Outlook GAS 2021

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Mercado de gas natural 
2021-2026
Contratación del mercado de gas natural 
en el corto y mediano plazo
Diciembre 2021
2
Resumen 1.
CONTENIDO
3
Estructura del mercado 2. 5
Contratación Suministro 2021-20263. 7
Contratación Transporte 2021-20264. 21
Balances Operativos5. 28
Convenciones y terminología6. 34
Mercado de gas 
natural 
2021-2026
Resumen1
3
Este informe tiene como objetivo presentar el perfil de contratación del suministro y transporte de gas natural
en el mercado colombiano para el período 2021 - 2026, con el fin de proveer información del estado
comercial del mercado en el corto y mediano plazo, a partir de la información transaccional registrada en
el Gestor del Mercado de Gas posterior al proceso de comercialización anual de Suministro, al corte de
diciembre 7 de 2021.
Suministro
Se presenta un análisis de la contratación del año 2021 en comparación con la energía inyectada; se
destacan las principales fuentes de producción y su contratación para los diferentes sectores para el año
2022, así como los principales puntos donde se contrata la entrega del gas natural. Adicionalmente, se
registra el perfil de contratación de los sectores de demanda con mayor participación en el nivel de
contratación para el mercado primario, secundario y OTMM (Otras Transacciones del Mercado Mayorista), en
el horizonte 2022-2026.
Transporte
Incorpora un análisis de la contratación promedio para 2022 de las principales rutas y sus respectivos
tramos, el cual se complementa con una revisión de su perfil de contratación en el mercado primario para
los próximos 5 años. Finalmente se muestran las capacidades contratadas para 2022 por cada sector de
consumo en los mercados primario, secundario y OTMM.
Balance Operativo
Se desarrolla un ejercicio teórico de balances operativos que contemplan el potencial de suministro, la
capacidad de transporte y escenarios de consumo que buscan identificar condiciones de operación y
ocupación del sistema de transporte.
4
1. RESUMEN 
Estructura del 
Mercado2.
Con el fin de brindar un contexto del funcionamiento del
mercado de gas natural en Colombia, se presenta un
resumen de la arquitectura del mercado establecida por el
marco normativo vigente (Resoluciones CREG 185, CREG 186
de 2020 y CREG 001 de 2001) para las actividades de
suministro y transporte de gas natural.
5
Mercado de gas 
natural 
2021-2026
Suministro
Productor -
Comercializador
Comercializador 
GNI
Comercializadores
Usuarios no
regulados
Transporte
Transportadores
Comercializador
Usuarios no 
regulados
2. ESTRUCTURA DEL MERCADO
6
Mercado Primario
V
en
de
do
re
s
C
om
pr
ad
or
es
Mercado Secundario
Suministro
Comercializador
Usuarios no
regulados
Productor -
Comercializador
Transporte
Otras transacciones del
mercado mayorista OTMM
Suministro y transporte
Comercializadores
Usuarios no 
regulados
Ti
po
s 
de
 
co
nt
ra
to
s
M
ec
an
is
m
os
 d
e 
ne
go
ci
ac
ió
n
Estructura del mercado de gas natural
• CF95
• Firmeza condicionada
• Opción de compra
• Opción de compra exp
• Contingencia
• C1/C2
• Con Interrupciones
• Otras*
• Firme 
• Firme Trimestral
• Firmeza condicionada
• Opción de compra
• Contingencia
• Con interrupciones
• Firme
• Firmeza condicionada
• Opción de compra
• Opción de compra exp.
• Contingencia
• Con interrupciones
• Firme
• Firme Trimestral
• Firmeza condicionada
• Opción de compra
• Contingencia
• Con interrupciones
• Negociación Directa
• Reservas Mercado Regulado.
