 2007 106,295 127,257 20% 12,373 10,943 (12%) 32,843 213,063 320,669 51% 10,591 19,060 80% 10,420 707,464 904,079 28% 144,281 189,648 31% 115,443 300,579 387,611 29% 31,730 46,209 46% 54,596 335,546 382,811 14% 45,422 50,263 11% 85,693 113,614 106,537 (6%) 21,930 17,726 (19%) 14,243 186,680 243,895 31% 22,134 26,720 21% 44,689 2008 34,151 28,061 147,345 64,829 174,889 12,865 48,820 Variación 4% 169% 28% 19% 104% (10%) 9% Variación 2007 2008 Utilidad operacional Variación Utilidad neta Fuente: SUI. Ingreso Operacional Distribuidoras Variación 26% Ingreso Operacional Distribuidoras 2008 2,995,404 Gas Natural 17% 2,369,320 30% 4% Gases de Occidente Gases del Caribe EPM 4% 8% Surtigas 13% 11% Gasoriente Alcanos 13% Otras distribuidoras 2007 2008 Utilidad Operacional Distribuidoras 2008 Utilidad Operacional Distribuidoras 351,104 422,155 Variación 20% Gas Natural 18% Gases del Caribe Gases de Occidente 3% 4% 4% 43% EPM 6% Gasoriente Alcanos 11% 11% 2007 Surtigas Otras distribuidoras 2008 Distribuidoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingresos Operacionales Menores a 100,000 $MM Estado de Resultados Ingreso Año 2007 2008 Utilidad neta Gases del Quindío Llanogas Otras Distribuidoras 49,126 32,407 (34%) 5,633 6,501 15% 7,857 16,849 20,015 19% 2,048 1,970 (4%) 3,160 28,357 34,859 23% 4,213 6,103 45% 6,584 35,167 44,468 26% 4,292 6,737 57% 3,545 171,616 265,692 55% 30,148 19,930 (34%) 33,931 2007 2008 12,460 7,853 4,377 3,618 10,341 5,248 25,338 Variación 42% (29%) (44%) 14% 57% 48% (25%) 2007 2008 Variación 57,063 68,664 20% 11,155 13,167 18% 10,987 Gases de la Guajira 47,901 56,440 18% 5,154 7,179 39% 8,771 Variación Utilidad operacional Gas del Gas Natural Gas Natural Risaralda Cundiboyacense del Centro Fuente: SUI. 182 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Cifras Financieras Distribuidoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Superiores a 100,000 $MM Indicadores Financieros Margen operacional Margen neto Endeudamiento Año Alcanos EPM Gas Natural Gases de Occidente Gases del Caribe Gasoriente Surtigas 2007 12% 5% 20% 11% 14% 19% 12% 2008 9% 6% 21% 12% 13% 17% 11% 2007 31% 5% 16% 18% 26% 13% 24% 2008 27% 9% 16% 17% 46% 12% 20% 2007 16% 39% 32% 52% 44% 21% 56% 2008 18% 42% 33% 54% 57% 17% 55% Fuente: SUI. Margen Neto Margen Operacional 46% 21% 20% 31% 14% 14% 19% 18% 6% 5% 9% 5% 2007 2008 Máximo Promedio 2007 Mínimo 2008 Máximo Promedio Mínimo Distribuidoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Menores a 100,000 $MM Indicadores Financieros Año Margen operacional Margen neto Endeudamiento Gas del Gas Natural Gas Natural Risaralda Cundiboyacense del Centro Gases de la Guajira Gases del Quindío Llanogas Otras Distribuidoras 2007 11% 20% 11% 12% 15% 12% 18% 2008 13% 19% 20% 10% 18% 15% 8% 2007 18% 19% 16% 19% 23% 10% 20% 2008 22% 11% 14% 18% 30% 12% 10% 2007 40% 51% 49% 40% 30% 34% 23% 2008 35% 51% 45% 36% 28% 45% 31% Fuente: SUI. Rentabilidad del Activo Rentabilidad del Patrimonio 28% 64% 18% 32% 12% 12% 21% 19% 4% 2% 2007 Máximo 8% 3% 2008 Promedio Mínimo 2007 Máximo 183 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Promedio 2008 Mínimo Cifras Financieras Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MM Activo Transportadoras - 2008 Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM Balance General Activo Año Promigas TGI 2007 1,917,418 3,421,787 2008 2,440,881 3,541,774 Variación 27% 4% 2007 579,817 2,357,095 2008 688,691 2,657,781 Variación 19% 13% 2007 1,337,601 1,064,693 2008 1,752,190 883,993 Variación 31% (17%) Pasivo Patrimonio 5% TGI Promigas 39% 56% Otras transportadoras Fuente: SUI. Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingresos Operacionales Menores a 500,000 $MM Balance General Año Progasur 2007 19,711 90,335 15,816 117,106 9,429 45,331 2008 19,486 84,236 16,372 118,277 11,507 99,553 Variación (1%) (7%) 4% 1% 22% 120% 2007 3,590 50,917 1,475 17,506 1,253 13,332 2008 2,146 47,729 1,705 23,356 2,098 59,882 Variación (40%) (6%) 16% 33% 67% 349% 2007 16,121 39,418 14,341 99,600 8,176 31,999 2008 17,340 36,506 14,667 94,921 9,409 39,670 Variación 8% (7%) 2% (5%) 15% 24% Activo Pasivo Patrimonio Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente Fuente: SUI. Activo Transportadoras - 2008 Pasivo Transportadoras - 2008 6,332,085 3,483,388 3,024,985 5,636,934 Variación 22% Variación 12% 2007 2008 2007 184 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2008 Cifras Financieras Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingreso Operacional Transportadoras 2008 - $MM Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM Estado de Resultados Ingreso operacional Utilidad operacional Utilidad neta Año Promigas TGI 2007 194,617 352,433 2008 205,528 471,419 Variación 6% 34% 2007 56,399 187,104 258,326 2008 39,419 Variación (30%) 38% 2007 182,241 289,990 2008 236,212 (180,700) Variación 30% (162%) Variación 22% 757,523 622,424 2007 2008 Fuente: SUI. Transportadoras de Gas Natural en Colombia - $MM Ingresos Operacionales Menores a 500,000 $MM Estado de Resultados Ingreso operacional Utilidad operacional Utilidad neta Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente 2007 2,223 27,132 4,251 30,707 1,468 9,593 2008 3,566 28,720 4,682 30,844 3,104 9,660 Variación 60% 6% 10% 0.4% 111% 0.7% 2007 162 10,550 976 8,148 667 3,013 2008 1,388 9,989 1,231 9,156 976 4,060 Variación 759% (5%) 26% 12% 46% 35% 2007 (193) 6,295 1,113 7,349 580 3,659 2008 1,136 4,616 1,329 9,034 1,044 3,171 Variación 489% (27%) 19% 23% 80% (13%) Fuente: SUI. Utilidad Operacional Transportadoras - 2008 Ingreso Operacional Transportadoras - 2008 11% 8% TGI TGI 12% Promigas Promigas 27% 62% Otras transportadoras 80% 185 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Otras transportadoras Cifras Financieras Transportadoras de Gas Natural en Colombia Margen Operacional Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM Indicadores Financieros Margen operacional Año Promigas TGI 2007 29% 53% 2008 19% 55% 2007 94% 82% 2008 115% (38%) 2007 30% 69% 2008 28% 75% 55% 53% 35% 32% 19% Margen neto Endeudamiento 7% 2007 Fuente: SUI. 2008 Máximo Promedio Mínimo Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Menores a 500,000 $MM Indicadores Financieros Margen operacional Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente 2007 7% 39% 23% 27% 45% 31% 2008 39% 35% 26% 30% 31% 42% 2007 (9%) 23% 26% 24% 39% 38% 2008 32% 16% 28% 29% 34% 33% 2007 18% 56% 9% 15% 13% 29% 2008 11% 57% 10% 20% 18% 60% Margen neto Endeudamiento Fuente: SUI. Mayor Endeudamiento - 2008 Margen Neto 115% 20% 94% 28% 40% 31% 57% 60% 2007 2008 (9%) 75% (38%) Máximo Promedio Mínimo Transmetano Promigas 186 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Transcogas Transoriente TGI Cifras Financieras Rentabilidad del Activo Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Superiores a 500,000 $MM 10% 10% Indicadores Financieros Año Promigas TGI Rentabilidad del activo 2007 10% 8% 2008 10% (5%) Rentabilidad del patrimonio 2007 14% 27% 2008 13% (20%) 6% 5% 2007 2008 (1%) (5%) Fuente: SUI. Máximo Promedio Mínimo Transportadoras de Gas Natural en Colombia Ingresos Operacionales Menores a 500,000 $MM Indicadores Financieros Año Progasur Transcogas Transgastol Transmetano Transoccidente Transoriente Rentabilidad del activo 2007 (1%) 7% 7% 6% 6% 8% 2008 6% 5% 8% 8% 9% 3% Rentabilidad del patrimonio 2007 (1%) 16% 8% 7% 7% 11% 2008 7% 13% 9% 10% 11% 8% Fuente: SUI. Rentabilidad Transportadoras Rentabilidad del Patrimonio 19% 27% 13% 11% 6% 2007 (1%) 9% 2008 3% 1% (20%) 2007 Rentabilidad Activo Máximo Promedio Mínimo 187 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2008 Rentabilidad del patrimonio Proyecciones UPME de Demanda y Producción Proyecciones UPME de Demanda y Producción Proyección de la Demanda de Gas Natural (Escenario Base) - Mpcd Año Residencial Comercial 2009 122 25 258 2010 128 26 2011 134 2015 158 Industrial Refinería Variación Petroquímico y Total Promedio Otros Anual Eléctrico GNV 99 140 87 21 753 260 118 109 96 34 770 2% 27 263 155 91 105 34 809 5% 31 283 203 106 141 34 956 4% Fuente: UPME. Proyección de la Demanda de Gas Natural Escenario Alto Proyección de la Demanda de Gas Natural Escenario Base 1,200 1,000 1,000 800 800 600 600 400 400 200 200 0 2009 2010 2011 2015 0 2009 2010 2011 2015 Residencial Comercial Industrial Residencial Comercial Industrial Ref inería Eléctrico GNV Ref inería Eléctrico GNV Petroquímico y Otros Petroquímico y Otros Proyección de la Demanda de Gas Natural (Escenario Alto) - Mpcd Año Residencial Comercial 2009 125 25 259 2010 134 27 2011 142 2015 175 Industrial Refinería Variación Petroquímico y Total Promedio Otros Anual Eléctrico GNV 99 144 91 23 766 262 118 116 102 41 800 4% 29 269 155 108 113 41 856 7% 36 300 203 222 158 41 1,133 7% Fuente: UPME. 188 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Prospectiva UPME Proyección de la Demanda de Gas Natural Sector Residencial (Escenario Base) - Mpcd Variación Promedio Anual Año Costa Caribe Costa Pacífica Zona Central Zona Oriental Total 2009 27 12 65 18 122 2010 28 13 68 18 128 5% 2011 29 14 71 19 134 5% 2015 34 18 83 24 158 4% Fuente: UPME. Proyección Demanda de Gas Natural Sector Residencial - 2015 Proyección Demanda de Gas Natural Sector Comercial - 2015 15% 16% 22% 16% Costa Caribe Costa Caribe Costa Pacíf ica 16% 11% Costa Pacíf ica Zona Central Zona Central Zona Oriental Zona Oriental 52% 52% Proyección de la Demanda de Gas Natural Sector Comercial (Escenario Base) - Mpcd Variación Promedio Anual Año Costa Caribe Costa Pacífica Zona Central Zona Oriental Total 2009 4 4 13 4 25 2010 4 4 13 4 26 4% 2011 4 4 14 4 27 5% 2015 5 5 16 5 31 3% Fuente: UPME. 189 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Prospectiva UPME Potencial de Producción (Escenario Decreto 2687) - Mpcd Año Guajira Cusiana La Creciente Otros Total 2009 688 200 60 108 1,056 2010 688 200 60 127 1,076 2% 2011 688 200 77 121 1,087 1% 2015 490 200 77 99 867 (6%) Variación Fuente: UPME. 1,400 Proyección de Gas Natural Escenario Base de Demanda y Escenario Alterno de Producción Mpcd Proyección de Gas Natural Escenario Base de Demanda y Decreto 2687 Producción Mpcd 1,400 1,200 1,200 1,000 1,000 800 800 600 600 400 400 200 200 0 0 2009 2010 2011 Demanda 2009 2015 2010 Demanda Of erta 2011 Of erta Potencial de Producción (Escenario Alterno) - Mpcd Año Guajira Cusiana La Creciente Otros Total 2009 686 196 60 130 1,073 2010 686 247 60 123 1,116 4% 2011 686 340 77 107 1,210 8% 2015 285 480 77 87 929 (6%) Fuente: UPME. 190 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Variación 2015 Anexos Aspectos jurídicos y regulatorios del sector 2008 - 2009 Normatividad CREG CREG - Agenda Regulatoria 2009 Temas a Tratar 1a Prioridad 2a, 3a y 4a Prioridad Total % 19 5 24 67% Gas natural 4 1 5 14% GLP Temas transversales Total 4 2 6 17% 1 0 1 3% 28 8 36 100% Sector Eléctrico Fuente: CREG. CREG - Agenda Regulatoria 2009 Sector Gas Natural Documento Sistema de información del mercado de gas Objetivo: Consolidar un mecanismo de información pública, que integre datos comerciales y operacionales sobre el suministro y transporte del gas natural, de fácil acceso y que contribuya en las decisiones del sector. 2o Trimestre Resolución Resolución Consulta Definitiva a 1 prioridad 3er Trimestre 4o Trimestre Metodología de remuneración de la actividad de transporte Objetivo: Establecer la metodología de remuneración de la actividad para el periodo 2009 - 2013 y las condiciones para que agentes diferentes a los transportadores desarrollen proyectos asociados a la actividad de transporte. 