EL MERCADO INTERNACIONAL DEL GAS NATURAL

(1)

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(4)

DE COLOMBIA

Canasta energética

Reservas

Producción

Consumo

Precios

internacionales

Gas natural vehicular

Comercio de GNL

Cifras Sur y

Centroamérica

Cifras Norteamérica

25 26 27 28 29 30 32 33 38

Cifras del sector

Exploración y reservas

Producción y suministro

Transporte de gas

por gasoductos

Distribución y comercialización

Proyección de demanda de gas

natural - UPME

Cifras financieras de las

empresas

Cifras consolidadas

Distribuidoras de gas natural

Transportadoras de gas natural

42 42 45 48 50 90 92 92 93 97

223 BIBLIOGRAFÍA

(5)

CONTENIDO

MÉXICO Y COLOMBIA:

SIMILITUDES EN LA DINÁMICA

Y EL POTENCIAL DESARROLLO

DE LA INFRAESTRUCTURA

DEL SECTOR

APORTE COLOMBIANO

AL DESARROLLO DEL

SECTOR GAS EN PERÚ

ANEXOS

101

117

131 Contexto estructural

Comparativo de la cadena del sector

Expectativas de desarrollo

Importantes recursos de gas no

convencional y otros desarrollos

cercanos

Infraestructura y desarrollo de GNL

Dos países candidatos a hubs

regionales de gas

¿Qué es un hub?

Servicios que presta un hub

Los principales hubs en el mundo

Hitos para la creación de un hub

103 104 105 105 107 110 110 111 112 114

Perú en cifras

Cifras macroeconómicas

El presente del gas natural peruano

Empresas colombianas vinculadas al

sector gas Perú

Exploración en suelo peruano

Experiencia en distribución y

comercialización del gas natural en Perú

Expectativas de crecimiento del sector

gas natural en Perú

Consorcios internacionales tras

gasoducto Surperuano

Crecimiento de las exportaciones de GNL

a México y decrecimiento de regalías

119 120 121 122 123 125 128 129 129

Actualidad regulatoria

2013 - 2014

Normatividad Minminas

Normatividad CREG

Detalle de la

cobertura nacional

Glosario de términos,

siglas y factores

de conversión

Directorio sectorial

133 138 150 160 212 219

(6)

En el presente informe del sector gas natural se consolida la información desde el año 2000,

fecha en la que fue lanzada la primera versión, junto con la recopilación anual de los volúmenes

que se han preparado año tras año. Esta versión # 15, que reseña primordialmente las cifras

hasta finales de 2013, tiene como hito relevante del sector las áreas de servicio exclusivo

creadas bajo la Ley 142 de 1994, dado que la emisión del informe se da en momentos en los

que el esquema implementado llega a la finalización de su tiempo contractual, y dicha ley

cumple 20 años de emisión.

El informe está integrado por cinco capítulos que se describen a continuación:

El primero muestra la evolución de los principales indicadores macroeconómicos de Colombia, los

cuales a lo largo del periodo 2000 - 2013 confirman un crecimiento sostenido, cumplimiento en

el control de la inflación, índices de crecimiento de la producción muy cercanos a las metas, tasas

de desempleo decrecientes, que junto a otros indicadores como son el comportamiento de la

TRM, la DTF, niveles de riesgo país de las más importantes firmas calificadoras, permiten afirmar,

como dicen los entendidos de la economía, que los niveles macroeconómicos de Colombia están

en buen momento, sobresaliendo dentro de las economías emergentes, lo que mantiene a

nuestro país como un destino atractivo para la inversión.

En el segundo capítulo se analiza el mercado internacional del gas natural con el fin de referenciar

la evolución de este energético a través de sus variables fundamentales, como son el consumo,

las reservas, la producción, el gas natural licuado -GNL-, el gas natural vehicular -GNV- y los

precios internacionales. De forma complementaria a las cifras mundiales, se incluye en este

capítulo el detalle de la información correspondiente a Norteamérica y a Sur y Centroamérica.

El dimensionamiento internacional del sector posibilita destacar el grado de desarrollo de

nuestro mercado nacional de gas natural, cuyas cifras se registran y analizan en el tercer

capítulo, con información que va desde la actividad exploratoria, las reservas, la producción,

el transporte, los volúmenes de consumo y esencialmente la cobertura, siendo esta última

la que con mayor nivel de detalle se ha querido resaltar en esta ocasión. Como ya se comentó,

el informe analiza los resultados de la cobertura del servicio en áreas de servicio exclusivo,

(7)

página 5

que llegan a su etapa final de vida jurídica pero que perdurarán por haber hecho realidad

la prestación del servicio en 137 poblaciones las cuales se agruparon en seis áreas iniciales

que cumplieron los criterios previstos en la ley para su conformación. Como parte final de este

capítulo, se publican los resultados financieros producto de los esfuerzos realizados por las

empresas del sector.

En el cuarto capítulo, denominado México y Colombia: similitudes en la dinámica y el potencial

desarrollo de la infraestructura del sector, se establece un comparativo entre los mercados de

gas natural colombiano y de México, con las cifras de producción y consumo, la balanza comercial

de este energético, la infraestructura de gas natural y la evolución de los precios. Luego de este

preámbulo se trata la esencia del capítulo como es la identificación para estos dos países de las

expectativas de desarrollo en temas como el GNL y el shale gas, para finalizar sustentando las

razones por las cuales se considera que estos pudiesen ser óptimos candidatos para desarrollarse

como hubs regionales de gas natural, lo que serviría para robustecer este mercado en sus zonas

de influencia del continente americano.

El capítulo final ilustra el aporte colombiano al desarrollo del sector gas en Perú, siendo

importante identificar el panorama económico en el que se desenvuelven las empresas, con

cifras que revelan la solidez de la economía y la evolución de este energético en el país vecino.

Como aspecto central de este tema se realza la participación de empresas con aporte relevante

en el mercado de gas natural en Colombia, que han sido a su vez fundamentales en los avances

del mercado peruano en gas natural, concluyendo con un ejercicio del potencial de crecimiento

de la distribución - comercialización de gas natural en Lima y Callao, principal centro urbano del

Perú, y de las expectativas existentes en otras actividades de la cadena del gas natural.

Como parte de los anexos, se incluye el detalle resumido de las resoluciones emanadas del

Ministerio de Minas y Energía y la actividad regulatoria de la Comisión de Regulación de Energía

y Gas -CREG-, haciéndose énfasis en la regulación expedida sobre precios del gas natural, la

regulación relacionada con el gas natural importado, la emisión de reglas para la selección del

gestor del mercado de gas natural y las metodologías difundidas para la remuneración de las

actividades de transporte y distribución, entre otras.

(8)

(9)

(10)

CIFRAS MACROECONÓMICAS

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013

VARIACIÓN ANUAL IPC 8,8% 3,2% 3,7% 2,4% 1,9%

TRM PROMEDIO AÑO $/US$ 2.087 1.898 1.848 1.798 1.869

TRM FIN DE AÑO $/US$ 2.229 1.914 1.943 1.768 1.927

DEVALUACIÓN 19,0% (6,4%) 1,5% (9,0%) 9,0%

DEUDA EXTERNA - US$MM 36.219 64.738 75.568 78.763 91.879

EMBI+ 755 172 195 112 166

DTF EA FIN DE AÑO 13,4% 3,5% 5,2% 5,2% 4,0%

TASA DE DESEMPLEO 16,5% 11,3% 10,4% 10,2% 9,7%

TASA DE EMPLEO 54,5% 58,7% 60,4% 60,4% 61,1%

Fuente: Banco de la República, DANE, CorpResearch. Fuente: DANE.

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página 9

CIFRAS MACROECONÓMICAS

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013

VARIACIÓN ANUAL IPC 8,8% 3,2% 3,7% 2,4% 1,9%

TRM PROMEDIO AÑO $/US$ 2.087 1.898 1.848 1.798 1.869

TRM FIN DE AÑO $/US$ 2.229 1.914 1.943 1.768 1.927

DEVALUACIÓN 19,0% (6,4%) 1,5% (9,0%) 9,0%

DEUDA EXTERNA - US$MM 36.219 64.738 75.568 78.763 91.879

EMBI+ 755 172 195 112 166

DTF EA FIN DE AÑO 13,4% 3,5% 5,2% 5,2% 4,0%

TASA DE DESEMPLEO 16,5% 11,3% 10,4% 10,2% 9,7%

TASA DE EMPLEO 54,5% 58,7% 60,4% 60,4% 61,1%

Fuente: Banco de la República, DANE, CorpResearch.

PRODUCTO INTERNO BRUTO COLOMBIANO SEGÚN ACTIVIDAD ECONÓMICA

ACTIVIDAD 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 3,8 0,2 2,1 2,5 5,2 201%

EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS (10,3) 10,6 14,5 5,6 4,9 (23%)

INDUSTRIA MANUFACTURERA 11,8 1,8 4,7 (1,1) (1,2) 35%

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 0,9 3,9 3,0 2,1 4,9 8%

CONSTRUCCIÓN (3,9) (0,1) 8,2 6,0 9,8 377%

COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 7,3 5,2 6,7 4,3 4,3 (6%)

TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 1,5 6,2 6,6 4,9 3,1 (21%)

SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES 1,0 3,6 6,7 5,0 4,6 8%

SERVICIOS SOCIALES 0,6 3,6 3,1 5,0 5,3 14%

PRODUCTO INTERNO BRUTO 2,9 4,0 6,6 4,0 4,3 2%

Fuente: DANE.

