Gas Natural en Colombia - Gas e.s.p.

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Fernando Guerrero Suárez, Fernando Llano Camacho

GAS NATURAL EN COLOMBIA - GAS e.s.p.

Estudios Gerenciales, núm. 87, abril-junio, 2003, pp. 115-146,

Universidad ICESI

Colombia

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Estudios Gerenciales,

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115ESTUDIOSGERENCIALES

FERNANDO GUERRERO SUÁREZ

FERNANDO LLANO CAMACHO

Fecha de recepción: 6-12-2002 Fecha de aceptación: 30-4-2003

GAS NATURAL EN COLOMBIA- GAS e.s.p.*

HISTORIAEl gas natural es hoy en día una fuen-te de energía que circula bajo el suelode la mayor parte de las ciudades delmundo civilizado; aporta comodidaddoméstica y provee a la industria dela energía que necesita. Paradójica-mente, el gas natural que ahora lla-mamos «la energía del futuro» es co-nocido por la humanidad hace milesde años. Los hombres primitivos ob-servaban las llamaradas que se pro-ducían en los pantanos cuando caíaun rayo. Desde entonces, el tercer es-tado de la materia, el gaseoso, no hadejado de inspirar curiosidad y temor,por lo misterioso e intangible de sunaturaleza. Los primeros descubri-mientos de yacimientos de gas natu-ral fueron hechos en Irán entre losaños 6000 y 2000 a.C. Estos yacimien-

tos de gas, probablemente encendidospor primera vez mediante algún re-lámpago, sirvieron para alimentar los«fuegos eternos» de los adoradores delfuego de la antigua Persia. Tambiénse menciona el uso del gas natural enChina hacia el 900 a.C. Precisamen-te en China se reporta la perforacióndel primer pozo conocido de gas na-tural, de 150 metros de profundidad,en el 211 a.C. Los chinos perforabansus pozos con varas de bambú y pri-mitivas brocas de percusión, con elpropósito expreso de buscar gas enyacimientos de caliza. Quemaban elgas para secar las rocas de sal queencontraban entre las capas de cali-za. En el siglo VII en Japón se descu-brió la existencia de un pozo de gas.Las civilizaciones griega y romana,así como la Edad Media, conocieron

Gas natural en Colombia - GAS e.s.p.*

* Este caso fue preparado en la Universidad ICESI, como trabajo de grado en el programa de posgrado en laEspecialización en Administración de Empresas. El asesor del caso fue el doctor Francisco VelásquezVásquez. Es propiedad de la Universidad ICESI.

116 ESTUDIOSGERENCIALES No. 87 • Abril - Junio de 2003

los efectos de la combustión del gas.En el siglo XVI Paracelso, alquimistay médico suizo, produjo por primeravez gas combustible (hidrógeno) porcontacto de ácidos con metales y lollamó «espíritu salvaje»; Juan Bau-tista van Helmot lo denominó «ghost»(fantasma, espíritu) de donde se de-rivó, por deformación de esta palabra,el nombre de «gas». En el siglo XVIIRobert Boyle, químico y físico irlan-dés, obtuvo vapor de agua, alquitrángas por destilación o carbonización dela hulla. Así mismo, en Gran Breta-ña, William Murdock consiguió en

1792 alumbrar con gas su casa y sustalleres. El gas lo obtenía en una re-torta vertical de hierro estañado y seconducía por tubería a unos veintemetros de distancia. En 1797 se ins-taló luz, a partir del gas, en la Aveni-da Pall Mall de Londres, y a partirde entonces se desarrolló rápidamen-te la industria del gas en Inglaterra.En Alemania, Guillermo AugustoLampidus, farmacéutico y químico,alumbró en 1811 con gas un sectorde Freiberg en donde era profesor dequímica en la escuela de minas.

También en Alemania, en 1828, sealumbraron las calles de Dresden enun gran acontecimiento, en presen-cia del Rey de Sajonia. Gracias alaporte del austriaco Carl Auer (conel mechero que lleva su nombre), apartir de 1895, el gas de alumbradoadquirió gran importancia en las

principales ciudades del mundo. Suaplicación como fuente de luz y calorse desarrolló aceleradamente por sufacilidad de transporte por tuberíasy la sencillez de la regulación y con-trol de la llama, en una época en queno existía la electricidad.


De acuerdo con lo anterior, en prin-cipio el gas que comenzó a utilizarseen las ciudades europeas fue de ori-gen manufacturado, obtenido de ladestilación o carbonización de la hu-lla. Este gas preparó el camino tec-nológico a la posterior utilización delgas natural. Los Estados Unidos fue-ron los pioneros de la exploración yexplotación del gas natural. En 1821,los habitantes de Fredonia (cerca deNueva York), hicieron un pozo denueve metros de profundidad y con-dujeron el gas por tuberías de made-ra y de plomo a varias casas para sualumbrado. A lo largo del siglo XIX,el uso del gas natural permaneció lo-calizado porque no había forma detransportar grandes cantidades degas a través de largas distancias, ra-zón por la que el gas natural se man-tuvo desplazado del desarrollo indus-trial por el carbón y el petróleo. A co-mienzos de 1900 el gas manufactu-

rado es implementado en Argentina,país con mayor historial en Latino-américa en este tema. A partir de1930 comenzaron a explotarse en losEstados Unidos los yacimientos degas, independientemente de los petro-líferos. Hasta entonces el gas natu-ral que acompañaba el petróleo eraquemado o reinyectado en los pozospara mantener la presión de extrac-ción del petróleo. Un importanteavance en la tecnología del transpor-te del gas ocurrió en 1890, con la in-vención de las uniones a prueba defiltraciones. Sin embargo, como losmateriales y técnicas de construcciónpermanecían difíciles de manejar, nose podía llegar con gas natural másallá de 160 kilómetros de su fuente.Por tal razón, la mayor parte del gasasociado se quemaba en antorchas yel no asociado se dejaba en la tierra.El transporte de gas por largas dis-tancias se hizo practicable a fines dela segunda década del siglo XX por unmayor avance de la tecnología de tu-berías. En Estados Unidos, entre1927 y 1931 se construyeron más dediez grandes sistemas de transmisiónde gas. Cada uno de estos sistemasse construyó con tuberías de unos 51centímetros de diámetro y en distan-cias de más de 320 kilómetros. Des-pués de la Segunda Guerra Mundialse construyeron más sistemas demayores longitudes y diámetros. Sehizo posible la construcción de tube-rías de 142 centímetros de diámetro.Pero el gran auge en la historia delgas natural no llega, prácticamente,hasta 1960. Entonces los grandesdescubrimientos y la explotación deimportantes yacimientos en diferen-tes partes del mundo, especialmenteen Europa Occidental, Rusia y nortede África, dan progresivamente una



auténtica dimensión mundial a laindustria del gas natural.

FORMACIÓNEn la tierra, hace millones de años,capas sucesivas de microorganismos,mezcladas con partículas arenosas yarcillosas y restos de organismos ve-getales y animales, terminaron porconstituir una masa sólida ( la rocamadre) en la cual, a través de un pro-ceso anaeróbico de descomposiciónextremadamente lento, de las grasasy proteínas de los organismos vivos,empezaron a formarse el petróleo yel gas natural. El gas natural y elpetróleo que se formaron, cuyas pro-

porciones dependen de las presionesy temperaturas (generalmente altí-simas) a que estuvieran sometidos,ascendieron entre las capas de terre-no permeable (poroso como las espon-jas), hasta que quedaban atrapadosbajo una cúpula de terreno imper-meable o contra una falla o hendidu-ra rocosa. Así, al acumularse, se for-maron los yacimientos, es decir, lasbolsas o reservas que se van descu-briendo hoy en día. El gas, menospesado, ocupa la parte superior de lacavidad, el petróleo la parte interme-dia y en la parte baja normalmentese encuentra agua salada.