1er Trimestre 2o Trimestre Metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización Objetivo: Definir la metodología y las fórmulas de tarifas para remunerar las actividades de distribución y comercialización gas combustible por red. 4o Trimestre 4o Trimestre Ajustar la regulación de la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de gas natural. Objetivo: Definir procedimientos, costos, plazos y responsabilidades en la actividad de revisión de las instalaciones internas de los usuarios. 4o Trimestre 4o Trimestre a 3 prioridad Coordinación Gas - Electricidad Objetivo: Diseñar mecanismos que permitan la coordinación entre los sectores gas y electricidad con el fin de promover la operación eficiente y la atención de la demanda de manera continua y confiable. Fuente: CREG. 193 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 194 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 195 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Año 2008 Transporte Aspectos que trata la resolución: CREG 002 de 2008 • Se mantiene en la política regulatoria de que el mecanismo para asignar, de manera competitiva, la capacidad disponible primaria de transporte en el evento en que los requerimientos superen dicha capacidad, sea la subasta. • Proyecto de resolución que regula el derecho de acceso y la expansión del SNT de gas natural. Define el procedimiento para verificar la capacidad disponible de la infraestructura existente y los requerimientos de expansión de la misma, del cual se deducen las siguientes posibilidades para la decisión del transportador existente: Incluye nuevas definiciones: o Expansión en sistema existente: Infraestructura que se construye dentro de activos que conforman el SNT, como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en la presente resolución, con el objeto de incrementar la capacidad del sistema de transporte existente. Confirma que si atiende los requerimientos de servicio de capacidad con base en los cargos regulados vigentes, especificando los cargos, términos y opciones contractuales bajo las cuales se suministrará el servicio. o Indica que no puede generar el acceso para la capacidad solicitada a partir de los cargos regulados vigentes, publica las ampliaciones requeridas en el sistema de transporte existente para viabilizar la capacidad requerida. Continúa una descripción del procedimiento a seguir en el que finalmente son los interesados los responsables de llevar a cabo una convocatoria pública para dicha expansión. Proyecto de resolución que modifica el plazo establecido para la entrada en vigencia de la Resolución 054 de 2007, en la que se complementaron las especificaciones de calidad del gas natural inyectado al SNT. Este plazo que era de 8 meses sería ampliado a 12 meses. CREG 028 de 2008 Expansión en nuevas redes: Infraestructura de transporte que a la fecha de expedición de la presente resolución no tiene cargos vigentes, que se construye como consecuencia de aplicar las disposiciones previstas en esta misma, y que no hace parte de una expansión en sistema existente. Sistema de transporte existente: Activos de transporte para los cuales, a la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución, la CREG ha definido cargos regulados. Transportador existente: Es el transportador responsable del AOyM de un sistema de transporte existente. Transportador nuevo: Es el transportador responsable del AOyM de los activos asociados a una expansión en sistema de transporte existente no ejecutada por el transportador en dicho sistema de transporte. CREG 041 de 2008 Modifica y complementa el RUT con base en el proyecto de Resolución 071 de 2007 y son el resultado de revisiones hechas por el CNO, organismo que entre sus funciones se encuentra la de revisar la experiencia en las aplicaciónes operativas y comerciales del RUT y enviar a la CREG un informe con el resultado de dichas experiencias y los posibles cambios sugeridos. Estos cambios son revisados por la Comisión y de ser 196 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos aceptados surgen las respectivas modificaciones con el objeto de actualizar el RUT acorde con la evolución de la industria. Se adicionan a los 5 objetivos ya establecidos, el propender por un manejo seguro de la infraestructura del SNT. Inicialmente se modifican y adicionan algunas definiciones, entre las cuales se encuentran: Se incluye en el alcance además de todos los agentes que utilicen el SNT, a las estaciones para transferencia de custodia y los gasoductos dedicados cuando estos se construyan para interconexiones internacionales. Condiciones estándar: Define el pie (metro) cúbico estándar como el volumen de gas, real y seco (que cumpla las especificaciones del RUT, en cuanto a concentración de vapor de agua) contenido en un pie (metro) cúbico a una presión de 14.65 psia (1.01 bara), y a una temperatura de 60°F (15.56 oC). Siendo lo novedoso en esta definición, que el gas debe ser seco y que cumpla con las especificaciones de concentración de vapor de agua. Estaciones entre Transportadores: Conjunto de bienes destinados, entre otros aspectos, a la determinación del volumen, la energía y la calidad del gas, que interconectan dos o más transportadores, en el SNT. Las interconexiones internacionales para exportación, que se conecten al SNT, se considerarán como un transportador. Punto de transferencia de Custodia: Es el sitio donde se transfiere la custodia del gas entre un productor - comercializador y un transportador; o entre un transportador y un distribuidor, un usuario no regulado, un almacenador independiente, un usuario regulado atendido por un comercializador (no localizado en áreas de servicio exclusivo), una interconexión internacional, entre dos transportadores, y a partir del cual el agente que recibe el gas asume la custodia del mismo. Otras modificaciones tienen relación con los siguientes temas: • • • • • • • • • • • • • • • • • Conexiones y estaciones para transferencia de custodia de salida. Conexiones y estaciones para transferencia de custodia de entrada. Custodia del gas. Medición de cantidades de energía y calidad de gas en estaciones de transferencia de custodia de entrada. Medición volumétrica. Sistema de medición. Propiedad de los sistemas de medición para transferencia de custodia. Determinación de la presión absoluta de flujo. Determinación del factor de compresibilidad del gas. Determinación de la gravedad específica del gas. Determinación del poder calorífico. Primera calibración. Verificación del equipo de medición. Acceso a los sistemas de medición. Registros de medición. Obligaciones del transportador. Facturación. Temas Nuevos: Estaciones para transferencia de custodia: Son aquellas instaladas en los puntos de transferencia de custodia y cuyos equipos e instrumentos de medición deben cumplir con las normas colombianas o, en su defecto, con las de AGA o ANSI, establecidas para fabricación, instalación, operación y mantenimiento de los equipos e instrumentos. Estas estaciones pueden ser de entrada, de salida o entre transportadores. • Estaciones para transferencia de custodia entre transportadores del SNT o con interconexiones internacionales para exportación. • Medición de cantidades de energía y calidad de gas en estaciones de transferencia de custodia entre transportadores. En lo que respecta a los objetivos y al alcance de este reglamento, se establecen algunos cambios como: 197 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos podrá impartir órdenes operacionales a los agentes conectados a su sistema de transporte, entre las cuales podrá establecer restricciones temporales en el servicio, y tomar otras acciones necesarias para mantener la estabilidad del sistema. En los casos anteriores, el transportador deberá comunicarle al agente las acciones correctivas a tomar de manera inmediata. Si a juicio del transportador, el agente no toma las acciones correctivas o estas son insuficientes, el transportador podrá suspender el servicio hasta lograr la estabilidad de su sistema, sin perjuicio de las compensaciones establecidas en este reglamento o las pactadas según contratos. CREG 043 DE 2008 Mediante esta resolución y con base en el RUT, TGI demostró que las solicitudes de capacidad de transporte en el tramo del gasoducto Ballena – Barrancabermeja superan la capacidad disponible primaria CDP, por lo que la CREG aprueba a dicha empresa el procedimiento para la realización de una subasta, teniendo en cuenta que los términos generales sobre los que se basa son: 1. Objetivo de la subasta 2. Identificación del producto a subastar 3. Concurrencia de oferentes serios Cuando en la producción de gas natural o en el sistema de transporte de gas se presenten eventos, durante el día de gas, que disminuyan el suministro de gas natural a uno o varios remitentes, se deberá proceder así: El productor - comercializador o el transportador, según el caso, le informará por escrito a los remitentes, y al CND, cuando se afecte el suministro de gas a plantas termoeléctricas, sobre la ocurrencia del evento y en lo posible la magnitud de la disminución en el suministro o de la capacidad de transporte de gas natural en cada punto de salida afectado.” 4. Claridad en el despeje y asignación 5. Principios de eficiencia y neutralidad 6. Modalidad contractual El ganador de la Subasta, suscribirá un contrato escrito con TGI en los términos predefinidos. CREG 077 de 2008 Modifica el Numeral 4.6.2 del RUT que establecía entre otros que: “si la atención de un estado de emergencia lo hace necesario, el transportador podrá solicitar al CND un redespacho eléctrico o una autorización de desviación. Si como consecuencia de dicho redespacho, se originan sobrecostos para el SIN, estos sobrecostos serán asumidos, en primera instancia, por el transportador que solicitó el redespacho, sin perjuicio de que éste los traslade al agente que ocasionó la emergencia en el SNT, si a ello hubiere lugar”. El numeral queda de la siguiente forma “4.6.2 Órdenes Operacionales Cuando un sistema de transporte esté en estado de emergencia, el transportador Modifica el literal i) del Artículo 2 de la Resolución CREG 063 de 2000 que expresaba: “Si como consecuencia de la solicitud por parte de un transportador de gas, se modifica el programa de generación de una unidad térmica a gas, se originan sobrecostos para el SIN, estos sobrecostos serán asumidos por el transportador que lo solicitó”. El ente regulador consideró las modificaciones: “i) Los costos horarios de reconciliación positiva, originadas en modificaciones al programa de generación solicitadas por el CND durante la operación, por razones diferentes a salidas forzadas de activos de los STR´s y/o SDL´s, se asignarán entre los comercializadores del SIN a prorrata de su demanda. 