DE COMERCIALIZACIÓN 2015 GERENCIA MERCADO DE GAS

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1 INFORME CONTRATACIÓN PROCESO DE COMERCIALIZACIÓN 215 GERENCIA MERCADO DE GAS La información aquí presentada corresponde a los contratos debidamente registrados al 28 de ubre de 215

2 ÍNDICE ASPECTOS REGULATORIOS INFORMACIÓN CONSOLIDADA CONTRATACIÓN PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS PROCESO DE COMERCIALIZACIÓN 215 Precio promedio ponderado general por modalidad contractual Precio promedio ponderado por campo de producción y negociaciones directas CONTRATACIÓN AGREGADA Por campo de producción Por modalidad contractual Por plazo contractual Por Resolución CREG 89 de 213 y Resolución CREG 17 de 215 Por sector de consumo CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR CAMPO DE PRODUCCIÓN CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR CAMPO DE PRODUCCIÓN Y MODALIDAD CONTRACTUAL Guajira Cupiagua Cusiana La Creciente Gibraltar CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR PLAZO CONTRACTUAL CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR SECTOR DE CONSUMO Guajira Cupiagua Cusiana La Creciente Gibraltar CONTRATACIÓN DESAGREGADA DE ACUERDO A RESOLUCIONES CREG 89 DE 213 Y CREG 17 DE 215 Y POR CAMPO DE PRODUCCIÓN SUBASTA ÚSELO O VÉNDALO DE LARGO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORT CONTRATACIÓN EN COLOMBIA CONTRATACIÓN NACIONAL DESAGREGADA Por modalidades contractuales Por campo de producción Precios promedio ponderados por modalidades contractuales (Procesos anteriores) Pag. 4 Pag. 6 Pag. 8 Pag. 8 Pag. 8 Pag. 11 Pag. 11 Pag. 12 Pag. 12 Pag. 13 Pag. 13 Pag. 14 Pag. 15 Pag. 15 Pag. 16 Pag. 16 Pag. 17 Pag. 17 Pag. 18 Pag. 21 Pag. 21 Pag. 22 Pag. 23 Pag. 24 Pag. 25 Pag. 26 Pag. 29 Pag. 3 Pag. 31 Pag. 32 Pag Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización 215 3