Participación del gas natural en la matriz energética dealgunos países de América, durante 1997

PANORAMA MUNDIALDEL GAS NATURAL

Dadas las ventajas medioambienta-les y operacionales del gas natural,su utilización en el mundo entero haido aumentando año a año. Es así

como su participación en la matrizenergética mundial ha crecido consi-derablemente en el último tiempo, ob-teniendo una participación del 30%para 1999. La matriz energética mun-dial da cuenta de los distintos ener-géticos utilizados como tales.

40%

30%

20%

10%

0%1975 1994 1999

9%

23%

30%

52.8%

29.7% 26.6% 24.9%20.6%

9.8%4.3%

52.9%

60%

45%

30%

15%

0%

Vene

zuela

Argen

tina

Canad

á

USAM

éxico

Colom

bia

Chíle

Brasil


Fuente: Elaboración INNERGY con datos del BP Statistical Review of WorldEnergy, 1998


Los mayores países consumidores degas natural en 1997 eran EstadosUnidos y Rusia, con un 28,8% y 15%,

Argentina34%

Otros13%

Venezuela35%

Colombia7%

Chile3%

Brasil8%

35.0

30.0

25.0

20.0

15.0

10.0

5.0

0.0

Bill

ones

de

m3

1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

ArgentinaColombia

BrasilVenezuela

ChileOtros

Distribución del consumo latinoamericano de gas naturaldurante 1998

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 1999

respectivamente, del consumo mun-dial total.

Evolución del consumo latinoamericano de gas naturaldurante el período 1988-1998

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 1999


Reservas mundiales de gas natural

Producción mundial de gas natural

Total: 155.176 (10 9M3)

Europe3.1%

Former USSR36.2%

North America4.3%

Middle East36.0%

Asia & Australasia7.9%

Africa7.2%

Latin America &Caribbean

5.2%

Europe11.6%

Former USSR26.9%

North America28.9%

Middle East9.1%

Asia & Australasia11.1%

Africa4.9

Latin America &Caribbean

7.5%

Total: 2.517.381 (10 6m3)



Reservas y producción de gas natural (América Latina)

Gas natural 2001

Reservasprobadas Producción R/P

País 109m3 106m3 AñosArgentina 763.5 42.718.6 17.9Barbados 0.2 32.2 6.2Bolivia 774.8 7.074.8 109.5Brasil 219.8 12.098.2 18.2Colombia 213.0 8.497.0 25.1Costa Rica 0.0 0.0Cuba 0.0 594.6 0.0Chile 0.0 2.582.2 0.0Ecuador 28.5 1.038.3 27.4El Salvador 0.0 0.0Grenada 0.0 0.0Guatemala 0.6 0.0Guyana 0.0 0.0Haití 0.0 0.0Honduras 0.0 0.0Jamaica 0.0 0.0México 1.102.9 56.907.6 19.4Nicaragua 0.0 0.0Panamá 0.0 0.0Paraguay 0.0 0.0Perú 245.1 1.960.6 125.0República Dominicana 0.0 0.0Suriname 0.0 0.0Trinidad & Tobago 557.1 16.495.7 33.8Uruguay 0.0 0.0Venezuela 4.200.0 38.280.9 109.7Total Regional 8.105.6 188.280.7 43.1


GAS NATURAL EN COLOMBIA

Reseña histórica

La utilización del gas natural en Co-lombia se remonta al descubrimien-to de los campos de Santander. Conexcepción de los campos de gas libre,el gas asociado fue considerado en elpaís como un subproducto de la ex-plotación del crudo, y era quemadoen las teas (un tipo de antorcha) delos campos petroleros. Desde 1961, laconciencia sobre el valor del gas seempieza a plasmar en la legislación,y es por primera vez a través de laLey 10 de 1961, que se prohíbe de for-ma explícita su quema, posteriormen-te se ratifica mediante el decreto 1873de 1973.

En 1973 se inicia la construcción enla Costa Atlántica del primer ga-soducto para atender las necesidadesdel sector industrial para esa zona delpaís, extendiéndose a todos sus de-partamentos. Con el objeto de susti-tuir energéticos de alto costo, en 1986se estableció el primer plan nacionalde uso general del gas natural, lla-mado «Programa de gas para el cam-bio». El bajo volumen de reservas deesa época y la coyuntura en que sedesenvolvían los energéticos, los cua-les estaban subsidiados, limitaron eldesarrollo de este plan.

En 1990 surge una vez más la nece-sidad de crear la cultura del gas. Conel documento oficial «Lineamientosdel cambio», se da pie para que seadelanten una serie de estudios, loscuales confirman los beneficios eco-nómicos que se derivarían para elpaís a partir de la utilización de estecombustible.

Hacia finales de 1991, el CONPESaprobó el programa para la masifica-

ción del consumo de gas, con baseen el estudio que había adelantadoen cooperación con la ComunidadEconómica Europea, en el cual seidentificaron los principales proyec-tos del plan de masificación del gas.En este documento el CONPES esbo-zó una política macroeconómica yenergética integral, en la que se es-tablecieron las facilidades para losparticulares en la construcción degasoductos troncales, mediante elesquema de concesión. Igualmentese presentó la posibilidad de la dis-tribución a cargo de empresas pri-vadas o mixtas.

La entonces Comisión Nacional deEnergía aprobó, en mayo de 1992, elsistema de transporte de gas, sepa-rándolo en troncal, subsistemas ydistribución, para garantizar un su-ministro adecuado a los futuros usua-rios. En 1993, se elaboró el documen-to Minminas Ecopetrol DNP-2646-UINF-DIMEN, a través del cual se ex-presó nuevamente la necesidad depromocionar una matriz energéticamás eficiente y conveniente para elpaís, mediante sustitución de ener-géticos de alto costo. En el mismo añose expidió el Decreto 408 de marzo3, en el cual el CONPES aprobó lasestrategas para el desarrollo del PlanGas, que contemplaban la conforma-ción de un sistema de transporte degas natural, donde Ecopetrol ejerce-ría, directamente o por contrato, laconstrucción de los gasoductos utili-zando esquemas de BOMT (siglas eninglés del esquema de financiaciónen donde un inversionista privadoConstruye (B), Opera (O), Mantiene(M) y Transfiere (T o similares), paraconectar los campos de produccióncon los centros de consumo en el país.



La Ley de Servicios Públicos (142/94)estableció el marco normativo y tari-fario, designando a los entes respec-tivos para garantizar la penetracióndel gas natural.

Se vio también la necesidad de crearun sistema de transporte de gas in-dependiente de los productores, co-mercializadores y distribuidores, quegarantizase el acceso abierto en igual-dad de condiciones a todos los usua-rios. Así se llegó, después de variosaños de debate, a la creación de laEmpresa Colombiana de Gas, Ecogás,el 20 de agosto de 1997, como unaEmpresa Industrial y Comercial delEstado, con autonomía presupuestaly administrativa, cuya misión es ad-ministrar y controlar, operar y explo-tar comercialmente los sistemas degasoductos en el interior del país.

Con estas políticas, la masificacióndel uso del gas se hace una realidadque permitirá modificar el patrón deconsumo de todos los sectores y esta-blecer una oferta adecuada de ener-gía. Es así como por motivos de inte-rés social y con el fin de que la cober-tura de los servicios públicos se pue-da extender a personas de menoresingresos, la Ley 142 de 1994 facultaal Ministerio de Minas y Energía(MME) para conformar áreas de ser-vicio exclusivo para la distribucióndomiciliaria de gas combustible y sus-cribir contratos de concesión especialen los que se incluyen cláusulas deexclusividad que establecen que nin-guna otra empresa podrá prestar elservicio de distribución en esa área.

