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Documento 
CCoonnppeess 33119900 
Consejo Nacional de Política Económica y Social 
 
República de Colombia 
Departamento Nacional de Planeación 
 
 
 
 
 
 
 
BBAALLAANNCCEE YY EESSTTRRAATTEEGGIIAASS AA SSEEGGUUIIRR PPAARRAA IIMMPPUULLSSAARR EELL PPLLAANN DDEE 
MMAASSIIFFIICCAACCIIÓÓNN DDEE GGAASS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Ministerio de Minas y Energía 
DNP: DIE 
 
Versión aprobada 
 
 
 
 
 
 
 
Bogotá D.C., 31 de julio de 2002 
 1
Este documento somete a consideración del CONPES un balance y las estrategias a seguir para 
impulsar el plan de Masificación de Gas1, adoptado desde diciembre de 1991. 
 
I. ANTECEDENTES 
 
Desde inicios de la década del 90, la política energética tuvo como uno de sus objetivos la 
masificación del gas en el interior del país. En 1991, el CONPES mediante el documento No. 2571, 
aprobó el “Programa para la Masificación del Consumo de Gas”, orientado a impulsar el gas en el 
interior como sustituto de recursos energéticos de alto costo, considerando la existencia de reservas 
importantes y las características ambientales de este energético Dentro de los objetivos generales se 
planteó: i) promover el consumo masivo de gas natural y gas propano; ii) inducir el ahorro de energía 
en términos de costos y de cantidades; iii) garantizar una oferta de energéticos flexible, suficiente y 
diversificada; y iv)estimular la inversión privada. 
 
En 1993, un nuevo documento CONPES, el No. 2646, aprobó las estrategias de lo que en ese 
entonces se denominó “El Plan de Gas” y se establecieron acciones tendientes a garantizar la oferta del 
combustible mediante la continuidad en las actividades de exploración y explotación de nuevos 
yacimientos, la construcción de una red troncal de gasoductos, la ampliación del sistema de transporte 
existente y la conformación de un mercado en los sectores industrial, residencial y termoeléctrico. Para 
el cumplimiento de estos objetivos se trazó la siguiente estrategia: i) estimular la oferta con mayor 
libertad de precios; ii) Adelantar, a través de Ecopetrol, la contratación del sistema de transporte de gas, 
incluyendo la troncal y los subsistemas regionales mediante esquemas BOMT; iii) perfeccionar contratos 
para los gasoductos a Medellín, Bucaramanga y Huila y iv) organizar, una empresa dedicada 
exclusivamente al transporte. 
 
En desarrollo de las directrices gubernamentales antes mencionadas, Ecopetrol contrató y 
financió la construcción de los gasoductos Ballena - Barranca, Mariquita - Cali y Gasoducto Boyacá - 
Santander mediante el sistema de contratos BOMT, los cuales se constituyeron, conjuntamente con los 
gasoductos Sebastopol-Medellín, Payoa-Bucaramanga y Hobo-Neiva, en la columna vertebral de 
transporte del gas del interior del país. El sistema contractual y de financiamiento adoptado fue 
 
1 Documento CONPES 2646 de marzo 18 de 1993, “Plan de Gas, Estrategia para el Desarrollo del Programa de Gas”. 
 2
resultado también de una decisión de política gubernamental que buscó atraer inversión y financiamiento 
privados a la construcción de dicha infraestructura, lo cual permitiría contar con ella en un tiempo 
razonablemente rápido y minimizar, por lo menos en el corto plazo, el impacto fiscal que hubiese 
significado su financiamiento con recursos propios de Ecopetrol o financiados a cuenta de las 
transferencias de la petrolera estatal a la Nación. 
 
La Ley 142/94, Ley de Servicios Públicos Domiciliarios, apuntó a la separación de las 
actividades de comercialización y transporte de gas en Ecopetrol y así lo desarrolla la regulación para el 
sector de gas. Posteriormente, la Ley 401/97 separa de Ecopetrol el transporte del gas y la propiedad 
sobre los activos correspondientes y crea a Ecogas como empresa independiente. Esta Ley fija 
igualmente reglas para la cesión de activos de Ecopetrol a Ecogas y un esquema de pagos por los 
gasoductos contratados por Ecopetrol mediante contratos BOMT, que hiciera viable a Ecogas. 
 