3 1 ASPECTOS REGULATORIOS Posterior a dicha disposición algunos productores comercializadores manifestaron la posibilidad de incrementar las declaraciones de oferta de PTDVF y oferta de CIDVF realizadas hasta el 3 de agosto de 215, debido a cambios en algunas de las condiciones originalmente consideradas, lo cual resultaba conveniente dado el incremento en la demanda para generación térmica, originado en el fenómeno del Niño de finales de 215 y comienzos de 216. De acuerdo con lo contemplado en el artículo 1 de la Resolución CREG 114 de 215, que determinó el mecanismo a aplicar para la comercialización de gas natural en el mercado primario, en el año 215, los vendedores y los compradores a que hacen referencia los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 89 de 213 aplicaron el mecanismo de negociación directa durante el período definido en el cronograma establecido. Posteriormente la CREG publicó la Resolución CREG 14 de 215, por medio de la cual aplazó dos semanas la fecha de inicio de la ronda de negociaciones directas, establecida en la Resolución CREG 114 de 215. Así las cosas, el cronograma para comercialización quedó así: ACTIVIDAD RESPONSABLE FECHA Por lo anteriormente expuesto, la Comisión publicó la Resolución 17 de 215, para permitir actualizaciones de la Oferta de PTDVF y Oferta de CIDVF por parte de los productorescomercializadores y los comercializadores de gas importado; así mismo estableció las disposiciones para adelantar la negociación de excedentes de gas durante el mes de octubre de 215 y amplió el periodo de negociación entre el 17 y el 21 de octubre. A su vez se incluyó la posibilidad de negociar los contratos de suministro con interrupciones, para el período del 1 de noviembre de 215 hasta el 3 de noviembre de 216. En este informe se presentan los resultados del proceso de comercialización de gas natural en 215, en línea con la normatividad mencionada, en términos de cantidades por campos, modalidades y duración de contratos. Adicionalmente se muestra un resumen de los resultados de la Subasta de Úselo o Véndalo de Largo Plazo. Finalmente, en una gráfica se sintetiza la contratación actual de gas natural en Colombia versus la Producción Potencial declarada ante el Ministerio de Minas y rgía por los agentes. Período de negociación directa y de suscripción de contratos Declaración de los resultados de las negociaciones, según el formato que la Dirección Ejecutiva de la CREG informe mediante circular Declaración de información de que trata el numeral 5.4 del Anexo 6 de la Resolución CREG 89 de 213 Publicación de la capacidad excedentaria Publicación Circular CREG 129 de 215 Inicio de la subasta del proceso úselo o véndalo de largo plazo Entrega informe del auditor de la subasta de capacidad excedentaria Suscripción y registro de los contratos resultado de la subasta de transporte Vendedores y compradores a que hacen referencia los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 89 de 213 Vendedores a que hace referencia el artículo 17 de la Resolución CREG 89 de 213 Titulares de capacidad contratada y Transportadores de gas natural Gestor del mercado Gestor del Mercado Gestor del Mercado Auditor de la subasta Vendedores y compradores de capacidad excedentaria 2/1/215 hasta 16/1/215 Hasta 19/1/215 Hasta 3/11/215 Hasta 1/11/215 Hasta 1/11/215 A más tardar el 12/11/215 Hasta 5 días calendario contados desde el cierre de subasta Hasta 1 días calendario contados después de publicar el informe del auditor Fuente: Comisión de Regulación de rgía y Gas CREG Dentro de este cronograma se fijó el 3 de agosto de 215 como fecha máxima para que los productorescomercializadores y los comercializadores de gas importado declararan al gestor del mercado la Producción Total Disponible para la Venta en PTDVF y la Cantidades Importadas disponibles para la Venta en CIDVF. Así mismo, el período de comercialización se definió entre el 2 y el 16 de octubre Aún no se han inscrito participantes bajo este rol. 4 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización 215 5

4 2 INFORMACIÓN CONSOLIDADA CONTRATACIÓN MODALIDADES CONTRACTUALES NEGOCIACIONES DIRECTAS PLAZO CONTRACTUAL SECTOR DE CONSUMO PRECIO PROMEDIO PONDERADO GENERAL USD/MBTU Mes Total Contratación Con Interrupciones za Condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 17 de 215 Negociaciones Directas Res. CREG 89 de Año 5 Años Menos de un año Comercial Generacioón Términa GNCV Indusrial Residencial Con Interrupciones za Condicionada Hasta 22 58, ,46 573, , ,6 537, ,796 55,36 475, ,636 47, ,86 465,56 45, 361,4 361,4 361,4 361,4 361,4 361,4 379,4 338,4 338,4 338,4 338,4 338,4 13, ,86 27, ,76 175, , , , ,226 13, , , ,816 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 49,46 412,33 46,47 435,23 428,29 425,7 422,8 437,32 379,45 376,62 374,77 371,79 369,4 9, , , , , , , ,716 96,16 96,16 96,16 96,16 96,16 52, ,27 425,27 425,27 425,27 425,27 425,27 425,27 357,57 357,57 357,57 357,57 357,57 6,46 43,29 91,43 66,19 59,25 56,3 53,4 68,28 61,41 58,58 56,73 53,75 51, 1,66 15,327 15,327 15,327 15,327 15,327 15,327 15,327 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 3,86 3,86 43, , , ,457 35, , ,37 359, ,977 32, , , ,567 1, 3,944 3,944 1,63 91,24 118,94 118,94 118,94 118,94 118,94 118,94 87,28 87,28 87,28 87,28 87,28 18,282 18,282 1,71 51,314 51,314 51,314 51,314 51,314 51,314 51,314 45,297 45,297 45,297 45,297 45,297 4,93 8,22 2,95 Promedio Ponderado Anual , , ,184 4,2 47,546 15, ,829 59,884 15,27 341,54 13,265 43,324 MODALIDADES CONTRACTUALES NEGOCIACIONES DIRECTAS PLAZO CONTRACTUAL SECTOR DE CONSUMO Mes Total Contratación Con Interrupciones za Condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 17 de 215 Negociaciones Directas Res. CREG 89 de Año 5 Años Menos de un año Comercial Generacioón Términa GNCV Indusrial Residencial Hasta 22 58, ,46 573, , ,6 537, ,796 55,36 475, ,636 47, ,86 465,56 77% 69% 6 66% 67% 67% 68% 69% 7 72% 72% 72% 7 % % 2 36% 3 32% 32% 32% 28% 28% 27% 27% 26% 9 9 % 7% 7% 84% 8% 8% 8% 8% 8% % % 16% 2 2% % 2% 2% 2% % 8 74% 78% 8% 77% 75% 76% 76% 76% 77% % % % % 16% % % 18% 5% 5% 74% 69% 67% 65% 65% 65% 64% 65% 68% 68% 68% 67% 67% % % 2% 7% 7% 17% 2 22% 22% 22% 22% 22% 18% 18% 19% 19% 19% 32% 32% 9% 9% 9% 9% 55% 55% Promedio Ponderado Anual % 2 77% 1 67% 2% 9% 6 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización 215 7