• Subastas C1 y C2
• Subasta “Con interrupciones”
• Negociación Largo plazo
• Subasta contratos Firmes 
Bimestrales
• Negociación Directa
• Negociación Trimestral
• Subasta ante congestión 
contractual
• Negociación Directa
• SUVCP
• Subasta “con interrupciones”
• Subasta contratos Firmes 
Bimestrales
• Negociación Directa
• SUVCP
• SUVLP
• Negociación Directa
Comercializador GNI
Comercializadores
Comercializadores
Comercializador
Usuarios no
regulados
Notas:
1. Los Productores-comercializadores y Comercializadores de Gas natural importado (GNI) podrán actuar como usuarios No regulados para comprar capacidad de transporte en el mercado primario cuando 
requieran de esa capacidad exclusivamente para transportar gas para su propio consumo.
2. Los transportadores están habilitados como compradores de Suministro en el mercado secundario. 
3. Los usuarios no regulados actúan como vendedores del mercado secundario únicamente a través de subastas, pero no a través de negociación directa (artículo 31 de Resolución CREG 186/2020 ) 
4. La modalidad de contratación “Otras” hace referencia a Campos en pruebas extensas, Resolución (parágrafo del artículo 19 de Resolución CREG 186/2020), se compone de cantidades firmes y con interrupciones.
Fuente: Elaboración propia de 
acuerdo con la regulación vigente
Contratación 
Suministro 
2021-2026
3.
7
Mercado de gas 
natural 
2021-2026
El perfil de contratación de esta sección incluye la
información registrada en el Gestor del Mercado de Gas
Natural, con corte a diciembre 7 de 2021.
3.1 Contratación Suministro 2021-2026 en los mercados primario, secundario y OTMM
* Contratos “con interrupciones” y modalidad Otras (cantidades registradas “con interrupciones”)
**Contratos que garantizan firmeza: Firme, CF 95, Take or Pay, Firmeza Condicionada, Opción de Compra, Contingencia y Otras (cantidades en firme).
Nota: La información de contratación no contiene la totalidad contratada por el sector de Refinerías, ya que estas no están obligadas a registrar contratos en SEGAS. 8
3. SUMINISTRO COMERCIAL
Mercado Primario. En el mercado primario los agentes contratan el suministro de gas natural
para el corto, mediano y largo plazo. En términos de cantidades contratadas, el año gas 2021
cerró con una contratación promedio de 1,267 GBTUD, mientras que el año gas 2022 inicia con
una contratación de 1,091 GBTUD posterior al proceso anual de comercialización de suministro
establecido por las circulares CREG 036 y 043 de 2021.
Mercado Secundario y OTMM. La contratación registrada, a diciembre 1 de 2021, refleja que el
mercado secundario inicia el año gas 2022 con 441 GBTUD (261+180), y el mercado OTMM con
585 GBTUD (330+255). Como se puede apreciar en las gráficas, los mercados secundario y
OTMM se constituyen como escenarios de negociación para contratación de corto plazo.
Composición contractual. Para 2022 se registra que la modalidad “con interrupciones“
representa el 40% y 43% de la contratación total en los mercados secundario y OTMM, lo que
evidencia el interés de los participantes por este producto, a diferencia del mercado primario
en donde los 103 GBTUD con interrupciones representan tan solo el 9% de la contratación
promedio para ese periodo.
Potencial de producción 2021 (Resolución MME 014 de 2021 del 31 de mayo de 2021) act. 03 dic 2021
Contratación de corto plazo firme: contratos que garantizan firmeza registrados durante el 2021
Contratación de corto plazo con interrupciones: contratos registrados durante el 2021
Contratación de largo plazo con interrupciones: contratos registrados y vigentes previo al inicio de cada año* 
Contratación de largo plazo firme: contratos que garantizan firmeza registrados y vigentes previo al inicio de cada año** 
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
1,300
1,400
1,500
G
BT
U
D
Mercado Primario
867
150
183
153
60
30
40
44
908
698
500
356
174
Inicio año gas 2022
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
G
BT
U
D
Mercado SecundarioInicio año gas 2022
261
124
69 56 37
180
195
151
40%
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
G
BT
U
D
OTMMInicio año gas 2022
25
472
330 262
122
68
257
255
33
10
43%
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
promedio 2022 
1,091 GBTUD
3.2 Contratación en el mercado primario e inyección de energía en el Año gas 2021
9
3. SUMINISTRO COMERCIAL
VARIABLE (en GBTUD) PROMEDIO DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPOCT NOV
Suministro Mínimo 891 952 885 993 911 859 849 925 896 754 731 948 993
Suministro Promedio 1,022 1,033 1,011 1,073 1,026 992 929 1,004 1,039 1,029 1,033 1,042 1,056
Suministro Máximo 1,096 1,092 1,075 1,150 1,072 1,069 1,056 1,123 1,101 1,105 1,091 1,117 1,105
Contratos Garantía Firmeza
1,086
894 894 903 936 962 961 961 969 996 1,008 1,002 992
Producción comprometida - Refinerías 147 127 127 125 123 121 131 128 120 130 138 135
Con Interrupciones 296 285 197 252 224 237 285 342 350 371 328 318 357
Nota. El perfil de contratación no incluye la contratación de la planta de regasificación por que el grupo térmico no tiene la obligación de reportarlo al gestor, no obstante, la energía inyectada por la planta se encuentra incluida en el perfil de 
la energía inyectada al SNT
 -
 200
 400
 600
 800
 1,000
 1,200
 1,400
 1,600
.
DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV
G
B
TU
D
Firme CF95 Take or Pay Firmeza Condicionada Opción de Compra
PC - Refinerias Contingencia Otras Con Interrupciones Energía inyectada SNT
Min: 731 GBTUD
Max: 1,150 GBTUD
Promedio: 1,022 GBTUD
• La energía inyectada en 2021 tuvo un
promedio de 1,022 GBTUD, que varió desde un
mínimo de 731 GBTUD a un máximo de 1,150
GBTUD.
• La energía contratada para 2021 en promedio
registró 1,086 GBTUD en modalidades con
firmeza (Contratos Garantía Firmeza +
Producción comprometida Refinerías ) y 296
GBTUD con interrupciones.
• La inyección se ubicó por debajo de los
niveles de contratación con firmeza
(incluyendo Producción comprometida –
Refinerías), con excepción de algunos periodos
en los meses de diciembre 2020, febrero y
marzo de 2021.
3.3 Fuentes de Suministro y Sectores de demanda – Contratación 2022 del mercado primario
Contratación promedio 2022 : 
De acuerdo con los
contratos registrados
ante el Gestor del
Mercado, el año gas
2022 inicia con una
contratación
promedio anual de
1.091 GBTUD, que
incluye las
modalidades que
garantizan firmeza y
con interrupciones.
3. SUMINISTRO COMERCIAL
La contratación con destino
al sector industrial,
reportada por los usurarios
no regulados y los
comercializadores que los
representan en el mercado
primario, alcanza un 34%
La contratación de los
sectores Térmico e
Industrial acumula el 66%.
La fuente con mayor
contratación para
2022 es Cusiana con
207 GBTUD, seguida
por Cupiagua con
186 GBTUD y Bloque
VIM5 con 136 GBTUD,
estas tres fuentes
representan cerca
de la mitad de la
contratación
nacional.
La demanda Térmica
registra 352 GBTUD, los
principales campos
nacionales desde donde
se contrata son: Bloque
Esperanza PE, Bloque VIM5,
Cusiana y Floreña. No
obstante, algunos agentes
del Sector Termoeléctrico
pueden adicionalmente
tener contratos de gas
natural importado por
medio de la planta de
regasificación de
Cartagena.
58 GBTUD
(5%)
233 GBTUD
(21%)
366 GBTUD
(34%)
353 GBTUD
(32%)
61 GBTUD
(6%)
9 GBTUD
0.5 GBTUD
207 GBTUD
(19%)
186 GBTUD
(17%)
136 GBTUD
(13%)
290 GBTUD
(26%)
10 GBTUD
124 GBTUD
(11%)
80 GBTUD
(7%)
68 GBTUD
(6%)
1,091 GBTUD
3.4 Contratación Fuentes 2022
La relación de Potencial de Producción*, con la contratación promedio del año
2022 (contratos que garantizan firmeza), de las principales fuentes de suministro,
permite evidenciar que existen fuentes contratadas cerca o igual al 100% de su
capacidad, como Bonga/Mamey, Floreña y Cusiana; mientras otras presentan
una contratación parcial como Guajira, Bloque Esperanza y Cupiagua.