Como resultado de la política de masificación de gas y del nuevo marco legal, actualmente se 
presta el servicio a más de 2 millones de usuarios en todo el país, en más de 200 municipios. Se 
construyeron cerca de 3,600 Km de red de gasoductos, y asíse logró completar la infraestructura de 
transporte necesaria para unir los grandes centros urbanos del interior con los campos de producción y 
se constituyeron en el transcurso de diez años (1991 – 2001) 13 empresas de distribución de gas, de las 
cuales 9 distribuyen gas en 129 municipios del interior del país. Las cifras y los mapas que se incluyen a 
continuación ilustran dicha expansión y resultados. 
 
 1991 2001 
Municipios atendidos 31 210 
usuarios 400,000 2,492,010 
Km de gasoductos 1,810 5,632 
Empresas de Distribución 7 20 
Empresas Transportadoras 1 8 
 3
 
La política trazada al inicio de la década del 90 cumplió su cometido parcialmente. Si bien se 
logró en tiempo récord la construcción de la infraestructura básica de transporte y distribución, 
requisitos primarios para promover el uso masivo del combustible. Los costos embebidos en la 
infraestructura y los compromisos financieros adquiridos por las compañías a cargo del programa de 
transporte (Ecopetrol y Ecogas) terminaron reflejados en precios elevados para el usuario final, no 
competitivos con los precios de los sustitutos cercanos que se buscó reemplazar (diesel, fuel oil, gas 
propano, carbón y electricidad), cuyos precios no reflejaban su costo de oportunidad a precios 
internacionales. 
 
Igualmente, pese a las previsiones iniciales, los resultados adversos en el campo Opón 
permitieron que el gasoducto Ballena - Barranca lograra contratarse prácticamente a plena capacidad. 
 
II. PERSPECTIVAS 
 
De acuerdo con las proyecciones de demanda (UPME, 2001) se espera que en el año 2010 el 
consumo sea 1.200 millones de pies cúbicos por día (mpcd), triplicando el registrado en el año 1984. La 
Gráfica muestra la evolución de la demanda, destacando el potencial de crecimiento del sector 
 4
doméstico y de las plantas de generación de electricidad. También en el futuro será muy importante el 
uso del gas como combustible automotor. 
 
Para alcanzar las metas previstas, el Gobierno Nacional durante el período 1998 2002, modificó 
las condiciones fiscales y contractuales para mejorar la competitividad del país y atraer inversión 
privada en exploración y producción, buscando el incremento de las reservas de gas y el aumento en la 
producción de los campos actuales. Para el efecto se adelantaron las siguientes reformas: i) modificación 
del esquema de regalías; ii) reducción de la participación de ECOPETROL en los contratos de 
asociación; iii) flexibilización al esquema de recuperación de las inversiones. 
 
Desde el punto de vista regulatorio se definió el precio del gas natural para entrega en troncal de 
los campos de Cusiana – Cupiagua y se definió el marco regulatorio para las exportaciones a largo 
plazo. Con estas señales regulatorias se viabilizarán los proyectos de la planta de tratamiento del gas de 
Cusiana & Cupiagua, y el proyecto de producción incremental de Catalina en los campos de la Guajira. 
 
En resumen, las perspectivas de crecimiento del sector del gas natural son significativas y las 
inversiones requeridas para soportar este desarrollo deberán ejecutarse con recursos del sector privado. 
 
CONSUMO DE GAS NATURAL (mpcd)
Térmico
Industrial
Ecopetrol
Petroquímico
Doméstico
GNC
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1
9
8
4
1
9
8
5
1
9
8
6
1
9
8
7
1
9
8
8
1
9
8
9
1
9
9
0
1
9
9
1
1
9
9
2
1
9
9
3
1
9
9
4
1
9
9
5
1
9
9
6
1
9
9
7
1
9
9
8
1
9
9
9
2
0
0
0
2
0
0
1
2
0
0
2
2
0
0
3
2
0
0
4
2
0
0
5
2
0
0
6
2
0
0
7
2
0
0
8
2
0
0
9
2
0
1
0
Térmico Industrial Ecopetrol Petroquímico Doméstico GNC
 5
III. PROBLEMÁTICA ACTUALLos principales problemas que enfrenta el sector se pueden resumir en: a) la falta de una política 
clara en materia de precios de la canasta de energéticos; b) la complejidad institucional; y c) la 
sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo como empresa administradora del transporte en 
el interior del país. 
 