CONTEXTO ECONÓMICO

PROYECCIONES ECONÓMICAS

TRM PROYECTADA

10,0% 8,0% 6,0% 4,0% 2,0% 0%

PIB Inflación Fuente: Banco de la República, DANE._{(p): proyecciones de analistas locales.}

4,3% 4,6% 4,8% 1,9% 3,1% 3,2% 2000 2010 2011 2012 2013 2014(p) 2015(p) 2.500 2.000 1.500 1.000 500

Fuente: Banco de la República, DANE, CorpResearch. (p): proyecciones de analistas locales.

1,927 1,990 2,069

2000 2010 2011 2012 2013 2014(p) 2015(p) RESUMEN EJECUTIVO

(12)

CONSUMO ENERGÉTICO - Mtep

RESERVAS MUNDIALES PROBADAS DE GAS NATURAL

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL

Billones de m3 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0

Crecimiento gas natural

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

2000 2010 2011 2012 2013 Gas natural Total fuentes de energía

4% 3% _2% 2% 1% 1.200 1.000 800 600 400 200 0

2000 2010 2011 2012 2013 Europa y Eurasia Norteamérica Asia Pacífico

Oriente Medio Sur y Centroamérica África

VEHÍCULOS Y EDS CON GNV

Cifras en miles

PRECIO INTERNACIONAL DE GAS NATURAL HENRY HUB

US$/Mbtu

EDS

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

2000 2010 2011 2012 2013 4,0 1.297 12.659 15.063 17.278 19.910 17,6 20,8 _19,9 25,3

Mínimo Promedio Máximo Fuente: EIA.

2000 2010 2011 2012 2013 10 8 6 4 3 0 Oriente Medio Europa y Eurasia Asia Pacífico África Norteamérica Sur y Centroamérica

8% 8% 6% 4% 43% 30% 9% 9%5% 5% 31% 42% 2000 2013

6%5% 31% 38% 4% 6% 11% 9% 17% 32% 27% 14% Oriente Medio Europa y Eurasia Asia Pacífico África Norteamérica Sur y Centroamérica 2000 2013

(13)

RESUMEN EJECUTIVO: COLOMBIA página 11

CIFRAS DE COLOMBIA

POZOS A3

RESERVAS DE GAS NATURAL EN COLOMBIA - Gpc

PRODUCCIÓN Y SUMINISTRO DE GAS NATURAL - Mpcd

TRANSPORTE DE GAS NATURAL - Mpcd

GNV - # DE VEHÍCULOS

DEMANDA Y USUARIOS DE GAS NATURAL

2013 2012 2011 2010 2000

Probadas Probables y posibles Fuente: Ecopetrol, UPME.

5.508 900 6.408 7.030 6.620 7.058 7.190 5.720 1.310 5.460 1.160 5.405 1.653 4.539 2.651 Fuente: ANH. 2000 2010 2011 2012 2013 ANH - E&P Ecopetrol - Asociados Ecopetrol - ANH

100% 8% 14% 78% 3% 10% 87% 4% 3% 93% 4% 10% 86% Producción

Fuente: Acipet, Minminas.

Nota: las cifras de suministro incluyen exportaciones a Venezuela. 2000 2010 2011 2012 2013 Suministro 3.268 _3.133 578 1.026 1.030 1.126 1.267 3.020 2.968 _2.878 700 600 500 400 300 200 100 Km de gasoductos Costa Caribe

Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.

2000 2010 2011 2012 2013 Interior del país

5.249 7.356 7.572 7.643 7.649 600.000 500.000 400.000 300.000 200.000 100.000 0

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

2000 2010 2011 2012 2013 Vehículos Vehículos / EDS Minminas

700 260 509 540 636 673 2,2 5,8 6,2 6,7 7,2 700 600 500 400 300 200 100 0 Usuarios-MM

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

2000 2010 2011 2012 2013 Costa Caribe Interior del país Exportaciones

(14)

BALANCE GENERAL

CIFRAS EN MILLONES DE PESOS

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 ACTIVO DISTRIBUIDORAS 1.346.425 4.940.600 5.493.702 6.223.050 6.596.369 10% TRANSPORTADORAS 1.722.520 6.906.428 8.070.910 8.452.597 9.271.115 10% TOTAL 3.068.945 11.847.028 13.564.612 14.675.647 15.867.484 10% PASIVO DISTRIBUIDORAS 489.948 2.030.222 2.304.739 2.788.604 3.031.211 14% TRANSPORTADORAS 494.149 3.938.831 4.055.270 3.956.811 4.251.836 3% TOTAL 984.097 5.969.052 6.360.009 6.745.415 7.283.046 7% PATRIMONIO DISTRIBUIDORAS 856.477 2.910.379 3.188.963 3.434.447 3.565.159 7% TRANSPORTADORAS 1.228.371 2.967.597 4.015.640 4.495.785 5.019.279 19% TOTAL 2.084.848 5.877.975 7.204.603 7.930.232 8.584.437 13%

ACTIVO

DISTRIBUIDORAS

TRANSPORTADORAS

Fuente: SUI.

2000

44%

56%

2013

42%

58%

Distribuidoras Transportadoras Fuente: SUI.

2013 2012 2011 2010 2000 Pasivo Patrimonio 46% 54% 46% 54% 45% 55% 47% 53% 42% 58% 50% 50% 41% 59% 57% 43% 36% 64% 29% 71% Fuente: SUI.

(15)

RESUMEN EJECUTIVO: COLOMBIA página 13

ESTADO DE RESULTADOS

CIFRAS EN MILLONES DE PESOS

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 INGRESO OPERACIONAL DISTRIBUIDORAS 623.860 3.239.884 3.609.633 4.301.986 4.848.374 14% TRANSPORTADORAS 359.482 876.547 921.206 1.059.631 1.306.405 14% TOTAL 983.342 4.116.431 4.530.839 5.361.617 6.154.779 14% UTILIDAD OPERACIONAL DISTRIBUIDORAS 56.443 508.612 458.096 477.266 562.570 3% TRANSPORTADORAS 125.280 274.832 422.823 451.640 541.864 25% TOTAL 181.723 783.444 880.919 928.905 1.104.434 12% UTILIDAD NETA DISTRIBUIDORAS 45.199 621.109 579.409 642.824 680.646 3% TRANSPORTADORAS 101.624 357.185 235.760 509.317 614.873 20% TOTAL 146.823 978.294 815.169 1.152.141 1.295.520 10%

MARGEN OPERACIONAL

MARGEN NETO

18%

Distribuidoras Transportadoras Sector

2000 2010 2011 2012 2013 35% 18% 9% 16% 13% _11% _12% 19% 19% _17% 31% 46% 43% _41% Fuente: SUI. 21%

Distribuidoras Transportadoras Sector

2000 2010 2011 2012 2013 28% 15% 7% 19% _16% 14% 15% 24% 18% 21% 41% 26% 48% 47% Fuente: SUI. Fuente: SUI.

(16)

(17)

EVOLUCIÓN DE LOS PRINCIPALES INDICADORES

MACROECONÓMICOS DE COLOMBIA

(18)

(19)

INDICADORES ECONÓMICOS RELEVANTES PARA EL SECTOR página 17

PRODUCTO INTERNO BRUTO COLOMBIANO - VARIACIÓN ANUAL %

2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

PIB SEGÚN ACTIVIDAD ECONÓMICA

AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA 3,8 0,2 2,1 2,5 5,2 201%

EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS (10,3) 10,6 14,5 5,6 4,9 (23%)

INDUSTRIA MANUFACTURERA 11,8 1,8 4,7 (1,1) (1,2) (35%)

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA 0,9 3,9 3,0 2,1 4,9 8%

CONSTRUCCIÓN (3,9) (0,1) 8,2 6,0 9,8 377%

COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES 7,3 5,2 6,7 4,3 4,3 (6%)

TRANSPORTE, ALMACENAMIENTO Y COMUNICACIONES 1,5 6,2 6,6 4,9 3,1 (21%)

SERVICIOS FINANCIEROS Y EMPRESARIALES (1,0) 3,6 6,7 5,0 4,6 8%

SERVICIOS SOCIALES 0,6 3,6 3,1 5,0 5,3 14%

PRODUCTO INTERNO BRUTO 2,9 4,0 6,6 4,0 4,3 2%

PRINCIPALES CIFRAS MACROECONÓMICAS

En términos generales, el desempeño de la economía colombiana en 2013 reflejó un crecimiento sostenido; prueba de ello fue la evolución favorable de la mayoría de los sectores económicos, siendo la construcción, los servicios sociales y el agro los que presentaron un mayor dinamismo, contrastando con la tendencia decreciente durante dos años consecutivos de la industria manufacturera. Finalmente, vale la pena destacar el elevado crecimiento de la construcción y el agro entre 2010 y 2013.

EVOLUCIÓN DE LA POBREZA NACIONAL

COMPORTAMIENTO HISTÓRICO DEL PIB

PIB PER CÁPITA COLOMBIANO

Cifras en US$/año

Variación anual %

Pobreza Fuente: DANE.

