PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME

Adicionalmente para el mismo periodo se tiene un estimativo de reservas potenciales
(suma de recursos y reservas medidos, indicados, inferidos e hipotéticos) de 16,992.76
millones de toneladas de las cuales un 65% se encuentra en la Costa Atlántica, 19 %
en Cundinamarca y Boyacá y el resto en los Santanderes, Antioquia y Valle del Cauca.
4.1.2 Gas Natural
Las reservas de gas natural a diciembre 31 de 2004, alcanzaban un valor de 7,212.5
Giga pies cúbicos (GPC), de los cuales 4,186.9 corresponden a la categoría de reservas
probadas y 1,709.6 GPC mantienen la condición de reservas no probadas.
Existe un volumen adicional equivalente a 1,315.7 GPC las cuales están destinadas
inicialmente para consumo en la operación petrolera, pero podrían estar disponibles
al mercado de acuerdo con lo señalado en el Informe de Reservas de diciembre de
2004 de ECOPETROL.
De las reservas probadas el 43.2% son de gas comercial y el 56.76% equivalentes a
2,376.8 GPC están próximos a comercializar. Las expectativas de descubrimiento de
gas natural, son importantes, considerando la gran actividad exploratoria en las cuencas
que actualmente presentan producción y que se estima, tienen alta probabilidad de
hallazgo especialmente costa afuera.
La evolución de los niveles de reservas y de producción muestra que esta relación,
entendida como el período durante el cual las reservas actuales alcanzan si la
producción se mantiene a su ritmo vigente y bajo el actual nivel de tecnología, alcanza
en agosto de 2005 un valor cercano a los 30 años, superando ampliamente el limite
de siete años, definido en la normativa colombiana, con lo cual se garantiza el suministro
interno. La Gráfica 4-1 muestra la evolución del factor R/P.
Para efectos de la aplicación del Decreto 3428 de 2003, el R/P de referencia es de
14.94 años.
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PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019