B. VIM 5
60%
GUAJIRA
34%
98%
BONGA /MAMEY
B. ESPERANZA
47% 81%
GIBRALTAR
91%
CUSIANA
96%
FLOREÑA
83%
CUPIAGA
Cantidad 
Campos Costa
493 GBTUD
Cantidad 
Campos Interior
631 GBTUD
Potencial 
Nacional **
1,197 GBTUD
Otros Campos 
Aislados
73 GBTUD
Nota:
*Potencial de producción promedio anual (Resolución MME 014 de 2021 del 31 de mayo de 2021)
** Promedio anual 2022 (dic 21 – nov 22)
• Otros Interior: Caramelo, Corrales, El Difícil, Payoa, Provincia, San Roque y Tisquirama.
• Otros Costa: Arrecife, Bullerengue, Guama, La Creciente y Merecumbé
• Otros Campos Aislados: Aguas Blancas, Andina, Arjona, Cantagallo, Capachos, Cerrito, Cerro Gordo, Dina Terciario, El Centro, Guaduas, La
Cañada Norte, La Cira Infantas, La Punta, Lisama, Llanito, Mana, Opón, Palagua, Pauto, Pulí, Ramiriquí, Santo Domingo, Sardinata y Toqui.
3. SUMINISTRO COMERCIAL
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
G
BT
UD
Cusiana Bloque Vim 5 Cupiagua Bloque Esperanza Bonga Mamey
Floreña Ballena Cupiagua Sur Chuchupa Gibraltar
Tasa anual 
Promedio de 
decrecimiento de la 
contratación 29%
promedio 2022 
1,091 GBTUD
122180 70 80
105
165
114
60%
promedio 2026 
205 GBTUD
Los campos Cusiana,
Bloque VIM 5, Cupiagua y
Bloque Esperanza PE
abarcan el 60% de la
contratación nacional en
el año gas 2022.
El perfil de contratación
nacional del mercado
primario refleja un
decrecimiento de las
cantidades desde 2022 a
2026, la tasa anual
promedio de
decrecimiento es del 29%.
3.5 Perfil de contratación por Fuentes 2021 – 2026 
12
3. SUMINISTRO COMERCIAL
242
198
185
186
136
207
124
80
56
181
105
2021 2022 2023 2024 2025 2026
Fuente No Regulado Regulado No Regulado Regulado No Regulado Regulado No Regulado Regulado No Regulado Regulado No Regulado Regulado
Cusiana 200 42 144 63 108 72 63 59 46 24 1 15
Bloque VIM 5 165 33 103 33 87 18 80 0 45 11 46 34
Cupiagua 121 64 104 82 109 72 109 56 85 29 7 5
Bloque Esperanza 105 0 124 0 28 0 8 0 5 0 0 0
Bonga Mamey 113 0 34 1 36 0 49 0 29 0 29 0
Floreña 68 0 68 0 62 1 57 0 57 0 35 0
Ballena 36 26 11 3 3 5 0 8 0 7 0 5
Cupiagua Sur 32 10 23 15 3 8 3 3 3 3 0 0
Chuchupa 18 3 25 13 11 19 11 19 5 17 4 1
Gibraltar 0 33 0 33 0 33 0 8 0 0 0 0
Bloque Vim 21 0 0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Otros Interior 47 22 37 19 13 6 10 3 11 0 5 0
Otros Costa 68 20 60 20 15 17 5 2 11 2 11 0
Otros Aislados 31 9 28 8 9 6 2 6 0 7 0 7
Total General 1,004 262 801 290 484 257 397 164 297 100 138 67
• Otros Interior: Caramelo, Corrales, El Difícil, Payoa, Provincia, San Roque y Tisquirama.
• Otros Costa: Arrecife, Bullerengue, Guama, La Creciente y Merecumbé
• Otros Campos Aislados: Aguas Blancas, Andina, Arjona, Cantagallo, Capachos, Cerrito, Cerro Gordo, Dina Terciario, El Centro, Guaduas, La
Cañada Norte, La Cira Infantas, La Punta, Lisama, Llanito, Mana, Opón, Palagua, Pauto, Pulí, Ramiriquí, Santo Domingo, Sardinata y Toqui.