2002 2010 2013 Pobreza extrema 49,7% 17,7% 37,2% 12,3% 30,6% 9,1% Fuente: DANE. 2.479 6.259 8.238 2000 2010 2013 TACC 10% Fuente: DANE. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2,9 1,7 2,5 3,9 5,3 _4,7 6,7 6,9 3,5 1,7 4,0 6,6 4,0 _4,3 Fuente: DANE.

(20)

COMERCIO EXTERIOR

CIFRAS EN US$MM

2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

EXPORTACIONES (FOB)

PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS 4.775 16.502 28.421 31.559 32.481 25%

CARBÓN 893 6.015 8.397 7.805 6.688 4% CAFÉ 1.067 1.884 2.608 1.910 1.884 0,01% FERRONÍQUEL 211 967 827 881 680 (11%) OTROS 6.211 14.346 16.662 17.970 17.089 6% EXPORTACIONES 13.158 39.713 56.915 60.125 58.822 14% IMPORTACIONES (CIF) BIENES DE CONSUMO 2.191 9.004 11.315 12.941 13.122 13%

BIENES INTERMEDIOS Y MATERIAS PRIMAS 5.919 17.158 22.637 25.580 25.691 14%

BIENES DE CAPITAL 3.429 14.324 20.280 20.591 20.567 13%

IMPORTACIONES 11.538 40.486 54.232 59.111 59.381 14%

BALANZA COMERCIAL

TOTAL BALANZA 1.620 (772) 2.683 1.014 (559) 10%

PRINCIPALES PRODUCTOS IMPORTADOS - AÑO 2013

TOTAL EXPORTACIONES POR SECTOR - CIFRAS EN US$MM

La balanza comercial de Colombia pasó de un superávit de 1.014 millones de dólares en 2012 a un déficit de 559 millones de dólares en 2013, como consecuencia de la disminución de las exportaciones (2,2%) y de un leve aumento de las importaciones (0,5%) durante el mismo lapso.

De las exportaciones realizadas en 2013, 71% fueron de productos tradicionales y 29% de productos no tradicionales. El único producto de las exportaciones tradicionales que tuvo un crecimiento con respecto al año anterior fue el petróleo y sus derivados, que representó 78% para el total de estas.

EXPORTACIONES (FOB) - CIFRAS EN US$MM

14.346 17.089 41.733

25.368

6.947 _6.211

Fuente: Banco de la República.

Tradicionales No tradicionales 2000 2010 2013 2.629 2.159 1.173 ₁₂ ₆₉ ₁₂₈ 21.724 18.323 7.073 34.341 19.163 4.900

Sector minero Sector industrial Sector agropecuario Otros sectores

2000 2010 2013

Vehículos ensamblados

Centrales de comunicación automática

Papel periódico y cartones Chapas de hierro y acero

Otros productos

85% 8%

4%

1%

2%

(21)

INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA EN COLOMBIA - CIFRAS EN US$MM

2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

INVERSIÓN SEGÚN ACTIVIDAD ECONÓMICA

SECTOR PETRÓLEO ₍₃₈₄₎ _2.785 _5.062 _5.416 _4.909 _21%

OTROS SECTORES: 2.820 3.961 8.344 10.113 11.862 44%

AGRICULTURA, CAZA, SILVICULTURA Y PESCA ₀ ₆₃ ₁₅₇ ₇₅ ₂₇₈ _64%

EXPLOTACIÓN DE MINAS Y CANTERAS ₅₀₇ _1.755 _2.455 _2.316 _2.916 _18%

INDUSTRIA MANUFACTURERA ₅₅₆ ₆₉₂ ₈₅₂ _1.755 _2.659 _57%

SUMINISTRO DE ELECTRICIDAD, GAS Y AGUA ₁₃ ₃₇ ₃₈₀ ₆₉₉ ₄₇₁ _134%

CONSTRUCCIÓN (21) 296 416 290 316 2%

COMERCIO, RESTAURANTES Y HOTELES ₁₀ ₂₂₇ _2.302 _1.388 _1.584 _91%

OTROS _1.756 ₈₉₂ _1.782 _3.591 _3.637 _60%

TOTAL INVERSIÓN EXTRANJERA DIRECTA 2.436 6.746 13.405 15.529 16.772 35%

PRINCIPALES PAÍSES EMISORES DE IED - CIFRAS EN US$MM

IED EN COLOMBIA POR

SECTORES ECONÓMICOS

La inversión extranjera directa que ingresó al país en 2013 (16.772 millones de dólares) batió una cifra récord. Su incremento con respecto a 2012 fue de 8%, excediendo así los pronósticos de los analistas económicos que proyectaban una caída de este rubro debido a la difícil situación por la que atraviesa la economía mundial.

Los sectores petróleo y minero son los que más inversiones han captado para Colombia durante el último cuatrienio de estudio. Para finales de 2013, estos atrajeron 47% de las inversiones que ingresaron al país, seguidos por la industria manufacturera y el sector comercio con 16% y 9%, respectivamente.

2000 Fuente: Banco de la República.

Estados Unidos Panamá Suiza Inglaterra España

2010 2013 2.981 1.795 202 2.105 134 1.276 2.073 178 14 1.368 909 (144) 1.002 547 660

2010

67% 10% 19% 1% 3%

2013

3% 9% 25% 16% 47%

Sectores petróleo y minería Industria manufacturera

Sector comercio Electricidad, gas y agua Otros sectores

(22)

PRINCIPALES INDICADORES DE LA ECONOMÍA COLOMBIANA

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013 TRM - $/US$ PROMEDIO AÑO 2.087 1.898 1.848 1.798 1.869 FIN DE AÑO 2.229 1.914 1.943 1.768 1.927 DEVALUACIÓN 19,0% (6,4%) 1,5% (9,0%) 9,0% VARIACIÓN IPC FIN DE AÑO 8,8% 3,2% 3,7% 2,4% 1,9% VARIACIÓN IPP FIN DE AÑO 11,0% 4,4% 5,5% (3,0%) (0,5%) DTF EA PROMEDIO AÑO 12,2% 3,7% 4,1% 5,3% 4,3% FIN DE AÑO 13,4% 3,5% 5,2% 5,2% 4,0%

TOTAL DEUDA EXTERNA - US$MM

FIN DE AÑO 36.219 64.738 75.568 78.763 91.879 INDICADORES SOCIALES TASA DESEMPLEO 16,5% 11,3% 10,4% 10,2% 9,7% TASA EMPLEO 54,5% 58,7% 60,4% 60,4% 61,1% RIESGO PAÍS EMBI+ 755 172 195 112 166

MOODYS Ba2 Ba1 Baa3 Baa3 Baa3

STANDARD & POORS BB BBB- BBB- BBB- BBB

DEUDA EXTERNA DE COLOMBIA POR SECTORES

EVOLUCIÓN DEL EMBI + COLOMBIA

Cifras en US$MM

23%

23% 21%

24% 36%

Deuda externa pública Deuda externa privada

Deuda externa total como porcentaje del PIB

2000 2010 2011 2012 2013 60.000 45.000 30.000 15.000 0 Fuente: JP Morgan. 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2013 755 544 332 147 498 172 112 166

(23)

PROYECCIONES CIFRAS MACROECONÓMICAS 2014

CONCEPTO PIB INFLACIÓN TRM FIN DE AÑO $/US$ DTF NOMINAL DÉFICIT FISCAL TASA DE DESEMPLEO

ANALISTAS LOCALES ALIANZA VALORES 4,8% 3,5% 2.100 4,9% 2,3% 8,1% ANIF 4,6% 3,0% ND 4,7% 1,3% 10,0% BANCO DE BOGOTÁ 4,5% 2,9% 2.000 4,5% ND 9,7% BANCOLOMBIA 4,4% 2,8% 2.025 4,1% 2,4% 8,1% BBVA COLOMBIA 4,7% 3,1% 1.960 4,6% 2,3% 9,5% BTG PACTUAL COLOMBIA 4,5% 3,2% 2.050 ND 1,2% 9,4% CORFICOLOMBIANA 5,0% 3,0% 1.875 5,0% 1,0% 9,1% CORPBANCA 4,7% 3,1% 2.000 5,0% 2,4% 8,4% CORREDORES ASOCIADOS 4,5% 3,2% 2.040 4,5% 2,3% 8,4% CORREVAL 4,6% 3,0% 1.950 5,0% 1,0% 9,7% DAVIVIENDA 4,5% 3,5% 1.900 4,4% 2,3% 8,5% FEDESARROLLO 4,3% 3,3% 1.980 4,8% 2,3% 9,2% ULTRABURSÁTILES 4,2% 3,0% 2.000 4,4% ND 8,9% PROMEDIO 4,6% 3,1% 1.990 4,7% 1,9% 9,0% ANALISTAS EXTERNOS CITIBANK 4,6% 3,0% 2.075 5,1% 1,3% 8,7% DEUTSCHE BANK 4,5% 3,0% 1.970 ND 2,3% ND GOLDMAN SACHS 4,4% 3,0% 2.150 ND 2,3% ND JP MORGAN 4,6% 2,9% ND ND 1,2% ND PROMEDIO 4,5% 3,0% 2.065 5,1% 1,8% 8,7%

PROYECCIONES CIFRAS MACROECONÓMICAS

COMPORTAMIENTO TRM PROYECTADA

COMPORTAMIENTO PIB VS. INFLACIÓN

$/US$

PIB Fuente: Banco de la República. (p): proyectado. 8,8% 2,9% 3,2% 3,7% 2,4% 1,9% 3,1% 3,2% 4,0% 6,6% 4,0% 4,3% 4,6% 4,8% Inflación 2000 2010 2011 2012 2013 2014 (p) 2015 (p) 2.229 1.914 1.943 1.768 1.927 1.990 2.069 2000 2010 2011 2012 2013 2014 (p) 2015 (p)

Fuente: Banco de la República. (p): proyectado. Fuente: Banco de la República.