a. Falta de una Política en materia de Precios de la canasta de energéticos 
 
Con el fin de promover la definición de una estructura de costos competitiva del lado de la 
demanda, se deberán corregir las inadecuadas señales de precios de los combustibles derivados del 
petróleo que han generado distorsiones en el mercado energético y dificultado la penetración del gas 
natural, principalmente en el sector industrial y de transporte. Para ello se deben homogenizar las 
metodologías de cálculo, referentes de indexación, periodos de actualización y ámbitos de aplicación de 
los sistemas de libertad regulada y vigilada de precios de los diferentes combustibles y los de gas 
natural, para que la adecuada interacción de éstas variables le permitan al gas natural competir de 
manera sostenible, en igualdad de condiciones frente a sus sustitutos. Las señales de precios, también, 
deben mostrar coherencia entre sí para incentivar la mejor utilización de los diferentes energéticos que 
conforman la canasta. 
 6
 
b. Complejidad Institucional 
 
Es un hecho que el desarrollo del gas natural depende en gran medida de la inversión en las 
diferentes actividades de la cadena. Sin embargo, dicha inversión está sujeta a la claridad, estabilidad y 
flexibilidad del marco regulatorio que defina el ente regulador. En la medida en que las decisiones 
toman mucho más tiempo del requerido, o que no exista una esquema simple para el trámite de las 
reglamentaciones correspondientes, afectarán la ejecución de nuevos proyectos y la participación del 
capital privado. 
 
Por otra parte, la diversidad de entidades del Estado que se ocupan de inspeccionar, vigilar, 
controlar y regular el sector del gas natural, y su falta de coordinación, están ocasionando una parálisis 
en la ejecución de la mayoría de los proyectos del sector2. 
 
2 En las actuales circunstancias, las empresas del sector deben atender requerimientos del Ministerio de Minas y Energía, de la 
Superintendencia de Servicios Públicos (SSP), de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), del Ministerio del 
Medio Ambiente, de la Superintendencia de Industria y Comercio, de las Contralorías, de las oficinas de planeación municipal. 
 
CUADRO RESUMEN SOBRE SISTEMAS DE PRECIOS APLICADOS A LOS ENERGETICOS
PRODUCTOR MAYORISTA MINORISTA IMPUESTOS TRANSPORTE
SUBSIDIOS O 
CONTRIBUCIONES
GASOLINA 
CORRIENTE
Regulado Regulado Libre y Regulado
Arancel, Timbre, Global, 
Iva y Sobretasa
Fletes marítimos, Tarifa 
Pozos Colorados - 
No sujeto
GASOLINA 
EXTRA
Libre Libre Libre Global, Iva y Sobretasa
Estampilla por Poliducto 
y Carretero
No sujeto
ACPM Regulado Regulado Libre y Regulado
Arancel, Timbre, Global, 
Iva y Sobretasa
Fletes marítimos, 
Estampilla por Poliducto 
y Carretero
No sujeto
ENERGÍA 
ELÉCTRICA
Libre Libre Regulado
Contribución entadades 
control, regulación y 
Zonas No Interc.
Estampilla nacional y 
sistemas regionales
Sujeto
GAS NATURAL Regulado Regulado Regulado
Contribución entadades 
control, regulación y 
transporte.
Distancia por gasoducto 
y Cargo de Distribución
Sujeto
CRUDO DE 
CASTILLA
Libre Libre Libre Ninguno Carretero No sujeto
FUEL OIL Libre Libre Libre Iva Carretero No sujeto
CARBÓN 
MINERAL
Libre Libre Libre Ninguno Carretero No sujeto
GLP Regulado Regulado Regulado
Contribución entadades 
control y regulación.
Estampilla por Poliducto 
o Propanoducto y 
Carretero
No sujeto
GNV Regulado Regulado Libre Ninguno Tarifa Gasoducto. No sujeto
Regulado: Implica la imposición de un precio máximo.
Libre: Implica la determinación libre de márgenes y precios por parte de los agentes.
Carretero: Implica el costos desde la planta de abasto mas cercana al sitio de consumo en modo carretero.
Estampilla por Poliducto: Implica cargo general (Total país) adicional por concepto de transporte entre sitio de producción y planta de abasto interconectada.
Distancia por gasoducto: Implica un cargo específico que remunera el transporte por ducto desde un sitio específico de origen a uno específico destino. 
Subsidio o contribución: (Sujeto / no sujeto). Implica que el combustible es objeto de subsidios o contribuciones hacia y por parte de algunos consumidores.
 7
 
c. Sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo como empresa administradora 
del transporte en el interior del país 
 
Las proyecciones financieras de ECOGAS presentan una perspectiva muy desfavorable de 
evolución de la estructura financiera, en especial, el estado de resultados y el flujo de caja después de 
atender el servicio de la deuda con Ecopetrol por concepto de las obligaciones de los contratos de 
BOMT, muestran déficit serios, aun sin inversiones. El Valor Presente Neto del flujo libre de caja 
(FLC) de ECOGAS tiene un valor negativo que alcanza los US$114 millones3. 
 