• Bloque Esperanza: agrupa Bloque Esperanza PE (Prueba Extensa) y Bloque
Esperanza CM (Campo Mayor).
• Bloque VIM 5: agrupa los campos: Acordeón, Clarinete, Pandereta y Oboe
• Bloque VIM 21 : campo Toronja
0
100
200
300
400
500
600
700
800
G
BT
UD
Bloque Vim 5 Bloque Esperanza Bonga Mamey Ballena
Chuchupa Bloque Vim 21 Otros Costa
198 136 105 80 56
111
105
124
80
0
100
200
300
400
500
600
700
800
G
BT
UD
Cusiana Cupiagua Floreña Cupiagua Sur Gibraltar Otros Interior
242
185
186
122180
207
70
181
165
114
Cusiana y Cupiagua
son las fuentes con
mayor contratación,
con cantidades
registradas para el 2022
de 207 y 186 GBTUD
respectivamente, para
el 2025 estas
cantidades descienden
a 70 y 114 GBTUD.
3.5 Perfil de contratación por Fuentes 2021 – 2026 
13
3. SUMINISTRO COMERCIAL
Campos Interior
Campos Costa
467
GBTUD
Las principales fuentes
contratadas para el
2022 corresponden a
Bloque VIM5 y Bloque
Esperanza, con 136
GBTUD y 124 GBTUD
respectivamente. El año
gas 2022 inicia con 467
GBTUD y para 2026 se
registra una
contratación de 130
GBTUD
290 GBTUD
(27%)
801 GBTUD
(73%)
2021 2022 2023 2024 2025 2026
68 
GBTUD
2021 2022 2023 2024 2025 2026
130
GBTUD
Contratación 2022
• Bloque Esperanza: agrupa Bloque Esperanza PE (Prueba Extensa) y Bloque Esperanza CM (Campo Mayor).
• Bloque VIM 5: agrupa los campos: Acordeón, Clarinete, Pandereta y Oboe
• Bloque VIM 21 : campo Toronja
• Otros Interior: Caramelo, Corrales, El Difícil, Payoa, Provincia, San Roque y Tisquirama.
• Otros Costa: Arrecife, Bullerengue, Guama, La Creciente y Merecumbé
• Otros Campos Aislados: Aguas Blancas, Andina, Arjona, Cantagallo, Capachos,Cerrito, Cerro Gordo, Dina Terciario, El Centro, Guaduas, La Cañada Norte, La Cira Infantas, La Punta, Lisama, Llanito, Mana, Opón, Palagua, Pauto, Pulí, Ramiriquí, Santo Domingo, Sardinata y Toqui.
588
GBTUD
Otros Campos Aislados
a nivel nacional
registraron 36 GBTUD
contratados para el
2022 y 7 GBTUD para el
2026
0
100
200
300
400
500
600
G
B
TU
D
Mercado secundario – Top 10 Puntos de entrega
Mamonal Cusiana Ballena Bonga Mamey Barrancabermeja
Hocol La Creciente Tucurinca Jobo Gibraltar
155
131
50
27 20
189 127
38 35 35 35
42
54
38
24
0
100
200
300
400
500
600
700
G
B
TU
D
Calle 13 Cusiana EPM EET Estacion Arenosa Petroquimica Ballena Cali Térmicas
378
335
133
70 16
1648
57
3.6 Perfil de contratación por puntos de entrega 2021 – 2026
Los puntos de salida relacionados con
plantas térmicas representan los Usuarios
no regulados con mayor participación,
agregando transacciones registradas de
633 GBTUD en promedio para 2021 y 343
GBTUD en promedio para 2022.
En el mercado Primario, los puntos de entrega
Cusiana y Cupiagua que agregan 435 GBTUD para
2021, son los principales puntos de entrega en el
Interior, mientras que en la Costa, la contratación
se distribuye de manera uniforme en sus puntos de
entrega.
