Gnv ed 48

1 Edición No. 48 Año VII - Octubre-Noviembre de 2013 Bogotá - Colombia Circulación Nacional www.periodicognv.net

Cuatro meses

para certificar producto

DUCTO PRO DE

D IDA AL

AD LID CA

EC

6

ZNA lanzó su portafolio a GNV

Industria

Informe

8

Oferta y demanda de gas hasta 2022

10

FLUID CONTAINMENT COLOMBIA S.A.S

Crónica

Colombia, gas de clase mundial

12

El día en que se acabó el petróleo barato

P

Actualidad

Internacional

13

La revolución multipolar del shale gas

Tanques Subterráneos para Combustibles, en DOBLE PARED y/o SIMPLE PARED. Aprobados UL 1316

Únicos recomendados para contener gasolina y mezclas de alcohol carburante.

Fácil instalación Alta tecnología Planta Colombia.

Calle 15 No. 1-59 este, Barrio El Cortijo Madrid – Cundinamarca Tel: (571) 317 515 6718 – 318 706 8656 comercial@fcandina.com – jlrojas@fcandina.com

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Utilizados por las compañías mayoristas de combustibles más reconocidas en Colombia y a nivel mundial.

Disponibles también para almacenar agua potable y/o para plantas de tratamiento de aguas residuales, para lo cual se utilizan las resinas de poliéster adecuadas.

Editorial

2

Octubre - Noviembre de 2013

Energía y competitividad industrial www.periodicognv.net ISSN: 1909 - 390X Director-Editor MARTÍN ROSAS Cel: 318-6232944 director@periodicognv.net

Pese a que en la encuesta de opinión a los industriales, el costo de la energía aparece entre los últimos factores de la lista que más los afectan, después del contrabando, el dumping, la revaluación o la falta de infraestructura, lo cierto es que esta preocupación terminó finalmente en un estudio sectorial, encargado al Centro de Estudios en Economía Sistémica (ECSIM).

Redacción MAURICIO VELOZA redaccion@periodicognv.net

Luego de diez meses, el equipo de trabajo dirigido por el doctor en Economía Luis Guillermo Vélez, entregó en septiembre pasado el informe ‘Consultoría sobre la competitividad en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica’.

Practicante MARLON MELENDES info@periodicognv.net Diagramación y Diseño William Castro williamcastro@treboleditores.com

Comercialización GRUPO COMUNICAR MYRIAM AVELLANEDA Celular: 321-3215288 comercial@periodicognv.net Impresión EDITORIAL EL GLOBO Una publicación de: GRUPO COMUNICAR Calle 59 No. 13-52, Oficina 401 Teléfono: (1) 541 0053 Bogotá - Colombia Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores.

Los avisos publicitarios son responsabilidad de los anunciantes.

En la introducción, el documento expresa cómo “los precios de la electricidad en Colombia han experimentado alzas recientes en términos reales para los usuarios regulados y no regulados”, y agrega que entre 2008 y 2012 el índice de precios de la electricidad aumentó 35 por ciento, mientras en el mismo periodo el índice de precios al consumidor lo hacía en 14 por ciento.

Además, como consecuencia de la revaluación del peso, en ese mismo lapso el costo unitario promedio ponderado de la electricidad expresado en dólares se incrementó 39 por ciento y el precio promedio de generación-comercialización en el mercado no regulado, se incrementó en 47 por ciento.

En la explicación de los incrementos en los precios de la electricidad concurren factores como la hidrología, el precio del gas, el estrechamiento del margen entre oferta y demanda, las imperfecciones del mercado, los cambios regulatorios, y situaciones externas al sector como los atentados a la red de transmisión y la revaluación de la moneda.

El estudio comparó, además, los precios de la energía eléctrica de países que fueran asimilables con Colombia o que, por tener relaciones comerciales importantes con el país, el costo de la energía es determinante en la competitividad.

En ese comparativo, Colombia se sitúa en la mitad de la tabla, con un precio de 11 centavos de dólar el kilowatio hora (Cent. US$/kWh), solo superada en el continente por Chile (15,4) y México (11,7), pero por encima de Brasil (9,2), Estados Unidos (7) y Perú (6,4).

El documento señala que “en el caso del sector industrial, las diferencias de precios, con un par de excepciones, no son muy grandes. No obstante, las

industrias que utilizan electricidad en forma intensiva podrían tener dificultades para competir con Perú y con varios estados de los Estados Unidos”, aunque recalca que “una intervención radical para eliminar esas diferencias no es deseable.”

Un problema grueso que puso de relieve el estudio es que bajo una estructura monopólica de la transmisión y la distribución, “es el mercado de contratos el problema crucial del sector eléctrico colombiano y solo su puesta a punto sentará las bases de una mejor eficiencia del sistema…” y llega a las siguientes conclusiones: Primera: “Una fuerte concentración del lado de la oferta, cuyo efecto sobre la formación de los precios es más significativo cuando se presenta, como en la actualidad, un mercado de vendedores por la disminución de la energía firme disponible.”

Segunda: “Periodos de contratación cortos… y contratación en masa con poca antelación a las fechas de inicio. Esto hace que los precios de los contratos sean muy sensibles a los precios de bolsa en horizontes cortos.”

Tercera: “Falta de estandarización, que impide que surja un mercado secundario.

Cuarta: “Un procedimiento de contratación de la energía para el mercado regulado claramente inadecuado, en un mercado donde la oferta está concentrada y existe un alto grado de integración vertical, directa o indirecta.”

Finalmente, el estudio hace unas 30 recomendaciones para profundizar los mercados y hacer más exigente la regulación, con la convicción de que “su aplicación debe conducir a unos precios que, sin ser necesariamente los más bajos del continente, reflejen de forma más adecuada los costos reales de provisión de electricidad.”

Debido a lo extenso del tema, solamente reseñaremos unas recomendaciones, algunas de las cuales ya fueron atendidas por el regulador o por el ejecutivo y otras que ya declararon que no serían viables.

Aunque el ministro de Minas y Energía, Amilkar Acosta, ha dicho que el cargo por confiabilidad no se desmontará, pues es un seguro que ha permitido no haber tenido racionamientos en los últimos veinte años, si está dispuesto a su revisión.

Sobre el tema, el estudio señala que “un mecanismo expedito para reducir el precio de la energía

sería suprimir del cargo por confiabilidad para las plantas existentes y dejarlo exclusivamente para las nuevas inversiones en capacidad.

Una medida que sí fue atendida por el ejecutivo fue la de eliminar la contribución del 20 por ciento que se le venía cobrando a la industria en la factura de electricidad y del 8,9 por ciento en la de gas natural.

No obstante, la gran mayoría de pequeñas y medianas industrias no se han acogido a ese beneficio, al parecer por desconocimiento, por lo que se sugiere que sean las empresas prestadoras del servicio las que hagan el descuento a todas las empresas que aparecen como industrias.

Otras propuestas son la de establecer tarifas por horarios, una especie de ‘pico y placa’ donde en las horas valle el costo de la energía sea más barato que en las horas pico; facilitar el cambio de tensión a las industrias, con lo cual podrían bajar la factura; un manejo más eficiente de las pérdidas y su cobro; por ejemplo, se plantea que la implementación de programas de reducción de pérdidas sea financiada y no que se carguen a la tarifa.

Sobre el tema de los combustibles para la generación térmica, la Resolución 062 de 2013, sobre la construcción de la planta de regasificación, despejaría el camino a mediano plazo.

“Sin embargo, a corto plazo, subsiste el problema que una parte importante de la generación térmica está respaldada con combustibles líquidos y en el momento en que dichas plantas se requieran, el precio ‘spot’ se elevará considerablemente.

“Así mismo, el déficit de gas que se prevé en un futuro cercano, la carencia de inversión en infraestructura del mercado de gas natural y la incertidumbre regulatoria sobre este sector, afectan las expectativas de precio de los contratos de generación de largo plazo, pone en riesgo la generación térmica y, por tanto, afecta la seguridad de suministro eléctrico del país.

“Ante tal incertidumbre y la gran concentración de la oferta… las soluciones propuestas por la CREG de importar gas para respaldar la generación en épocas de El Niño, y la Resolución 113 de 2013 sobre la comercialización del gas, aparecen como las únicas alternativas con posibilidades de implantarse a tiempo para mejorar la transparencia del sector, facilitar el mercado secundario y como estrategia ante la incertidumbre en las disponibilidades futuras.”

Portada

4

Octubre - Noviembre de 2013

Cuatro meses para certificar producto Luego de un mes en que las conversiones de carros a gas natural vehicular (GNV) permanecieron paralizadas en el país, el Ministerio de Comercio Industria y Turismo (MinCIT) prorrogó por cuatro meses más la entrada en vigencia de la Resolución 957 de 2012 o Reglamento Técnico de Talleres.

Colombia no hay laboratorios especializados para realizar las pruebas a los diferentes componentes del kit, y mucho menos a los cilindros, que requieren pruebas de destrucción.

Para aplicar esta opción, habría que enviar cada componente a un laboratorio en el exterior, con el costo que ello acarrea.

En consecuencia, la alternativa más viable para que los importadores de componentes cumplan con la Resolución es la segunda alternativa, a través de las dos únicas certificadoras acreditadas ante la ONAC para otorgar este tipo de certificaciones: Bureau Veritas e Icontec.

La parálisis de un mes en las conversiones se debió a que los importadores y fabricantes estaban confiados en que las certificadoras aceptarías los certificados de conformidad expedidos en el exterior a los fabricantes o los otorgados a los productos nacionales por laboratorios extranjeros.

E

fectivamente, mediante la Resolución 4340 del 27 de septiembre pasado, el MinCIT resolvió prorrogar el régimen de transición por un término de cuatro meses; es decir hasta finales de enero del próximo año.

La medida se tomó luego de que las conversiones quedaran paralizadas desde el 4 de septiembre pasado, por cuanto las certificadoras no aceptaron a partir de esa fecha los certificados ni los test report otorgados en el exterior a los componentes del kit de conversión, aduciendo que no podían acreditar pruebas de conformidad que ellas no hubiesen supervisado.