5 3 PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS PROCESO DE COMERCIALIZACIÓN Cupiagua 3.1 PRECIO PROMEDIO PONDERADO GENERAL POR MODALIDAD CONTRACTUAL USD/ MBTU USD/ MBTU Con interrupciones za condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 89 de Con interrupciones za condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 17 de Con interrupciones 2.95 za condicionada USD/ MBTU PRECIO PROMEDIO PONDERADO POR CAMPO DE PRODUCCIÓN EN NEGOCIACIONES DIRECTAS Guajira USD/ MBTU Cusiana 3.34 Con interrupciones za condicionada Con interrupciones za condicionada Con interrupciones za condicionada Con interrupciones za condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 89 de 213 Negociaciones Directas Res. CREG 17 de 215 Negociaciones Directas Res. CREG 89 de 213 Negociaciones Directas Res. CREG 17 de Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización 215 9

6 Gibraltar 4 CONTRATACIÓN AGREGADA 5. USD/ MBTU POR CAMPO DE PRODUCCIÓN. Con interrupciones za condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 89 de Con interrupciones za condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 17 de 215 A continuación se desagrega la contratación total para los campos de producción que registraron contratos en SEGAS. La contratación promedio 2 para el primer año de negociación ( 215 a 216) fue de Se observa que el 7 se contrató en Guajira, el 16% en Cupiagua, el 8% en Cusiana, el 5.5 en La Creciente y en Gibraltar se presentó una contratación que representa el La Creciente USD/ MBTU NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC NOV Hasta 22 GIBRALTAR LA CRECIENTE CUPIAGÜA CUSIANA GUAJIRA. Con interrupciones za condicionada 5.39 Con interrupciones za condicionada Negociaciones Directas Res. CREG 89 de 213 Negociaciones Directas Res. CREG 17 de Promedios ponderados por el número de días de cada mes analizado. 1 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