•Nota: Las disposiciones normativas vigentes permiten la venta de
gas en un punto de entrada al SNT o en un punto del SNT que
corresponda al sitio de inicio o terminación de alguno de los tramos
de gasoductos, por lo anterior los puntos de entrega no
necesariamente coinciden con el nombre de las fuentes de la
sección anterior.
14
3. SUMINISTRO COMERCIAL
0
200
400
600
800
1,000
1,200
G
B
TU
D
Mercado primario –Top 10 Puntos de entrega
Cusiana Cupiagua Floreña Cartagena Hocol Ballena Bullerengue Jobo La Mami Bonga Mamey
249
221 130 70
341
186162 181
165
113
70
70 68
59
59
140
70
150
70
OTMM – Principales Puntos de salida Top 15 y sectores de consumo
2021 2022 2023 2024 2025 2026
*Para los sectores Petroquímica y Térmicas se agregan la contratación para los principales 15 puntos de salida
OTMM: Otras Transacciones del mercado mayorista
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
De un total de 441 GBTUD
contratados en promedio para 2022
en el mercado secundario, el 59%
(258 GBTUD) se concentra en los
puntos estándar de entrega Cusiana
y Jobo.
2021 2022 2023 2024 2025 20260
200
400
600
800
1000
1200
1400
G
B
TU
D
Generación Térmica Residencial GNVC Comercial Refinería Refinería-Costa Otros Petroquímica
3.7 Perfil de contratación del mercado primario por Sectores 2021 – 2026 
15
3. SUMINISTRO COMERCIAL
Inicio año gas 2022
87%
205 
GBTUD
381
492
214
353
240 201 144
40
366
160
123
73
59
233
210
128
87
55
Notas: 1. Los valores numéricos del grafico muestran la contratación promedio anual para el sector de Generación Térmica, Residencial e Industrial.
2. La información de contratación para el mercado primario corresponde al sector de consumo destino que reportan los Comercializadores y Usuarios no regulados.
3. La contratación de Refinerías registrada ante el Gestor del mercado presenta un incremento en el período de estudio para la Región de la Costa.
Los sectores con mayor participación en la contratación
en el mercado primario para el año gas 2022 son: la
industria con 366 GBTUD, la generación térmica con 353
GBTUD, y la demanda residencial con 233 GBTUD, que en
conjunto agregan 87% de la contratación.
Sector Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior
Industrial 226 266 146 220 59 181 57 144 40 104 34 6 
Generación 
Térmica 234 147 235 118 102 58 71 52 20 53 20 39 
Residencial 73 141 68 165 57 153 28 100 34 53 34 21 
GNVC 3 64 4 57 1 55 0 37 4 26 5 0
Comercial 61 20 27 31 13 26 5 21 5 9 7 3 
Refinería 2 5 0 0 20 0 31 0 35 0 36 0
Otros 1 10 1 9 1 9 0 9 0 8 0 0
Petroquímica 7 6 4 6 0 6 0 6 0 6 0 0
Total general 607 659 485 606 253 488 192 369 138 259 135 70 
0
100
200
300
400
500
G
BT
U
D
Generación Térmica
Firme Otras CF 95 Take or Pay
96 137 93 81
37 35
67
83
38
111
38
39
20
47
20
47
2020
38 Reducción: 193 GBTUD
0
100
200
300
400
500
G
BT
U
D
Industrial
CF 95 Firme Firmeza Condicionada Otras Take or Pay Contingencia Con Interrupciones
211
225 188 161 117
100
95 55
29
134
48
18
15
10
35
29
31
18
0
100
200
300
400
500
G
BT
U
D
Residencial
CF 95 Firme Otras Firmeza Condicionada Take or Pay Contingencia Con Interrupciones
138
55 31
142 112
69 34
36
36
36
36
58
108
16
3. SUMINISTRO COMERCIAL
La generación térmica, es el
segmento con mayor
variedad en su composición
contractual, y que incluye en
su portafolio la modalidad
“opción de compra”. Las
cantidades contratadas a
partir del año 2023 se
reducen en 193 GBTUD, lo que
representa un decrecimiento
del 55%.
La industria representa el sector con mayor
contratación promedio para el horizonte de
tiempo, superando los 366 GBTUD a partir del
año 2022 como se puede observar en la
gráfica.