(24)

(25)

EL MERCADO INTERNACIONAL

DEL GAS NATURAL

(26)

(27)

ESTADÍSTICAS INTERNACIONALES DE GAS NATURAL página 25

CANASTA ENERGÉTICA

Al comparar la canasta energética de comienzos de este siglo con la canasta actual, se observa una significativa disminución en la participación del petróleo como fuente primaria de energía, al pasar de 39% a 33%. Este espacio ha sido cubierto, primordialmente, por una mayor participación del carbón y de otras fuentes de energía como la hidroelectricidad y las renovables o verdes (biocombustibles, eólica, solar y biogas, entre otras).

El consumo mundial de gas natural ha tenido desde el año 2000 hasta 2013, con excepción de 2009, crecimientos anuales positivos, aumentando su consumo en 843 Mtep a lo largo de este periodo. Su participación en la canasta energética se incrementó un punto porcentual al pasar de 23% a 24%. De acuerdo con el documento International Energy Outlook 2013, del Departamento de Energía de Estados Unidos, el consumo mundial de gas natural crecerá a una tasa anual de 1,7% hasta 2040.

CONSUMO ENERGÉTICO MUNDIAL

VARIACIÓN ANUAL

13% 24% 23% 25% 30% 33% 39% 13% Petróleo Carbón Gas natural Otros 2000 2013

CONSUMO ENERGÉTICO MUNDIAL - Mtep

FUENTES DE ENERGÍA 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

PETRÓLEO 3.584 4.040 4.085 4.139 4.185 1% CARBÓN 2.343 3.469 3.630 3.724 3.827 3% GAS NATURAL 2.177 2.868 2.915 2.986 3.020 2% HIDROELECTRICIDAD 602 784 796 834 856 3% ENERGÍA NUCLEAR 584 626 601 560 563 (3%) RENOVABLES 52 168 205 241 279 18% TOTAL 9.342 11.956 12.232 12.483 12.730 2%

Gas natural Petróleo Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

10% 8% 6% 4% 2% 0% -2% -4% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

(28)

RESERVAS MUNDIALES PROBADAS DE GAS NATURAL - Tpc

REGIÓN 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 ORIENTE MEDIO 2.089 2.802 2.840 2.837 2.835 0,4% EUROPA Y EURASIA 1.458 1.742 1.991 1.995 2.000 5% ASIA PACÍFICO 419 514 526 538 537 1% ÁFRICA 440 514 517 510 502 (1%) NORTEAMÉRICA 266 387 415 392 414 2% SUR Y CENTROAMÉRICA 243 266 266 271 271 1% TOTAL 4.914 6.224 6.555 6.544 6.558 2%

Irán tiene la mayor cantidad de reservas de gas natural en el mundo, 1.187 Tpc, posición que ocupa desde 2010, después de que BP revisara las reservas de Rusia. Tradicionalmente, los países de la antigua Unión Soviética han tenido criterios diferentes a los usados en otros para la cuantificación de sus reservas, razón por la cual BP ha ajustado las estadísticas de aquellos en donde no han obtenido datos directos. Según la EIA en su reporte Country Analysis Brief - 2013, cerca de 80% de las reservas de gas natural de Irán se encuentran en campos no asociados, las que en su mayoría no se han desarrollado a causa de la falta de inversión y tecnología. Entre sus yacimientos de gas natural más importantes están Pars del Sur, Pars del Norte, Kish y Kangan, siendo una gran parte de estas reservas costa afuera.

RESERVAS MUNDIALES DE GAS NATURAL - 2013

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014. Norteamérica

17%

Canadá

80%

USA

3%

México África

32%

Algeria

36%

Nigeria

32%

Otros Oriente Medio

31%

Qatar

42%

Irán

27%

Otros Asia Pacífico

24%

China

54%

Australia

22%

Otros Sur y Centroamérica

27%

Otros

73%

Venezuela Europa y Eurasia

31%

Turkmenistán

55%

Rusia

14%

Otros

RESERVAS MUNDIALES DE GAS NATURAL

2000

2013

1,3 veces

TACC

(29)

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE GAS NATURAL - Gpcd

REGIÓN 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 EUROPA Y EURASIA 88 101 102 101 102 0,4% NORTEAMÉRICA 74 79 84 86 87 3% ORIENTE MEDIO 20 46 51 53 55 6% ASIA PACÍFICO 26 47 47 47 47 0,2% ÁFRICA 13 21 20 21 20 (2%) SUR Y CENTROAMÉRICA 10 16 16 17 17 3% TOTAL 230 310 320 325 328 2%

PRODUCCIÓN

Europa y Eurasia es la región donde en la actualidad se obtiene la mayor producción de gas natural en el mundo, 102 Gpcd; sin embargo, esta cifra ha permanecido prácticamente estable entre 2010 y 2013. Rusia y Noruega, con 57 Gpcd y 11 Gpcd, son los países sobre los cuales se soporta esta producción en la región. En contraste, Oriente Medio es la región con mayor crecimiento a nivel mundial, con un promedio anual de 8% en los últimos 13 años y de 6% a partir de 2010. Estos crecimientos se sustentan en la mayor producción de países como Qatar, Irán y Arabia Saudita, siendo Qatar el que presenta mayor dinamismo en el sector, logrando duplicar su producción en los últimos cinco años como consecuencia del incremento sostenido en sus exportaciones de GNL.

PRODUCCIÓN MUNDIAL DE GAS NATURAL - 2013

VARIACIÓN ANUAL DE LA PRODUCCIÓN

MUNDIAL DE GAS NATURAL

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 8% 6% 4% 2% 0% (2%) (4%)

Norteamérica

17%

Canadá

77%

USA

6%

México África

27%

Egipto

39%

Algeria

34%

28%

Qatár

29%

Irán

43%

14%

Indonesia

24%

China

62%

20%

Argentina

56%

Otros

24%

Trinidad y Tobago Europa y Eurasia

10%

Noruega

58%

Rusia

32%

Otros Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

(30)

CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL - BILLONES DE m

3 REGIÓN 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 EUROPA Y EURASIA 988 1.127 1.099 1.083 1.065 (2%) NORTEAMÉRICA 794 850 871 903 923 3% ASIA PACÍFICO 290 562 594 627 639 4% ORIENTE MEDIO 187 386 403 413 428 4% SUR Y CENTROAMÉRICA 95 148 152 162 169 4% ÁFRICA 58 108 115 123 123 5% TOTAL 2.413 3.181 3.233 3.311 3.348 2%

CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL - 2013

Europa y Eurasia fue la única región a nivel mundial en la que se registró una disminución de 62 Gpcd en el consumo de gas natural en el periodo 2010 - 2013, influyendo en esto, entre otras razones, el estancamiento económico de la región, un entorno de precios elevados, el incremento de las energías renovables y el cambio de gas a carbón en la generación eléctrica en países como el Reino Unido. En 2013, 44% del consumo de gas natural en el mundo estuvo concentrado en solo cuatro países: Estados Unidos como el primer consumidor mundial, seguido por Rusia, China e Irán. Estos dos últimos revelaron fuertes incrementos en sus consumos en el periodo en estudio, consolidándose China durante este lapso como un gran importador de gas natural por gasoductos al cerrar negociaciones con Uzbekistán en 2012 y fortalecer sus importaciones de Turkmenistán, sin abandonar por ello sus importaciones de GNL.

CONSUMO MUNDIAL DE GAS NATURAL

22% 27% 12% 15% 5% 5% 56% 54% 3% 1% Estados Unidos Rusia China Irán Otros 2000 2013

Norteamérica

11%

Canadá

80%

USA

9%

México África

26%

Algeria

42%

Egipto

32%

24%

Arabia Saudita

36%

Irán

40%

18%

Japón

25%

China

57%

22%

Brasil

49%

Otros

29%

Argentina Europa y Eurasia

7%

Reino Unido

39%

Rusia

54%

Otros Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

(31)

PRECIOS INTERNACIONALES

COMBUSTIBLES 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

PETRÓLEO - US$/B - WTI

MÍNIMO 25,7 64,8 75,4 82,3 92,0 12% MÁXIMO 34,4 91,5 113,4 106,2 106,6 5% PROMEDIO 30,3 79,5 94,9 94,1 97,9 7% CARBÓN - US$/t MÍNIMO 25,8 49,4 66,3 52,2 61,7 8% MÁXIMO 36,1 80,0 83,5 69,7 86,1 2% PROMEDIO 29,9 61,7 74,3 58,1 71,4 5%

GAS NATURAL - US$/Mbtu ub

MÍNIMO 2,4 3,2 2,8 1,8 3,3 2%

MÁXIMO 8,9 7,5 4,9 3,8 6,0 (7%)

PROMEDIO 4,3 4,4 4,0 2,8 4,1 (2%)

PRECIOS INTERNACIONALES

En lo que respecta al gas natural, durante 2013 se detuvo la tendencia a la baja que venía mostrando, dos años atrás, el precio de referencia No obstante, este precio sigue distante de los picos que se dieron en 2005 y 2008.