7 POR MODALIDAD CONTRACTUAL POR RESOLUCIÓN CREG 89 DE 213 Y RESOLUCIÓN CREG 17 DE 215 Del total promedio contratado relacionado en el numeral 4.1 de este documento, se observa que los contratos suscritos bajo la modalidad de interrupciones representan el 69%, los contratos firmes representan el y los contratos suscritos bajo la modalidad firmeza condicionada. Del total promedio contratado relacionado en el numeral 4.1 de este documento, se observa que el de los contratos suscritos fueron pactados bajo las condiciones de la negociación directa de excedentes establecida en la Resolución CREG 17 de 215 y el restante 2 fue suscrito bajo las condiciones establecidas en la Resolución CREG 89 de 215, como se muestra en la siguiente gráfica NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC NOV Hasta NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC NOV Hasta 22 FIRME CON INTERRUPCIONES FIRMEZA CONDICIONADA NEGOCIACIONES DIRECTAS NEGOCIACIONES DIRECTAS RES. CREG 89 DE 213 RES. CREG 17 DE POR PLAZO CONTRACTUAL 4.5 POR SECTOR DE CONSUMO Del total promedio contratado relacionado en el numeral 4.1 de este documento, el 77% de los contratos suscritos en el proceso de comercialización se pactaron a un año, el 1 a cinco años y el fueron contratos suscritos a menos de un año. Del total promedio contratado relacionado en el numeral 4.1 de este documento, se observa en la gráfica que el 67% de la contratación efectuada en el proceso de comercialización 215, se destinó al sector térmico, el 2% al industrial, el 9% al residencial, el al comercial y el a la demanda vehicular NOV 215 DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC NOV 216 Hasta 22 5 S MENOS DE UN NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC NOV Hasta 22 COMERCIAL GNCV RESIDENCIAL INDUSTRIAL GENERACIÓN TÉRMICA 12 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

8 CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR CAMPO DE PRODUCCIÓN 5 6 CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR CAMPO DE PRODUCCIÓN Y MODALIDAD CONTRACTUAL GUAJIRA CUPIAGÜA CUSIANA GIBRALTAR LA CRECIENTE A continuación se presentan los datos de contratación total para cada uno de los campos de producción que registraron contratos en SEGAS, discriminando cantidades por modalidades contractuales Hasta 22* 12,96 381, , , , , ,7 361, , , ,697 35, ,967 16,5 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 29,183 7,2 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 71, , 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, *Es importante precisar que el único campo negociado hasta noviembre de 22 fue Cupiagua con una cantidad de , los demás campos fueron negociados solamente hasta noviembre de GUAJIRA CON INTERRUPCIONES 8,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 38,5 FIRME 4,46 78,257 93,897 68,657 61,717 58,497 55,57 52,747 49,877 47,47 45,197 42,217 12,96 381, , , , , ,7 361, , , ,697 35, , Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

9 6.2 CUPIAGUA 6.4 LA CRECIENTE Hasta 22* CON INTERRUPCIONES 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 FIRME FIRME CONDIONADA 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 4,2 16,5 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86, FIRME 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 6.3 CUSIANA GIBRALTAR CON INTERRUPCIONES 2, 41, 41, 41, 41, 41, 41, 41, FIRME 9,183 29,2 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 3,7 29,183 7,2 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 71, CON INTERRUPCIONES Para efectos de análisis mensual de la información, los contratos de Cusiana finalizan el 3 de julio de 216, sin embargo se dejaron incluidos en todo el documento hasta el mes de junio Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

10 7 CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR PLAZO CONTRACTUAL A continuación se presentan los datos de contratación total para cada uno de los campos de producción que registraron contratos en SEGAS discriminando por plazo contractual MENOS DE UN 4,96 39,29 54,93 29,69 22,75 19,53 16,54 18,78 15,91 13,8 11,23 8,25 5,5 GUAJIRA UN 8, 12,96 381, , , , , ,7 361, , , ,697 35, , Hasta 22* CUPIAGÜA MENOS DE UN 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 14,5 CUSIANA MENOS DE UN 2,5 4, 4, 4, 4, 4, 4, UN 4 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, 15, UN 29,183 67,7 67,7 67,7 67,7 67,7 67,7 67,7 5 S 16,5 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 29,183 7,2 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 4.Los contratos de Cupiagua fueron negociados para una vigencia del 1/11/215 hasta 3/11/216, para efectos de analisis se incluye en el plazo contractual de un año. 18 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