El Reglamento Técnico contemplaba un régimen de transición para que los componentes que antes de la entrada en vigencia de la Resolución contaran con factura de compra venta y hubieran sido despachados por el proveedor hacia un importador o un distribuidor en Colombia, solo podían ser comercializados dentro de los seis meses siguientes a esta última fecha, sin que se les exigiera el cumplimiento del Reglamento. A partir del vencimiento de ese plazo se les aplicaría lo dispuesto en la Resolución. La medida también se hacía extensiva a los componentes

que ya se hubieran fabricado o importado antes de la entrada en vigencia de la Resolución.

dos ante la Entidad de Acreditación, o designado por el regulador, para los ensayos objeto del Reglamento.

Inicialmente, el Reglamento Técnico entraría en vigencia el 29 de diciembre de 2012, pero a través de la Resolución 6103 de 2012 se pospuso hasta el 4 de marzo de 2013, en “atención a la solicitud del gremio y a que la infraestructura de calidad nacional aún no estaba habilitada para dar soporte al Reglamento.” En consecuencia, el régimen de transición terminó el 4 de septiembre pasado, fecha a partir de la cual todos los equipos sujetos al régimen debían cumplir con la Resolución 957.

La segunda establece que el certificado de conformidad sea expedido por un organismo de certificación acreditado por la Entidad de Acreditación de Colombia que acepte los resultados de la evaluación de conformidad producidos con base en las normas consideradas válidas en la Resolución, expedidos o emitidos en otro país para los componentes de los equipos de conversión a GNV y presentados a dicho organismo.

En este caso no se requiere que el organismo de certificación realice en Colombia procedimientos de evaluación de la conformidad.

Efectivamente, el Artículo 36 establece el procedimiento para evaluar la conformidad de los componentes de los equipos de conversión a GNV y obtener su certificado, tanto para los importados como para los fabricados en el país. Y señala que dicho certificado de conformidad podrá obtenerse utilizando cualquiera de tres alternativas: La primera señala que el certificado sea expedido por un organismo de certificación acreditado por la Entidad de Acreditación (ONAC), soportado en resultados de ensayos realizados en laboratorios acredita-

La tercera alternativa es que la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC) acepte el certificado de conformidad para los productos, si dicho certificado es expedido por un organismo de certificación cuyo acreditador haga parte de los acuerdos multilaterales de reconocimiento a los cuales se adhiere la Entidad de Acreditación.

Dado que la ONAC no ha suscrito esos acuerdos internacionales, la tercera opción no es posible aplicarla. La primera es viable, pero hay que tener en cuenta que en

Por su parte, las certificadoras no notificaron a importadores y fabricantes de lo que iban a exigir a partir del 4 de septiembre, por lo que la medida tomó por sorpresa a toda la industria.

Al cierre de esta edición, los fabricantes e importadores habían iniciado o continuado con los trámites para obtener la certificación de producto Por su parte, las certificadoras, a través de la Asociación Nacional de Organismos de Evaluación de la Conformidad (Asosec), manifestaron que estaban en capacidad técnica y operativa de otorgarlos en un plazo de más o menos tres meses para cada certificado, estimado como tiempo normal.

Si las certificadoras están en capacidad de tramitar el cúmulo de solicitudes en ese lapso de tiempo, el plazo de cuatro meses otorgado por el MinCIT sería apenas suficiente y las conversiones a GNV en el país volverían a la normalidad.

L

os componentes de los equipos de conversión a GNV objeto del Reglamento Técnico que están sujetos a presentar certificado de conformidad, para los cuales, además de las Normas Técnicas Colombianas aplicables se les acepta la evaluación de conformidad basada en la norma ISO 15500, son:

• • • • • • • • • • •

Válvulas de cheque Válvulas manuales Válvula manual de cilindro Válvula manual automática Inyectores de gas Indicadores de presión Reguladores de presión Ajustadores de flujo de gas Mezcladores gas/aire Válvulas de alivio de presión Dispositivos de alivio de presión

• Válvulas de exceso de flujo • Cubiertas herméticas y mangueras de ventilación • Líneas rígidas de conducción • Líneas flexibles de conducción • Filtros • Accesorios • Cilindros de almacenamiento (para estos también se acepta la norma ISO 11439).

Actualidad

6

Octubre - Noviembre de 2013

ZNA lanzó su portafolio a GNV Durante la pasada ExpoComerciales, que se realizó en Corferias a finales de agosto, Comautomotriz, representante en Colombia de los vehículos chinos ZNA (Zhengzhou Nissan Automobile), lanzó el portafolio de los modelos a gas natural vehicular (GNV) cero kilómetros.

C

on tres años en el mercado colombiano, la firma china ZNA, donde la japonesa Nissan es socia tecnológica, amplía su portafolio e incursiona ahora con la oferta de vehículos cero kilómetros con el kit de GNV, pero conservando la misma garantía y respaldo del concesionario.

El portafolio incluye 4 Minis (platón, pasajeros y carga) 3 versiones de las pick ups Rich doble cabina,

G

la van Succe y la suv Oting en dos versiones: 4x2 y 4x4.

Las Mini vienen con un motor de 1.300 c.c., 89 caballos de fuerza y full equipo. La Succe es una van para siete pasajeros, con un motor de 2.000 c.c. que genera 132 caballos de fuerza. Viene con rines de lujo de 16”, frenos ABS+EBD, doble airbag, aire acondicionado dual, dirección hidráulica, sensores de reversa con cámara y está homologada para servicio público.

Por su parte, las pick ups Rich y la suv Oting vienen con motor Nissan de 2.500 c.c., que generan una potencia de 107 HP. Vienen en versiones 4x2 y 4x4 y, como todos los modelos de ZNA, tienen el respaldo Nissan y el servicio técnico de la red Dinissan en todo el país.

los kits y cilindros distribuidos por Comercializadora G&M.

Las conversiones a GNV cuentan con el bono de descuento de Gas Natural, por lo que no tienen un sobreprecio, y se realizan en el taller Gas Inyeccion de Bogotá, con

Los kits pasaron todas las pruebas y homologaciones del Departamento de Ingeniería de Nissan y tiene componentes de las mejores marcas en el mundo, como la italiana

Tomasetto Achille, los rieles libres de mantenimiento polacos Hanna y la ECU AG Compact.

Las Mini tienen una garantía de dos años o 50.000 kilómetros y los demás modelos, tres años o 100.000 kilómetros.

Nuevo Chevrolet Taxi Élite

M Colmotores introdujo en agosto pasado al mercado colombiano el nuevo Chevrolet Taxi Élite, que llega para complementar el portafolio de taxis, junto con el conocido 7:24.

El nuevo Taxi Élite se destaca por su diseño, desempeño, calidad, amplio espacio interior y rentabilidad, toda vez que también puede salir con el kit de GNV directamente del concesionario y con la misma garantía.

A propósito de este nuevo lanzamiento, Humberto Gómez, vicepresidente Comercial de GM Colmotores, dijo que “los taxistas no son solo conductores de un vehículo de servicio público, son empresarios y su carro es el negocio a partir del cual logran sacar adelante sus proyectos de vida. Con el nuevo Chevrolet Taxi Élite estamos encontrando nuevos caminos y ofreciendo un muy buen

D

esde el pasado dos de octubre, ‘Francisco’ surca las aguas del río de La Plata, llevando pasajeros, autos y mercancías, desde Argentina hasta Uruguay. Bautizado así en honor al Papa argentino, este es el primer ferry en el continente americano que opera con gas natural licuado (GNL) como combustible.

La nave de la empresa argentina Buquebus tiene capacidad para transportar 1.000 pasajeros, 150 automóviles y, además, cuenta con una tienda duty-free. Es impulsado por unos potentes motores de GNL que despliegan 57.000 caballos de fuerza, inspirados en

negocio por la combinación entre desempeño, adecuado costo y excelente consumo de combustible, que lo hace una opción muy atractiva para empresarios, propietarios y conductores de taxi del país”.

El Taxi Élite es un vehículo diseñado en GM Brasil. Cuenta con once paneles de su carrocería fabricados en la nueva planta de estampado y grafado de GM Colmotores en Bogotá y luego pasa a ser ensamblado en las mismas instalaciones y bajo los estándares de calidad de General Motors en el mundo.

Junto con el Sail y el Cobalt, hace parte de los primeros vehículos fabricados en Colombia, gracias al proyecto de reconversión industrial de la compañía, para el cual se realizó una inversión total de 200 millones de dólares en nuevas tecnologías y procesos.

Además de la rentabilidad, el nuevo Taxi Élite de Chevrolet se

caracteriza por su eficiencia en consumo de combustible, por su amplio espacio interior y su gran capacidad de carga, (hasta 6 maletas medianas en el baúl) que lo hacen cómodo para el conductor y los pasajeros.

Al ser un taxi de la marca Chevrolet, el Élite cuenta con el más grande inventario de repuestos y la red de concesionarios más amplia a nivel nacional, con presencia en 40 ciudades, 103 puntos de venta, 81 talleres de servicio y más de 200 puntos de atención.

El Chevrolet Taxi Élite cuenta con un motor Econoflex de 1.8 litros, pero con un consumo de gasolina similar al de un vehículo de cilindraje inferior. Sus 104 caballos de potencia le permiten una conducción eficiente, confiable y económica. Su alto torque a bajas revoluciones permite tener un excelente comportamiento en el arranque y una conducción

suave y sin esfuerzos. Además, su sistema de gestión electrónica avanzado (System Zero), optimiza el consumo de combustible y permite reducir el nivel de gases contaminantes.

El Élite cuenta con transmisión mecánica de cinco velocidades, diseñada con cambios cortos y enganches precisos, lo cual le permiten ajustarse muy bien a las diferentes condiciones de tráfico de la ciudad. Además, cuenta con dirección asistida hidráulicamente, permitiéndole al conductor reaccionar con mayor facilidad y reducir su esfuerzo al manejar.

Internamente, el espacio, la versatilidad, los acabados y la comodidad marcan diferencia. Con uno de los mayores espacios entre ejes de la categoría, el nuevo taxi de Chevrolet tiene capacidad para cinco adultos que quedan totalmente confortables, con espacio para los hombros, piernas y rodillas.