IV. ESTRATEGIAS 
 
a. Falta de una Política en materia de Precios de la canasta de energéticos 
 
Se requiere de una política de precios de sustitutos basada en sus costos de oportunidad, es 
decir, tomando como referencia sus precios internacionales con el fin de garantizar criterios de 
economía de mercado a inversionistas potenciales e inducir nuevas oportunidades de negocio . Con el 
fin de promover la definición de una estructura de costos competitiva del lado de la demanda, se 
deberán corregir señales inadecuadas de precios de los combustibles derivados del petróleo que han 
generado distorsiones en el mercado energético y dificultado la penetración del gas natural, 
principalmente en el sector industrial y de transporte. Los precios internacionales son los mejores 
referentes del costo de oportunidad de lo sustitutos que se importan o exportan según sea el caso. 
 
b. Complejidad Institucional 
 
Con el objeto de evitar la duplicidad y el choque de funciones entre las entidades del Estado y 
lograr una gestión eficiente se hace necesario concentrar la política energética y la reglamentación 
técnica en el Ministerio de Minas y Energía, la regulación económica en la Comisión de Regulación de 
Energía y Gas – CREG, y el control en la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios – 
SPSD. 
 
3 Estudio realizado por la firma B&M para ECOGAS en junio de 2002. 
 8
 
Dada la limitada capacidad operativa de la CREG se hace necesario estudiar distintos esquemas 
para su modernización, incluyendo una revisión de su estructura organizacional interna y agilidad en el 
cumplimiento de sus funciones. 
 
c. Sostenibilidad financiera de ECOGAS en el largo plazo como empresa administradora 
del transporte en el interior del país 
 
El Gobierno nacional deberá efectuar una revisión al esquema actual de pagos de los BOMT´s, 
con el objeto de determinar las medidas fiscales necesarias para preservar la viabilidad financiera de la 
empresa en el largo plazo y que igualmente le permitan a la empresa diseñar la mejor estrategia 
comercial para alcanzar los objetivos de penetración del gas natural, a través de tarifas competitivas, 
particularmente en los sectores industrial y vehicular del interior del país, sin incurrir en prácticas de 
competencia desleal. 
 
De otra parte, el Gobierno Nacional definirá en conjunto con Ecogás el plan de inversiones de 
corto, mediano y largo plazo para atender de manera adecuada la prestación del servicio, en condiciones 
normales y de emergencia, en concordancia con sus limitaciones tarifarias y capacidad de 
endeudamiento. Dicho Plan se constituirá en el Plan de inversiones públicas en la actividad de transporte 
de gas y será la base para el seguimiento porparte del Gobierno. 
 
El Ministerio de Minas y Energía y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público adelantarán los 
estudios necesarios para determinar los costos fiscales incurridos por el hundimiento de la inversión, 
como resultado de la modificación del esquema de pagos, comparados con los beneficios obtenidos por 
el mayor uso del sistema de transporte y la menor utilización de combustibles sustitutos. 
 
 9
V. RECOMENDACIONES 
 
El Ministerio de Minas y Energía y el Departamento Nacional de Planeación recomiendan al 
CONPES: 
 
Solicitar al Ministerio de Minas y Energía y a la Comisión de Regulación de Energía y Gas: 
 
1. Adoptar una política estable e integral de precios de los energéticos, especialmente para los 
combustibles líquidos, de tal forma que los agentes del sector puedan diseñar estrategias 
sostenibles para la penetración del gas natural en los sectores Industrial y de Transporte. 
Teniendo en cuenta la armonización de los periodos de actualización de los precios, del 
sistema de formación de los mismos, de los referentes de indexación y el reconocimiento del 
costo de oportunidad internacional en el precio de los combustibles. 
 
2. Asegurar la disponibilidad del gas natural en el corto y largo plazo. 
 
3. Incorporar los resultados del estudio de beneficio-costo adelantado por los Ministerios de 
Minas y Energía y de Hacienda y Crédito Público para la definición del esquema tarifario 
del sistema de transporte de ECOGAS. 
 
4. Crear los mecanismos para subastar el gas de propiedad de Ecopetrol que no se encuentre 
comprometido en contratos. 
 
5. Crear un sistema de información electrónico que permita consultar los precios nacionales y 
de referencia internacional de los hidrocarburos con una actualización mensual y semanal, 
respectivamente.