11 GIBRALTAR LA CRECIENTE UN UN CONTRATACIÓN DESAGREGADA POR SECTOR DE CONSUMO A continuación se muestra la información de la contratación por campo de producción identificando el sector de consumo al cual va dirigida la contratación. Los porcentajes corresponden a la fracción de cada sector sobre el promedio total contratado por la respectiva fuente. 8.1 GUAJIRA La contratación promedio 5 para el campo de la Guajira en el primer año de negociación ( 215 a 216) fue de , de los cuales en promedio 35,175 se contrataron bajo la modalidad interrumpible. De esta contratación total para Guajira, se observa que el 84% del total fue dirigido para la atención de la demanda térmica, seguido por el 11.5% para la demanda industrial, 3.9% para la demanda residencial y por último se contrata para atender demanda GNVC y Comercial,. y.5%. Es importante precisar que se incluyen todas las modalidades contratadas , 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, Contratación promedio por sector de consumo Guajira. 11.5% 3.9%.5% 84% Comercial Residencial Industrial GNVC Generación Térmica 5. Promedios ponderados por el número de días de cada mes analizado. 2 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

12 Se identifica en la siguiente tabla, la contratación mensual por sector de consumo para el campo Guajira. Se identifica en la siguiente tabla, la contratación mensual por sector de consumo para el campo Cupiagua. COMERCIAL GENERACIÓN TÉRMICA GNCV INDUSTRIAL RESIDENCIAL COMERCIAL GENERACIÓN TÉRMICA GNCV INDUSTRIAL RESIDENCIAL CUPIAGÜA 66 9,46 323, , ,957 37,17 33,797 3,87 33,47 3, , , , , ,71 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 14,2 12,96 381, , , , , ,7 361, , , ,697 35, ,967 La contratación promedio 6 para el campo Cupiagüa en el primer año de negociación ( 215 a 216) fue de , de los cuales fueron interrumpibles. Se observa que el 39% del total que se contrató se destina para la atención de la demanda residencial, en un 24% a la Industrial, 16% para la demanda comercial, 14% para generación térmica y 6% para la atención de la demanda de GNVC Hasta 22* 8.3 CUSIANA 1, 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 13,86 3,86 3,86 5, 5, 5, 5, 5, 5, 5, 18, 18, 18, 18, 18, 18, 5 3,944 3,944 1, 18,282 18,282 16,5 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 La contratación promedio 7 para el campo Cusiana ( 215 a 216) fue de 71.48, de los cuales 41. fueron interrumpibles. Se observa que dicha contratación está dirigida en promedio, un 47% para la atención de la demanda térmica, un 44% para la demanda industrial, un 8% para el sector residencial y un.4% para el sector comercial. 8% 16%.4% 47% Contratación promedio por sector de consumo Cupiagua 24% 14% 6% Comercial Residencial Industrial GNVC Generación Térmica Contratación promedio por sector de consumo Cusiana Comercial Industrial GNVC Generación Térmica 39% 44% 6. Promedios ponderados por el número de días de cada mes analizado. 7. Promedios ponderados por el número de días de cada mes analizado. 22 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

13 Se identifica en la siguiente tabla, la contratación mensual por sector de consumo para el campo Cusiana. Se identifica en la siguiente tabla, la contratación mensual por sector de consumo para el campo La Creciente COMERCIAL GENERACIÓN TÉRMICA 29,183 33,7 33,7 33,7 33,7 33,7 33,7 33,7 INDUSTRIAL 3,196 31,696 31,696 31,696 31,696 31,696 31,696 RESIDENCIAL 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 6,17 29,183 7,2 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 216 GENERACIÓN TÉRMICA 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 4,8 INDUSTRIAL 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 26,2 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 8.4 LA CRECIENTE 8.5 GIBRALTAR La contratación para este campo fue de 31. de enero 216 a diciembre 216 bajo la modalidad firme. Se observa que el 85% se destinó para la atención de la demanda industrial y el 15 % restante, para el sector térmico. Para el campo Gibraltar se contrataron 4, bajo contratos con interrupciones, destinados para la atención de la demanda residencial en su totalidad. 15% 31. Contratación promedio por sector de consumo La Creciente 85% Industrial Generación Térmica 24 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