La consola central hace juego con el resto del interior del habitáculo y el techo es preformado para ampliar el espacio interior y brindar la mayor comodidad de sus ocupantes.

Francisco se lanzó al agua las turbinas de los Boeing 747. El nuevo ferry que viaja diariamente desde Buenos Aires hasta Montevideo y viceversa, ofrece cuatros clases distintas.

Aníbal Argomedo, director técnico de Buquebus, dijo que "el GNL

le permitirá a ‘Francisco’ reducir las emisiones al aire en un 98%, en marcado contraste con los combustibles tradicionales". Al mismo tiempo, se estima que el beneficio de la producción de las 66 toneladas por día (td) de GNL que necesita para sus dos

frecuencias diarias generará un ahorro del 50% en gastos operativos.

El abastecimiento será a través de nano estaciones Cr yobox productoras de GNL, de la firma Galileo, que también marca un hito en sistema para el uso de gas natural como combustible para automoción. La producción de combustible para el ‘Francisco’ será realizada por un parque de siete nano estaciones trabajando en paralelo, con una capacidad de 84 td de GNL. "Me imagino flotas y estaciones en las autopistas ofreciendo

GNC y GNL, grandes terminales de producción de GNL para su distribución a pequeña escala utilizando nuestro sistema de Gasoducto Virtual para otras estaciones e industrias. También me imagino instalaciones específicas, como para el abastecimiento de un buque o polo pesquero. Esto ofrece una herramienta altamente competitiva, pues el costo del transporte es uno de los factores esenciales de la competitividad en los mercados. El hecho de que los buques puedan operar con GNL cambia radicalmente la estructura de costos de los diferentes sectores", dijo Osvaldo del Campo, CEO de Galileo.

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Item

Cant.

Cilindros de CNG Piezas

CNGT - 7 tubos

7

2.252

11.261

250Bar

375Bar

CNGT - 8 tubos

8

2.574

12.604

250Bar

375Bar

CNGT - 9 tubos

9

2.895

13.947

250Bar

375Bar

CNGT - 10 tubos

10

3.217

15.290

250Bar

375Bar

CNGT - 11 tubos

11

3.537

16.633

250Bar

375Bar

CNGT - 12 tubos

12

3.859

17.976

250Bar

375Bar

Capacidad Peso Total de CNG del Skid KG NM3

Presión de trabajo

Presión de Aprobado prueba por hidrostática

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Cant.

Capacidad Peso del Peso Total Presión Presión de prueba Instrumentación Aprobado de Cilindros de de CNG de CNG del Skid por trabajo hidrostática NM3 KG KG CNG Piezas

CNGT - 8 tubos

8

5525

3978

26.000

250Bar

375Bar

Parker USA

CNGT - 9 tubos

9

6265

4511

28.721

250Bar

375Bar

Parker USA

CNGT - 10 tubos

10

6800

4752

31.800

250Bar

375Bar

Parker USA

CNGT - 11 tubos

11

8004

4993

34.879

250Bar

375Bar

Parker USA

Informe

8

Octubre - Noviembre de 2013

Oferta y demanda de g En septiembre pasado, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó al país el ‘Análisis de oferta y demanda de gas natural en Colombia para el período 2013-2022. A continuación se presentamos un resumen ejecutivo del informe.

E

l análisis de oferta y demanda de gas natural comprendió tres etapas: suministro de gas natural, estimación de la demanda sectorial y análisis comparativo de oferta y demanda.

de Apiay y Rancho Hermoso. Las regiones de Llanos – Cordillera, Caguán – Putumayo y Cesar – Ranchería reportaron valores de cero en su declaración de producción.

La declaración de producción certificada por los agentes y publicada mediante la Resolución 72256 de mayo de 2013, del Ministerio de Minas y Energía, es considerada como la oferta base para la realización del balance presentado. La gráfica No 1 muestra la oferta disponible, que se encuentra agrupada así: Guajira, Valle Inferior Magdalena, Valle Medio Magdalena, Valle Superior Magdalena, Cusiana – Cupiagua, Pauto – Floreña, Catatumbo, Llanos – Cordillera, Caguán – Putumayo y Cesar – Ranchería. Lo anterior atendiendo conformación de regiones que facilita la realización de un balance desagregado.

La disponibilidad total de gas natural en 2013 promedió los 1.260 GBTUD, concentrándose la mayor oferta en los campos de Guajira con un 46.4% del total nacional, seguido de Cusiana –

Cupiagua que aporta el 37.5%.

Al final del periodo de análisis, año 2022, la relación de oferta se transforma y los campos de Guajira contribuirán con el 18.5% del total, en tanto que Cusiana y Cupiagua registrarán una participación de 59.5%. Los campos de Pautó – Floreña, Gibraltar y Valle Inferior mantienen un aporte constante a lo largo del análisis, mientras que Valle Medio declina.

Considerando que la actividad comercial está ligada al crecimiento del sector residencial, se utilizaron para cada población las mismas tasas de

Los resultados indican una tasa de crecimiento promedio anual de 2.4% en el escenario alto, de 1.1 % en el medio y en el bajo no crece durante el período de estimación.

Gráfica N° 3. Demanda Sector Comercial

Fuente: Minminas 2013

Una vez obtenida la demanda de cada municipio se agrega a nivel regional y nacional. Con base en la información disponible de usuarios y consumos en el SUI se obtuvieron los consumos específicos a escala departamental por tipo de usuario. La gráfica No 2 presenta los escenarios de demanda del sector residencial en el período 2013-2022.

A medida que la cobertura del servicio se extiende a más municipios del país, la tasa de expansión de la misma se reduce. Se estima que hacia marzo de 2013 cerca del 68% de los hogares colombianos ubicados en las cabeceras municipales contaban con el servicio, el cual es prestado por 29 empresas distribuidoras.

Se presentan tres escenarios de demanda que se diferencian por la cobertura final y la velocidad de penetración del gas natural en los mercados. Los escenarios alto y medio incluyen un crecimiento adicional en el consumo residencial de gas natural debido a la conexión e inicio de la prestación del servicio en cerca de 150 nuevos municipios.

El escenario bajo, por su parte, crece siguiendo la tendencia histórica observada para este sector de consumo en los últimos años.

El escenario alto considera una tasa de crecimiento promedio año de 4.45%, mientras que el base alcanza 1.6% y el bajo de 0.1% promedio anual.

Para determinar la demanda futura de gas natural con destino a la industria, la UPME utilizó un modelo que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios industriales en relación con sus decisiones de usar gas natural u otro energético, decisiones que dependen de los precios relativos de los energéticos, preferencias, posibilidades tecnológicas, costos operativos y de inversión. El resultado es el consumo de los diferentes tipos de energéticos en la industria, dependiendo de los efectos de las variables de crecimiento de la economía y la población.

Para el desarrollo de la estimación se tomaron las expectativas de creci-

miento del PIB, según lo definido por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Las curvas que se presentan en la gráfica No 4 corresponden al escenario medio; y a partir de la misma se construyen los escenarios alto y bajo, aplicando un diferencial de +1% y -1%, respectivamente.

El precio de gas natural para consumidores industriales es igual al precio en “boca de pozo” más un cargo por transporte y distribución.

La gráfica 5 muestra los resultados de las estimaciones, que se traducen en tasas de crecimiento anual promedio de 3.1%, 2.1% y 1.9%, respectivamente.

Gráfica N° 4. Proyección del PIB

Gráfica N° 2. Demanda Sector Residencial

Sector residencial

La demanda del sector residencial se estimó utilizando modelos analíticos que proyectan la demanda de cada uno de los municipios y poblaciones con servicio de gas natural a partir de la cobertura actual, el consumo promedio por usuario y la penetración esperada en cada región, teniendo en cuenta los posibles nuevos municipios con potencial a conectarse.

crecimiento obtenidas para el sector residencial. Se estimó el consumo medio de los usuarios comerciales para cada región y distribuidor. La gráfica No 3 presenta los resultados de la estimación en el horizonte 2013-2022.

Sector industrial

Estimación de demanda

La demanda nacional se dividió por regiones, para lo cual se asignaron los departamentos por zona de influencia del gasoducto troncal e incluyó análisis de los sectores Residencial, Comercial, Industrial, Eléctrico, Petroquímico, Gas Natural Vehicular (GNV ) y Ecopetrol, que a su vez considera gas para refinería. Igualmente se agregan los volúmenes de Exportación comprometidos con Venezuela.

La demanda del sector comercial se estimó utilizando modelos analíticos que proyectan el número de usuarios y su demanda en cada población a partir de la información suministrada por las empresas distribuidoras de gas natural y la firma Concentra.

Gráfica N° 1. Declaración de Producción de Gas Natural

Es de anotar que la información correspondiente a Cusiana y Cupiagua, incluye los campos

La UPME realizó la estimación de demanda integrada de energía a escala regional y por sectores de consumo, con el fin de satisfacer las necesidades de información de los agentes públicos y privados.

Sector comercial

Fuente: Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

Octubre - Noviembre de 2013

9

gas hasta 2022 Gráfica N° 5. Demanda Sector Industria

Sector GNV

Para estimar la demanda futura del GNV se utilizó un modelo analítico que simula y optimiza el comportamiento de los diferentes usuarios del servicio de transporte terrestre y fluvial en el país. El modelo de transporte estima el consumo de los diferentes tipos de combustibles según los usos y dependiendo de variables como precios de los combustibles, crecimiento de la economía, tecnologías disponibles para movilidad de pasajeros o carga y preferencias de los usuarios, entre otras.

Para ese análisis se reconstruyó el consumo de combustibles por uso a partir de las series de ventas, para lo cual se analizaron diferentes fuentes de información como: Ecopetrol, con sus datos de producción, ventas y hurto; la DIAN, con información de sobretasa; el Ministerio de Transporte, y los trabajos sobre el tema realizados en la UPME junto con otras instituciones.