El Ministerio de Minas y Energía(MME), mediante invitación públicanúmero 01 de 1996, convoca a pre-sentar propuestas para celebrar con-trato de concesión especial para pres-

tar, con exclusividad, el servicio pú-blico de distribución domiciliaria degas natural por red física o tuberíaen los municipios del área denomina-da «Área del V alle del Cauca».

GAS e.s.p.Historia

Es una compañía de naturaleza mer-cantil, privada, de nacionalidad co-lombiana, constituida el 6 de mayode 1997, por escritura pública núme-ro 2060 de la Notaría 55 del círculode Bogotá, con un período de dura-ción indefinido.

Su objeto social es la compra, venta,almacenamiento, transporte, envase,distribución y comercialización delgas natural o cualquier otro combus-tible, así como hidrocarburos o susderivados en todas sus formas, entodo el territorio nacional o el extran-jero.

En cumplimiento de su objeto desa-rrollará entre otras las funciones deconstruir y operar gasoductos, redesde distribución, estaciones de regu-lación, medición o compresión y engeneral cualquier obra necesaria parael manejo, distribución y comerciali-zación de gases combustibles en cual-quier estado.

La compañía tiene su domicilio enPalmira, departamento del Valle delCauca, república de Colombia. Lasociedad se constituyó con un capitalautorizado de 500 millones de pesosen la ciudad de Santafé de Bogotá,Distrito Capital, Departamento deCundinamarca, República de Colom-bia en la Notaría 53 de Santafé deBogotá, mediante escritura públicaNo. 1236. El valor nominal por acciónes de $100.


El 30 de octubre de 1997, en la ciu-dad de Santafé de Bogotá, medianteescritura pública No. 2365 la socie-dad reformó el artículo quinto de losestatutos sociales contenidos en laescritura No. 1236. Se autorizó uncapital de seis mil millones de pesos,representados en acciones de un va-lor nominal de $100 cada una.

El 31 de mayo de 1999, en la ciudadde Santafé de Bogotá, mediante es-

critura pública No. 4576 la sociedadreformó el artículo quinto de los esta-tutos sociales contenidos en la escri-tura No. 1236. Se autorizó un capitalde seis mil ochocientos cincuenta mi-llones de pesos, representados en ac-ciones de un valor nominal de $100cada una.

Al 31 de diciembre de 2000 la socie-dad presentaba la siguiente composi-ción accionaria:

Accionista Capital pagado No. de acciones %

Gassurti S.A E.S.P. 2.312.560.000 23.125.600 33,76

Colnagas S.A. E.S.P. 1.601.530.000 16.015.300 23,38

Natural S.A. E.S.P. 1.174.090.000 11.740.900 17,14

Gaspri S.A. 880.910.000 8.809.100 12,86

Gas Oriente 880.910.000 8.809.100 12,86

La empresa inició operaciones en elmunicipio de Guacarí con nueveusuarios residenciales conectados. Alfinalizar 1997 se anillaron 1.770 vi-viendas, en 1998 se anillaron 14.999viviendas y se conectaron 4.931 usua-rios, en 1999 se anillaron 10.653 vi-viendas y se conectaron 5.095 usua-rios, en 2000 se anillaron 46.981 vi-viendas y se conectaron 15.073 usua-rios, durante 2001 se anillaron53.339 y se conectaron 32.692 usua-rios. Hasta el 31 de septiembre de2002, se han anillado 27.440 vivien-das y se han conectado 26.446 usua-rios nuevos. La totalidad de los mu-nicipios incluidos en la concesiónhasta la fecha están en servicio y es-tos son: Guacarí, Buga, Tuluá, Pra-dera, Yumbo, El Cerrito, Jamundí,Andalucía, Ginebra, Candelaria, Pal-mira, Cartago, Sevilla, Zarzal, Cai-cedonia, Bugalagrande, Anserma-

nuevo, Florida, Obando, San Pedro,La Unión, La Victoria y Roldanillo.

Tarifas de cobro

Las tarifas de cobro del consumo degas natural se deben aplicar cum-pliendo con las disposiciones vigen-tes sobre el régimen tarifario, e igua-les a las contenidas en la oferta pre-sentada al Ministerio de Minas yEnergía (MME). Se debe mantenerindemne dicho Ministerio ante cual-quier reclamación y asegurar los bie-nes afectos a la prestación del servi-cio. El control del cumplimiento delcontrato de concesión se realizará através de las autoridades competen-tes, principalmente el Ministerio deMinas y Energía (MME), la Super-intendencia de Servicios PúblicosDomiciliarios (SSP) y la Comisión deRegulación de Energía y Gas(CREG).



Contrato de concesión

La Nación, por resolución No. 80640del 11 de abril de 1997, adjudicó me-diante contrato, la concesión exclusi-va a GAS e.s.p. por el término de 17años a partir del 9 de mayo de 1997,para prestar el servicio público detransporte, distribución y comercia-lización del gas líquido propano (GLP)y gas natural por propanoductos ygasoductos en el área denominada«Área del V alle del Cauca» , pres-tación que comprende la construc-ción, operación y mantenimiento desus tuberías y equipos, incluyendo lasacometidas de su propiedad paracada uno de los inmuebles con gas enlos 23 municipios que conforman laconcesión. El término de duración deexclusividad (distribución y/o comer-cialización a los usuarios regulados)es hasta el día 30 de junio de 2014,fecha después de la cual la empresapodrá continuar prestando el servicio.

GAS e.s.p. tiene propiedad plenasobre las redes que adquiera o cons-truya; una vez terminado el contratode concesión mantendrá dicha propie-dad y no habrá lugar a la reversiónde los bienes a favor del Estado. Elcontrato de concesión del área exclu-siva del Valle del Cauca entre GASe.s.p. y el Ministerio de Minas yEnergía (MME) garantiza el equili-brio económico de GAS e.s.p. duran-te su duración, siempre y cuando semantengan los términos de referen-cia estipulados en este, como son: ca-pacidad, tarifas, entregas de gas ga-rantizadas que eviten el riesgo demultas por parte de los clientes.

ANÁLISIS COMPETITIVODE GAS e.s.p.

Proveedores de entrada clavesEcopetrol: Entidad del Estado con

carácter monopólico, encargada degarantizar el suministro de gas na-tural; con este fin se ha asociado conempresas multinacionales comoTexas Company (Texaco), British Pe-troleum (BP), Petrotesting, Petro-bras, entre otras, para la exploracióny explotación de los yacimientos depetróleo y gas natural. En Colombia,los yacimientos más grandes de gasnatural se encuentran ubicados en laCosta Atlántica, específicamente enla Guajira, y son denominados Balle-nas, Chuchupa A y Chuchupa B. Es-tos yacimientos tienen una reservaestimada de suministro de gas natu-ral para el país de 23 años. La tarifadel suministro del gas natural (Gt)está regida por la Resolución 039 de1975 (Se puede consultar enwww.ecopetrol.com.co).

Ecogás: Empresa del Gobierno, tam-bién con carácter monopólico, encar-gada del transporte del gas naturaldesde la Costa Atlántica hasta el in-terior del país, comenzando en laGuajira y terminando en Yumbo, Va-lle del Cauca (Consultarwww.ecogas.com.co). A lo largo de estetrayecto existen ramales de distribu-ción para atender las diferentes zo-nas geográficas del país. La tarifa detransporte de gas natural (Tt) estádeterminada por la resolución CREG(Comisión Reguladora de Energía yGas) 057 de 1996 (Se puede consul-tar en www.creg.gov.co) y ésta es pro-porcional a la distancia que deba re-correr el gas natural para su entregafinal.