198 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Para determinar la generación redespachada en la operación, no se verificará el criterio de confiabilidad probabilística. CREG 084 de 2008 Proyecto de resolución para complementar las especificaciones de calidad para la intercambiabilidad de gases en el STN de Gas. Si el redespacho tiene su origen en salidas forzadas de activos de los STR's y/o SDL's, los costos horarios de reconciliación positiva correspondientes, se asignarán al agente causante de la generación respectiva. CREG 102 y 139 de 2008 Mediante la Resolución CREG 102 de 2008, la CREG estableció los cargos regulados para el gasoducto Cali – Popayán, según solicitud que presentó Progasur; sin embargo, esta empresa presentó un recurso de reposición el cual fue aceptado por la Comisión, razón por la cual mediante la Resolución CREG 139 de 2008 se establecieron nuevos cargos para el gasoducto en cuestión, los cuales se resumen a continuación: Cuando exista más de un OR asociado con el requerimiento de esta generación forzada, el costo horario de reconciliación positiva se asignará en proporción a los ingresos por cargos por uso de nivel IV de tensión, aprobados para los respectivos OR´s, aplicados a la demanda total de cada uno de ellos. Inversión Existente (2007 US$) 0 Tasas de Costo de Capital Programa de Nuevas Inversiones (2007 US$) Año 1 Año 2 15,740,595 Tkc (Por servicio de capacidad) 14.80% Tkv (Por servicio de volumen) 18.80% 0 Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán Cargos Regulados - Progasur % de Inversión con cargo fijo Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 0 20 40 50 60 80 100 - 132.604 265.207 331.509 397.811 530.415 663.018 2.390 1.912 1.434 1.195 0.956 0.478 - Cargo fijo AO&M ($/Kpcd-año) 648,866 Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán Cargos Regulados - Fondo especial cuota de fomento % de Inversión con cargo fijo Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) 0 20 40 50 60 80 100 - 66.850 133.700 167.126 200.551 267.401 334.251 1.205 0.964 0.723 0.602 0.482 0.241 - Resolución CREG 139 de 2008 - Gasoducto Cali - Popayán Cargos Regulados - Cargos máximos regulados en Cali y Popayán % de Inversión con cargo fijo 0 20 40 50 60 80 100 Cargo fijo (2004US$/Kpcd-año) - 199.454 398.908 498.635 598.362 797.815 997.269 3.595 2.876 2.157 1.797 1.438 0.719 - Cargo variable (2004US$/Kpcd-año) Fuente: CREG. Nota: Las cifras se muestran con tres decimales. 199 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos CREG 154 de 2008 Modificó los Numerales 4.5.1 y 4.5.2 del anexo general del RUT, estas son: Modificación numeral 4.5.1 Ciclo de Nominación de Transporte Horario Actividades 16:25 Hora límite para el recibo por parte de los CPCs, de las nominaciones efectuadas por sus Remitentes. 18:20 Hora límite para que el CPC informe a sus remitentes sobre el programa de transporte de gas natural factible y la cantidad de energía autorizada. 18:50 19:50 20:20 Hora límite para el envío de la cantidad de energía confirmada por parte de los remitentes, a los CPCs respectivos. Hora límite para la coordinación de programas de transporte entre CPCs. Hora límite para que el CPC envíe a sus remitentes el programa de transporte de gas definitivo. Modificación numeral 4.5.2 Ciclo de Nominación de Transporte Horario Actividades 15:30 Hora límite para el recibo por parte de los productores - comercializadores o comercializadores, de las nominaciones diarias efectuadas por los remitentes. 16:15 Hora límite para que el productor - comercializador o comercializador autorice a los remitentes la cantidad de energía a suministrar. 18:50 Hora límite para que los remitentes confirmen la cantidad de energía a suministrar. 19:50 Hora límite para que los productores - comercializadores o comercializadores envíen al comprador de gas el programa de suministro de gas definitivo. Fuente: CREG. CREG 157 de 2008 Proyecto de resolución que se emite con el propósito de definir la metodología del costo de capital, y el tipo de moneda asociada a cargos fijos y variables, para remunerar la actividad de transporte de gas natural en el siguiente periodo tarifario. Costo de Capital. Para remunerar la actividad de transporte de gas natural se utilizará una tasa de costo de capital calculada con base en la metodología del Costo Promedio Ponderado de Capital conocido por sus siglas en inglés como WACC. Cálculo del Costo de Capital. Los valores de los parámetros, las fórmulas de cálculo, las fuentes de información y los períodos de tiempo de los datos requeridos para el cálculo del costo de capital de la actividad de transporte de gas natural durante el próximo período tarifario, se establecen en la resolución. Oportunidad del Cálculo. El costo de capital se calculará con los datos y parámetros disponibles al momento de aprobar la resolución definitiva que apruebe la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural para el próximo periodo tarifario y su resultado deberá incluirse en dicha resolución. Tasa de Descuento para Cargos Fijos. La tasa de descuento para calcular los cargos fijos que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente período tarifario, será la que se obtenga de restarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital. 200 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Tasa de Descuento para Cargos Variables. La tasa de descuento para calcular los cargos variables que remuneran la actividad de transporte de gas, en el siguiente período tarifario, será la que se obtenga de sumarle 1.34 puntos porcentuales a la tasa de costo de capital. Moneda para Cargos Fijos y Variables. Los cargos fijos y variables que remuneran la inversión asociada a la actividad de transporte de gas natural, en el siguiente período tarifario, estarán expresados en dólares americanos. Fórmulas: Costo del Capital Propio: la siguiente fórmula: (re ) se calcula con re = rf + β l (rm − rf ) + rp Costo Promedio Ponderado de Capital (WACC): se calcula con la siguiente fórmula: Antes de impuesto. WACCd .i . = wd rd * (1 − τ ) + we re Después de impuestos. WACCa .i . = wd rd + we re (1 − τ ) Costo de la Deuda: En términos reales. WACCreal ,a .i . = (WACCa .i . − Inf EU ) (1 + Inf EU ) n = número de meses. A continuación se presentan las tablas que explican cada término de la ecuación. Cálculo Tasa de Retorno Nombre Variable βi Descripción Parámetro que representa el riesgo de una industria en relación con el mercado donde se desarrolla. Desapalancado βu y apalancado β i Ajuste del Beta A Ajuste sobre el beta para reconocer las diferencias en las metodologías de remuneración. Inflación Local Inf c βu Beta Inflación Externa Costo de Deuda Costo de Capital Propio Tasa Libre de Riesgo Rendimiento del Mercado Prima de Riesgo en Mercado Riesgo País Tasa de Impuesto Participación de la Deuda Participación del Capital Propio Inf EU rd re rf rm r m - rf rp τ wd we Inflación en Colombia. Inflación en Estados Unidos. Costo de la deuda. Cálculo del costo del capital propio. Tasa asociada con un activo libre de riesgo. Tasa que muestra el rendimiento del mercado. Prima de riesgo de mercado. Tasa adicional a reconocer por riesgo país. Tasa de impuesto de renta a cargo de los agentes. Proporción de la deuda frente al total de activos (40%). Proporción del capital propio frente al total de activos (60%). Fuente: CREG. 201 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Cálculo Tasa de Retorno Variable Fuente Periodo βu Morningstar (Ibbotson) SIC 492 Mediana de los últimos cuatro trimestres. A “Regulatory Structure and Risk and Infrastructure Firms, An International Comparison” Alexander y otros, 1996 Inf c DANE Inf EU The Livingston Survey Federal Reserve Bank of Philadelphia. Consumer Price Index Long-Term Outlook Encuesta más reciente publicada. rd Superintendencia Financiera. (Promedio de la tasas de Crédito Preferencial de los establecimientos bancarios) Banco de la República. (Tasas de Crédito Preferencial, agrupadas en plazos) 60 meses. rf rm - rf rp τ Últimos 60 meses. 60 meses. Reserva Federal de los Estados Unidos. Bonos a 20 años. Morningstar (Ibbotson), Reserva Federal de Estados Desde 1926. Unidos y cálculos CREG. J.P. Morgan Spread de los bonos de la República estimado 60 meses. con base en el EMBI plus de Colombia. Estatuto Tributario. Actual. Tarifa de impuesto de renta. Fuente: CREG. Distribución CREG 046 de 2008 y CREG 008 de 2009 La Resolución 046 fue el proyecto que puso en consideración la CREG y mediante la Resolución CREG 008 de 2009, la comisión decidió ajustar la presión de referencia establecida en el Código de Distribución de Gas Combustible, cambiándola de 14.6959 psi a 14.65 psi absoluta, dejándola concordante con la establecida en el RUT. CREG 050 de 2008 Surtigas presentó solicitud de revisión de los cargos de distribución y comercialización establecidos para su mercado relevante en la Resolución CREG 030 de 2004, por considerar que hubo error en los cálculos realizados por la CREG, que determinaron los gastos de AOyM, la comisión determinó con base en las pruebas que en realidad si hubo error y por considerar que la solicitud está acorde con lo establecido en la Ley 142, la cual especifica que: “excepcionalmente podrán modificarse, de oficio o a petición de parte, antes del plazo indicado cuando sea evidente que se cometieron graves errores en su cálculo, que lesionan injustamente los intereses de los usuarios o de la empresa”, resolvió modificar los cargos, los que se presentan en el cuadro de nuevos cargos de distribución y de comercialización. CREG 051 y 076 de 2008 Mediante la Resolución CREG 051 de 2008 se resolvió positivamente una solicitud de autorización para comercialización conjunta de gas natural presentada por BP Exploration Company (Colombia), Tepma y BP Santiago Oil Company. Se recuerda que mediante la Resolución CREG 093 de 2006 se estableció que los socios de un campo productor o de un contrato debían comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente, con el objeto de promover un ambiente competitivo en 202 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos el mercado de gas natural. Sin embargo, en esta misma resolución se indicaba que excepcionalmente la Comisión podría autorizar la comercialización conjunta con base en criterios expresos. La comercializacion conjunta autorizada se puede llevar a cabo, siempre y cuando se cumplan con los siguientes requisitos: • • Hasta 10 mmscfd (millones de pies cúbicos estándar diarios) provenientes del proyecto denominado LTO I, gas natural producido bajo los contratos de asociación Santiago de Las Atalayas, Tauramena y Río Chitamena; El 40% de la capacidad del proyecto denominado LTO II, sin superar 56 mmscfd. Adicionalmente especifica la CREG que cualquier sustitución, cesión o modificación de los contratos de asociación que rigen los proyectos denominados LTO I y LTO II o de las personas expresamente autorizadas en esta resolución, implicaría la terminación de la autorización. En cuanto al texto subrayado se aclara que este no se encontraba en la Resolucion CREG 051 de 2008, si no que fue adicionado por la Resolucion CREG 076 de 2008, ante solicitud presentada por los agentes productores mencionados en ella, aduciendo que al no especificar a qué tipo de contratos especificamente se estaban refiriendo, esto podría generar confusión. CREG 075 y 078 de 2008, y 007 de 2009 Por medio de la Resolución CREG 075 de 2008 se modifica el Artículo 37 de la resolución, y se dictan otras disposiciones para la compra de gas combustible con destino a usuarios regulados. El Artículo 37 de la CREG 011 de 2003 estableció la obligación de comprar gas combustible en condiciones de libre concurrencia y deja por sentado que todo comercializador que atendiese usuarios regulados debía tener contratos vigentes de suministro y transporte de gas combustible que le asegurasen la continuidad en el mercado atendido. Sin embargo, de forma muy particular, el mecanismo diseñado para que el comercializador le diera cumplimiento a este artículo le negaba a su vez la oportunidad de participar en subastas que fueran organizada por los vendedores, toda vez que esta