14 9 CONTRATACIÓN DESAGREGADA DE ACUERDO A RESOLUCIONES CREG 89 DE 213 Y CREG 17 DE 215 Y POR CAMPO DE PRODUCCIÓN CUPIAGÜA NEGOCIACIONES DIRECTAS RES. CREG 89 DE 213 Negociaciones Directas Res. CREG 17 de 215 Las siguientes tablas contienen información de cantidades contratadas por campo de producción, de acuerdo al proceso normal de negociaciones (Resoluciones CREG 89 de 213 Resolución CREG 114 y 14 de 215) dado desde el 2 hasta el 16 de octubre, y el proceso de negociación de excedentes (Resolución CREG 17 de 215) dado desde el 17 hasta el 23 de octubre. GUAJIRA NEGOCIACIONES DIRECTAS RES. CREG 89 DE 213 Negociaciones Directas Res. CREG 17 de Hasta 22* 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5 16,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 29,5 16,5 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 73,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86,49 86, ,96 342,29 357,93 332,69 325,75 322,53 319,54 321,78 318,91 316,8 314,23 311,25 38,5 12,96 381, , , , , ,7 361, , , ,697 35, , CUSIANA NEGOCIACIONES DIRECTAS RES. CREG 89 DE 213 9,183 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 16,7 Negociaciones Directas Res. CREG 17 de 215 2, 53,5 55, 55, 55, 55, 55, 55, 29,183 7,2 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 71,7 26 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

15 GIBRALTAR Negociaciones Directas Res. CREG 17 de SUBASTA ÚSELO O VÉNDALO DE LARGO PLAZO PARA CAPACIDAD DE TRANSPORTE El 12 de noviembre de 215, el Gestor de Mercado de Gas llevó a cabo la primera subasta del Proceso Úselo o Véndalo de Largo Plazo para capacidad de transporte de gas natural en Colombia, de conformidad con lo establecido en la normatividad vigente expedida por la Comisión de Regulación de rgía y Gas CREG Resoluciones 89 de 213, 114 y 14 de 215. La subasta fue liderada por el Doctor Sam Dinkin Senior Auctions Consultant, PHD en Economía de la Universidad de Arizona y representante de la firma Power Auction. El Gestor conforme a la regulación vigente, recopiló la información de los contratos de suministro y transporte, así como la cantidad total de energía a ser demandada por todos y cada uno de los titulares de la contratación actual en el país, posterior a ello, publicó por titular esta información atendiendo a la Circular CREG 129 de 215, y así mismo, determinó la oferta de capacidad excedentaria de transporte, con el siguiente resultado: Producto Subasta UVLP Precio de Reserva Usd/Kpc Capacidad Total Ofertada KPCD Capacidad Total Demandada KPCD Capacidad Total Adjudicada KPCD LA CRECIENTE Negociaciones Directas Res. CREG 17 de , 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, 31, Apiay Ocoa Apiay Usme Ballena Barrancabermeja Ballena Barranquilla Ballena Cali Ballena La Mami Ballena Pereira Ballena Sebastopol Barrancabermeja Sebastopol Cusiana Apiay Cusiana Ocoa Cusiana Usme iquita Gualanday Sebastopol Medellin Yumbo Cali,32,65 1,21,63 3,64,32 2,81 1,7,37,84 1,16 1,49,9 1,4, Se calculó oferta de capacidad excedentaria para 15 rutas del Sistema Nacional de Transporte SNT, y fueron puestas a disposición de los agentes interesados en comprar capacidad excedentaria que adquirieron cantidades de energía previamente y requirieron capacidad firme para transportar dichas cantidades, y a su vez que constituyeron garantías conforme a la normatividad vigente. Finalmente fueron adjudicados 3 KPCD en la ruta Cusiana Usme a un precio de 1.49 USD/KPC. 3 3 Fuente: Sistema de Información SEGAS 28 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