Empresas en otras industriasque ofrecen productos susti-tutos

Ecopetrol. Además de suministrargas natural, ofrece también los si-


guientes combustibles alternos, pro-ducto de la refinación del petróleo:

• Fuel Oil (crudo de baja calidad).

• GLP (gas licuado del petróleo),mal llamado gas propano.

• Diesel, en Colombia denominadoACPM (aceite combustible paramotores).

• Queroseno (crudo de baja calidad,pero mejor que el fuel oil).

• Gasolinas corriente y extra.

Epsa. Empresa de Energía del Pací-fico, dedicada a la distribución deenergía eléctrica en el suroccidentecolombiano. Propietaria de la termo-eléctrica Termovalle.

Emcali. Propietaria de la Termoeléc-trica-Termoemcali.

Minas de carbón. Ofrece carbón,sobre todo del área cundiboyacense yde Antioquia.

Compradores

Sector residencial: Corresponde alas compras de gas natural en las re-sidencias de las familias de los mu-nicipios del Valle del Cauca (sin in-cluir la ciudad de Cali, pues por con-cesión del Gobierno es atendida porotra empresa distribuidora de gasnatural). Este mercado tiene un esti-mado de 180.000 viviendas potencia-les, de las cuales actualmente GASe.s.p. tiene 89.000, con un promediode consumo mensual de 18 m3 porvivienda. Alrededor del 95% de estapoblación corresponde a los estratos1, 2 y 3.

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

1997

7 4.954 10.126 25.263 57.791 94.791

1998 1999 2000 2001 2002

AÑO

Nº VIVIENDASCONECTADAS

Nº

VIV

IEN

DA

S C

ON

EC

TAD

AS

CONEXIONES DE VIVIENDAS

16.00014.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000

01997

312 1.895 3.248 8.366 13.7230

AÑO

1998 1999 2000 2001 2002

CONSUMO DE GAS

Miles de m3

Mile

s de

m3



Sector comercial: Corresponde alos establecimientos que presentanun consumo superior al residencial yhasta un máximo de 30 m3/hora. Estesector está representado en su ma-

yoría por restaurantes, panaderías ylocales de comidas rápidas. Este mer-cado muestra un estimado de 8.000establecimientos potenciales, de loscuales GAS e.s.p. tiene 900.

1997

2.500

2.000

1.500

1.000

500

-

-

1998 1999 2000 2001 2002

160

AÑO

315 596 1.368 2.057

CONSUMO DE GAS

Mile

s de

m3

Miles de m3

Sector industrial: Corresponde alas empresas que tienen un consumosuperior al comercial y sin un topemáximo del mismo. Este sector estárepresentado por la industria pape-lera, alimenticia, química, vidrios,grasas y de llantas, principalmente.El sector está dividido en regulados(empresas que consuman hasta300.000 pie3/día (8.500 m3/día)) y quesólo pueden ser atendidas por GASe.s.p. hasta el 31 de diciembre de2004, a partir de allí el rango baja a100.000 pie3/día (2.830 m3/día). Las

empresas no reguladas son aquellasque presentan consumos por encimade los valores establecidos anterior-mente. Dichas empresas pueden seratendidas por otras compañías distri-buidoras y/o comercializadoras de gasnatural. El mercado está segmenta-do por rangos de consumo. El consu-mo de gas natural de este sector esde 13’500.000 pie3/día (382.300 m3/día) que equivalen al 89% de las ven-tas de gas natural de GAS e.s.p. Elpotencial del sector es de 25’000.000pie3/día (708.000 m3/día). En cuanto


a la cantidad de empresas conecta-das es de 72, de un potencial de 200.Los usuarios no regulados represen-

tan el 79% del consumo del sector in-dustrial.

Nº

Com

erci

ales

cone

ctad

as

25

20

15

10

5

-1997

AÑO

1998 1999 2000 2001 2002

7- 21 9 19 16Nº Industriasconectadas

CONEXIONES DE INDUSTRIAS

Mile

s de

m3

Miles de m3

1997

- 2.265 9.328 13.855 62.366 136.15

1998 1999 2000 2001 2002

160.000140.000120.000100.000

80.00060.00040.00020.000

-

CONSUMO DE GAS EN INDUSTRIAS

AÑO

Nuevos integrantes potenciales

Empresas distribuidoras de gasnatural: Tienen la posibilidad dedistribuir y/o comercializar el gasnatural a los usuarios no reguladosen la zona de influencia de GASe.s.p.

Empresas comercializadoras degas natural: Tienen la posibilidadde comercializar el gas natural a losusuarios no regulados en la zona deinfluencia de GAS e.s.p.

Competidores

Comercializadores de carbón:Empresas dedicadas a comercializarel carbón, ofreciendo paquetes inte-grales; equipos y combustible con pre-cios atractivos, como se muestra enla canasta energética (Ver Anexo 1).

Comercializadores y/o distribui-dores de gas natural: Descritoanteriormente.

Comercializadores de fuel oil,diesel y queroseno: Empresas de-



dicadas a almacenar, distribuir y co-mercializar el fuel oil en el Valle delCauca.

Comercializadores de GLP: Em-presas dedicadas a almacenar, distri-buir y comercializar el GLP en el Va-lle del Cauca.

PROBLEMÁTICA DE GAS e.s.p.La cadena de valor de la industria delgas natural en Colombia es la si-guiente:

Gas en boca de pozo: Es el gas enel yacimiento, el cual es manejado porEcopetrol y sus socios internaciona-les como la BP, la Texas y Petrotes-ting, entre otros. Este gas tiene uncosto, según resolución 039 de 1975,de US$1.96/MMBTU puesto en Ba-rrancabermeja (ver página web deEcopetrol). En la actualidad, su cos-to representa el 54% de la tarifa degas para el usuario. Los yacimientoscon mayores reservas son los de laGuajira; Chuchupa A, Chuchupa B yBallenas. Estos tienen el 80% de lasreservas actuales del país, entregan-do un panorama de abastecimientodurante los próximos 23 años. Exis-te gas natural asociado en Cusiana,el cual podría entregar alrededor de240 millones de pie3/día, pero se tie-ne estimado que entraría a operar acomienzos de 2005 y muy posible-mente pueda hacer una entrega par-cial de 40 millones de pie3/día a co-mienzos de 2003.

Transporte de gas: Es toda la rednacional de gasoductos que permitellevar el gas a las distintas ciudadesy municipios en las diferentes regio-nes del país. En las afueras de cadamunicipio ubican unas estaciones«City Gate» o «Puerta de Ciudad»donde filtran el gas, le bajan la pre-

sión y lo miden; este es el punto deentrega para las empresas distribui-doras y/o comercializadoras Se des-tacan dos sistemas: el de la CostaAtlántica, que es manejado por Pro-migás y entrega en la actualidad el70% del volumen del gas consumidoa nivel nacional y el del interior quees manejado por Ecogás que entregael 30% restante (Ver Anexo 2). Parael suroccidente colombiano la tarifade transporte es alrededor del 29%de la tarifa de gas para el usuario.Es importante destacar que el tramoBallenas-Barranca es una tubería de18" de diámetro con capacidad detransportar 150 MM de pies cúbicos/día, la cual representa un cuello debotella para los volúmenes que se tie-nen que entregar en el interior delpaís. En este instante se tiene un dé-ficit de aproximadamente 80 millonesde pie3/día, de los cuales GAS e.s.p.requiere alrededor de 7 millones depie3/día para suplir las necesidadesinmediatas de sus clientes en la mo-dalidad de gas en firme.