misma resolución obligaba a buscar el mínimo valor posible para la suma de suministro y transporte mediante convocatorias originadas en los compradores. Las modificaciones a los mecanismos de compra de gas para los usuarios regulados son las siguientes: a) Realizar convocatorias públicas de compra de gas combustible. b) Participar en las convocatorias de venta de gas combustible que realice un productor - comercializador o un comercializador. c) Adelantar negociaciones bilaterales. Siendo los Numerales b) y c) los nuevos mecanismos permitidos. En lo que respecta a las convovatorias de ventas de gas, si el distribuidor-comercializador que atiende usuarios regulados tiene vinculación económica, o pertenece al mismo grupo empresarial del vendedor, podrá participar en las convocatorias públicas de venta de este vendedor, siempre y cuando sea un oferente que no incida en la formación del precio en el procedimiento de comercialización y pueda ser beneficiado en la asignación de gas. En el caso de las negociaciones bilaterales, los distribuidores - comercializadores podrán libremente adquirir el gas a través de este mecanismo con otro agente, siempre y cuando no tengan vinculación económica, o pertenezca al mismo grupo empresarial del vendedor. La Comisión dispone además en esta modificación que, si agotados los mecanismos descritos anteriormente no se asegura la continuidad, el distribuidor-comercializador podrá complementar los contratos suscritos con infraestructura, contratos de almacenamiento, contratos de respaldo o con el uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible contemplado en su contrato 203 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos de condiciones uniformes, previa autorización de esta entidad cuando implique cambios a las fórmulas tarifarias para cada actividad. Mediante la Resolución CREG 007 de 2009, se amplia el alcance de los mecanismos de compra de gas combustible con destino a usuarios regulados para los concesionarios en áreas de servicio exclusivo. CREG 088 y 095 de 2008 Mediante la Resolución CREG 095 de 2008 se estableció el procedimiento de comercialización de gas natural de que trata el Decreto 2687 de 2008. Con anterioridad, a través de la CREG 088 de 2008 se había publicado el proyecto de resolución para cumplimiento de los trámites legales. La resolución aplica a todas las personas que intervenien en transacciones comerciales de compraventa de gas natural, sean estas bilaterales o por medio de subastas. Adicionalmente, se aplica para el gas natural propiedad del Estado proveniente de regalías y de las participaciones de la ANH, ya sean estas últimas manejadas por la propia agencia o por terceros. Precio de Inicio: Es el precio de apertura de la primera ronda de una subasta. Precio de Adjudicación: Corresponde al precio que pagan las ofertas ganadoras por el gas natural adjudicado a través de una subasta. Producción Disponible para Ofertar en Firme de un Productor de Gas Natural – PDOF: Corresponde a la producción disponible para ofertar en firme presentada por los productores y los productores-comercializadores de gas natural al Ministerio de Minas y Energía, de conformidad con la definición del Decreto 2687 de 2008. Reglamento de la Subasta: Reglamento diseñado por el Productor - Comercializador que rige la Subasta, y que en todo caso debe estructurarse de conformidad con las reglas estipuladas en la presente resolución, el Decreto 2687 de 2008 o aquellos que lo modifiquen, complementen o sustituyan, y demás normatividad aplicable. Ronda: Período de tiempo durante el cual cada uno de los participantes en la subasta para adjudicación de la poducción disponible para ofertar en firme de un productor de gas natural, envía su oferta al productor-comercializador. Definiciones relevantes: Cantidades Disponibles Restantes: Corresponden a las cantidades remanentes de gas natural de los campos con precios máximos regulados, que resultan una vez se aplique el procedimiento de asignación establecido en los Numerales 1 a 4 del Artículo 8 del Decreto 2687 de 2008. Comprador Externo: Persona que adquiere gas natural para la atención de demanda ubicada por fuera del territorio nacional. Pequeño Usuario Comercial: Es un usuario conectado a una red de distribución que consume hasta cien mil pies cúbicos diarios (100.000 pcd) de gas natural para el desarrollo de actividades comerciales. Periodo de Precalificación: Período de tiempo que transcurre entre la fecha de publicación del reglamento de la Subasta y el día de su realización. Solicitud de Compra: Documento suscrito por el representante legal de un comprador, con el cual se manifiesta al productor-comercializador el interés de adquirir una cantidad de gas natural en firme. Este documento deberá ser remitido en los plazos que para tal fin establezca el productor-comercializador. Subasta: Para los propósitos de la presente resolución, la subasta es un proceso estructurado y dinámico de compra-venta de gas natural con reglas definidas para la formación del precio y adjudicación transparente de la producción disponible para ofertar en firme de gas natural, desarrollada con base en lo dispuesto en la presente resolución. Subasta Ascendente: Subasta abierta de precio ascendente, que inicia a partir del precio de inicio y termina cuando el número de unidades demandadas iguala las unidades ofrecidas para la venta. 204 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos del precios vii) Precio de inicio viii) Garantías La resolución trata los siguientes aspectos relevantes: • Procedimientos para comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de gas natural de campos con precios libres. • Divulgación de la PDOF. • Presentación de solicitudes de compra. • Solicitudes compra: Deberán contener como mínimo lo siguiente: i) la identificación del comprador (si es nacional o si es un comprador externo), ii) la estimación y la destinación (residencial y pequeños usuarios comerciales, industrial, petroquímico, gas natural vehicular, generación eléctrica, oficial) de las cantidades requeridas. • • Comercialización del gas natural proveniente de campos con precios máximos regulados. • • • • • Comercialización de la producción disponible para ofertar en firme Comercialización de las cantidades disponibles restantes Régimen de precios. Divulgación de los resultados Guías para el desarrollo de subastas para la comercialización de la producción disponible para ofertar en firme (PDOF) de campos con precios libres • • Determinación del procedimiento de comercialización. Principios generales de la subasta. 1) Publicidad, 2) Neutralidad, 3) Simplicidad y Transparencia 4) Objetividad Reglamento de la subasta. Deberá contener como mínimo los siguientes elementos: i) Cronograma, ii) Producto: iii) Curva de oferta iv)Tipo de subasta v) Reglas de actividad vi) Regla de formación • • Políticas de divulgación de información. • Subastador único. • Participación de los compradores externos en las subastas. • Consumo de gas natural por productores. Respaldo físico y otras disposiciones • • • • • • Atención de solicitudes de suministro interrumpible. Contratación de suministro en firme. Contratación de suministro con firmeza condicionada. Compensaciones. Disposiciones adicionales. Contenido mínimo de los contratos de en firme. Otras disposiciones de la resolución: Modificar el Artículo 2 de la Resolución CREG 093 de 2006, el cual quedará así: “Los socios de un campo productor o de un contrato deberán comercializar independientemente el gas natural producido conjuntamente. Excepcionalmente, la CREG podrá autorizar la comercialización conjunta con base en los criterios señalados en el Artículo 3 de la presente resolución. …Se exceptúa de la autorización cuando la comercialización del gas natural se realice a través de subastas originadas en vendedores.” CREG 128 de 2008 Corrige la Resolución CREG 042 de 2004, de cargos de distribución y comercialización de gas natural para el mercado relevante de Alcanos de Colombia. Dicha corrección consistió en la inclusión del municipio de Coello (Tolima) en el mercado relevante, basados en el argumento que Alcanos efectivamente incluyó en los cálculos las proyecciones de 205 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos inversiones, demanda y gastos AO&M de distribución de la población de Gualanday, perteneciente al municipio de Coello (Tolima). CREG 129 de 2008 Corrige la Resolución CREG 063 de 2004, de cargos de distribución y comercialización de gas natural para el mercado relevante de Surtigas. La corrección consistió en la inclusión del municipio de Tuchín (Córdoba) en el mercado relevante, dada una ordenanza mediante la cual se elevó a la categoría de municipio y antes figuraba como corregimiento del municipio de San Andrés de Sotavento (Córdoba). CREG 136 de 2008 Presenta para conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, a los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuarán los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaria, en el siguiente periodo tarifario. Otras resoluciones de la CREG sobre distribución y comercialización son: Cargo Promedio de Distribución y Cargo Máximo Base de Comercialización - Año 2008 Resolución CREG 007 Empresa Distribuidora Departamento Municipios Cargo Promedio de Distribución $ del Año $/m3 Cargo Máximo Base de Comercialización $/Factura 300.13 1,072.52 2006 2,310.56 2006 Alcanos de Colombia Cauca: Popayán y Piendamó CREG 008 Gases de Occidente Cauca: Santander de Quilichao, Puerto Tejada y Villarrica CREG 009 Metrogas Norte de Santander: Ocaña 426.14 1,634.68 2006 CREG 010 Gases del Llano Meta: Barranca de Upía 847.24 3,196.23 2006 CREG 011 Proviservicios Santander: El Peñón 720.24 2,310.56 2006 GREG 012 Edalgas Antioquia: San Roque 464.97 1,333.56 2006 CREG 014 Ingeobras Cesar: Copey, Bosconia 251.74 CREG 050 Magdalena: Algarrobo, Ariguaní, Pivijay, Plato Bolívar, Córdoba y Sucre: Todos los municipios Surtigas 2004 297.21 1,712.49 2002 440.06 2,442.16 2007 1,051.63 3,007.03 2007 Antioquia: Caucasia Magdalena: Santa Ana CREG 061 Ingeobras Cesar: Astrea CREG 062 Publiservicios Boyacá: Paez, Berbeo, San Eduardo y Zetaquira CREG 063 Ingeobras Cesar: Chimichagua 366.16 2,442.16 2007 CREG 064 Ingeobras Cesar: El Paso 470.25 2,442.16 2007 CREG 065 Ingeobras Magdalena: Nueva Granada 320.15 2,442.16 2007 CREG 066 Alcanos de Colombia Tolima: Valle de San Juan 687.80 2,442.16 2007 CREG 123 Surgas Huila: San Agustín 246.45 2,036.30 2007 CREG 124 Alcanos de Colombia Antioquia: Carmen del Viboral 320.47 1,133.60 2007 CREG 125 Alcanos de Colombia Caquetá: Florencia 258.95 1,727.78 2007 CREG 126 Metanos Antioquia: La Ceja del Tambo 435.93 2,237.84 2007 CREG 130 Gasnacer Cesar: San Martín 708.56 Fuente: CREG. 206 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 2007 Anexos De Carácter General Creg 144 de 2008 Creg 145 a 151 de 2008 Señala el porcentaje de la contribución que deben pagar las entidades reguladas por la CREG en el año 2008. El monto total de la contribución en el año 2008, es del 0,905464681% del valor de los gastos de funcionamiento de la entidad sujeta a regulación, dicho monto se determina con base en los estados financieros correspondientes al año de 2007. Por medio de estas resoluciones, la comisión señaló las contribuciones que deben pagar las entidades reguladas por ella, que no fueron incluidas en las resoluciones que esta entidad dispuso entre los años 2002 y 2007. Esto, por no haber enviado los estados financieros dentro del plazo establecido o en la forma prevista por la norma. Año 2009 zonas no interconectadas en que se establezcan áreas de servicio exclusivo. Transporte Creg 022 de 2009 Proyecto de resolución en el cual se establecen los criterios generales para determinar la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte. Creg 046 de 2009 Proyecto de resolución con el fin de establecer los criterios de verificación de los motivos para el establecimiento de áreas de servicio exclusivo de gas combustible y dictar otras disposiciones. Distribución y Comercialización De Carácter General Creg 013 de 2009 Niega peticiones interpuestas por el señor Luis Alberto Vicuña y por Gases de Occidente, con las cuales pretendían que la firma Corporación de Soluciones Energéticas - COSENIT fuera sometida a la regulación de la CREG. Lo anterior con el fin de que se impidiera a la firma cuestionada actuar como asesor de la CREG por considerar que se presentan conflicto de intereses. Creg 010 de 2009 Modifica lo establecido en la regulación vigente en relación con la aplicación del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en la actualización de componentes de las fórmulas tarifarias de los servicios de energía eléctrica y gas combustible. Donde se aplica el factor: Creg 026 de 2009 Proyecto de resolución mediante el cual se define la metodología para la regulación de precios del gas combustible puesto en plantas de generación de energía eléctrica en las IPCm IPCo Donde: m: hace referencia a un mes posterior a diciembre de 2008. 