Gráfica N° 7. Demanda Ecopetrol

Sector petroquímico

Al igual que en el caso de las refinerías, la proyección de demanda de gas natural para el sector petroquímico tiene como fuente, entre otros agentes, a Ecopetrol, que reporta el escenario medio. Los escenarios bajo y alto se establecen a través del error esperado de la serie histórica de consumo de gas natural para el sector. El escenario medio de demanda se mantiene igual a la situación actual. La gráfica 8 presenta la estimación de la demanda del sector. Las tasas de crecimiento alcanzadas oscilan entre el 1% en el escenario alto y una tasa negativa de 0.81% en el escenario bajo.

Gráfica N° 8. Demanda Sector Petroquímico

Se consideró la entrada de tecnologías, como las flotas dedicadas a GNV, tanto en buses de sistemas masivos como de transporte municipal e intermunicipal. Para el sector de transporte de carga y público se espera que se llegue a reemplazar con GNV hasta el 8% de los consumos de gasolina y ACPM. Para la determinación del precio de los combustibles se aplicó la regulación vigente en cada caso. El precio del GNV se calculó a partir del precio de la gasolina y se supuso que corresponde a aproximadamente el 60% del precio de ésta, en términos energéticos, basado en el análisis del comportamiento histórico del precio de estos combustibles en diferentes ciudades.

Se proyectaron tres escenarios de demanda en el período 20132022 que presentan tasas de crecimiento promedio anual de 8.5%, 5.79% y 3.38%, respectivamente. La gráfica No 6 presenta los resultados de la estimación.

Gráfica N°6. Demanda Sector Gas Natural Vehicular

Ecopetrol

Además de los sectores mencionados, se presenta también el consumo de gas natural reportado por Ecopetrol, tanto en sus refinerías como en algunos campos de producción (para consumo propio y generación eléctrica), ya que consumen un importante volumen. La proyección de esta demanda tiene como fuente principal a la Empresa, que reporta el escenario medio.

El escenario alto se establece a través del error esperado de la serie histórica. El escenario medio supone una tasa de crecimiento promedio de 12.1%. La gráfica No 7 presenta los resultados de la estimación para Ecopetrol.

Informe

Sector eléctrico

La proyección de demanda de gas natural para uso termoeléctrico está basada en la proyección de generación eléctrica del país establecida en el Plan de Expansión de Referencia Generación–Transmisión 2010-2024. La proyección de generación, según sea hidráulica o con combustibles como gas o carbón, se realizó simulando la operación futura del Sistema Interconectado Nacional (SIN).

L

demanda y balance de gas

a agregación de los escenarios sectoriales origina las curvas de demanda con las cuales la UPME elaboró el balance. El escenario alto de demanda indica que la tasa de crecimiento promedio alcanza el 4.79%, mientras que en el escenario medio la tasa llega al 2.6%, y el de demanda baja alcanza el 1.2%, en promedio. Para los efectos de la Resolución CREG 089 de 2013, en la gráfica No. 10 se presenta la proyección de la demanda baja.

Gráfica N° 10. Escenario Bajo Demanda Total

Balance de gas natural

Contrastados los distintos escenarios de demanda estimados por la UPME y de oferta resultante de la declaración de productores al Ministerio de Minas y Energía, se efectuó el balance con una resolución mensual a fin de establecer con detalle los períodos en los cuales se podrían presentarse superávits o déficits de gas natural. Información indispensable para el diseño de estrategias y la toma de decisiones por parte de autoridades y agentes con el objetivo de enfrentar adecuadamente las incertidumbres futuras del mercado y preparar al país para las situaciones coyunturales que se puedan presentar.

Ver gráfica No 11.

Se observa que la máxima producción nacional se alcanzaría en febrero de 2014 con 1,335 GBTUD y finalizando con aproximadamente 900 GBTUD en diciembre de 2022. Los resultados de los análisis indican que en abril de 2018 se cruzarían la oferta de gas natural con la demanda en el escenario bajo, considerando los supuestos aquí mencionados, es decir que la producción de los campos actuales permitirá abastecer la demanda interna hasta esa fecha. En el escenario de demanda base el equilibrio se presenta en febrero de 2017 y con el escenario alto un año antes, en febrero de 2016.

Del balance anterior y de acuerdo con lo establecido por la Resolución CREG No. 089 de 2013, se concluye que la oferta certificada a la fecha por los agentes abastecerá la demanda nacional de gas natural proyectada por la UPME (según el escenario bajo), hasta abril de 2018.

Gráfica N° 11. Balance de Gas Total

La simulación de la operación del SIN utiliza como criterio la operación de mínimo costo en el largo plazo y la satisfacción de criterios de confiabilidad en el abastecimiento a los usuarios de energía eléctrica. Se utilizó un modelo donde las decisiones de operación de los generadores dependen del nivel de demanda a satisfacer en el tiempo, de la disponibilidad de agua o de combustibles para generación, de los precios de los mismos y de características técnicas de los generadores, entre otras.

La proyección considera tres escenarios de demanda de energía eléctrica, los cuales implican tres escenarios distintos de expansión de la capacidad de generación eléctrica del país. Las tasas de crecimiento de gas natural para la generación de electricidad durante el período de estimación indican una disminución en el escenario alto de 1.61% promedio anual, mientras que el escenario medio la reducción alcanza 7.8% promedio año, y en el bajo la caída es de 14.7% promedio anual entre 2013 y 2022.

Es necesario precisar que durante el segundo semestre de 2018 se presenta un pico de demanda de gas para atender las necesidades de este sector que ascienden a cerca de 560 GBTUD en el escenario alto, correspondientes a la generación por restricciones en la Costa Atlántica. Este mismo pico se observa en el escenario medio de demanda donde se alcanza un consumo de cerca de 350 GBTUD. Esta situación no tiene lugar en el escenario bajo. La gráfica 9 muestra la evolución de la demanda de gas para el sector eléctrico en los tres escenarios.

Gráfica N° 9. Demanda Sector Eléctrico

Industria

10

Octubre - Noviembre de 2013

Colombia, gas de clase mundial Con una cobertura del 56% de la población, un importante crecimiento de sus redes de transporte, de su producción y consumo, así como un incremento notable en los vehículos que se mueven con gas natural, el sector en Colombia se consolida como de clase mundial.

La producción mundial de gas natural entre 2008 y 2012 creció en 30 GPCD, de los cuales 19 GPCD (63%) se concentraron en Estados Unidos (11) y Qatar (8). El crecimiento en Estados Unidos se debe fundamentalmente a la explotación del shale gas, que lo convirtió en un gran país productor, en detrimento de Canadá que era su proveedor en los años pasados.

D

Por: MAURICIO VELOZA

efinitivamente el gas natural en Colombia se ha convertido en uno de los factores de crecimiento económico más importantes de los últimos años y ha representado una verdadera revolución social, con indicadores a la altura de los países más desarrollados en este sector.

Esta es apenas una de las conclusiones que se desprenden de la decimocuarta edición del “Informe del sector gas natural 2012: Dinámica y evolución 2008-2012”, que elabora cada año la empresa Promigas y que revela el impacto que ha tenido en todo el mundo y en Colombia la producción y comercialización del gas natural, reafirmando su condición de energético del siglo XXI. A finales de 2012, el país contaba ya con más de 6,7 millones de viviendas conectadas, lo que representa más del 56% de la población beneficiada con este energético, estadística sólo comparable con la de Estados Unidos, que tiene una cobertura del 54% de la población, y solo superados en el continente por Argentina, que tiene un cubrimiento del 68%.

“Cuando miramos las estadísticas estamos a la par con países que nos llevan años de explotación de gas natural. El país ha hecho en pocos años lo mismo que naciones como Argentina, Brasil o Chile, por eso el del gas en Colombia es un caso de clase mundial”, dice Aquiles Mercado, vicepresidente Financiero de Promigas.

De los 6.569.840 usuarios residenciales de gas natural en el país, más el 85% pertenece a los estratos 1, 2 y 3, consolidándose como un combustible con alto impacto social. Así mismo, el hecho de que se tengan reservas de gas para por lo menos 14 años le da un panorama sólido a esta industria y al uso del energético.

Hoy en día, las reservas de gas probadas, probables y posibles están en un poco más de 7 Terapies cúbicos (TPC), de las cuales 81% corresponde a reservas probadas.

La intensa actividad exploratoria ha permitido incorporar más de 181 Millones de Pies Cúbicos Día (MPCD) en los últimos años, a lo que se sumarán los 300 MPCD que deberán llegar de Venezuela a mediados de 2014.

“Somos un sector que se ha convertido en ejemplo, producto de un trabajo coordinado entre todos los actores de la cadena, Gobierno y empresa privada, de una regulación adecuada y de la creación de instituciones idóneas y fuertes, eje central de una buena política pública.

Esto ha propiciado la inversión y la creación de un adecuado entorno institucional, permitiendo así que el negocio sea sostenible”, señala Antonio Celia, presidente de Promigas.

Crecimiento mundial

El consumo de energía viene creciendo sostenidamente en los últimos cinco años a una tasa promedio del 2%, alcanzando en 2012 una cifra de 12.477 MTEP, donde el petróleo sigue siendo la mayor fuente de energía (4.131 MTEP), seguida por el carbón (3.730 MTEP) y por el gas natural (2.987 MTEP), que hoy por hoy representa la cuarta parte del consumo primario de energía del mundo.

Un crecimiento que se ha dado en los últimos años como consecuencia de la transformación que ha producido el shale gas, lo que ha aumentado las fuentes de producción, particularmente en Estados Unidos, país líder en el mundo en este segmento.

Por otro lado, las reservas probadas de gas crecieron en el quinquenio y alcanzan hoy los 6.614 Terapies Cubicos (TPC) y están ubicadas principalmente en cuatro países: Irán, Rusia, Qatar y Turkmenistán. Este último país cuenta con el segundo mayor yacimiento de gas natural en el mundo, el Galkinish, que ha aumentado sus reservas alrededor de 24% en los dos últimos años. El mayor yacimiento de gas natural en el mundo lo comparten Irán y Qatar en aguas del Golfo Pérsico (South Pars-North Dome).

Por su parte, Qatar no sólo tuvo un crecimiento de 20% promedio anual en el quinquenio, sino que también exporta la tercera parte del Gas Natural Licuado (GNL) en el mundo.