Los precios del petróleo no dan tregua en su escalada alcista, en lo que ha transcurrido de este siglo únicamente en 2009 hubo una disminución significativa en el precio de referencia WTI, debido a la fuerte desaceleración de la economía mundial sufrida en ese año.

PRECIOS INTERNACIONALES HISTÓRICO

VARIACIÓN ANUAL HENRY HUB

Fuente: EIA. 100% 80% 60% 40% 20% 0% (20%) (40%) (60%) (80%) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 120 100 80 60 40 20 0 10 8 6 4 2 0

Petróleo - US$/B - WTI Gas natural US$/Mbtu

-Fuente: EIA, Coalmymex, BP Statistical Review of World Energy 2014.

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

(32)

En 2013, China duplicó el número de vehículos convertidos a GNV pasando de 1,5 a 3,0 millones, cifra superada solo por Irán que parece haber alcanzado su tope de crecimiento en conversiones, quedando a la espera de crecimientos vegetativos en los próximos años.

Según en reportes obtenidos del foro NEV 2012 o Vehículos con nuevas energías) realizado en China, esta se encuentra respondiendo al alza en los precios del petróleo mediante grandes inversiones en nuevas tecnologías de combustibles para el transporte, entre las que se cuenta el gas natural.

VEHÍCULOS CON GNV EN EL MUNDO

VARIACIÓN ANUAL VEHÍCULOS CON GNV EN EL MUNDO

VEHÍCULOS CON GNV EN EL MUNDO

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 IRÁN 800 1.954.925 2.859.386 3.300.000 3.500.000 21% CHINA 6.000 450.000 611.900 1.500.000 3.000.000 88% PAKISTÁN 4.000 2.740.000 3.100.000 2.790.000 2.790.000 1% ARGENTINA 619.705 1.901.116 2.085.882 2.221.038 2.359.673 7% INDIA 10.000 1.080.000 1.100.376 1.500.000 1.800.000 19% BRASIL 80.000 1.664.847 1.702.790 1.743.992 1.769.572 2% ITALIA 320.000 730.000 779.090 746.470 823.000 4% COLOMBIA 6.759 324.515 365.182 402.525 476.506 14% UZBEKISTÁN 0 47.000 310.000 310.000 450.000 112% OTROS 249.305 1.766.514 2.148.666 2.764.254 2.941.665 19% TOTAL 1.296.569 12.658.917 15.063.272 17.278.279 19.910.416 16%

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

Pakistán Argentina India

Irán China

Brasil Italia Colombia Otros

2000 2013 17% 19% 18% 48% 15% 14% 1% 12% 9% 9% 25% 4% 2% 1% 6% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

(33)

Como ha venido sucediendo en los últimos cinco años, entre los 10 países con mayor cantidad de vehículos convertidos en el mundo solo China (524) y Colombia (678) mantienen un índice de vehículos/EDS por debajo del estándar de 700 vehículos/EDS. Uzbekistán (2.113), India (1.993) e Irán (1.688) con este índice por encima de 1.500 vehículos/EDS, según expertos, deberían presentar congestiones en el abastecimiento del combustible. Alemania y Estados Unidos, países altamente industrializados, aunque no están entre los 10 primeros en número de vehículos, sí se encuentran entre los 10 primeros en número de EDS, lo que genera el fenómeno contrario con sus índices de vehículos/EDS: a 2013 están en 105 y 174, respectivamente, situación que supone una sobreoferta para este servicio.

ÍNDICE VEHÍCULOS/EDS - 2013

1.688 931 1.221 980 1.993 524 805 ₇₀₀ 2.113 678 Irán Pakistán _Argen

tina _Brasil _India

China Italia Colombia Uzbekistán

EDS DE GNV EN EL MUNDO

2000

2013

6,4 veces

TACC

15%

ESTACIONES DE SERVICIO DE GAS NATURAL

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 CHINA 70 1.350 2.500 2.800 5.730 62% PAKISTÁN 30 3.285 3.330 2.997 2.997 (3%) IRÁN 9 1.574 1.800 1.992 2.074 10% ARGENTINA 884 1.878 1.930 1.922 1.932 1% BRASIL 100 1.781 1.787 1.790 1.805 0,4% ESTADOS UNIDOS 1.250 1.300 1.100 1.438 1.438 3% ITALIA 320 790 860 909 1.022 9% ALEMANIA 140 900 903 904 915 1% INDIA 11 571 724 724 903 17% COLOMBIA 26 637 676 692 703 3% OTROS 1.137 3.522 5.149 3.716 5.773 18% TOTAL 3.977 17.588 20.759 19.884 25.292 13%

(34)

IMPORTADORES QATAR MALASIA AUSTRALIA NIGERIA INDONESIA TRINIDAD

Y TOBAGO ALGERIA FEDERACIÓN RUSA OTROS IMPORTACIONESTOTAL PARTICIPACIÓN

JAPÓN 21,8 20,3 24,4 5,2 8,5 0,4 0,6 11,6 26,1 119,0 36%

COREA DEL SUR 18,3 5,9 0,8 3,8 7,7 0,7 0,2 2,5 14,4 54,2 17%

CHINA 9,2 3,6 4,8 0,5 3,3 0,1 0,1 0 2,8 24,5 8% INDIA 15,3 0 0 0,9 0 0 0,1 0 1,4 17,8 5% TAIWÁN 8,5 4,0 0,1 0,9 2,6 0,1 0 0,1 1,0 17,2 5% ESPAÑA 3,5 0 0 3,1 0 2,0 3,2 0 3,1 14,9 5% REINO UNIDO 8,6 0 0 0 0 0,1 0,4 0 0,2 9,3 3% FRANCIA 1,8 0 0 1,2 0 0 5,3 0 0,5 8,7 3% OTROS 18,6 0 0,1 6,8 0,4 16,3 5,1 0 12,5 59,6 18% TOTAL EXPORTACIONES 105,6 33,8 30,2 22,4 22,4 19,8 14,9 14,2 62,0 325,3 100% PARTICIPACIÓN 32% 11% 9% 7% 7% 6% 5% 4% 19% 100%

El comercio internacional de GNL registró su pico máximo en 2011, cuando se negociaron 330,8 billones de m3_{. En 2012 y 2013, si bien}

se obtuvieron cifras muy cercanas a esta, se detuvo la tendencia histórica de crecimiento del comercio de este energético.

Entre las principales motivaciones para el estancamiento del comercio internacional de GNL se pueden mencionar la inestabilidad política recurrente en los últimos años en países tradicionalmente exportadores como Egipto, Libia, Yemen, Omán, entre otros; el auge del shale gas en los Estados Unidos y el retraso o aplazamiento del inicio de proyectos de licuefacción en curso en países como Angola y Argelia.

COMERCIO INTERNACIONAL DE GNL

Billones de m3

350 300 250 200 150 100 50 0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 137 143 140 177 169 211 189 226 227 243 289 328 325 331 EXPORTADORES

COMERCIO INTERNACIONAL DE GNL- BILLONES DE m

3

_{- 2013}

(35)

CONSUMO ENERGÉTICO EN SUR Y CENTROAMÉRICA - Mtep

FUENTES DE ENERGÍA 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

PETRÓLEO 229 283 291 299 312 3% HIDROELECTRICIDAD 126 159 168 164 158 (0,1%) GAS NATURAL 86 133 137 146 152 4% CARBÓN 20 25 27 28 29 5% RENOVABLES 4 11 13 15 18 19% ENERGÍA NUCLEAR 3 5 5 5 5 (1%) TOTAL 467 616 641 657 674 3%

CIFRAS SUR Y CENTROAMÉRICA

Las energías renovables, con un crecimiento promedio anual de 19% en los últimos cuatro años, son las fuentes de energía en la región que han observado el mayor crecimiento en el periodo en estudio. Los biocombustibles, la energía eólica, el biogas y la energía solar, entre otras, son las fuentes energéticas renovables que más se abren paso en Sur y Centroamérica.

La participación del gas natural en la canasta energética de Sur y Centroamérica se incrementó en cinco puntos porcentuales, entre 2000 y 2013, al pasar de 18% a 23%, lo que ha ido en detrimento, esencialmente, de la participación de la hidroelectricidad y en menor proporción del petróleo.

CONSUMO ENERGÉTICO

EN SUR Y CENTROAMÉRICA

VARIACIÓN ANUAL

Petróleo Hidroelectricidad

Gas natural Otros

2000 2013 6% 49% 46% 24% 27% 23% 18% 7% 15% 10% 5% 0% (5%)

Gas natural Petróleo Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

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

(36)

RESERVAS PROBADAS DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA - Tpc

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010 -2013 VENEZUELA 146,6 195,1 195,2 196,4 196,8 0,3% BRASIL 7,7 14,7 16,0 16,0 15,9 3% PERÚ 8,7 12,5 12,7 15,4 15,4 7% TRINIDAD Y TOBAGO 19,7 13,5 13,3 13,3 12,4 (3%) BOLIVIA 23,8 9,9 9,9 11,2 11,2 4% ARGENTINA 27,5 12,7 11,7 11,1 11,1 (4%) COLOMBIA 7,2 7,1 6,6 7,0 6,4 (3,2%) OTROS 4,3 2,2 2,1 2,3 2,2 1% TOTAL 246 268 268 273 272 0,5%

La incorporación de reservas por nuevos hallazgos fue mínima, siendo la constante en la región una concentración de yacimientos maduros en procesos normales de explotación, salvo el caso de Venezuela y Brasil donde se tienen campos con significativas cantidades de reservas que aún no se han comenzado a explotar.