207 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos o: hace referencia al mes base de cálculo del cargo correspondiente, anterior a diciembre de 2008. IPCm Debe aplicarse el factor: IPCdic 08 IPCm * IPCo IPCdic 08 B100 : corresponde al IPC publicado por el DANE con la nueva base (Base 08=100) y con la nueva metodología. IPCdic 08B100 : corresponde al IPC Donde: IPCdic08 : corresponde al IPC publicado por el DANE para el mes de diciembre de 2008 con Base 98=100. IPCo DANE para el mes base de cálculo del cargo correspondiente con Base 98=100. : corresponde al IPC publicado por el publicado por el DANE para diciembre de 2008, en este caso Base 08=100. Ante cualquier retraso en la publicación del IPC, por parte del DANE, las empresas de energía eléctrica y gas combustible ajustarán los cargos con el último índice vigente. 208 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Normatividad del Ministerio de Minas y Energía Resolución 18 2115 de 2007 y Resolución 18 0004 de 2008 Se declara un racionamiento de gas natural programado en el punto de entrega del nodo de Barrancabermeja, entre el 29 de diciembre de 2007 y el 2 de enero de 2008. Resolución 181023 de 2008 y Resolución 181567 de 2008 El Ministerio de Minas y Energía declara en esta resolución la aprobación de las solicitudes de cofinanciación con cargo a los recursos del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, (FECF). Las solicitudes se determinaron con base en listado emitido por la UPME, conforme a lo previsto en el Artículo 10° del Decreto 3135 de 2004, basado en la priorización de proyectos con concepto favorable presentados FECF. Por otra parte el ministerio mediante certificado de disponibilidad presupuestal apropia la suma de $18,565,564,008 para cofinanciación de proyectos con recursos del mencionado fondo y declara la dependencia de estos giros a la disponibilidad del Programa Anual de Caja, PAC. Resolución 181532 de 2008, Resolución 180008 de 2009, Resolución 180261 de 2009 y Resolución 180533 de 2009 Se declara la producción de gas natural en cumplimiento de lo previsto en el Decreto 2687 de 2008 (abastecimiento de gas natural). La ANH se compromete con la publicación de la información sobre el gas natural de propiedad del estado proveniente de regalías y disponible para ofertar. Se determinan además las cantidades mínimas requeridas por Ecopetrol para la refinería de Barrancabermeja avaladas por el Ministerio de Minas y Energía. Resolución 182278 de 2008 y Resolución 182423 de 2008 Se declara un racionamiento programado de gas natural en el interior del país, entre el 12 de diciembre y el 31 de diciembre de 2008. Con base en el Decreto 880 de 2007 se definió que deberían tomarse como puntos de entrega de gas natural hacia el interior del país, el nodo de Barrancabermeja y el nodo Cusiana. Resolución 182311 de 2008 Trata temas interadministrativos entre Ecogas y el Ministerio de Minas y Energía. 209 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Conceptos Relevantes de SSPD Concepto SSPD 319 de 2008 Temas: • • • Entrega de tramo de una red de gas. Obligación de las empresas prestadoras de servicio de gas. Construcción de redes en espacio público. Problema Jurídico: Se basa la consulta en resolver las inquietudes relacionadas con un tramo de una red de gas construida por el municipio, toda vez que la empresa privada prestadora del servicio considera que no le era rentable construirlo, teniendo en cuenta que dicho tramo debe conectarse a la red ya existente, se debe resolver los siguientes aspectos: 1) ¿La empresa se puede negar a prestar el servicio de distribución si el municipio le está entregando el tramo nuevo, como lo indica la Ley 142 Artículo 87 Numeral 9? 2) ¿La empresa exige que se le deba entregar la construcción, si no, niega el servicio, y el municipio está sujeto a la ley de contratación, pero si puede entregar el bien y los derechos como lo indica la Ley 142, eso es abuso de posición dominante? prestación del servicio de gas es obligatoria cuando la solicite el usuario, por su parte, la empresa prestadora solo puede negar el acceso al servicio por cuestiones y razones de tipo técnico debidamente justificadas. Por otra parte, el valor de dichos bienes no pueden ser incluidos en el cálculo de las tarifas cobradas a los usuarios de los estratos subsidiables. De esta manera, la empresa que reciba como aporte de una entidad pública un bien o derecho, no puede negarse a hacerlo, con base en la norma citada. 2) Frente a la cuestión planteada, debe tenerse en cuenta que el Numeral 3 del Artículo 39 de la Ley 142, establece como contratos especiales autorizados para la gestión de servicios públicos, los que celebren las entidades oficiales para transferir la propiedad o el uso y goce de los bienes que destina a prestar servicios públicos, por lo que la entrega de un tramo de red a una empresa prestadora estaría autorizado por la Ley. Concepto SSPD 330 de 2008 Tema: • Conclusión: En relación con el tema, la SSPD considera pertinente traer a colación lo dispuesto en la Resolución CREG 070 de 1995. “.. es obligación del distribuidor construir, operar y mantener las redes de distribución situadas en el espacio público, construcción que debe hacerse con sujeción a la reglamentación, las normas urbanísticas y las disposiciones municipales”. Teniendo en cuenta lo anterior, la SSPD resuelve las inquietudes, así: Incremento en las tarifas de gas combustible por redes. Problema Jurídico: ¿Las empresas prestadoras del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por red, están autorizadas legalmente para incrementar las tarifas? En el caso presentado se afirma que la empresa Metrogas incrementó en 30.63% el valor del metro cúbico del consumo residencial para los usuarios, en las facturas correspondientes al mes de mayo de 2008. Conclusión: 1) De conformidad con lo dispuesto en los artículos 129 y 134 de la Ley 142 de 1994, y el Artículo 2.13 de la citada resolución, la La SSPD señala que no existe norma consagrada en Ley, decreto o resolución que 210 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos haya autorizado un incremento en las tarifas para el año de 2008. Ahora bien, debe tenerse en cuenta que las empresas prestadoras de dicho servicio se encuentran en la obligación de cumplir con lo dispuesto en el Artículo 90 de la Ley 142 de 1994, que dice cuales son los elementos de la tarifa: “Un cargo por unidad de consumo, que refleje el nivel y la estructura de los costos” y “Un cargo fijo, que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio”. Se considerarán costos necesarios para garantizar la disponibilidad del suministro los costos fijos de clientela, entre los cuales se incluyen: gastos de administración, facturación, medición y los demás servicios permanentes. Por lo anterior, la SSPD considera que quien debe dar explicación al incremento de la tarifa de gas, en primer lugar, es la empresa prestadora del servicio, quien deberá exponer detalladamente la forma en que da aplicación a los elementos que hacen parte de la tarifa. Todas las reclamaciones por inconformidad en la facturación deben ser presentadas a la empresa prestadora del servicio. Concepto SSPD 332 de 2008 Temas: • • • Instalaciones internas de gas. Cobros adicionales por pruebas a las instalaciones. Suministro de gas natural. Problema Jurídico: La empresa MG Construcciones, “¿puede prestar los servicios de construcción de instalaciones internas para gas natural, las cuales se entregarán a Alcanos de Colombia debidamente certificadas por una empresa interventora legalmente constituida ?”. Conclusión: La Ley 142 de 1994 no señaló funciones a cargo de la SSPD relacionadas con la certificación o la autorización de empresas para que realicen la construcción de instalaciones internas para gas natural, razón por la cual carece de competencia para pronunciarse sobre este aspecto. Para el servicio de gas combustible por redes de ductos, el usuario puede escoger libremente a cualquier persona que esté debidamente registrada ante la empresa de servicios públicos para que le construya la red interna, siempre y cuando cumpla con las normas técnicas. Para efectos de determinar quienes pueden construir las redes internas de los inmuebles, la CREG en los conceptos 086 y 192 de 1997 señaló: "los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario". "La red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona cualificada podrá prestar el servicio". La misma norma dispone que “... el distribuidor deberá rechazar la instalación si no cumple con las normas de seguridad del MME, y las del Código de Distribución. El costo de la prueba estará incluido en el cargo por acometida”. La SSPD concluye que: “ … la construcción de las instalaciones de gas natural que llegan a los inmuebles mediante tubería, puede ser ejecutada directamente por la empresa distribuidora de gas o a través de contratistas de la empresa o contratados por el usuario, según sea el caso” y adivierte que: “ la prestadora no podrá obligar al usuario potencial a contratar exclusivamente con él la instalación de la red interna o señalarle la persona con quien deberá hacerlo, Artículo 133.4 de la Ley 142 de 1994”. Adicionalmente reseña la SSPD que: “cualquier persona que habite o utilice de modo permanente un inmueble, a cualquier título, tendrá derecho a recibir el servicio, al hacerse parte del contrato de condiciones uniformes. No obstante, este no es un derecho absoluto, teniendo en cuenta que deben darse las 211 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos condiciones técnicas necesarias para la prestación del servicio”. Concepto SSPD 374 de 2008 Tema: • Gas combustible distribuido por medio diferente a tubería. Problema Jurídico: Se basa la consulta objeto de estudio en determinar lo siguiente: 1) ¿Un distribuidor de gas natural puede solicitarle a una empresa que haga instalaciones internas, que para contratar obras cuente con el certificado de disponibilidad del servicio? 