Ecogás en su sistema de transporteatiende con gas natural a seis termo-eléctricas que son «despachadas» (ini-cian operación) de acuerdo con lasnecesidades de energía eléctrica delpaís, esto a su vez depende del «Fe-nómeno del Niño» (nivel de las hidro-eléctricas) y atentados terroristas alas torres de energía. La prioridad de«despacho» depende de la eficienciade cada termoeléctrica, siendo lasprimeras en despacharse las más efi-cientes.

El contrato de las termoeléctricas conEcopetrol (gas en boca de pozo) es gasde modalidad en firme y con Ecogásel transporte es gas en firme, por loque las termoeléctricas cuando no


están generando y aunque no consu-man el gas lo deben pagar a sus pro-veedores, esto quiere decir, que aun-que la capacidad total del gasoductoBallenas-Barranca está contratada,no siempre se utiliza en su máximacapacidad. Cuando las termoeléctri-cas no están operando hay un gas dis-ponible que no es utilizado por ellas,por lo que en este caso se origina elconcepto de gas interrumpible, quees el gas que puede ser entregado alas diferentes empresas distribuido-ras y/o comercializadores del interiordel país, siempre y cuando las termo-eléctricas no sean despachadas. Seráinterrumpido el transporte respecti-vo, una vez se tenga necesidad de laoperación de las termoeléctricas. Elcosto del transporte del gas interrum-pible puede ser el 50% con respectoal transporte del gas en firme. Lamodalidad de gas en firme garantizala entrega del gas al cliente durantetodo el tiempo contratado con él y laúnica forma que puede ser interrum-pido es en casos de «fuerza mayor ocasos fortuitos» (huelgas, ataques te-rroristas, terremotos, entre otros se-ñalados por la ley colombiana).

Distribución de gas: En el paísexisten más de quince empresas dis-tribuidoras de gas natural, cada unade ellas debe disponer de un sistemade tuberías para tomar el gas de lasCity Gate y entregarlo a los consu-midores finales. Se destacan comomercados objetivos los sectores resi-dencial, comercial, industrial, y el gascomprimido para vehículos (GNCV).

En el caso de GAS e.s.p. , el consu-mo actual es de 15’000.000 pie3/día,de los cuales se tiene contratado conlos usuarios 12’300.000 pie3/día enfirme y 2’700.000 pie3/día interrum-

pible. A comienzos del presente añoECOPETROL decidió garantizar a GASe.s.p. solamente 8’000.000 pie3/díapara los años 2003 y 2004, por la res-tricción del gasoducto Ballenas-Ba-rranca. Esto coloca a GAS e.s.p. enuna posición difícil, pues contractual-mente con los usuarios actuales secorre el riesgo con 4’300.000 pie3/día.,estos han sido suplidos hasta la fe-cha con gas interrumpible, pero en elmomento en que esto no se puedahacer, no solamente se deja de ven-der un volumen de gas importante,equivalente a $130.000.000 mensua-les de la utilidad, sino que se debenpagar multas por incumplimiento decontratos y pérdidas en la producciónen las empresas.

Un cálculo aproximado de dichasmultas indica que debe estar alrede-dor de los $80.000.000 mensuales.Adicionalmente, la empresa está con-denada a no crecer en el número deusuarios conectados con gas en firme,lo que frena posibles nuevos proyec-tos con gas natural.

Como se mencionó anteriormente,dentro de los clientes industrialesexisten los usuarios no regulados querepresentan el 79% del consumo y queson un atractivo para la competencia,pues el volumen potencial que ellostienen les otorgaría grandes benefi-cios y a su vez podrían causar un dé-ficit financiero de grandes proporcio-nes a GAS e.s.p. Los clientes no re-gulados generan el 60%($420’000.000 por mes aproximada-mente) de las utilidades en el sectorindustrial para GAS e.s.p.

De otro lado, también debe conside-rarse que el proyecto de distribuciónde gas natural para el área del Valledel Cauca originalmente fue concebi-



do para tener su punto de equilibrioen el año séptimo (7), es decir, en el2004. Sin embargo, la competencia,las condiciones del mercado y loscambios súbitos en la regulación dela industria del gas natural, han obli-gado a GAS e.s.p. a desplazar elpunto de equilibrio al año noveno (9).

Las diferentes empresas distribuido-ras de gas natural han conformadouna entidad que las agremia, deno-minada NATURGÁS(www.naturgas.com.co). A través deesta asociación se establece un fren-te común para el logro de objetivosque permitan que la industria del gasnatural en Colombia sea más diná-mica y eficiente. Para esta agremia-ción es importante mantener unaposición crítica y objetiva ante losdiferentes entes gubernamentales yde regulación que propenden al fu-turo del gas natural en Colombia,como un mecanismo sano de mejora-miento.

Comercialización: El concepto decomercialización originalmente esta-ba asignado a las empresas distribui-doras, pero debido a cambios de laregulación y con el objeto de estimu-lar la competencia, la CREG estáactualmente elaborando una resolu-ción que establezca las reglas de jue-go para esta nueva actividad, dentrode la industria del gas natural enColombia. Dicha resolución debe es-tar definida para mediados de 2003y se estima la entrada de nuevos ac-tores de peso que harán una fuertecompetencia a las empresas distri-buidoras. Es un riesgo alto porqueestablecer una empresa de distribu-ción de gas natural requiere de unaalta inversión de capital para equi-pos, plantas y oficinas, además de un

numeroso recurso humano y técnicoespecializado; mientras que estable-cer una empresa comercializadorarequiere de un mínimo capital, ya quelo esencial es su fuerza de ventas. Apesar de lo anterior, los dos tipos deempresas competirán en igualdad decondiciones por los clientes de mayorconsumo, que a su vez son los queentregan las mayores utilidades enel negocio del gas natural.

Aunque el ejercicio de la «comerciali-zación» es un hecho, solo hasta el2003 se conocerán las normas que loregirán. Todo esto ha generado mu-cho movimiento por parte de las em-presas distribuidoras de gas naturaly energía eléctrica del país, lo mismoque de algunas empresas comerciali-zadoras existentes; todo ello con el finde establecer alianzas que les permi-tan tener mayor competitividad conun valor agregado superior para losclientes. Esto es un indicio de lo quesucederá una vez empiece a regir laresolución de «comercialización» ennuestro país.