Sólo en 2012 sus exportaciones de GNL llegaron a 10 GPCD. Otros países que mostraron un importante crecimiento en este período fueron Irán (8%), China (7%) y Arabia Saudita (6%), que consolida a Oriente Medio como una de las zonas de mayor potencial de producción de gas natural en los próximos años.

Sin embargo, Estados Unidos y Rusia se mantienen como las grandes potencias productoras y consumidoras de gas natural en el mundo. Entre los dos concentran el 38% de la producción y el 34% del consumo global.

Estados Unidos es a su vez el gran consumidor de gas natural, con una participación de 22%. China y Japón, por su parte, registraron crecimientos anuales en sus consumos de 15% y 7% respectivamente, siendo Japón un importador neto de gas natural.

Irán también tuvo un crecimiento significativo (7%), motivado principalmente por el incremento de conversiones de vehículos a GNV. El caso de Irán es significativo porque es un país petrolero y hoy en día su estrategia es exportar el crudo que le genera importantes divisas y consumir internamente el gas natural, que es mucho más económico. De hecho Irán ya ocupa el primer lugar como el país con mayor número de vehículos a GNV en el mundo (3,3 millones de los 17,2 que existen en todo el planeta) y un crecimiento anual del 35%, solo superado por China con 39%, y seguido por Ucrania (34%) y Tailandia (33%).

Esos resultados confirman que el crecimiento extraordinario del GNV se está dando en los países asiáticos, particularmente en Irán y Pakistán, que hoy ocupan los dos primeros lugares, los que hasta hace seis años ostentaban dos países sudamericanos, Argentina y Brasil, relegados hoy al tercero y cuarto puesto.

Reservas mundiales probadas de gas natural - Tpc País

2008

2009

2010

2011

Irán Rusia Qatar Turkmenistán Estados Unidos Arabia Saudita Emiratos Árabes Venezuela Nigeria Algeria Otros

1046 1072 896 259 245 267 215 176 187 159 1471

1046 1099 894 259 273 280 215 179 187 159 1413

1169 1099 885 359 305 283 215 195 180 159 1411

1187 1162 885 618 312 288 215 195 182 159 1428

Total

5993 6004 6260 6631 Relación 2008-2012= 1,1 veces

Variación

2012 promedio anual 1187 3% 1163 2% 885 -0,30% 618 24% 300 5% 291 2% 215 0% 196 3% 182 -1% 159 0% 1418 -1% 6614

2%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013

Producción mundial de gas natural - Gpcd País

2008

Estados Unidos Rusia Canadá Irán Qatar Noruega China Arabia Saudita Algeria Indonesia Otros Total

2009

2010

2011

55 57 58 63 58 51 57 59 17 16 15 15 11 13 14 15 7 9 11 14 10 10 10 10 8 8 9 10 8 8 8 9 8 8 8 8 7 7 8 7 106 102 109 109 295 289 307 319 Relación 2008-2012= 1,1 veces

Variación

2012 promedio anual 66 5% 57 -0,4% 15 -3% 15 8% 15 20% 11 4% 10 7% 10 6% 8 -1% 7 0,5% 110 1% 324 2%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013

Consumo mundial de gas natural - Billones de m3 País

2008

2009

2010

2011

Estados Unidos Rusia Irán China Japón Canadá Arabia Saudita México Reino Unido Alemania Otros Total

659 649 682 690 416 390 414 425 119 131 145 154 81 90 107 131 94 87 95 106 96 95 95 101 80 78 88 92 66 72 72 77 99 91 99 83 81 78 83 75 1219 1182 1296 1301 3010 2943 3176 3235 Relación 2008-2012= 1,1 veces

Variación

2012 promedio anual 722 2% 416 0,01% 156 7% 144 15% 117 6% 101 1% 103 6% 84 6% 78 -6% 75 -2% 1319 2% 3315 2%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013

Vehículos con GNV en el mundo País Irán Pakistán Argentina Brasil India China Italia Colombia Tailandia Ucrania Otros Total

2008

2009

2010

2011

2012

1.000.000 1.665.602 1.954.925 2.859.386 3.300.000 2.000.000 2.300.000 2.740.000 3.100.000 2.790.000 1.745.677 1.820.601 1.901.116 2.085.882 2.221.038 1.588.331 1.631.173 1.664.847 1.702.790 1.743.992 650.000 935.000 1.080.000 1.100.376 1.500.000 400.000 450.000 450.000 611.900 1.500.000 580.000 628.624 730.000 779.090 746.470 280.638 302.365 324.515 365.182 402.525 127.735 162.023 218.459 305.290 396.513 120.000 200.000 200.000 200.019 388.000 1.157.168 1.262.762 1.395.055 1.953.357 2.289.741 9.649.549 11.358.150 12.658.917 15.063.272 17.278.279 Relación 2008-2012= 1,8 veces

Variación promedio anual

35% 9% 6% 2% 23% 39% 7% 9% 33% 34% 19% 16%

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2013

Esa misma tendencia se refleja en cuanto al número de estaciones de servicio de gas natural, que hoy ya suman cerca de 20.000 en todo el mundo. Pakistán (2.997), China (2.800) e Irán (1.992) ocupan los primeros lugares del listado, mientras que Colombia registra un crecimiento apenas del 8% en los

últimos cinco años, con cerca de 700 estaciones.

Según el informe de Promigas, China y Colombia son los únicos países del top 10 con mayor número de conversiones a GNV en el mundo que cumplen con el estándar ideal de máximo 700 vehículos por EDS.

Octubre - Noviembre de 2013

Precios a la baja En cuanto al precio del gas natural, por segundo año consecutivo la referencia internacional (Henry Hub) continuó con una tendencia a la baja, alcanzando en el 2012 un promedio de 2,8 dólares/MBTU, cifra muy por debajo de los 8.9 dólares que registró en 2008. De hecho, éste es el precio más bajo del gas natural reportado en los últimos diez años.

2,8

dólares/MBTU, cifra muy por debajo de los 8.9 dólares que registró en 2008, éste es el precio más bajo del gas natural reportado en los últimos diez años

Expertos analistas atribuyen esta disminución del precio del gas natural al fenómeno shale gas, cuyo efecto inmediato fue acabar con la correlación histórica existente hasta el 2009 entre los precios internacionales del petróleo y el gas natural. Esta tendencia a la baja en los precios del energético marca una clara revolución en la utilización de este combustible en el futuro inmediato y, de paso, un importante aporte al mejoramiento del medio ambiente.

Colombia, gran jugador mundial

C

olombia representa un jugador de peso en el mercado americano y mundial del gas natural. Aunque su producción (3 GPC) es 20 veces más pequeña que la de Estados Unidos, se encuentra en niveles similares a la producción de Argentina y Venezuela, y supera a países como Brasil, Bolivia y Perú. Hoy sus reservas probadas ascienden a 5.5 TPC y mantiene un crecimiento sostenido del 6% en los últimos cinco años. Cuando se compara con los países de la región, el consumo de gas natural en Colombia se ubica entre los más bajos y es superado ampliamente por Argentina, Venezuela y Brasil.

No obstante, el país es un referente de clase mundial si se tiene en cuenta la cobertura de cerca del 56% de la población, con alrededor de 6.7 millones de hogares conectados al servicio, sólo superado por Argentina en el escenario suramericano, y también su tercer lugar después de Argentina y Brasil en cuanto a vehículos convertidos a GNV, con un poco más de 450.000 carros.

A 2012, la red de gasoductos en el país alcanzaba los 7.643 kilómetros para poder responder a una demanda que, en ese año, alcanzó los 856 MPCD. Hay que resaltar el hecho de que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) aprobó inversiones para expansión del sistema de transporte por 389 millones de dólares para el periodo 2013-2017.

En cuanto al consumo del GNV, en 2012 se sobrepasó la cifra de

400.000 vehículos convertidos, ubicándose como el octavo país en el mundo en utilización de este combustible en vehículos automotores. Cartagena será la segunda ciudad colombiana, después de Medellín, con un sistema de transporte público masivo que operará exclusivamente a gas natural, decisión que contribuirá a obtener ahorros que superan los 160.000 millones de pesos proyectados en 20 años.

Otra clave del éxito del sector en los últimos años ha sido la respuesta de la CREG a necesidades del mercado en diferentes aspectos, que consolidan un marco regulatorio que presenta notables avances en temas como el marco de comercialización mayorista de gas natural, el marco para la construcción y operación de una planta de regasificación que permita la importación de GNL, que deberá estar lista en 2015, y la liberación del precio del gas de Guajira a partir del primero de enero de 2014.

“Hay que mantener lo que hemos venido haciendo en el marco de un diálogo fluido y de confianza con los reguladores.

Si continuamos así, podríamos tener más de 400.000 nuevos usuarios domiciliarios por año conectados y entre 40.000 y 50.000 vehículos convertidos a gas natural por año. Estamos hablando de un combustible que está siendo cada vez más preeminente en la canasta energética del país. Tenemos 14 años de reservas, hay nuevas búsquedas de gas y hay que mirar cómo se aprovecha el shale gas, así que el panorama es inmejorable”, concluye Celia.

Industria

11

El shale gas, revolución en marcha

E

l shale gas ha cambiado el panorama del gas natural en el mundo. Este gas de extracción no convencional representa toda una revolución en el mercado del energético, pues es la razón del notable crecimiento de las reservas mundiales recuperables de este recurso, lo que ha llevado -por ejemplo- a que Estados Unidos cambie su rol de importador a exportador.

En Europa, el shale gas podría modificar completamente la canasta energética y la balanza comercial de países como Francia y Polonia, que pasarían de importadores a exportadores en el mediano plazo.

Algo similar puede ocurrir con países como Argentina, Brasil y Chile en Suramérica, y China y Sudáfrica en otras regiones del mundo.

En Estados Unidos, las reservas probadas de shale gas representaban en 2007 el 9% del total de reservas de gas natural y en sólo tres años esta participación pasó al 31%, con cerca de 100 GPC. Las estimaciones generales indican un incremento de la producción de gas natural entre 2011 y 2040 de 44%, debido fundamentalmente al crecimiento proyectado de la producción de shale gas.