2) ¿Ante quién se pueden elevar quejas de situaciones irregulares con empresas que instalan, construyen y revisan instalaciones internas? Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si quien pretende distribuir y comercializar gas natural comprimido y gas natural licuado, debe convertirse en empresa prestadora de servicios públicos?. 3) ¿Cuál es la regulación de los certificados de disponibilidad del servicio de gas? Conclusión: La Resolución CREG 067 de 1995 señala que: "los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. No será negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario”. La SSPD resuelve la inquietud así: Con base en el primer inciso del Artículo 14.28 de la Ley 142 de 1994 el servicio público domiciliario de gas combustible se define como: “Es el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición”. De acuerdo con la anterior disposición, quien realice la actividad de distribución de gas combustible por tubería o por cualquier otro medio, como sería el último caso de la consulta, está prestando un servicio público domiciliario y por tanto sí deberá constituirse en empresa de servicios públicos. En esa medida, quien pretenda distribuir y comercializar gas natural comprimido y gas natural licuado deberá cumplir con el régimen que sobre el particular se define en la Ley 142 de 1994. Conclusión: La Resolución CREG 057 de 1996, dispone que "la red interna no será negocio exclusivo del distribuidor y por lo tanto, cualquier persona cualificada podrá prestar el servicio". Menciona además la SSPD que en lo referente a red interna, la Resolución CREG 108 de 1997 en su Artículo 19, señaló que las empresas distribuidoras deberán dar cumplimiento a lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas y que la responsabilidad por la adecuada instalación de la acometida corresponde a la empresa prestadora de gas y la red interna al usuario, correspondiéndole a la primera, verificar que éstas cumplan con las normas de calidad y los parámetros técnicos de seguridad antes de prestar el servicio. Tema: Informa la SPPD que la Resolución CREG 067 de 1995, le ha delegado la función de definir los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir la red a la SIC. • Finalmente concluye: “en lo referente a normatividad, no existe una regulación puntual Concepto SSPD 396 de 2008 Red interna de gas natural. 212 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos para ese aspecto; sin embargo, todo el marco normativo que regula los criterios y obligaciones en materia de factibilidad del servicio de distribución de gas por parte de los distribuidores a usuarios puede consultarse en las Resoluciones CREG 067 de 1995 y 057 de 1996”. Concepto SSPD 421 de 2008 Tema: • Contratos de comercialización de energía eléctrica y gas. Problema Jurídico: Determinar si las empresas comercializadoras de energía eléctrica y gas pueden comercializar estos servicios a través de una forma diferente al contrato de suministro según los términos del Artículo 42 y 43 de la Ley 143 de 1994 y efectos de dicha práctica. Conclusión: Resuelve la SSPD que los artículos 42 y 43 de la Ley 143 de 1994, Capítulo IX, que se titula “Del régimen económico y tarifario para las ventas de electricidad” y que, por tal razón, sólo son aplicables frente al sector de energía eléctrica. Dado que la consulta es por las modalidades contractuales de la comercialización de gas y energía eléctrica, incluye en el concepto una breve explicación de la regulación especifica de cada sector. De acuerdo con la Ley, la SSPD tiene como función principal la de “ejercer el control, inspección y vigilancia sobre las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios”, dentro de las cuales no está las de vigilar los contratos celebrados por estas, ni la de dar vistos buenos acerca de los mismos. Energía Eléctrica: De conformidad con lo dispuesto en el Artículo 14.25 de la Ley 143, se deducen tres (3) formas de comercialización: 1) en el mercado de energía mayorista - MEM, 2) a usuarios regulados y 3) comercialización a usuarios no regulados. En el mercado mayorista, Las compras entre agentes generadores y entre agentes comercializadores no están reguladas, por tanto las condiciones y el precio son pactados libremente. La comercialización a usuarios no regulados, las condiciones son iguales que en el mercado mayorista. La comercialización a usuarios regulados, está sujeta a la suscripción de un contrato de condiciones uniformes y el régimen tarifarío es el establecido por la CREG mediante fórmula tarifaría general. Resalta la SPPD que la Ley 143 de 1994, no menciona nada sobre el tipo de negocio jurídico entre el comercializador y el usuario regulado, es por esto que es necesario acudir a la norma general, es decir, la Ley 142 de 1994. Gas Natural: En materia de gas combustible, existe comercialización desde la producción a grandes consumidores, y comercialización a pequeños consumidores. En la comercialización desde la producción, las compras de gas natural podrán usar las siguientes modalidades contractuales: pague lo contratado, opción de compra de gas, servicio de suministro firme o que garantiza firmeza y servicio de suministro interrumpible o que no garantiza firmeza. De acuerdo con la Resolución CREG 057 de 1996, los grandes consumidores tienen libertad de negociación en los siguientes términos: “Los grandes consumidores de gas natural podrán negociar libremente sus contratos y precios de suministro y transporte con un productor, un comercializador, un transportador o un distribuidor, pagando los correspondientes cargos al dueño de las redes, si fuere el caso”. Por último, la comercialización de gas natural a usuarios regulados tiene una restricción de conformidad con el Artículo 2o y 3o del Decreto 3429 de 2003 y es que solo puede ser desarrollada por distribuidores de gas natural. 213 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Concepto SSPD 585 de 2008 Conclusión: Tema: Confirma la SSPD que para el caso de revisiones de instalaciones de gas natural la Resolución CREG 067 de 1995 Numeral 5.23 establece: "El distribuidor estará obligado a inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del usuario". • Normatividad de ventilación de gas natural. Problema Jurídico: Donde está reglamentada la ventilación exigida por la empresa Gas Natural?. Conclusión: La SIC es la encargada de definir los requisitos a cumplir para el suministro de gas natural combustible en edificaciones residenciales y comerciales, así como los que tienen que ver con la protección de tuberías y la ventilación de recintos donde se instalen tuberías y artefactos de gas, la evacuación de los gases y los requisitos de protección de la vida, la salud y la seguridad de los habitantes. En uso de la referida facultad, se expidió la Resolución 14471 de 2002 “Por la cual se fijan unos requisitos mínimos de calidad e idoneidad“. Cuando el distribuidor requiera revisar las instalaciones del usuario o realizar visitas técnicas de revisión e instalación o retiro de medidores, el usuario deberá acceder a esta solicitud previa notificación por escrito. Igualmente, el Numeral 5.25 del citado código, establece el deber que tiene el usuario de permitir la revisión de las instalaciones por parte del distribuidor. Ahora bien, el Numeral 5.23 del código y la circular externa 000002 del 23 de febrero de 2006 señala al distribuidor como el directo responsable de cumplir con dicha revisión de manera periódica o a solicitud del usuario, efectuando las pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento. Teniendo en cuenta lo señalado, las empresas prestadoras del servicio de gas natural pueden exigir requisitos generales para la ventilación de recintos interiores, conforme con lo dispuesto en el Artículo 1.2.6.3.2 de la Resolución SIC 14471 de 2002. Concluye la SSPD que: “.. en los eventos en que las instalaciones de los usuarios se tornen peligrosas o defectuosas o cuando el usuario impida injustificadamente el acceso al medidor u otras instalaciones u obstaculiza el acceso a las mismas, las empresas distribuidoras de gas combustible por redes podrán proceder con la suspensión del servicio”. Concepto SSPD 768 de 2008, Concepto SSPD 456 de 2009 y Concepto SSPD 476 de 2009 Concepto SSPD 846 de 2008 Tema: Tema: • • Problema Jurídico: Revisiones instalaciones internas de gas. Problema Jurídico: ¿Proceden las suspensiones del servicio de gas por no haber hecho las reparaciones solicitadas por una visita técnica y con cargo a quien son las citadas reparaciones? Instalación de gasodomésticos. Recomendaciones técnicas para la instalación y manejo de las estufas y hornos a gas y para los calentadores a gas en apartamentos. Conclusión: Aclara la SSPD que de acuerdo con la Resolución CREG 067 de 1995, la función de 214 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos definir los requisitos técnicos mínimos que deben cumplir la construcción, ampliación, reforma o revisión de instalaciones para el suministro de gas combustible en edificaciones residenciales y comerciales es de la SIC. Esta entidad expidió la Resolución 14471 de 2002 con la cual se sometió a condiciones de calidad e idoneidad la proyección, construcción, ampliación, reforma o revisión de las instalaciones internas para el suministro de gas y se exigió que las personas naturales o empresas que se dediquen a realizar los citados fines, cumplan con la certificación de las instalaciones y se inscriban en el registro de fabricantes e importadores. De igual forma, en materia de gasodomésticos, mediante la Resolución 0936 de 2008, expedida por el MCIT, se señalan requisitos mínimos que deberán cumplirse dentro del proceso de fabricación de dichos elementos. condiciones técnicas establecidas por las autoridades competentes”. “Las personas naturales o empresas que se dediquen a la construcción, ampliación, reforma, revisión de instalaciones para el suministro de gas en zonas residenciales y comerciales deben estar debidamente registradas ante la empresa distribuidora y cumplir con los requisitos de la Resolución 14471 de 2002, de lo que se deriva que la empresa distribuidora pueda abstenerse de recibir las instalaciones internas de las empresas hasta tanto cumplan con el requisito del registro”. Concepto SSPD 137 de 2009 Tema: • Regulación de instaladores de gas natural. Concepto SSPD 116 de 2009 Problema Jurídico: Tema: Consulta para determinar sí una alcaldía puede regular la actividad de instalación de redes internas y en consecuencia exigir requisitos especiales en constitución de pólizas. • Red interna de gas natural. Problema Jurídico: Conclusión: Consulta para determinar si como constructora puede realizar los trabajos de red interna de las viviendas o puede ser obligada a realizarlos con la empresa prestadora del servicio de gas? Conclusión: La SSPD resuleve así: “Los elementos necesarios para la instalación interna, según lo definido en la Ley 142 de 1994 y la Resolución 039 de 1995, podrán ser suministrados por el distribuidor e instalados por él mismo o por cualquier otro personal autorizado y registrado en la empresa. Estos no son negocio exclusivo del distribuidor y serán instalados a cargo del usuario. Ademas, la Ley dice que “Las facultades que las normas otorguen a las empresas de distribución, para llevar un registro del personal autorizado que podrá construir y realizar el mantenimiento de la red interna, no confiere a tales empresas la atribución de limitar el número de registrados, o de negar dicho registro a las personas que reúnan las Manifiesta la SSPD que el Artículo 69 de la Ley 142 de 1994, dispone que cada comisión será competente para regular el servicio público respectivo y para el caso de la CREG, a ésta le corresponde regular los servicios de energía eléctrica y gas combustible. Acerca de la red interna, la Resolución CREG 108 de 1997 señaló, en su Artículo 19, que las empresas distribuidoras deberán dar cumplimiento a 1) lo establecido en los Códigos de Distribución de Energía Eléctrica y Gas y 2) otras normas que expida la comisión referidas a la red interna para el suministro del servicio. Y concluye que toda persona natural o empresa que se emplee para la construcción, ampliación, reforma, revisión de instalaciones de suministro de gas en zonas residenciales y comerciales debe estar debidamente registrada ante la empresa distribuidora y cumplir con los requisitos de la Resolución 14471 de 2002. 