Competitividad con combusti-bles alternos: Como se observa enel Anexo 1, los combustibles que di-rectamente le compiten por precio(US$/MMBTU) al gas natural son elcarbón y el fuel oil. En el caso del car-bón el precio siempre ha sido una ter-cera parte del valor del gas natural,pero su manejo y operación son muyengorrosos. Requiere de áreas de al-macenamiento grandes que garanti-cen que el mismo se mantenga seco(cuando se humedece y luego se ca-lienta por el sol se autoenciende),áreas para manejo de cenizas, filtrosen las chimeneas de los equipos paradisminuir la emisión de sólidos, óxi-dos de nitrógeno y óxidos de sulfuro


que al contacto con el aire se convier-ten en ácido sulfúrico, generando lalluvia ácida con efectos nocivos parala piel, la vista y el sistema respira-torio de todo ser vivo. En el caso delfuel oil el precio ha oscilado entreUS$2.50/MMBTU y US$4.70/MMB-TU en los últimos 24 meses, compa-rado con la tarifa de gas natural queha estado en promedio a US$3.27/MMBTU (Ver Anexo 4). Esto signifi-ca que el fuel oil en algunas épocasdel año ha estado por debajo de latarifa de gas natural y en otras oca-siones ha estado por encima. Lo an-terior muestra que se ha tenido unacompetencia ardua con este combus-tible alterno y se ha requerido per-manente monitoreo de su comporta-miento, más aún, el precio fijado porECOPETROL no siempre ha sido acor-de con el comportamiento de los pre-cios internacionales del barril de pe-tróleo, como debe ser, ya que en épo-ca de verano cuando el nivel del ríoMagdalena en Barrancabermeja esbajo y no permite el tránsito fluvialpara transportar el fuel oil a Carta-gena, se genera un sobreinventario deeste combustible y es entonces cuan-do ECOPETROL toma como medidavender a precios muy bajos, a veces apérdida, para salir de los volúmenesalmacenados. Estas son las tempora-das en que el fuel oil es más baratoque el gas natural, enviando una se-ñal de incertidumbre al mercado, conefectos negativos para la industria delgas natural en el interior del país (VerAnexo 1). Sin embargo, es de mencio-nar que en lo operativo el fuel oil re-quiere de tanques de almacenamien-to, bombas para el movimiento delcombustible hasta los lugares de con-sumo y en algunas ocasiones se debehacer precalentamiento del mismo

antes de llevarlo a los diferentes equi-pos. Desde el punto de vista ambien-tal presenta las mismas emisionescontaminantes que el carbón, pero enuna cantidad bastante menor (VerAnexo 5).

Los demás combustibles alternos tie-nen unas tarifas superiores al gasnatural, por lo que actualmente norepresentan un gran riesgo para GASe.s.p. Asimismo, el gas natural es elque menos emisiones contaminantesarroja a la atmósfera, razón por lacual se le llama el combustible ecoló-gico. Operativamente sólo requiereequipos de control de la presión ymedición y un constante monitoreoque es muy sencillo de hacer (VerAnexo 5).

Considerando todo lo anterior y co-nociendo que GAS e.s.p. tiene la res-ponsabilidad de la distribución y/ocomercialización del gas natural enel área del Valle del Cauca durantedoce (12) años más, creemos que sussocios y directivas deben respondervarias preguntas en relación con sufuturo, como por ejemplo:

1. ¿Podrá GAS e.s.p. sobrevivirhasta el año 2014, fecha en la cualfinaliza la exclusividad que tienepara distribuir y/o comercializargas natural en el área del Valledel Cauca?

2. ¿Será que el gobierno nacional, através de las entidades legislati-vas y reguladoras podrá definirleyes, normas, resoluciones máscoherentes entre los diferentesactores de la industria del gasnatural en Colombia?

3. Los problemas técnicos (restric-ción de capacidad del gasoductoBallenas-Barranca) en el sistema



nacional de gasoductos y el tiem-po para su solución, ¿qué inciden-cia tendrán en la tarifa para lasempresas distribuidoras y más es-pecíficamente en lo concernientea la restricción de gas en firmepara GAS e.s.p. ?

4. ¿Será que la entrada de Cusianaen el 2005 es la solución a media-no plazo de este problema?

5. En general, los combustibles al-ternos al gas natural son mane-jados por ECOPETROL (excepto laenergía eléctrica y el carbón), en-tidad que con manejos arbitrariosno garantiza la sana competenciaentre los mismos. ¿Cómo estemonopolio natural podría ser máseficiente y sobre todo coherente ensus políticas?

6. Ante la señal de que algunas em-presas han empezado a usar nue-vamente el carbón, ¿qué se puedehacer?

7. ¿Cómo se podrá contrarrestar laentrada de los «comercializadores»de gas?

8. ¿El problema que tiene GASe.s.p. es estructural o de compe-tencia?

9. ¿Qué debe hacer de forma inme-diata GAS e.s.p. para afrontaresta situación?

10 ¿Existirá una solución integralque entregue una salida a todosestos problemas?

Combustible Poderes calóricos(1) Costo $/MBTUBTU/Unidad Valor Unidad Precio (2)

Energía eléctrica BTU/kWh 3.412 $/kWh (3) 210 61.547Gasolina 87-93 Oct. BTU/Galón 115.400 $/Galón 3.650 31.629Queroseno BTU/Galón 134.000 $/Galón 2.800 20.896Diesel (ACPM) BTU/Galón 138.000 $/Galón 2.600 18.841Gas propano BTU/Galón 92.000 $/Galón 1.634 17.761Gas natural (4) BTU/m3 35.315 $m3 535 15.149Fuel oil cib (6) BTU/Galón 150.000 $/Galón 1.950 13.000Crudo de Castilla (6) BTU/Galón 152.000 $/Galón 1.950 12.829Carbón mineral BTU/Kg (5) 24.200 $/Kg 50 2.066(1) Valores promedio sujetos a revisión.(2) $ (pesos)/MBTU (millones de BTU).(3) Tarifa representativa, precio compuesto niveles I y II. Promedio estimado.(4) Tarifa industrial. Precio representativo.(5) Valor promedio de los carbones colombianos.(6) Precio reajustado puesto en Bogotá.Nota: El precio de los combustibles es puesto a domicilio en Bogotá D.C.

Fuente: Juan V. Saucedo B.

ANEXO 1Canasta energética colombiana a diciembre 9, 2002


ANEXO 2Mapas y diagrama de redes de distribución (Colombia)



ANEXO 2BDiagrama de flujo de la Red Nacional de Gasoductos

Fuente: Ecogás

Pozo Productor

Estación Compresora

Nodo

Central Térmica

Gasoducto Propio

Gasoducto de Terceros

Yopal

Perenco

Porvenir

Bp

Belén

ECP

Villavicencio

Cusiana

Usme

Apiay

Morichal

Sincelejo

Ballena

Guepajé

Corozal

Medellín

Norean

Barrancabermeja

Vasconia

Termodorada

Mariquita

PereiraManizales

Quindío

Dina

Neiva

ECPMontañuelo

Gualanday

Bogotá

Cogua

Petrotesting

La Belleza

Tunja

Vélez

Sebastopol

Yumbo

Cali

TermovalleTermoemcali

Termocentro

Meriléctrica

Termosierra

Texaco

Casacará

Payoa

Bucaramanga

Hato Nuevo


ANEXO 3Composición química del gas natural asociado y libre

ANEXO 2CGasoducto Mariquita - Cali

Gas asociado Gas libreComponente (Apiay) (Chuchupa)

% VolumenMetano 78.65 97.69Etano 10.34 0.42Propano 4.59 0.12Butanos 1.96 0.07Pentanos y más pesados 4.26 0.00Nitrógeno 0.11 1.40Dióxido de carbono 0.09 0.30Total 100.00 100.00Gravedad específica 0.7634 0.57Poder calorífico bruto (BTU/Pie3) 1.335.20 1.003.40Fuente: UPME (Unidad de Planeación Minero Energética), Ministerio deMinas y Energía (MME).


Fuente: Ecogás


ANEXO 4Tabla y gráfico del gas natural versus fuel oil

Ene

-01

Feb

-01

Mar

-01

Abr

-01

May

-01

Jun-

01

Jul-0

1

Ago

-01

Sep

-01

Oct

-01

Nov

-01

Dic

-01

Ene

-02

Feb

-02

Mar

-02

Abr

-02

May

-02

Jun-

02

Jul-0

2

Ago

-02

Sep

-02

Oct

-02

Nov

-02

Fuel Oil - sin IVAtarifa firme sin dto.

tarifa firme con dto.tarifa interrumpible

Prom. FO

US

D $

/MM

BT

U

VARIACION DE PRECIOS FUEL OIL VS GAS NATURAL

5.00

4.00

3.00

2.00

MES

ANEXO 5Gráfica comparativa de emisiones contaminantes

Fuente: GAS e.s.p.