Según la Agencia de Energía de Estados Unidos (EIA por su sigla en inglés), Argentina, Brasil, Colombia y Chile son los países de la región que cuentan con un amplio poten-

cial para el desarrollo del shale gas.

Sus reservas, sus infraestructuras gasíferas existentes y la alta participación del gas natural en sus canastas energéticas son los factores que justifican este potencial desarrollo.

Los recursos de shale gas en Colombia se circunscriben a tres cuencas: Valle Medio del Magdalena, Llanos Orientales y Catatumbo, donde los recursos recuperables ascienden a 55 TPC. Hoy en día se han identificado 19 bloques con potencial no convencional y se prevé que entre 2013 y 2016 se perforarán 18 pozos exploratorios.

“No obstante, considerando los 32 TPC de reservas estimadas, más de cuatro veces las reservas probadas actuales, el país deberá alinear variables regulatorias, económicas, sociales y medioambientales, con el fin de sacar provecho de tan valiosos recursos”, afirma Celia.

100 GPC Son las reservas probadas de shale gas en los Estados Unidos

GNL, la otra revolución

O

tro hecho que representará una autentica transformación en el consumo y transporte del gas natural es el crecimiento del mercado mundial del GNL, que pasó de 227 a 328 billones de metros cúbicos en los últimos cinco años, una variación cercana al 50%, mientras que el mercado del gas en general crece a una tasa moderada.

En 2012, entre Qatar y Malasia exportaron el 42% del GNL que se comercializó en el mundo, mientras que Japón y Corea importaron el 51% del total de este combusti-

ble. Entre los países exportadores se destacan también Australia (9%), Nigeria (8%), Indonesia (8%) y Trinidad y Tobago (6%).

Entre los mayores importadores están España (7%), India (6%) y China (6%).

Entre 2008 y 2011 el comercio internacional de GNL mostró un crecimiento de 13% y sólo en el último año mostró un decrecimiento del 3% motivado por la baja de las importaciones de Estados Unidos, que se convirtió ahora en país exportador de GNL.

Lo de Japón resulta interesante, ya que después de la tragedia nuclear de Fukushima, se paró la producción de ésta y otras plantas generadoras de energía nuclear y en general se prohibieron nuevos desarrollos, por lo que el gas natural entró a ser muy importante en la canasta energética nipona.

En América Latina, Trinidad y Tobago es el gran exportador de GNL con más de 19 billones de metros cúbicos y realiza el 54% de sus ventas a países de la región. Éste sería un posible proveedor para suministrar GNL a Colombia, si se concreta la planta de regasificación en Cartagena.

Crónica

12

Octubre - Noviembre de 2013

El día en que se acabó el petróleo barato

H

Por: MARTÍN ROSAS

La Guerra del Yom Kippur de 1973 fue el detonante de la primera gran crisis del petróleo.

Desde entonces el mundo reconocería su dependencia de este recurso energético y de su uso como arma geopolítica, pero también despidió la era del crudo abundante y barato, que había lubricado el desarrollo económico de tres décadas de postguerra.

ace cuarenta años, el 6 de octubre de 1973, el pueblo judío iniciaba una jornada de ayuno y se aprestaba a celebrar el Yom Kippur, la tradicional fiesta considerada la más sagrada y solemne del calendario hebreo, cuyo tema central es la expiación de pecados y la reconciliación. Ese día, fuerzas egipcias y sirias comenzaron ataques simultáneos en la península del Sinaí y en las alturas del Golán, territorios, entre otros, perdidos por esos países en la guerra árabe-israelí de 1967, conocida como la Guerra de los Seis Días.

Pese a lo sorpresivo del ataque, el ejército israelí logró rechazar a los árabes y anuló la avanzada territorial siria, deteniéndose a tan sólo 35 kilómetros de Damasco, mientras que en el Canal de Suez Israel logró cortar el aprovisionamiento a las tropas egipcias. Israel ocupó 600 kilómetros cuadrados en las Alturas del Golán, más allá de la línea del Alto al Fuego de 1967, y cerca de 1.600 kilómetros cuadrados en la ribera occidental del Canal de Suez.

Con la intervención del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas, el 11 de noviembre se firmó el Acuerdo de Alto al Fuego; el 21 de diciembre se inicia la Conferencia de Paz en Ginebra y, finalmente, el 18 de enero de 1974 se suscribió un acuerdo en el que Israel realizó varias concesiones territoriales a Egipto.

En ese breve conflicto quedó en evidencia el apoyo que brindaron las dos potencias mundiales a cada uno de los bandos: el apoyo soviético a Egipto y el envío de armas a Israel por parte de los Estados Unidos.

En represalia, los miembros árabes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) establecieron un embargo a Occidente, especialmente a Estados Unidos y los Países Bajos. También acordó un boicot a Israel.

Como consecuencia in-

mediata, entre octubre y diciembre de 1973 los precios del crudo se cuadruplicaron, pasando de 2,59 a 11,65 dólares por barril.

La de ese año no solo fue la primera gran crisis del petróleo sino que, unida a otros factores, marcó el final de tres décadas de crecimiento económico, posterior a la Segunda Guerra Mundial, y sumió al planeta en una profunda recesión económica.

Dos años antes, en 1971, el gobierno de Richard Nixon había declarado la inconvertibilidad del dólar en el patrón oro, poniendo fin al sistema monetario internacional de Bretton Woods. La moneda estadounidense se devaluó en 1971 y 1973.

Efectos de la crisis

Esos cambios y el encarecimiento del petróleo llevaron al mundo a la reducción del crecimiento económico y el aumento de la inflación y el desempleo. Importantes industrias se vieron obligadas a reconvertirse, con acciones como innovación tecnológica, ahorro de energía y recortes de personal, entre otras.

En los terrenos social y político, la salida a la crisis pasó por el cuestionamiento del estado de bienestar.

También fue la época en que ingresaron en la agenda internacional temas como los del ahorro y la eficiencia de la energía, el desarrollo sostenible y la íntima relación entre la acción humana y su impacto sobre el medio ambiente.

En 1972, el Club de Roma había publicado un estudio titulado ‘Los límites al crecimiento’, donde un grupo de expertos evaluaba las posibilidades de continuidad del crecimiento económico en el planeta. El problema que planteaba el informe era “el de la capacidad del planeta para hacer frente más allá del año 2000 a las necesidades y modos de vida de una población creciente, que utiliza a tasas aceleradas los recursos naturales disponibles, causa daños con frecuencia irreparables al medio ambiente y pone en peligro el equilibrio ecológico global, todo ello en aras de la meta del crecimiento económico, que suele identificarse con bienestar”.

En medio de la recesión y el racionamiento de combustibles en Occidente, se empezaron a realizar esfuerzos por disminuir el consumo de petróleo, ya fuera substituyéndolo por otros combustibles o utilizando fuentes alternativas de energía.

Así, el carbón y la energía nuclear proporcionaron buena parte de la generación de electricidad durante la década de los 70, al tiempo que se empezaron a producir autos compactos con motores más económicos, lo que favoreció el ingreso de la industria automotriz japonesa a los Estados Unidos.

Al mismo tiempo, las fuentes de petróleo que no pertenecían a la OPEP empezaron a ampliarse. El desarrollo más espectacular se produjo en el mar del Norte, y a principios de los 80 Gran Bretaña y Noruega ya eran autosuficientes.

En un intento por evitar la repetición de los sucesos de 1973, a finales de 1974 dieciseis Estados formaron la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés). La organización tenía como objetivo supervisar un sistema para compartir petróleo en futuras emergencias y reducir esa posibilidad estimulando una mayor autosuficiencia en la producción de crudo.

Sin embargo, la efectividad de la Agencia no quedó del todo demostrada, especialmente en 1979, cuando el derrocamiento del sha de Persia y la interrupción de los suministros de Irán desencadenarían la segunda gran crisis del petróleo. El sistema de reparto de emergencia de la IEA no fue activado, pese a la solicitud de Suecia, por la dudosa razón de que podría aumentar el pánico.

Una segunda oportunidad para que la Agencia demostrara su valía surgió en septiembre de 1980, cuando se declaró la guerra entre Irán e Irak y en noviembre cesaron las exportaciones de petróleo de ambos países.

Sin embargo, el precio del petróleo solo aumentó de 31 a 40 dólares, volviendo a descender a 35,5 dólares a final de año. Los mercados estaban más calmados porque Arabia Saudita aumentó la produc-

ción y la IEA alentó a sus miembros a disminuir sus reservas.

Volviendo a la crisis de 1973, las naciones industrializadas de Occidente reaccionaron al boicot y al alza de precios adoptando medidas inmediatas de ahorro de energía. Holanda fue la primera en prohibir la circulación de automóviles los domingos. Bélgica y Alemania Federal siguieron su ejemplo e impusieron también, como otros países, limitaciones a la velocidad de circulación.

Los altos precios del crudo aceleraron la inflación global y, en consecuencia, el desempleo y las tensiones sociales.

El sistema monetario internacional también se vio afectado cuando los países productores de petróleo invirtieran en el mercado las elevadas ganancias obtenidas de la noche a la mañana.

Finalmente, se desequilibraron las balanzas de pagos de muchos países, puesto que tuvieron que emplear mayores volúmenes de divisas para hacer frente a las importaciones de petróleo. Especialmente afectados resultaron los países en vías de desarrollo que no poseían petróleo.

Todo eso unido aceleró la recesión de la economía mundial.

Pese a que el 17 de marzo de 1974, los países árabes, con la excepción de Libia, anunciaron el fin del embargo contra Estados Unidos, en adelante los países industrializados tendrían claro que no podían seguir aumentando su prosperidad a tan bajo precio y a expensas de otras naciones.

Desde entonces, el petróleo dejó de ser barato y se convertiría en pieza fundamental del rompecabezas geopolítico mundial del último cuarto del siglo XX.

Octubre - Noviembre de 2013

Internacional

13

La revolución multipolar del shale gas Los recursos de hidrocarburos no convencionales están recomponiendo no solo el mapa energético mundial, sino que también se esperan impactos en la economía y, sobre todo, en la geopolítica.