215 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Concepto SSPD 171 de 2009 Concepto SSPD 179 de 2009 Tema: Tema: • • Acometida de gas natural. Cobro por revisión efectuada por la empresa. Problema Jurídico: Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta en determinar quien debe pagar la acometida hasta el registro de corte del inmueble, cuando un usuario solicita un servicio público en este caso de gas? Conclusión: La SSPD informa que el Numeral 14.1 del Artículo 14 de la Ley 142 de 1994 define acometida como: la derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. Tambien, en edificios de propiedad horizontal o condominios, esta llega hasta el registro de corte general. En el Numeral 14.16 del Artículo 14, señala que las redes internas son el conjunto de redes, tuberías, accesorios y equipos que integran el sistema de suministro del servicio público al inmueble a partir del medidor. “La responsabilidad por la adecuada instalación de la acometida corresponde a la empresa prestadora de gas y la red interna al usuario, correspondiéndole a la primera verificar que éstas cumplan con las normas de calidad y los parámetros técnicos de seguridad antes de prestar el servicio y al segundo pagar por la instalación.” Aunque la Ley autoriza a las empresas para exigir, a través del contrato de condiciones uniformes, que los usuarios adquieran, instalen, mantengan y reparen los medidores, la Ley 142 de 1994, Artículo 133, presume que hay abuso de posición dominante cuando se obligan al usuario a adquirir cualquier bien o servicio con una persona o empresa en especifico. La Ley prohíbe expresamente a las empresas, realizar prácticas discriminatorias. Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si es correcto que en aplicación a la Ley 142 de 1994 las revisiones efectuadas por la empresa Gas Natural tengan un costo y este sea asumido por el usuario. Conclusión: Aclara la SSPD que el Artículo 28 de la ley 142 de 1994 dispone que todas las empresas prestadoras del servicio publico de gas domiciliario tienen el derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para la prestación de los servicios públicos y que ademas, deben de efectuar periódicamente el mantenimiento y reparación de las redes locales cuyos costos estarán a cargo de ellas. Y que por otra parte, la CREG en la Resolución 067 de 1995, por la cual aprobó el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes establece una revisión quinquenal obligatoria de las instalaciones internas, la cual podrá ser cobrada al usuario en proporción a los costos reales en que la empresa incurra por ejecutarla. De lo anterior, la SSPD concluye que en cabeza del distribuidor radica la obligación de inspeccionar cuando menos una vez cada cinco años las instalaciones de la acometida de gas y el medidor, pero esta obligación no es gratuita, ya que los costos en que incurra la empresa estarán a cargo del usuario. Concepto SSPD 376 de 2009 Tema: • Áreas de servicio exclusivo de gas combustible. 216 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Problema Jurídico: Conclusión: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en que esta entidad realice un pronunciamiento acerca de un proyecto diseñado por el gobierno nacional sobre la creación de nuevas ASE de gas combustible? La SSPD informa que la Ley 142 de 1994 no trajo una definición puntual de servicio público domiciliario, sino que determinó las actividades que lo componen en su artículo primero; sin embargo, la Corte Constitucional ha definido los servicios públicos domiciliarios como:“aquellos que se prestan a través del sistema de redes físicas o humanas o con puntos terminales en las viviendas o sitios de trabajo de los usuarios y cumplen la finalidad específica de satisfacer las necesidades esenciales de las personas”. Conclusión: Informa la SSPD que las ASE son las áreas geográficas, donde el Estado otorga exclusividad en la distribución domiciliaria de gas natural a una empresa mediante un contrato y que la la Ley dispuso que el MME es quien otorga las ASE con sujeción a las verificaciones que debe realizar la CREG. Por lo anterior concluye que: 1.Existe libertad de empresa en la prestación de los servicios públicos. 2.Las autoridades municipales no pueden negar o condicionar a las empresas de servicios públicos las licencias correspondientes, por favorecer monopolios o limitar la competencia. Por otra parte enfatiza que en el Artículo 75 de la Ley 142, se especifíca que la competencia de la SSPD, es la de ejercer las actividades de inspección, control y vigilancia, sobre los servicios públicos domicliarios y recalca que dentro de estas funciones no esta la de regular la parte interna organizacional ni laboral de las empresas prestadoras del servicio. Concepto SSPD 483 de 2009 Tema: 3.La Nación a través del MME tiene competencia privativa para asignar ASE donde sea necesario, de manera tal que estas se constituyan en una excepción al principio de libertad de empresa, cuando otros principios o derechos fundamentales deban ser protegidos. Concepto SSPD 416 de 2009 Tema: • Seguridad del servicio público domiciliario de gas natural. • Servidumbre de gas. Problema Jurídico: Consulta para determinar lo siguiente: 1) ¿La empresa de gas puede ubicarse en cualquier predio sea del estado o del particular, podrá la empresa instalar redes del servicio de gas domiciliario sin asumir costo ante los dueños de los predios?. 2) ¿La empresa de gas domiciliario deberá pagar servidumbre?. Problema Jurídico: ¿Se basa la consulta objeto de estudio en determinar si las empresas comercializadoras de gas natural domiciliario en los municipios pequeños están obligadas a tener funcionarios de tiempo completo las 24 horas de los 365 días del año, con el fin de garantizar la seguridad y la continuidad del servicio? 3) ¿Cuales y en que lugar hay indemnización de incomodidades y perjuicios que ocasione las obras de las empresas?. 4) ¿Quienes dan los estímulos y que elementos son los estímulos?. 5) ¿Se solicita ampliación sobre la defensa de los derechos colectivos y particulares?. 217 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 6) ¿La empresa de gas requiere permiso sobre la vía peatonal para instalar redes? Conclusión: Sobre los puntos 1 y 2 la SSPD concluye que los prestadores de servicios públicos pueden imponer servidumbres, hacer ocupaciones temporales o remover obstáculos, siempre que dichas actividades sean necesarias para la prestación del servicio, respetando los derechos del propietario del predio. Punto 3: El Artículo 57 de la Ley 142 de 1994, realiza una precisión y es que la indemnización de las incomodidades y perjuicios al propietario del predio por una servidumbre necesaria para prestar los servicios públicos, será la que se determine en los términos establecidos en la Ley 56 de 1981. Punto 4.El estimulo a la inversión de los particulares en los servicios públicos señalado en el Numeral 3.8 del Artículo 3 de la Ley 142 de 1994, constituye uno de los instrumentos de la intervención estatal en dichos servicios. Punto 5: La inquietud planteada no es clara, por lo tanto la SSPD se abstiene de dar respuesta a la misma, estando atentos a cualquier otra solicitud o aclaración. Punto 6: Las empresas de servicios públicos tienen el derecho a construir, operar y modificar las redes e instalaciones para prestar los servicios públicos. Sin embargo, la Ley exige una serie de requisitos, que se encuentran desarrollados en el Artículo 28 de la Ley 142 de 1994. 218 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Detalle de la cobertura nacional a diciembre 31 de 2008 Cobertura por departamentos y municipios Usuarios de Gas Natural en Colombia Departamento Residencial Potencial Anillados 2 1 3 4 5 Residencial Comercial Industrial Conectados 6 Cobertura Residencial Total Potencial Efectiva Antioquia (19) 993,649 814,787 20,314 146,156 157,352 47,759 38,980 23,387 433,948 4,266 918 439,132 82% Atlántico (65) 473,380 462,108 135,289 134,284 78,457 28,601 15,069 10,993 402,693 7,431 438 410,562 98% 85% 1,780,009 1,780,009 107,878 501,696 546,133 166,431 55,688 40,393 1,418,219 30,448 422 1,449,089 100% 80% Bogotá 44% Bolívar (19) 300,630 250,095 87,109 83,490 33,968 11,659 6,410 6,951 229,587 2,754 199 232,540 83% 76% Boyacá (39) 114,285 94,992 6,604 38,433 29,042 4,067 1,114 0 79,260 2,158 17 81,435 83% 69% Caldas (8) 117,727 106,200 8,465 32,464 33,325 11,190 3,183 4,874 93,501 1,504 70 95,075 90% 79% Casanare (11) 52,968 46,600 8,712 20,310 6,715 1,013 17 0 36,767 922 11 37,700 88% 69% Cauca (4) 85,995 32,944 744 3,566 1,852 60 23 1 6,246 0 0 6,246 38% 7% Caquetá (1) 32,359 849 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3% 0% Cesar (28) 143,055 132,064 33,082 43,171 18,521 5,259 1,641 651 102,325 1,076 83 103,484 92% 72% Córdoba (18) 160,824 137,154 52,162 43,778 16,748 3,645 1,728 1,031 119,092 1,178 93 120,363 85% 74% Cundinamarca (44 294,201 270,300 32,273 103,199 65,103 11,955 538 524 213,592 2,671 85 216,348 92% 73% Huila (37) 184,499 178,442 36,549 71,821 15,986 4,975 1,047 123 130,501 1,053 50 131,604 97% 71% La Guajira (26) 77,683 71,112 14,765 31,076 12,268 1,944 272 1 60,326 814 29 61,169 92% 78% Magdalena (29) 160,990 147,479 34,589 41,001 28,749 8,031 3,220 7,767 123,357 1,944 158 125,459 92% 77% Meta (8) 133,111 118,960 16,230 33,933 43,365 8,564 2,976 751 105,819 1,964 24 107,807 89% 79% Norte de Santander (4) 151,067 112,950 8,044 33,702 17,826 7,027 461 1 67,061 4 81 67,146 75% 44% Quindío (8) 103,450 103,136 16,604 33,530 18,271 3,187 2,761 601 74,954 1,107 21 76,082 100% 72% Risaralda (7) 147,401 138,828 15,882 39,991 31,730 8,683 4,200 2,582 103,068 1,762 40 104,870 94% 70% Santander (25) 315,143 308,802 41,373 80,449 84,397 53,033 8,562 7,825 275,639 6,852 49 282,540 98% 87% Sucre (17) 120,591 96,843 36,173 35,046 10,580 3,611 365 456 86,231 1,119 50 87,400 80% 72% Tolima (30) 232,499 207,009 28,561 86,208 36,136 6,186 633 155 157,879 1,081 34 158,994 89% 68% Valle (24) 799,604 777,140 87,404 230,971 199,830 45,878 36,278 10,297 610,658 9,389 289 620,336 97% 76% 6,388,803 828,806 1,868,275 1,486,354 442,758 185,166 119,364 4,930,723 81,497 3,161 5,015,381 92% 71% Total (471) 6,975,120 Fuente: Minminas. (#) Número de municipios por Departamento. Usuarios de Gas Natural en Colombia 2007 2008 Bogotá 24% Valle 45% 29% 31% Antioquia Atlántico 10% Santander Bolivar 6% 4% 4% 7% Otros 5% 12% 6% 219 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS 8% 9% Anexos 220 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 221 