Fuente: Gas Natural S.A. e.s.p. (Bogotá), 1991

GAS NATURAL = combustión limpiaA IGUALDADDE ENERGIA CONSUMIDA

CARBON

ACEITECOMBUSTIBLE

(fuel-oil, etc)

GAS NATURAL

NOX SOX HIDROCARBUROS POLVO


ANEXO 6El sistema de gas (Normas aplicables)


ANEXO 7Uso de fuentes energéticas y su futuro

Como se observa en la gráfica si-guiente, en el período 1850-2100 laevolución de las diferentes fuentesenergéticas que la humanidad hausado y las que se prevén serán uti-lizadas en el presente siglo, destacán-dose que el apogeo del carbón coinci-de con la época de la revolución in-dustrial, el pico en el uso del petróleose da entre los años 60 y 80, época enque el automóvil se posiciona en elmundo como un elemento necesariopara el trabajo y la vida familiar. Enla actualidad, los movimientos de tipo

ambiental y las crisis económicas endiferentes regiones del mundo hanexigido el uso de combustibles máslimpios y económicos, con sistemasde control que garanticen el mínimode emisiones nocivas para el medioambiente y los seres vivos. Esta es larazón principal para que el gas na-tural hoy tenga aceptación mundial,aparte de las grandes cantidades dereservas presentes en el subsuelo delplaneta que permiten pensar en unfuturo prometedor de la humanidadcon esta fuente energética.


RESIDENCIAL

PPI - TR - 22

ASIM D 2513

COMERCIAL

NFPA - 54

INSTITUCIONAL

USO INDUSTRIAL

DIS

TR

IBU

CIO

N

FLOTAS DE TRANSPORTE

ELECTRICIDAD

TRANSMISION

PRODUCCION

AN 51 B 31B

API - 1104

API - 1105

A.W.W.A.

NORMAS APLICABLES



1850 1900 1950 2000 2050 2100

90%

60%

10%

1%0

0

0

0

0

0

0.9

NUCLEAR

LEÑA

CARBON

AÑOS

FUSIO

N

GAS

PETROLEO

Evolución del rol de las fuentes energéticas


ANEXO 8Estados financieros de Gas e.s.p.

GAS e.s.p.Balances Generales

31 de diciembre de 1998, 1999, 2000 y 2001(En miles de pesos colombianos)

Activos 1998 1999 2000 2001Activo corrienteDisponible e inversiones temporales 323.314 177.358 338.270 1.330.053Deudores 904.921 1.545.751 6.388.375 15.791.836Inventarios 7.092 992.108 310.987 2.503.253Gastos pagados por anticipado 36.665 85.699 184.259 365.772Total del activo corriente 1.271.992 2.800.916 7.221.891 19.990.914

Activo no corrienteDeudores a largo plazo 2.050.133 3.164.778 6.839.245 17.993.247Inversiones permanentes 13.767 42.607 90.337Propiedades, redes de distribución y equipo 7.653.836 11.848.643 16.783.504 24.694.266Cargos diferidos 442.861 631.775 330.219 145.595Cargos por corrección monetaria diferida 222.882 232.747 231.748 224.534Valorizaciones 2.141.666 5.185.353 8.003.889Total del activo no corriente 10.369.712 18.033.376 29.412.676 51.151.868Total de activo 11.641.704 20.834.292 36.634.567 71.142.782

Pasivo y patrimono de los accionistasPasivo corrienteObligaciones financieras 3.066.230 940.391 3.208.201 9.547.429Cuentas por pagar 328.210 553.404 4.154.347 9.417.921Obligaciones laborales 14.560 24.806 54.030 111.050Otros pasivos 38.258 36.111 39.580 338.721Pasivos estimados 197.587 279.661 262.313 1.483.061Total del pasivo corriente 3.644.845 1.834.373 7.718.471 20.898.182

Pasivo no corrienteObligaciones financieras 755.550 7.207.050 15.144.925 28.122.668Crédito por corrección monetaria diferida 241.421 268.924 282.567 290.262Total del pasivo no corriente 996.971 7.475.974 15.427.492 28.412.930Total del pasivo 4.641.816 9.310.347 23.145.963 49.311.112

Patrimonio de los accionistas 6.999.890 11.523.947 16.287.489 21.831.670Total del pasivo y patrimonio de los accionistas 11.641.706 20.834.294 39.433.452 71.142.782

Fuente: Informes anuales a accionistas de GAS e.s.p (1999, 2001)



GAS e.s.p.Estados de Resultados

31 de diciembre de 1998, 1999, 2000 y 2001(En miles de pesos colombianos, excepto la utilidad/pérdida neta por acción que está expresada en pesos)

1998 1999 2000 2001Ingreso por venta de servicios 3.187.081 5.744.332 17.260.276 51.887.845Costo de ventas 2.784,806 5.330.626 15.670.078 48.277.668

Utilidad bruta 402.275 413.706 1.590.198 3.610.177

Gastos operacionalesDe administración 517.810 575.777 715.258 1.121.442Provisiones, depreciaciones y amortizaciones 122.726 258.522 379.068 778.592

Utilidad/Pérdida operacional -238.261 -420.593 495.872 1.710.143

Otros ingresos no operacionales, neto 558.704 1.035.946 565.101 895.139Gastos no operacionales -231.662 -431.589Corrección monetaria -442.934 -209.492 65.311 266.214

Utilidad/Pérdida antes de impuestosobre la renta -354.153 -25.728 1.126.284 2.871.496

Provisión para impuesto sobre la renta 0 0 230.144 1.009.105

Utilidad/Pérdida neta del año -354.153 -25.728 896.140 1.862.391

Utilidad/Pérdida neta por acción -6,44 -0,42 13,09 27,19


GLOSARIOAnillar: Conformación de redes detubería en forma de mallas paraatender manzanas residenciales.

BTU: (Brithish Thermal Unit), can-tidad de energía necesaria para lle-var la temperatura de un gramo deagua desde 14.5° centígrados hasta15.5° centígrados.

CREG: Comisión Reguladora deEnergía y Gas.

Conpes: Consejo Nacional de Polí-tica Económica y Social.

E.S.P.: Empresa de Servicios Públi-cos.

GNCV: Gas Natural ComprimidoVehicular.

Gas en firme: Tipo de gas naturalque se distribuye y comercializa sinninguna clase de restricción, ni deproducción, ni de transporte.

Gas interrumpible: Tipo de gasnatural que se distribuye y comercia-liza con restricciones de produccióny de transporte.

Gasoducto: Tubería metálica degran diámetro, empleada en el trans-porte a grandes distancias de gasnatural. Los gasoductos permiten ladistribución de gas natural desde losyacimientos a los centros de consu-mo o, en su caso, hasta los puertosde embarque o centros de carga, don-de se licúa para facilitar su transpor-te por vía marítima (lo más habitual)o terrestre. Por comparación, son unsistema joven de transporte por tu-bería. Éste dio comienzo con los oleo-ductos, más fáciles y menos costososde construir y mantener. Al igual que

los anteriores, los gasoductos se cons-truyen mediante la unión por solda-dura de tubos de acero que se colo-can en la superficie o enterrados enestrechas zanjas. Sin embargo, lascaracterísticas físicas del gas impo-nen algunas diferencias. La energíanecesaria para el transporte se logramediante estaciones de impulsiónintercaladas en la red de tuberías, yla movilización del gas se realiza conturbinas. El número de estas estacio-nes es mucho mayor, para una dis-tancia dada, que en el caso de un oleo-ducto.