Entre 2010 y 2013 no hubo cambios significativos en las estimaciones de las reservas probadas en los países de Sur y Centroamérica. Solo algunos incrementos producto de reclasificaciones de reservas probables a probadas o por revaluaciones a estas últimas.

RESERVAS PROBADAS DE GAS

NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA

VARIACIÓN ANUAL RESERVAS DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA

Venezuela Brasil Perú Otros países

16% 60% 72% 3% 4% 34% 6% 6%

2000 2013 8% 6% 4% 2% 0% (2%) (4%) (6%)

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

(37)

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA - Gpcd

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 TRINIDAD Y TOBAGO 1,5 4,3 4,1 4,1 4,1 (1%) ARGENTINA 3,6 3,9 3,8 3,6 3,4 (4%) COLOMBIA 3,3 3,1 3,0 3,0 2,9 (3%) VENEZUELA 2,7 2,7 2,7 2,8 2,8 1% BRASIL 0,7 1,4 1,6 1,9 2,1 13% BOLIVIA 0,3 1,4 1,5 1,8 2,0 14% PERÚ 0 0,7 1,1 1,1 1,2 19% OTROS 0,3 0,3 0,3 0,3 0,2 (11%) TOTAL 12,5 17,8 18,2 18,6 18,7 2%

En el lapso 2010 - 2013, Brasil, Bolivia y Perú presentan una producción con crecimientos promedios anuales por encima de 10%, mientras que en Trinidad y Tobago, Colombia y Venezuela se observan mínimas variaciones en sus cifras de producción.

La situación del sector gas natural de cada uno de los países de la región es muy disímil, están los típicos exportadores como Trinidad y Tobago y Bolivia, Perú con un mercado interno en pleno desarrollo y con exportaciones de GNL; Brasil un mercado en pleno desarrollo y por su tamaño y población llamado a ser el gran consumidor de la región; Colombia con un mercado interno desarrollado y exportando algunos excedentes. Argentina muestra una disminución en su producción de gas natural en los últimos cinco años, reservas probadas por más de 11 Tpc y debiendo recurrir a importaciones de GNL en el último cuatrienio para suplir su déficit de producción.

FACTOR R/P - AÑOS

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

EN SUR Y CENTROAMÉRICA

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014. Nota: cálculo realizado con reservas probadas.

2000 2013

Trinidad y Tobago Perú

Venezuela Brasil Argentina Bolivia Colombia

123 187 421 35 16 10 75 17 18 28 ₁₁ 46 12 9

Trinidad y Tobago Argentina Colombia Otros países

12% 29% 26% 33% 22% 19% 15% 44% 2000 2013

(38)

CONSUMO DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA - BILLONES DE m

3 PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 ARGENTINA 33,2 43,3 45,7 47,3 48,0 4% BRASIL 9,4 26,8 26,7 31,7 37,6 12% VENEZUELA 27,9 29,0 29,7 31,4 30,5 2% TRINIDAD Y TOBAGO 9,7 23,2 23,1 22,2 22,4 (1%) COLOMBIA 5,8 10,5 10,2 10,8 12,0 4% PERÚ 0,3 5,4 6,1 6,8 6,6 7% OTROS 8,5 11,2 11,7 13,1 12,8 4% TOTAL 95,0 149,4 153,3 163,3 169,9 4,4%

La zona Sur y Centroamérica reflejó el mismo comportamiento mundial de decrecimiento en el consumo de gas natural en el año 2009, como ya se ha mencionado, producto de la situación económica que se vivió a nivel mundial.

En los últimos cuatro años, Brasil, con un crecimiento promedio anual de 12% en el consumo de gas natural, es el país de la región que más ha evolucionado en este rubro, seguido por Perú y Argentina con 7% y 4%, respectivamente. A su vez, países como Venezuela y Colombia registran relativa estabilidad en su consumo.

VARIACIÓN ANUAL CONSUMO DE GAS NATURAL EN SUR Y CENTROAMÉRICA

Argentina Brasil Venezuela Trinidad y Tobago Colombia

Perú Otros 28% 35% 10% 22% 30% 18% 13% 10% 7% 4% 8% 9% 6%

2000

2013

12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% (2%) (4%) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

CONSUMO DE GAS NATURAL

EN SUR Y CENTROAMÉRICA

(39)

COMERCIO INTERNACIONAL DE GNL EN SUR Y CENTROAMÉRICA - BILLONES DE m

3

_{- 2013}

EXPORTADORES

IMPORTADORES TRINIDAD Y TOBAGO PERÚ OTROS TOTAL IMPORTACIONES PARTICIPACIÓN

ARGENTINA 3,6 0 3,3 6,9 22% BRASIL 2,5 0 2,6 5,1 16% CHILE 3,5 0 0,6 4,1 13% OTROS 10,1 5,6 NA 15,7 49% TOTAL EXPORTACIONES 19,8 5,6 6,5 31,9 100% PARTICPACIÓN 62% 18% 20% 100%

Trinidad y Tobago ha sido históricamente el exportador de GNL de la región. Este rol comenzó en 1999 cuando se inauguró la planta de licuefacción Atlantic LNG, la cual, actualmente, tiene en operación cuatro trenes de licuefacción con una capacidad conjunta de 15 millones de toneladas por año. A esta calidad de exportador de GNL se sumó Perú, a mediados de 2009, con la puesta en marcha de la planta de licuefacción, Perú LNG, en Pampa Melchorita, con una capacidad nominal de 4,4 millones de toneladas por año, que procesa 17 Mm3_{d de gas.}

El grupo de los importadores de GNL de Sur y Centroamérica solo cuenta con tres participantes, todos ellos del sur del

continente, Brasil, Chile y Argentina. Los tres países con una historia muy reciente en esta forma de abastecimiento de gas natural y con una infraestructura en la que Brasil cuenta con tres terminales de regasificación, mientras que Chile y Argentina con dos cada uno.

En Puerto Rico y República Dominicana, dos islas caribeñas, se da un caso similar y es la existencia de dos terminales de regasificación; sin embargo, por los montos mínimos y la intermitencia del comercio de GNL de estas islas, la fuente utilizada (BP Statistical) muestra sus cifras bajo el rubro otros y no individualmente.

TERMINALES DE LICUEFACCIÓN Y REGASIFICACIÓN DE GNL

Fuente: SENER, Informe ICIS Heren LNG 07, Oportunidades y desafíos de la industria de gas colombiana en el contexto global, Wood Mackensy.

Terminales de regasificación existentes

Terminales de regasificación propuestas Atlantic LNG Pampa Melchorita Pecem TRBA República Dominicana Puerto Rico Bahía de Guanabara Tergas Sao Francisco GNL del Plata Bahía Blanca Sociedad Portuaria el Cayao -SPEC-Cartagena Mejillones Gas Atacama Puerto Castillo Colbun Octopus Quintero GNL Escobar Barra do Riacho

Terminales de licuefacción existentes

(40)

CONSUMO ENERGÉTICO EN NORTEAMÉRICA - Mtep

FUENTES DE ENERGÍA 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010- 2013

PETRÓLEO 1.062 1.040 1.030 1.014 1.024 (1%) GAS NATURAL 721 770 789 819 839 4% CARBÓN 605 562 531 470 488 (5%) ENERGÍA NUCLEAR 198 214 212 207 214 2% HIDROELECTRICIDAD 151 147 166 156 156 1% RENOVABLES 21 45 51 57 65 32% TOTAL 2.759 2.778 2.780 2.723 2.787 0,3%

En el mercado norteamericano, el gas natural ha venido ganando esta participación en la canasta energética en detrimento de la del carbón, especialmente por su uso en la generación eléctrica. Lo anterior por la disminución en los precios del gas natural y las fuertes restricciones de carácter ambiental a que han sido expuestas las generadoras térmicas que usan carbón como combustible, situación que ha derivado en el cierre de muchas de estas plantas.

La participación del gas natural a 2013 en la canasta energética norteamericana, 30%, subió 4 puntos porcentuales con respecto al año 2000, y se encuentra por encima de la media mundial que es de 25%. Esto, soportado en el auge del shale gas y en el dinamismo que este tipo de yacimientos no convencionales le vienen imprimiendo al sector gas natural en Estados Unidos.