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 222 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 223 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 224 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 225 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Poblaciones atendidas por empresa 226 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 227 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 228 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 229 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 230 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Abreviaturas y Siglas 231 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 232 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 233 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Unidades y Factores de Conversión Relación de Energía y Poder Calorífico Concepto Descripción 1 barril de combustóleo pesado 1 barril de gas licuado 1 barril de petróleo 1 barril diesel 1 Btu 1 Btu 1 Kilocaloría 1 caloría 1 galón Glp 1 metro cúbico de querosene 1 metro cúbico de gas de alto horno 1 metro cúbico de gas de coque 1 metro cúbico de gas natural 1 millón de metros cúbicos de gas 1 millon de pies cúbicos de gas 1 millón de toneladas de petróleo 1 millón de toneladas de petróleo crudo 1 pie cúbico de gas natural 1 petacaloría 1 petajoule 1 tonelada de coque de petróleo 1 tonelada de Bagazo 1 tonelada de carbón 1 tonelada de coque de carbón 1 tonelada de petróleo equivalente 1 watt hora 1 tonelada métrica 1,593,000 kilocalorías 0.00095 teracalorías 5,000 pies cúbicos de gas natural 1,469,600 kilocalorías 1,055.06 joules 252 calorías 3.968264 Btu 4.1868 joules 4.6719 libras 8,841,586 kilocalorías 8,825,000 calorías 4,400,000 calorías 8,460,000 calorías (para efectos de facturación de gas seco) 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo 0.0234 teracalorías 40.4 Mbtu 15 41.868 petajoules (10 joules) 1,000 Btu 132.76 megawatts 0.94708 miles de barriles equivalentes de petróleo 7,465,500 kilocalorías 1,684,990 kilocalorías 4,662,000 kilocalorías 6,933,000 kilocalorías 41.868 gigajoules 3,600 joules 7.33 barriles de petróleo Prefijos Decimales Prefijo Peta Tera Giga Mega Kilo Billones Factor de Multiplicació 10 Relación de Masa Símbolo 15 P 12 T G M K B 10 9 10 6 10 3 10 9 10 Concepto Descripción 1 tonelada 1,000 kilogramos 1 libra 453.59 gramos 234 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Relación de Volumen Concepto Descripción 1 barril 1 galón 1 metro cúbico 1 metro cúbico 1 metro cúbico 1 millón de metros cúbicos 1 millón de pies cúbicos 1 pie cúbico 1 pie cúbico 42 galones 0.0238 barriles 6.2898104 barriles 35.31467 pies cúbicos 1,000 litros 6,289.80 miles de barriles 178.107 miles de barriles 0.000166 barriles 0.0283168 metros cúbicos Cilindro de 100 libras Cilindro de 20 libras Cilindro de 40 libras 23.7023 galones 4.7405 galones 9.4809 galones Conversiones de Tasas Moneda Euro Dólar Bolívar Colón costarricense Córdoba nicaraguense Lempira hondureño Quetzal guatemalteco Real brasileño Peso argentino Boliviano Peso colombiano Peso chileno Nuevo sol peruano Peso uruguayo Guaraní paraguayo Símbolo € US$ Bs. C C$ L Q R$ $a Bs $ $ S/ $ G Tasa de Cambio 2008 €/US$ 1.39 US$ 1 2,150 Bs/US$ 501.6 C / US$ 19.84 C$/US$ L/US$ 18.9 Q/US$ 7.78 R$/US$ 1.8 31.1 $a/US$ Bs/US$ 7.7 2,244 $/US$ 522.4 $/US$ S/US$ 3.14 24.35 S/US$ 4,870 G/US$ 235 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Glosario de Términos 236 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 237 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos 238 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Directorio del Sector Colombia Empresa Ministerio de Minas y Energía Ciudad Dirección Teléfonos Pagina Web Bogotá Cra 9A No 99 - 02 Piso 7 6234077 www.minminas.gov.co CREG Bogotá Cra. 7 Nº 71 - 52 Torre B Piso 4º 312 20 20 - 312 19 00 www.creg.gov.co UPME Bogotá Cra 50 # 26-20 018000911729 - 2220601 www.upme.gov.co SSPD – Superservicios Bogotá Cra 18 No. 84-35 Piso 4 6913014 www.superservicios.gov.co ANH Bogotá Cra 7 No. 71-21 Torre A piso 2 3174405 -3174404 www.anh.gov.co CNO Gas Bogotá Cra 6 No 115-65 zona F of.506 6121464 -2145433 mercantile@colomsat.net.co Naturgas Bogotá Cra 7 No 71-21 Torre B piso 17 3135000 - 3135087 www.naturgas.com Diario La República Bogotá Calle 46 No 103 - 59 4135077 www.larepublica.com.co DANE Bogotá Transversal 45 No.26-70 Interior I CAN. 5978300 - 5978399 www.dane.gov.co Corfinsura Bogotá Calle 72 No 7 -64 Piso 11 3100355 www.corfinsura.com Corfivalle Bogotá Cra 7ª No. 71-21 Torre A Piso 8 3173434 www.corfivalle.com Ecopetrol Bogotá Edificio Principal Cr 13 No. 36 - 24 2344000 www.ecopetrol.com.co Teléfonos Pagina Web 6234077 www.bogota.cpweb.bp.com Empresas Productoras Empresa Ciudad Dirección B.P. Exploration Co. (Colombia) Ltda. Bogotá Cra 9A No 99 - 02 Piso 7 Chevron Texaco Petroleum Company Bogotá Cll 100 #7A - 81 6107366 - 2578400 www.texaco.com Empresa Colombiana De Petroleos S.A. Bogotá Cra 13 # 36-24 2344000 - 2880071 www.ecopetrol.com.co Hocol S.A Bogotá Cra 7 No. 71-21 Torre A piso 2 3174405 -3174404 N.D. Mercantile Colombia Oil And Gas Bogotá Cra 6 No 115-65 zona F of.506 6121464 -2145433 mercantile@colomsat.net.co Petrobras Colombia Limited Bogotá Cra 7 No 71-21 Torre B piso 17 3135000 - 3135087 www.ecopetrol.com.co Empresas Transportadoras Empresa Ciudad Dirección Coinobras Bucaramanga Cra 35 No. 44 - 38 TGI Bucaramanga Cra 34 No. 41-51 Transgastol Ibagué Promigas Barranquilla Progasur Neiva Transoriente www.coinobras.com 6320002 www.tgi.com.co 2648447 - 2646820 www.gasoductodeltolima.com.co Calle 66 No. 67-123 3713444 -3713555 www.promigas.com.co 8714416 Ext 136 www.progasur.com.co Cra. 9 No. 7-25 Bucaramanga Cra 27 No. 36 - 14 Medellín Cra 43A No. 23 sur - 15 Transcogas Bogotá Calle 71 No. 11 – 10 Of. 204 Cali Pagina Web 6472175 Cra 5 No. 38 –14 Of. 203 Transmetano Transoccidente Teléfonos Calle 64N No. 58 -156 6347177 – 6347234 www.transoriente.com.co 3317474-3327070 www.transmetano.com.co 6090187 www.transcogas.com.co 6542555 - 6541636 www.transoccidente.com.co 239 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos Empresas Distribuidoras Empresa Ciudad Alcanos de Colombia Neiva EPM Medellín Espigas Bucaramanga Gases del Caribe Gases del Cusiana Teléfonos Pagina Web Cra 9 No. 7 – 25 Dirección 8714416 www.alcanosesp.com Cra 58 No. 42 – 125 Piso 12 3808080 www.eeppm.com Centro C – Cabecera II Etapa A601N 6434005 espigas@hotmail.com Barranquilla Cra 54 No. 59 -144 3306000 -3612499 www.gasesdelcaribe.com Yopal Cra 20 No. 18 - 66 6357951 cusianagas@hotmail.com Gases del Oriente Cucuta Avenida 0 No. 6 - 06 5752545 gasesor@col1.telecom.co Gases del Quindío Armenia Cra 14 No. 18an - 08 7496969 - 7497878 Centro C - Chipichape Bodega 2 4187300 - 6847300 gasesdelquindio@epm.net.co gasesdeo@gasesdeoccidente.co Cra. 15 No. 14 C - 33 7273464 - 7273343 gasguaji@col3.telecom.co 6228145 - 6228587 lcarrill@gasnaturalesp.com.co www.gasnatural.com.co Gases de Occidente Cali Gases de la Guajira Riohacha Gases de Barrancabermeja Gas Natural Barrancabermeja Calle 67 No. 22 – 46 Calle 71 A No. 5 – 38 3485500 - 3485517 Gas Natural del Cesar Bucaramanga Bogotá Cra 37 No. 37 – 27 6437862 - 6437148 www.gasnacer.com Gas Natural del Centro Manizales Cra 23 No. 63 – 61 8860626 - 8857710 gacentro@epm.net.co Diagonal 13 No. 60 A – 54 Gasoriente Bucaramanga Gas Natural Cundiboyacense Gas del Risaralda 6443888 - 6443382 lcarrill@gasnaturalesp.com.co Bogotá Cra 10 No. 9 – 08 8637966 ext 116 rdonado@gasnaturalesp.com.co Pereira Cra 12 No. 3 – 23 3315555 - 3316666 gasrisar@interco.net.co Calle 47 A No. 30 - 08 6643030 llanogas@andinet.com Cra 23 No. 18–24 6569555 www.madigas.com.co 6384526 - 6384935 metrogas@col1.telecom.co Llanogas Villavicencio Madigas Acacias - Meta Metrogas Floridablanca Promesa Bucaramanga Calle 51 No. 23 – 62 6477302 - 6478307 N.D. Surtigas Cartagena Calle 31 No. 47 - 30 6625420 - 6625676 www.surtigas.com.co Calle 29 No. 25–72 Of. 503 Directorio Internacional Empresa Direccion Ciudad Teléfono País Agencia Nacional de Energía Eléctrica - ANEEL SGAN Quadra 603 Módulo J-2ºandar Brasilia 55-61-21928714 Brasil Agencia Nacional De Petróleo - ANP Avenida Rio Branco, n. 65 - 13 Rio de Janeiro 55-21-21128370 Brasil Rio de Janeiro (21)3804-0000 Brasil Agencia de Hidrocarburos Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía Centro - Rio de Janeiro - RJ - 20031-201 Calle Alcalá, 47 Madrid 34-91-4329634 España Autoridad Reguladora de los Servicios Pùblicos Apdo. 936-1000.- Sabana Sur San José 506--2200102 Costa Rica Autoridad Nacional de los Servicios Públicos - ANSP Vía España, Edificio Office Park Panamá 507--5084624 Panamá Comisión Nacional de Energía Calle Alcalá, 47 Madrid 34-91-4329618 España Comisión Nacional de Energía - CNEE 4º Avenida, 15-70 Zona 10 Edificio Palladium Guatemala 502--23664218 Guatemala Comisión Nacional de Energía Teatinos 120 Piso 7 Santiago 56-2-3656800 Chile Comisión Reguladora de Energía - CRE Avda. Horacio 1750, Colonia Los Morales México D. F. 52-55-52831550 México Comisión Nacional de Energía (CNE) Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches Santo Domingo 1-809-7322000 República Dominicana Energy Information Administration National Energy Information Center, EI30 Energy Information Administration, Forrestal Building, Washington, DC 20585 Washington 202/586-0727 Estados Unidos International Asociation for Gas Natural Vehicles Estados Unidos Ministerio de Energía y Minas Diagonal 17, 29-78 Zona 11, Las Chacas Guatemala 502--24424999 Guatemala Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería Bernardo Monteagudo 222, Magdalena del Mar Lima 51-1-2193409 Perú Superintendencia de Eléctricidad Avda 16 de Julio (El Prado) 1571 La Paz 591-2-2312401 Bolivia Superintendencia de Hidrocarburos La Paz, Bolivia Correo Central La Paz 591-2-2434000 Bolivia Olade Ecuador SIGET 6ª 10ª Calle Poniente y 37 San Salvador 503-22574412 El Salvador Superintendencia de Competencia Edificio Madreselva 1er nivel San Salvador 503--25236600 El Salvador Superintendencia de Electricidad Gustavo Mejía Ricart # 73, 3º.- Ensanches Santo Domingo 1-809-6832500 República Dominicana Unidad Reguladora de los Servicios de Energía y Agua C/ Yaguarón 1407, Piso 811 Montevideo 598-2-9082221 Uruguay Fuente: V Edición del Curso ARIAE de Regulación Energética "Aspectos juridicos de la regulación y funcionamiento de los sectores de energía" 240 | Informe del Sector Gas Natural 2008 | PROMIGAS Anexos BIBLIOGRAFÍA ABEGAS. Rio Oil & Gas. Brasil. 2008. ADIGAS. Transporte y Distribución de Gas Natural en Argentina. Junio 2003. Agencia Nacional de Hidrocarburos. Indicadores ANH. Colombia, Diciembre 2008. Agencia Nacional de Hidrocarburos. Informe de Gestión 2008, Colombia, 2008. Agencia Nacional de Petróleo. Boletín Mensual de Gas Natural. Diciembre 2006, 2007 y 2008. ANCAP. Gasoducto del Litoral. Uruguay, 2008. Asociación Venezolana de Procesadores de Gas. Industria del Gas Natural en Venezuela “Perspectivas de Desarrollo”. Venezuela, Agosto 2005. Asociación Venezolana de Procesadores de Gas. Condiciones para el Desarrollo de la Industria del Gas Natural. Venezuela, 2003. Banco de la República de Colombia. Informe sobre la Inflación. Diciembre 2008. BBC Mundo. Hidrocarburos en América Latina, 2001. Boletín Electrónico de Operaciones. Volúmenes de Gas Transportado por Operador. Colombia, 2008. BP. Statistical Review of World Energy. Junio 2009. Cayo, Juan Miguel. 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