16 CONTRATACIÓN EN COLOMBIA CONTRATACIÓN NACIONAL DESAGREGADA Una vez analizada la información de contratos del mercado primario reportada ante el Gestor por los participantes del mercado de gas, de que tratan los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 89 de 213, en la siguiente gráfica se recopiló la contratación actual desde noviembre 215 hasta noviembre de 224, así mismo se incorpora la Producción Potencial y Oferta de Producción Total Disponible para la Venta PTDV declarada al Ministerio de Minas y rgía y la Oferta de Producción Total Disponible para la Venta en PTDVF declarada ante el Gestor del mercado de gas, para este mismo periodo. Es importante precisar que fue declarado al Gestor la Oferta de CIDVF que corresponde a 39. para el periodo de enero a noviembre del 216. Una vez analizada la información de contratos del mercado primario reportada ante el Gestor por los participantes del mercado de gas, de que tratan los artículos 17 y 18 de la Resolución CREG 89 de 213, en la siguiente gráfica se recopiló la contratación actual desde noviembre 215 hasta noviembre de 224, así mismo se incorpora la Producción Potencial y Oferta de Producción Total Disponible para la Venta PTDV declarada al Ministerio de Minas y rgía y la Oferta de Producción Total Disponible para la Venta en PTDVF declarada ante el Gestor del mercado de gas, para este mismo periodo POR MODALIDADES CONTRACTUALES 1,6. 1,4. 1,2. 1,. 8. Contratación total vs Producción potencial PTDV PTDVF A continuación se presentan las modalidades contractuales pactadas para todos los contratos que se encuentran vigentes a la fecha de elaboración de este documento incluido lo contratado en el proceso de comercialización 215, hasta 224. Se observa que aproximadamente hasta el 218, en promedio el 67% se encuentra contratado bajo la modalidad firme, el 22% bajo interrupciones, el 6% Take or Pay (contratos antiguos) y las restantes modalidades, Opción de compra (3.6%), za Condicionada (1.7%) y Opción de compra contra exportaciones (.). 1,6. Contratación total por Modalidad Contractual 6. 1, ,2. 2. Ministerio de Minas y rgía 1, Contratación Total Producción Total PTDV PTDVF 2. En la gráfica anterior se incluyen todas las modalidades contractuales Opción de Compra Contra Exp za Condicionada Producción Potencial Opción de Compra Take or Pay Con Interrupciones Ministerio de Minas y rgía A partir del 219 en adelante, existe contratación hasta agosto 24, de la cual el 55% representa contratos suscritos en firme, 26% interrumpibles, Take or pay y el restante 4% y, para Opción de Compra y za Condicionada, respectivamente. 3 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

17 12.2 POR CAMPO DE PRODUCCIÓN 12.3 PRECIOS PROMEDIO PONDERADOS POR MODALIDADES CONTRACTUALES (PROCESOS ANTERIORES) En la siguiente gráfica se observa que aproximadamente en el año 218 se presenta una caída en la contratación total nacional, sin embargo, en promedio la contratación hasta ese año, el 4 corresponde a los campos Cusiana y Cupiagua, Guajira representa un 26%, un proveniente de campos menores y el restante 19% de los campos Gibraltar, La Creciente, Floreña, Nelson, Campos Aislados y en pruebas extensas. A continuación se muestran los precios promedio ponderados, de acuerdo con los contratos que al momento de elaboración de este informe se encuentran vigentes y los cuales fueron suscritos en los años 211 hasta 214, discriminados por modalidades contractuales. Contratación total por Campo de Producción PRECIO PROMEDIO PONDERADO USD/MBTU ,6. Con Interrupciones , ,2. 1, za Condicionada Opción de Compra Opción de Compra Contra Exp Take or Pay La Creciente Gibraltar Pruebas Extensas Campos Aislados Nelson Pauto y Floreña Campos Menores Cusiana y Cupiagua Guajira Producción Potencial Ministerio de Minas y rgía 32 Informe Proceso de Comercialización 215 Informe Proceso de Comercialización

18 Correo: PBX: exts. 128, 38 y 385 / Línea de atención al cliente: servicioalcliente@bolsamercantil.com.co 34 Informe Proceso de Comercialización 215