CONSUMO ENERGÉTICO

EN NORTEAMÉRICA

VARIACIÓN ANUAL

Petróleo Carbón Otros Gas natural 37% 39% 26% 30% 17% 22% 13% 16%

2000 2013 6% 4% 2% 0% (2%) (4%) (6%)

Petróleo Gas natural Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

200 0 200 1 200 2 200 3 200 4 200 5 200 6 200 7 200 8 200 9 201 0 201 1 201 2 201 3

(41)

RESERVAS DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA - Tpc

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

ESTADOS UNIDOS 177,4 304,6 334,1 308,0 330,0 17%

CANADÁ 59,4 70,0 67,8 71,4 71,4 5%

MÉXICO 29,5 12,5 12,7 12,7 12,3 (20%)

TOTAL 266,3 387,1 414,6 392,2 413,7 12%

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA - Gpcd

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 ESTADOS UNIDOS 52,4 58,4 62,7 65,7 66,5 6% CANADÁ 17,6 15,5 15,5 15,1 15,0 (4%) MÉXICO 3,7 5,6 5,6 5,5 5,5 10% TOTAL 73,7 79,4 83,8 86,3 87,0 4%

FACTOR R/P - AÑOS

Estados Unidos Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2014.

Nota: cálculo realizado con reservas probadas.

2000 2010 2011 2012 2013 9 9 22 14 12 6 6 12 13 13 6 6 13 14 15 Canadá México

CONSUMO DE GAS NATURAL EN NORTEAMÉRICA - BILLONES DE m

3

PAÍS 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

ESTADOS UNIDOS 660,7 682,1 693,1 723,0 737,2 3%

CANADÁ 92,7 95,0 100,9 100,3 103,5 3%

MÉXICO 40,9 72,5 76,6 79,6 82,7 19%

TOTAL 794,4 849,6 870,6 902,9 923,5 4%

(42)

(43)

(44)

POZOS A3

TIPO DE CONTRATO 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

ANH - E&P 0 87 109 122 99 4%

ECOPETROL - ASOCIADOS 18 16 12 4 12 (9%)

ECOPETROL - ANH 0 9 5 5 4 (24%)

TOTAL 18 112 126 131 115 1%

EXPLORACIÓN Y RESERVAS

La ANH informó en el Congreso Naturgas 2014 que prevé subastar 97 bloques en la Ronda 2014. Inicialmente se propondrían 89 bloques, 57 convencionales en territorio continental, 13 convencionales costa afuera y 19 no convencionales. En una segunda etapa a mediados del segundo semestre, siendo la novedad de esta ronda, se pondrán a disposición de las grandes compañías exploradoras 8 bloques de gas metano asociado al carbón (Coal bed Methane -CBM-). El Gobierno Nacional informó que tomará medidas para superar los “cuellos de botella” que enfrentan los subsectores de

exploración y explotación de petróleo y gas. El Ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta, expresó en entrevista al diario Portafolio en junio 26 de 2014 “Necesitamos darle un nuevo envión al sector” para lo cual se está trabajando en tres estrategias: fortalecer la Agencia Nacional de Licencias Ambientales -ANLA-, redoblar el

aseguramiento de la infraestructura y buscar una modificación a la ley de regalías.

EVOLUCIÓN POZOS A3

200

100

0

Ejecución

Meta Fuente: ANH.

2010 2011 2012 2013 Avance 280% 97% 95% 87%

ACTIVIDAD EXPLORATORIA

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010 -2013 SÍSMICA - km EQUIVALENTES 1.355 25.965 23.963 18.205 28.529 3% ANH DIRECTO 0 170 0 1.349 9.311 280% OTROS CONTRATANTES 1.355 25.795 23.963 16.856 19.218 (9%)

PRIVADOS BAJO CONTRATO

ANH - E&P 1.169 25.213 23.768 16.516 18.734 (9%)

ECOPETROL CONVENIO ANH 0 196 194 341 485 35%

ECOPETROL DIRECTOS 187 386 0 0 0 (100%)

CONTRATOS FIRMADOS 32 8 76 54 2 (37%)

Fuente: ANH.

(45)

GAS NATURAL EN COLOMBIA: RESERVAS página 43

DISTRIBUCIÓN DE RESERVAS DE GAS NATURAL - Gpc

TIPO 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 PROBADAS 4.539 5.405 5.460 5.720 5.508 1% ECOPETROL 230 2.696 2.743 2.864 2.916 3% OTROS 4.309 2.710 2.717 2.856 2.592 (1%) PROBABLES Y POSIBLES 2.651 1.653 1.160 1.310 900 (18%) TOTAL RESERVAS 7.190 7.058 6.620 7.030 6.408 (3%)

Desde el año 2000, en lo que respecta a las diferentes clasificaciones de reservas de gas natural en Colombia, se observa tendencia a una disminución en las reservas probables y posibles, producto de una mayor reclasificación de estas hacia la categoría de probadas y menor que la incorporación que se obtiene por nuevos hallazgos.

Según el reporte de reservas de Minminas, una de las causas que contribuyó a la disminución del total de reservas de gas en Colombia, en 2013, fue que los mayores campos productores del país no hicieron ningún tipo de revaluaciones de reservas.

Entre las incorporaciones de reservas que se dieron en el último año (0,24 Tpc), sobresalen las del campo de Guama en la cuenca del Valle Inferior del Magdalena -VIM-, del cual se incorporaron 0,12 Tpc a las reservas probadas y 0,8 Tpc a las reservas probables. Otros campos que aportaron nuevas reservas, aun cuando en menor proporción, fueron Cerro Gordo y Tibú (Cuenca Catatumbo), La Casona y Ramiriquí (Llanos Orientales) y Apamate (Cuenca VIM).

RESERVAS DE GAS NATURAL

RESERVAS DE GAS NATURAL - 2013

Probadas Fuente: Ecopetrol, UPME.

2000 37% 63% 23% 77% 18% 82% 19% 81% 14% 86% 2010 2011 2012 2013 Probables y posibles Chuchupa - Ballena Cusiana Cupiagua Pauto Otros campos

26%

18%

27%

11%

18%

Fuente: UPME. Fuente: Ecopetrol, UPME.

(46)

PRODUCCIÓN FISCALIZADA - Gpc

CUENCA 2000 2010 2011 2012 2013* TACC 2010-2013

LLANOS ORIENTALES 973 818 787 775 741 (3%)

LA GUAJIRA 171 251 236 220 216 (5%)

VALLE DEL MAGDALENA 43 68 72 78 82 6%

MEDIO 23 24 27 31 34 12% SUPERIOR 15 20 19 19 18 (2%) INFERIOR 5 24 25 29 30 7% PUTUMAYO 4 4 5 6 8 22% CATATUMBO 2 2 2 2 1 (18%) CUENCAS MENORES 0 0 1 2 3 371% TOTAL Gpc 1.193 1.143 1.102 1.083 1.051 (3%) Mpcd 3.268 3.133 3.020 2.968 2.878

La mayor participación en la producción de gas natural proviene de los campos Cusiana y Cupiagua, ubicados en los Llanos Orientales, y Chuchupa en La Guajira. La producción fiscalizada de gas natural en Colombia entre 2010 y 2014 registra una disminución cercana al 3% promedio anual.

Pese a que la información de 2013 solo incluye el promedio del primer trimestre (las cifras oficiales para el año completo no han sido publicadas a la fecha de redacción de este informe), se puede afirmar que la disminución del gas reinyectado en la cuenca de los Llanos Orientales es la explicación fundamental de la reducción de una cifra cercana a los 200 Gpc.

VARIACIÓN ANUAL DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

PRODUCCIÓN FISCALIZADA

Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía. (*) Cifras promedio de enero a marzo de 2013, por no estar disponibles cifras del año completo.

Ecopetrol Equión Chevron Otras empresas

24%

15%

40%

21%

Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía.

15% 10% 5% 0% (5%) (10%)

PRODUCCIÓN Y SUMINISTRO

Fuente: Acipet, Ministerio de Minas y Energía.

(47)

GAS NATURAL EN COLOMBIA: RESERVAS página 45

Para 2014, el total de la producción comprometida representa 77% del potencial de producción de los campos con declaración de producción, cifra que desciende con el transcurso de los años teniendo como consideración la finalización de contratos y no el incremento de potenciales de producción.

Cabe resaltar que las más importantes cuencas de Colombia revelan una significativa diferencia en su porcentaje de compromiso contractual. Mientras Cusiana y Cupiagua tienen el porcentaje más alto para 2014, 93%, el de Chuchupa y Ballena es 63% de forma conjunta. Un porcentaje intermedio entre estas dos cuencas se aprecia en los demás campos como Gibraltar, Pauto sur y Floreña, con compromisos más cercanos al promedio.

DECLARATORIA DE PRODUCCIÓN - Gbtud

Fuente: Ministerio de Minas y Energía.