L

os Estados Unidos viven una verdadera revolución energética gracias al aumento extraordinario de las reservas y producción de gas de esquisto (shale gas). En 2005, la producción de gas natural estadounidense estaba en declive y la Administración de Información de Energía (EIA, por su sigla en inglés) preveía que la nación tendría que importar 789 terapies cúbicos (TPC) de gas en 2020.

Hoy, la situación ha cambiado radicalmente como resultado de la revolución del shale gas, que abrió la posibilidad de explotar gas natural que antes no resultaba rentable extraer. Entre 2007 y 2012, la producción de gas de esquisto en Estados Unidos aumentó de 1,3 billones de pies cúbicos a 8,5 billones de pies cúbicos. ¡Un crecimiento del 553 por ciento en solo seis años!

Las reservas estadounidenses de gas natural ahora están calculadas en más de 300 TPC. El gas de esquisto representa en la actualidad casi el 35 por ciento de la producción total de gas de Estados Unidos y se espera que la proporción aumente al 50 por ciento en 2020.Como consecuencia de la abundancia del recurso, los precios del gas natural en los Estados Unidos se desplomaron de 13 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MBTU) en 2008 a alrededor de 3,80 dólares/ MBTU hoy.

Un estudio reciente de la EIA y Advanced Resources International estima los recursos mundiales de gas de esquisto en 7.299 billones de pies cúbicos, un número astronómico en comparación con lo que se tenía estimado hace pocos años.

El estudio señala que los recursos de gas de esquisto contribuyen con un 30 por ciento del total de los recursos de gas natural.

Hasta la fecha, la producción de gas de esquisto se ha limitado principalmente a Estados Unidos, aunque otros países están empezando a explorar sus recursos y evaluar la viabilidad para la producción comercial.

Se estima que el dramático cambio energético de los Estados Unidos provocado por el ‘shale gas’ tendrá implicaciones no solo en la economía sino en la geopolítica internacional, con consecuencias aún impredecibles. La primera sería el desinterés estadounidense por

Cuencas de hidrocarburos no convencionales

Moléculas Bolivia construirá planta de GNL

Y

acimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) comenzó a construir una planta de gas natural licuado (GNL), que le permitirá cambiar la matriz energética en el país con un recurso natural propio y colaborar con la demanda de GNV, entre otras aplicaciones.

La planta estará ubicada en Río Grande, departamento de Santa Cruz, y producirá 210 toneladas métricas día (TMD). El predio asignado es el lugar donde opera la Planta de Absorción y de Inyección de YPFB Andina y la Planta de Separación de Líquidos Río Grande. El GNL será distribuido en camiones cisterna hacia las Estaciones Satelitales de Regasificación (ESR) situadas en 26 poblaciones del país.

Cuencas con recursos evaluados Cuencas con recursos sin evaluar

los tradicionales países petroleros y que marcaron buena parte de la geopolítica de los últimos cien años.

La otra consecuencia sería tratar de impedir que se construya el gasoducto trinacional entre Irak, Irán y Siria, al tiempo que se mantendría el dominio regional de países aliados como Qatar y Arabia Saudita.

En medio de la incertidumbre, un hecho es indiscutible: la revolución del gas no convencional ya está influyendo en la dinámica geoestratégica de la energía. Contrario a lo que acontecía en la década pasada, los Estados Unidos pasaron de ser un gran importador de gas natural licuado (GNL) a exportador. No solo liberó los cupos que antes adquiría, sino que reconvirtió un par de plantas que de regasificadoras pasaron a licuar.

Una primera consecuencia de ese fenómeno es que Gazprom redujo los precios de sus contratos de gas y aflojó las condiciones para el suministro en Europa. Otro ejemplo es la intención de compradores asiáticos para acceder a Henry Hub, para lograr gas a menor precio en el corto plazo y una mayor flexibilidad de los contratos. Recordemos que los precios para Estados Unidos oscilan entre 3 y 5 dólares el MBTU; para Europa, entre 8 y 10 dólares MBTU; y para Asia, entre 10 y 12 dólares.

Además, varios países altamente consumidores de gas han empezado a mirar sus propios potenciales de esquistos para mejorar su balanza energética. China y Europa son dos claros ejemplos. Para China, el potencial de desarrollo de los recursos adicionales podría ayudar a aliviar la presión de las importaciones.

Por su parte, para algunos gobiernos europeos, la combinación de una crisis financiera y la recesión económica, junto con sus objetivos de lograr una mayor autosuficiencia energética y una economía baja en carbono, hace que el desarrollo

Fuente: EIA

del gas de esquisto sea muy atractivo. Países como el Reino Unido y Polonia son algunos pioneros en ese desarrollo. Sin embargo, otros países como Francia y Alemania, citan preocupaciones ambientales para no desarrollar agresivamente su potencial.

Por otro lado, la aparición de la oportunidad del gas de esquisto ha creado una oleada de optimismo tecnológico que ha cambiado radicalmente la psicología en torno al desarrollo de los recursos de hidrocarburos. Ahora, en lugar de preguntarse qué pasará si el mundo se queda sin petróleo, muchos se preguntan qué otras fuentes de energía pueden obtenerse a medida que avanza la tecnología.

El impacto directo de ese optimismo es difícil de discernir. Sin embargo, muchos países están buscando la manera de incorporar el gas natural en sus economías, como el reciente énfasis en los vehículos movidos con gas natural en China y los Estados Unidos. De otro lado, el gas natural es ahora una parte crucial de las negociaciones mundiales sobre el cambio climático y, en ese contexto, los países buscan cómo incorporar gas en una perspectiva baja en carbono.

Antes, gran parte de la dinámica internacional de la energía se basaba en la idea de hacer avances en tecnología de cara a la escasez de recursos. El cambio es ahora hacia el aprovechamiento de la abundancia y examinar con más cuidado horizontes tecnológicos que puedan producirse.

Pocos dudan de que el potencial de los recursos de gas no convencional sigue dando forma a los nuevos mercados de la energía. La pregunta ahora es cómo los países reconstruirán una nueva política energética, a partir de sus recursos no convencionales y su competitividad comercial.

El gas que alimentará la planta de licuefacción provendrá principalmente de la Planta de Separación de Líquidos de Río Grande y para casos de emergencia y paros programados estará interconectada a la línea de los gasoductos YABOG y GASYRG, con la finalidad de que la planta de GNL tenga disponibilidad continua del gas natural.

Una vez que la planta entre en operación, se dispondrán de 32 camiones cisterna criogénicos, que realizarán el transporte de GNL a nivel nacional. Asimismo, se contará con dos regasificadores móviles. Las estaciones se encargarán del almacenamiento del GNL y entrega del producto en estado gaseoso para los diferentes usos, como consumo domiciliario, industrial, comercial y estaciones de servicio de GNV.

Argentina convirtió cien mil vehículos hasta agosto pasado

S

egún la Gerencia de GNC del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), hasta agosto de 2013 se realizaron 101.459 conversiones a GNV en Argentina. Si el ritmo de instalaciones continúa de esta manera, es muy posible alcanzar e inclusive superar, el total anual registrado en 2005, con poco más de 148.000 cambios al combustible gaseoso.

Es importante aclarar que entre 2003 y 2005 fue el período más prolífico en la historia de la industria argentina del GNV. El récord absoluto tuvo lugar en 2003, con un total de 285.252 conversiones realizadas durante ese año.

En julio pasado la cifra de instalaciones de equipos de gas natural llegó a 16.630, la más alta conseguida en un solo mes desde 2006. En agosto, además, hubo 14.560 traspasos, que evidencia un crecimiento sostenido.

El promedio mensual de kits colocados entre junio y agosto roza las 15.000 unidades, es decir, que casi 45 mil automotores decidieron volcarse al GNV en ese trimestre.

La Paz con 200 micros a gas

Ó

scar Farell, gerente de Operaciones de Fabros Motors, que representa a la firma china King Long en Bolivia, dijo que la empresa suministrará 200 minibuses a GNV para el servicio público de La Paz. Los vehículos, que cuentan con motor dual GNVgasolina, tienen capacidad para 14 pasajeros y son un metro más largo de los que circulan actualmente en la ciudad.

Así, cuatro sindicatos de transportistas de La Paz buscan renovar el parque automotor del servicio público, y reemplazaría los tradicionales carrys por vehículos con mayor capacidad.

A través de un acuerdo que estableció Fabros Motors con Los Andes y el BancoSol, los operadores pagan “entre un 15 y 20% de cuota inicial con un financiamiento de entre cinco a siete años”, dijo Farell.

Talleres

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Octubre - Noviembre de 2013

DIRECTORIO DE TALLERES CERTIFICADOS Armenia (6) •GASAUTOS DEL CAFÉ. Calle 13 # 18-46. 7451906. gasautodelcafe@ yahoo.es •GASPAR. Calle 50 # 16-10. 7370118. gasparconversiones@hotmail.com •ITALGAS. Calle 21 # 22-27, Local 2.

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Barrancabermeja (7) •MGAS. Calle 47 # 18-26. 3142934773. javigo78@hotmail.com

Barranquilla (5) •ALTERGAS. Calle 45 # 33-143.

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•INTERGAS DEL CARIBE. Carrera 53 # 64-196. 3600804, 3492895. carmen.mercado@intergas-s.a.com •TECNIGAS. Carrera 74 # 77-11.

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Cartagena (5)

Manizales (6)

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•ULTRAGAS ESSO KENNEDY. Transversal 82 # 41F-24 sur. 4661505/06. ultragaskennedy@gmail.com

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•SERVIGAS CINTAS Y LUJOS. Carrera 24 # 38-53. 8809215. servigasmanizales@une.net.co

•VEHÍCULO A GAS. Av. Carrera 45 sur # 59A-35. 2126079. vehiculoagasltda@yahoo.es

•MULTIGAS. Carrera 35 # 30-80.

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Mariquita (8)

•VEHIGAS SERVICE. Calle 163A # 2084. 4823149. vehigas@colombia.com

•TALLER MEKANO. Carrera 49C # 31-35 Barrio Líbano. 675 4822. juangrau@yahoo.com

•VERA GAS VEHICULAR. Calle 79B N° 29-42, 2406401, gerencia@ veragasvehicular.com

•TECNIGÁS. Diagonal 31 # 81B-14.