GLP: Gas Licuado de Petróleo, malllamado gas propano.

Hulla: Combustible fósil con una ri-queza en carbono entre 75 y 90% yun contenido en volátiles que oscilaentre 20 y 35%. Es negra, mate, yarde con dificultad con una llamaamarillenta. Procede, como los otrostipos de carbones, de la acumulaciónde vegetales que vivieron durante elperíodo carbonífero sometidos a gran-des presiones y temperaturas, por laacumulación de sedimentos posterio-res y por las fuerzas tectónicas.

MME: Ministerio de Minas y Ener-gía

MMBTU: Un millón de BTUs.

Proceso anaeróbico: Proceso quí-mico en ausencia de oxígeno.

Propanoductos: Redes de tuberíaspara la distribución de gas licuado depetróleo o mal llamado gas propano.

S.A.: Sociedad Anónima.

SSP: Superintendencia de ServiciosPúblicos



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• www.ecogas.com.co

• www.creg.gov.co

• www.naturgas.com.co

• www.upme.gov.co

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• Resolución para transporte y dis-tribución de gas No. 057 de 1996(CREG - Comisión Reguladora deEnergía y Gas).

• Código de distribución de gas

• Informes financieros de la empre-sa GAS e.s.p.

• Administración Estratégica. Con-ceptos y Casos, Thompson - Stric-kland, Mc Graw Hill. Décima pri-mera edición.

• Índices de Gestión. HumbertoSerna G., 3R Editores.

• Fundamentos de AdministraciónFinanciera. Besley - Brigham -McGraw Hill. Décima segundaedición. 2001.

• Fundamentos de Marketing.Stanton William J., Etzel MichaelJ., Walker Bruce J. Mc Graw Hill.Décima primera edición. 2000.

• Guía de Diseño de InstalacionesInternas Residenciales. Gas Na-tural S.A. e.s.p. de Bogotá, 1991.

• [email protected]

COMENTARIOS AL CASOGas natural en Colombia-GASe.s.p.

GAS e.s.p, es una empresa que tie-ne por objeto distribuir y/o comercia-lizar el gas natural al sector residen-cial, comercial, industrial y de trans-porte (GNCV). Es una empresa concinco años de existencia en etapa decrecimiento, hasta la fecha tienecomo usuarios alrededor del 50% delpotencial existente en cada uno de lossectores y con unos resultados finan-cieros muy buenos. Enmarcada den-tro del panorama mundial en la in-dustria del gas natural, ha tenido laposibilidad de heredar y aplicar tec-nología de punta de otros países yempresas que llevan un recorridobastante extenso en el tema, permi-tiendo brindar mayor seguridad yconfiabilidad en el suministro de estecombustible a sus usuarios.

Los proveedores del gas natural aGAS e.s.p. son Ecopetrol y Ecogásencargados del suministro y trans-porte respectivamente. Las reservasde gas natural en Colombia brindanun panorama de veintitrés años deexistencia, los cuales son muy bue-nos. No así en el sistema de trans-porte que tiene restricciones de en-trega del denominado gas en firme yque ha limitado drásticamente en elpresente año (2002) a la compañíapara seguir comercializando el gasnatural, más aún con un déficit de4.300.000 pie3/día que en la actuali-dad tiene en el compromiso contrac-tual para entrega a los usuarios, enespecial al sector industrial; este vo-lumen se ha podido suplir hasta lafecha con la modalidad de gas inte-rrumpible, pero en el momento queno se pueda hacer esto se tendrán


serias dificultades. Esto significa, quepor no vender ese volumen de gasnatural se dejaría de tener utilida-des por aproximadamente$130’000.000 al mes y en las multaspor incumplimiento en los contratoscon los usuarios se tendría que pa-gar aproximadamente $80.000.000mensualmente.

La pérdida de competitividad del gasnatural con respecto a sus combusti-bles alternos se ha acentuado, sobretodo con el fuel oil y el carbón. Conrespecto al primero, se debe a las po-líticas arbitrarias en los precios fija-dos por Ecopetrol y con respecto alsegundo, es un combustible que estámuy por debajo del precio del gasnatural pero que tiene serios incon-venientes para el medio ambiente.

Se prevé nueva competencia paraGAS e.s.p . con la expedición en elpresente año de la resolución sobrela comercialización de gas natural porparte de la CREG, con la cual se per-mitirá la creación de nuevas empre-sas dedicadas exclusivamente a lacomercialización de gas natural. De-bido a esto, las empresas distribui-doras están actualmente desarrollan-do estrategias y alianzas para mejo-rar su posición competitiva ante loque pueda suceder con la entrada envigencia de esta resolución.

En la agenda de desarrollo para elValle del Cauca (2002-2006), se tieneconsiderado el tema de la masifica-ción del consumo de gas natural. Laregión se encuentra huérfana del re-curso energético, haciéndose necesa-rio alcanzar un adecuado balanceenergético y una progresiva sustitu-ción de energía hidráulica por térmi-ca. Esto se logrará estimulando elconsumo de gas natural.

La propuesta de masificación del gasrepresenta beneficios para la nación,en la medida en que el gas naturalsustituya la utilización de combusti-bles subsidiados que afectan las fi-nanzas de Ecopetrol y para el suroc-cidente en cuanto sustituya especial-mente la reducción de costos en lageneración de energía térmica.

Se estima que el ahorro para Ecope-trol en los próximos cuatro años esde aproximadamente US$50 millo-nes, si se logra esta situación en losconsumos como resultado de una po-lítica de equidad (el precio del gasdebe ser único, independiente del lu-gar de explotación o de la distanciageográfica, tal como ocurre con lagasolina) para el suroccidente. A ellose le agregan los ahorros cuantiosospor el aplazamiento en las inversio-nes de refinación de crudos. Así, lamasificación del consumo de gas na-tural contribuirá al mejoramiento dela competitividad de la región.

Con el propósito de profundizar ensu discusión, el caso presenta gran-des bloques temáticos:

• Reseña histórica, futuro e im-portancia del gas natural para lahumanidad (formación, reservas,consumo, usos, tendencias, esta-dísticas).

• Panorama actual y futuro en Co-lombia del gas natural (historia,reservas, consumo, estadísticas,red nacional de gasoductos, res-tricciones de capacidad).

• Análisis de combustibles alternos(niveles de contaminación, costos,precios, reservas, consumo).

• Competencias con otros proveedo-res de gas natural (distribuidoresy/o comercializadores).



• Estudio de las condiciones socia-les, económicas, políticas para eldesarrollo de la industria del gasnatural en Colombia.

• Análisis de la factibilidad de crea-ción de nuevas empresas en el sec-tor del gas natural.

La discusión del caso, así como lassoluciones que se formulen, tienenimplicaciones estratégicas en materiaenergética tanto para el suroccidentecolombiano como para el Valle delCauca.

Así mismo, se ha incluido un mate-rial relevante en el cual están identi-

ficadas las fuentes de consulta, lo queposibilita su actualización permanen-te mediante la investigación que loslectores hagan de ellas, ya que mu-chas cuentan con su web sites. Estoes fundamental para el buen desarro-llo del análisis del caso, puesto que elsector de los energéticos es muy di-námico y de acuerdo con las proyec-ciones, grandes cambios se llevarána cabo en el presente siglo.

Francisco V elásquez Vásquez

Director Programa de Administra-ción, Plan Diurno

Gas Natural en Colombia - Gas e.s.p.

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