Producción comprometida Potencial de producción 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 201 4 2015 201 6 2017 201 8 2019 2020 2021 2022 2023 77% 64% 64% _65% 73% 45% 52% 55% 54%51% % Comprometida/Potencial

DECLARATORIA DE PRODUCCIÓN - Gbtud

CAMPO PODER CALORÍFICO _Btu/pc 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

CHUCHUPA 997 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 453 403 353 308 267 231 196 166 140 115 GAS DE OPERACIÓN 9 9 9 9 9 9 9 9 8 8 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 333 223 235 233 213 105 90 76 64 53 CUSIANA 1.130 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 235 235 231 227 227 226 226 226 332 226 GAS DE OPERACIÓN 41 41 41 41 41 41 41 41 60 41 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 227 169 151 130 187 17 118 144 193 133 CUPIAGUA 1.145 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 240 240 240 240 240 240 240 240 240 240 GAS DE OPERACIÓN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 216 189 187 189 228 221 221 221 219 219 PAUTO SUR 1.130 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 70 70 74 78 78 79 79 79 79 79 GAS DE OPERACIÓN 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 54 43 33 29 32 1 1 0 0 0 BALLENA 997 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 63 53 49 45 42 39 36 33 30 27 GAS DE OPERACIÓN 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 5 3 3 3 3 2 2 1 1 1 FLOREÑA 1.200 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 48 48 48 48 48 48 48 48 48 48 GAS DE OPERACIÓN 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 35 35 35 35 35 35 6 0 0 0 GIBRALTAR 1.080 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 38 38 38 38 38 38 38 38 38 38 GAS DE OPERACIÓN 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 OTROS 1.035 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 175 167 193 181 171 160 154 149 145 133 GAS DE OPERACIÓN 64 60 60 46 43 36 33 29 27 25 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 119 110 108 101 81 62 62 60 56 29 TOTAL 1.069 POTENCIAL DE PRODUCCIÓN 1.321 1.255 1.227 1.166 1.111 1.062 1.018 979 1.052 907 GAS DE OPERACIÓN 133 128 128 114 110 104 101 96 113 92 PRODUCCIÓN COMPROMETIDA 1.022 805 785 755 813 477 532 535 566 467

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SUMINISTRO DE GAS NATURAL - Mpcd

CAMPO/CUENCA 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013

LA GUAJIRA - CONSUMO NACIONAL 466 525 432 417 414 (8%)

LLANOS ORIENTALES 23 232 287 377 479 27% LA CRECIENTE 0 59 58 62 59 0% GIBRALTAR 0 0 0 27 30 100% OTROS 89 54 48 57 108 26% SUBTOTAL Mpcd 578 870 825 940 1.090 8% Gpc 211 318 301 343 398 LA GUAJIRA - EXPORTACIÓN (Mpcd) 0 156 205 186 176 4% TOTAL Mpcd 578 1.026 1.030 1.126 1.267 7% Gpc 211 374 376 411 462

En 2013 se alcanzó una cifra récord de suministro, 1.267 Mpcd, gracias a incrementos en las facilidades de producción de las dos principales cuencas del país, La Guajira y Llanos Orientales (84% del total nacional). El mayor suministro presentado en los Llanos Orientales en el mismo año 2013 es consecuencia de la entrada en operación de la planta de gas en Cupiagua, el 14 de diciembre de 2012, la cual según Ecopetrol en su reporte de hechos relevantes de 2013, generó ventas promedio de 114 Mpcd. Importante subrayar

SUMINISTRO DE GAS NATURAL

VARIACIÓN ANUAL SUMINISTRO DE GAS NATURAL

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

que durante el mes de julio de 2013 se realizaron pruebas de capacidad en esta planta de 210 Mpcd, con resultados satisfactorios.

Para el segundo semestre de 2014, Ecopetrol y Chevron anunciaron que se estima un incremento de 50 Mpcd en la oferta de gas natural en el campo de gas Ballena - Chuchupa, en La Guajira, resultante de inversiones en la optimización de su infraestructura que ascienden a 249 millones de dólares.

La Guajira Casanare Otros 2000 2013 16% 17% 2% 81% 47% 37%

20% 15% 10% 5% 0% (5%) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

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GAS NATURAL EN COLOMBIA: FACTOR R/P página 47

En 2013 se observa una disminución de 3 años en el factor R/P de Colombia, con lo cual llega a 14 años, la más baja cifra de lo que va corrido de este siglo. La caída en el factor R/P es producto de una disminución de las reservas totales de 0,6 Tpc y de un crecimiento de la producción en 140 Mpcd.

Con respecto a este indicador, cabe recordar que fue derogada la norma que limitaba las exportaciones de gas natural cuando

FACTOR R/P

CONCEPTO 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 RESERVAS Tpc 4,5 5,4 5,5 5,7 5,5 1% PROBADAS Gpc 4.539 5.405 5.460 5.720 5.508 RESERVAS Tpc 7,2 7,1 6,6 7,0 6,4 (3%) TOTALES Gpc 7.190 7.058 6.620 7.030 6.408 PRODUCCIÓN Gpc 211 374 376 411 462 7% Mpcd 578 1.026 1.030 1.126 1.267 FACTOR R/P PROBADAS 21,5 14,4 14,5 13,9 11,9 (10%) AÑOS TOTALES 34,1 18,8 17,6 17,1 13,9

FACTOR R/P (RESERVAS TOTALES - AÑOS)

VARIACIÓN ANUAL FACTOR R/P

Fuente: Ecopetrol, UPME.

Nota: el concepto de producción refleja las cifras de suministro de gas natural.

el factor R/P fuera menor de 7 años, siendo el Indicador de Abastecimiento de gas natural -IA-, establecido en la Resolución Minminas 181704 de 2011, el que rige hoy por hoy las limitaciones para productores, productores - comercializadores y agentes exportadores, respecto a la libre disposición de gas natural para exportación cuando se considere comprometido el abastecimiento de la demanda nacional para consumo interno.

34 34 33 29 32 ₂₈ 25 26 23 23 19 18 17 14

Nota: el concepto de producción reeja las cifras de suministro de gas natural.

15% 10% 5% 0% (5%) (10%) (15%) (20%)

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GAS TRANSPORTADO - Mpcd

EMPRESA 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-013

INTERIOR DEL PAÍS 211 524 527 558 604 5%

COINOGAS 0 3 3 3 5 11% PROGASUR 3 14 16 17 25 21% PROMIORIENTE * 9 12 13 34 28 33% TGI 178 422 420 422 454 2% TRANSMETANO 5 37 41 45 46 7% TRANSOCCIDENTE 15 36 34 36 47 10%

COSTA CARIBE - PROMIGAS 359 390 345 337 365 (2%)

TOTAL 569 915 872 895 969 2%

VOLÚMENES DE GAS TRANSPORTADO

TRANSPORTE DE GAS POR GASODUCTOS

En 2013 se obtuvo un máximo histórico de volumen de gas transportado en el país, 969 Mpcd, superando en 54 Mpcd la cantidad máxima anterior alcanzada en 2010. Esta cifra demuestra un repunte interesante en este rubro, aún más, si se tiene en cuenta que este último año no se puede considerar de afectación del fenómeno climatológico de El Niño, como sí lo fue 2010, año en que se incrementó el gas transportado por su uso en las termoeléctricas.

A finales de octubre de 2013 concluyó el proceso de adquisición de Transgastol por parte de Progasur, integración que se dio a través de una compraventa de acciones que fue autorizada por la Superintendencia de Industria y Comercio -SIC- a comienzos de 2010. Sin embargo, solo durante 2013 Progasur asumió la operación de Transgastol a nombre propio.

GAS TRANSPORTADO

VARIACIÓN ANUAL VOLUMEN DE GAS

TRANSPORTADO EN COLOMBIA

Fuente: empresas del sector. Nota: las empresas Progasur y TGI contienen las cifras de Transgastol y Transcogas. * Anteriormente Transoriente. 2013 2012 2011 2010 2000

Interior del país Costa Caribe

62% 38% 62% 38% 60% 40% 57% 43% 37% 63% 50% 40% 30% 20% 10% 0 (10%) (20%) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Fuente: empresas del sector, Promigas.

Interior del país Costa Caribe Fuente: empresas del sector.

Nota: las empresas Progasur y TGI contienen las cifras de Transgastol y Transcogas. * Anteriormente Transoriente.

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GAS NATURAL EN COLOMBIA: TRANSPORTE DE GAS POR GASODUCTOS página 49

LONGITUD DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE

El periodo 2010 - 2013 fue de transición para la red de gasoductos del país, solo Promioriente con el ingreso de su gasoducto Gibraltar - Bucaramanga (171 km),

Transmetano y su gasoducto Ramal a Oriente (40 km) y Progasur con el gasoducto Sardinata - Cúcuta (68 km), fueron las transportadoras que en este lapso aportaron al crecimiento de la red nacional.

Vale recordar que en parte de este tiempo se estuvo a la espera de que saliera la normatividad para la remuneración de las inversiones en transporte de gas, situación que de alguna manera ocasionó retrasos en el inicio de algunos proyectos.

SISTEMA NACIONAL DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

RED DE GASODUCTOS - km

EMPRESA 2000 2010 2011 2012 2013 TACC 2010-2013 COINOGAS 0 18 17 17 17 (0,3%) PROGASUR * 50 273 273 339 346 8% PROMIGAS 1.327 2.363 2.363 2.367 2.367 0% PROMIORIENTE 59 157 333 333 333 28% TGI * 3.653 4.386 4.386 4.386 4.386 0% TRANSMETANO 149 149 189 189 189 8% TRANSOCCIDENTE 11 11 11 11 11 0% TOTAL 5.249 7.356 7.572 7.643 7.649 1,3%

Fuente: resoluciones CREG, empresas del sector, Promigas.

* Los km de gasoductos de TGI y Progasur incluyen los km de Transcogas y Transgastol.

4 6 7 1 ₅ 6 6 7 7 3 7 6 2 Fuente: Ecopetrol. 1 PROMIORIENTE 2 TRANSMETANO 3 TRANSOCCIDENTE 4 PROMIGAS 7 PROGASUR 5 COINOGAS