6523230. tallercartagena@tecnigas. com.co

Bucaramanga (7) •AUTOGASCOL. Carrera 17 # 2054. 6718580. marlenyautogascol@ yahoo.com •CONMGAS. Calle 20 # 17-68.

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•LOVATO AUTOGAS CONVERSIONES. Avenida Carrera 27 # 31B-27 sur.

2024272. converlovato@etb.net.co

Buga (2)

•OPCIÓN GAS VEHICULAR. Calle 64A # 27A-38. 5402592. opciongas@hotmail.com •PETROGAS VEHICULAR. Carrera 19 # 68-23. 5428333, 318-7186322. mebt50@yahoo.es •SERVICOCHES GNA. Avenida Calle 45A # 50B-60 sur. 5637234. servicochesgna@gmail.com •SERVIGAS GNV. Av. Cali # 42G-69 Sur. 4060406, 4062623. servigasgnvltda@yahoo.es •SERVIGAS QUIROGA GNV. Carrera 24 # 33-91 sur. 7138855. servigasquiroga@hotmail.com •SION GNV. Carrera 34A # 3-53.

4076580, 2771260. siongnv@hotmail.com

•AUTOGAS. Calle 2 # 10-48, Estambul. 2370166.

•TECNIGAS. Carrera 15 # 12-62.

2278224.

Cali (2) •ENERGAS DE OCCIDENTE. Calle 26 # 9-87. 4383899. energasdeoccidentesas@hotmail.com •EUROGAS. Calle 23 # 16-71.

8880824, 8880630. eurogas@ert. com.co •EUROGAS VEHICULAR. Calle 12C Diag. # 23-08. 3100754, 3100755. eurovehicular@yahoo.es

Cartago (2) •MAXIMOGAS. Calle 10 # 10-76.

312-7175121. maximogascartago@ hotmail.com •SPEED. Calle 10 # 23-83. 2125277. tallergasspeed@hotmail.com •TECNIGÁS. Carrera 9 # 8-14 Barrio San Nicolás. 2103303. tecnigascartago@hotmail.com

Dosquebradas (6) •AUTOGAS. Carrera 16 # 15-48.

3307000, 3303067. autogasltda@ hotmail.com •SIGMAGAS. Carrera 19B # 8-40.

3399630. sigmagas1@yahoo.com

Girardot (1) •GASMOTOR GNVC. Avenida 34 # 10-54, Miraflores. 8358393. gasmotorgnvc@yahoo.es •POWER GAS. Calle 36 # 11-12, Rosa Blanca. 8358348. powergasgirardot@hotmail.com

Girón (7) •SERVIGAS CAR. Carrera 19 # 25-73.

6591673. servigas-car@hotmail.com

Ibagué (8) •ELECTROGAS. Calle 28 # 3-24.

2649549. electrogas2@hotmail.com

•FABRILES GAS. Calle 32 # 9-02.

4419252. fabrilesgas@yahoo.com

•GASMOTOR IBAGUÉ. Carrera 6 # 22-93 El Carmen. 2632404, 316-7411600. gasmotoribague@ yahoo.es

•GAS EXPRESS LOS CÁMBULOS. Calle 9 # 40-70. 5534401, 5521913. magalyrovira@gasexpress.com.co

•GASTOY. Av. Mironlindo Calle 59 # 60. 2655714. norma_cmm@ hotmail.com

•GASMOTOR GNV. Calle 6 # 11-82.

EDS Cogascol. 2620395. gasmotorgnv@yahoo.es

Medellín (4) •AUTOFRANCIA. Calle 29 No. 46-31.

4483208. jiarango@autofrancia.com •CENTRO INTEGRAL DE SERVICIO. Calle 45A # 60-51. 2322486, 2316188. cisagnv@gmail.com •D&T GAS. Carrera 50 # 36-38. 2322486. davidvargas@dytgasvehicular.com •EURO GNV. Carrera 52 # 35-66.

2321614. eurognv@une.net.co •EXPERTOS AUTOMOTRIZ. Calle 44 # 71-93. 4447710. expertosautomotrizsas@hotmail.com •GASEXPRESS SAN DIEGO. Calle 34 No. 48-20. 3581263. jhonnygomez@ gasexpress.com.co •GASO Y GAS. Calle 67 # 50-44.

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Octubre - Noviembre de 2013

Montería (4)

Sincelejo (5)

•COOTRANSCORDOBA. Carrera 2 # 43-94. 7821068. cootranscordoba@hotmail.com

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2826624. ferrogas2009@hotmail.com

•MULTIGAS. Av. Circunvalar # 40-19.

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Mosquera (1)

Soacha (1)

•ULTRAGAS VEHICULAR. Carrera 5 •TECNOGAS MOTOR. Diagonal 6 este # 5–90, Parqueadero Carrefour. Bis # 5A-63. 5757885. tecnogasmo8941074, 301-6387198, 310-5844556. tor@gmail.com ultragasmosquera@gmail.com •MOTORGAS DE COLOMBIA. Diagonal 6 bis # 6-49. 7214962.

Neiva (8) motorgasdecolombia@hotmail.com •BETGAS. Carrera 5 sur # 19-33, Zona Industrial. 316-2377030.

Tuluá (2) •POWER GAS NEIVA. Carrera 5 # •AUTOGAS. Calle 23 # 39-15. 2321505.

13-20 sur. 8738490. powergasneiva@ hotmail.com •DIESEL GAS. Carrera 40 # 28B-06.

2250524.

•TECNIGAS GNV. Carrera 4 # 15-48.

8718935. tecnigasgnv@gmail.com Tunja (8)

Palmira (2) •EUROGAS. Calle 42 # 30-20.

2748736.

Pereira (6) •POWER GAS. Avenida Sur # 78-170 Corales. 3372134. solutionsone07@hotmail.com •TECNIGAS DEL EJE CAFETERO. Carrera 16 # 21-46. 3420252. tecnigasdel_eje@hotmail.com

•MULTIGAS. Calle 5 # 10A-17. 3132626959, 7434555. josenilsonlari@ yahoo.es •VEHIGAS BOYACÁ. Avenida Oriental # 7B-12. 310-7757559. vehigasboyaca@yahoo.es

Ubaté (1) •VILLA SAN DIEGO. EDS Kilómetro 1, vía Ubaté. 8552739. estacionesdeserviciojbmr

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Popayán (2)

•SERVIGAS AUTOMOTRIZ. Diago•CAUCAGAS. Calle 4 # 9-07, 8223104. nal 23 # 25-45, San Marcos. 6685717. servigasautomotrizltda@gmail.com •GNV POPAYÁN. Km. 8 Variante Norte # 3-51. 310-4651612.

Yopal (8)

Santa Marta (5) •C.I. ARCAS. Avenida del Río # 2985. 4336636. brojas@grupoarcas.com •DYMOGAS. Troncal del Caribe, diagonal al Terminal de Transportes.

4303965.

•AGAS VEHICULAR. Carrera 17 A # 22-53, Caño Seco. 320-8356414. agasvehicular-18@hotmail.com •COMBIGAS. Carrera 20 # 38-15.

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Zipaquirá (8)

•ESCONGAS. Calle 32 # 2-25. •FERAGAS. Calle 8 # 39-21.

4357907. escongas@hotmail.com 8516305. feragas@hotmail.es

Cifras

VEHÍCULOS A GNV EN EL MUNDO Septiembre de 2013

PAÍS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

VEHÍCULOS ESTACIONES

Total 17.669.768 Irán 3.300.000 Pakistán 2.790.000 Argentina 2.271.531 Brasil 1.753.762 China 1.577.000 India 1.500.000 Italia 746.470 Colombia 456.902 Uzbekistán 450.000 Tailandia 413.047 Ucrania 388.000 Bolivia 262.538 Estados Unidos 250.000 Armenia 244.000 Bangladesh 220.000 Egipto 193.555 Perú 162.516 Alemania 95.162 Venezuela 90.000 Rusia 86.012 Bulgaria 61.623 Malasia 53.783 Suecia 44.321 Japón 42.590 Corea del Sur 35.872 Birmania 30.005 Canadá 14.205 Francia 13.500 Suiza 11.500 República 10.909 Dominicana Tajikistán 10.600 Chile 8.164 Austria 7.065 Kirjistán 6.000 Indonesia 5.690 Singapur 5.522 República 5.500 Checa Holanda 5.202 Bielorrusia 4.600 Turquía 3.850

21.687 1.992 2.997 1.931 1.793 2.800 724 964 692 213 488 324 179 1.438 345 585 166 218 904 166 250 103 173 203 314 190 51 83 177 166 15 53 15 203 6 7 4 74 153 42 14

PAÍS 41 Australia Trinidad y 42 Tobago 43 España 44 Kazajistán 45 Georgia Emiratos Árabes 46 Unidos 47 México 48 Nigeria 49 Moldavia 50 Polonia 51 Finlandia 52 Eslovaquia 53 Islandia 54 Noruega 55 Serbia 56 Grecia 57 Mozambique 58 Portugal 59 Reino Unido 60 Vietnam 61 Hungría 62 Bélgica 63 Luxemburgo 64 Nueva Zelanda 65 Estonia 66 Lituania 67 Croacia 68 Liechtenstein 69 Argelia 70 Filipinas 71 Macedonia 72 Tanzania 73 Eslovenia 74 Túnez 75 Sudáfrica Bosnia y 76 Herzegovina 77 Letonia 78 Dinamarca 79 Taiwán 80 Afganistán

Fuente: NGV Journal

VEHÍCULOS ESTACIONES 3.500

51

3.500

6

3.219 3.200 3.000

60 2 50

2.801

17

2.600 2.210 2.200 2.094 1.300 1.170 916 908 838 708 661 586 559 462 372 355 253 201 200 200 155 143 125 71 54 52 41 34 24

8 6 24 47 19 14 2 26 9 4 2 5 22 7 17 15 7 14 4 4 2 2 3 3 1 1 6 1 2

21

2

18 14 4 1

1 1 1 1