Para el año gas 2022, las modalidades con
firmeza agregan 318 GBTUD representando el
87%, mientras que la modalidad con
interrupciones con 48 GBTUD representa el
13% de la contratación.
El sector residencial presenta una contratación basada en contratos que
garantizan firmeza. Respecto a su composición se puede evidenciar que las
modalidades Take or Pay y Firme mantienen una vigencia principalmente hasta
2023, mientras que el producto CF95 viene incrementando su participación a
través del periodo de estudio.
3.7 Perfil de contratación del mercado primario por Sectores 2021 – 2026 
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
0
100
200
300
400
500
600
G
B
TU
D
Generación Térmica Industrial Residencial Comercial GNVC Otros Petroquímica Refinería
3.8 Perfil de contratación del mercado secundario por Sectores 2021 – 2026 
El perfil de contratación del mercado secundario evidencia su
naturaleza de corto plazo, para 2022 un promedio de 441 GBTUD y
para 2023 de cerca de 124 GBTUD, lo que representa una reducción
de las cantidades contratadas del 72%.
A diferencia del mercado primario donde el sector Industrial registra
la mayor contratación, en el mercado secundario el principal
contratante corresponde al sector de generación térmica, con
cantidades contratadas en promedio para 2022 de 217 GBTUD que
equivalen al 49%, y para 2026 con 35 GBTUD equivalente al 95%.
17
3. SUMINISTRO COMERCIAL
Decrecimiento 
de 72%
Inicio año gas 2022
239 217
33 38 35
35
116
101
116
55
41
13
Nota: 1. Las etiquetas del grafico muestran la contratación promedio anual para el sector de Generación Térmica, Residencial e Industrial
2. La información de contratación para el mercado secundario corresponde al sector de consumo destino que reportan los Comercializadores
19
6
14
9
40
30
35
Sector Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior
Generación 
Térmica 237 2 211 6 33 0 38 0 35 0 35 0
Industrial 37 79 50 66 17 24 1 8 0 6 0 0
Residencial 23 78 11 44 1 18 0 14 0 13 0 2 
Comercial 10 16 14 26 12 18 0 7 0 1 0 0
GNVC 0 20 0 13 0 1 0 1 0 1 0 0
Otros 2 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Petroquímica 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Refinería 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total general 312 202 286 155 63 61 39 30 35 21 35 2 
20210 2022 2023 2024 2025 2026
0
50
100
150
200
G
BT
U
D
Residencial
Firme Con Interrupciones
101
55
19
14 13
2
0
50
100
150
200
G
BT
U
D
Industrial
Con Interrupciones Firme Contingencia
89
27
58
58
41 9 5
0
50
100
150
200
250
300
G
BT
U
D
Generación Térmica
Firmeza Condicionada Opción de Compra Take or Pay Con Interrupciones Firme
139
38
13
152
38
16 16 16
19 19 1917
10
19
1717
1313
Al igual que el sector térmico, los
comercializadores de gas natural que
atienden el sector industrial también
reportaron en 2021 contrataciones con
duraciones de corto plazo, en su mayoría
diarias.
Para el año gas 2022el sector está
contratado en 89 GBTUD en promedio (con
firmeza) , contratación que se reduce a 5
GBTUD en 2025.
Los comercializadores que atienden el
sector residencial en el mercado secundario
se caracterizan por contratar
principalmente la modalidad firme, que
presenta una variación de 100 GBTUD en
promedio para el año 2021 y decrece a 55
GBTUD para el año 2022, posteriormente las
cantidades continúan decreciendo hasta
2026 con 2 GBTUD.
18
3. SUMINISTRO COMERCIAL
En el año gas 2021 la
modalidad firme refleja picos
que constituyen contrataciones
de duraciones diarias como se
puede observar en la gráfica, lo
cual indica que la contratación
en el mercado secundario
durante el año es dinámica
para atender las
oportunidades de generación
térmica según las condiciones
del mercado eléctrico.
En la ventana de tiempo 2021 – 2026 el
sector térmico presenta:
• Contratos vigentes y de largo plazo
para las modalidades Firmeza
Condicionada y Opción de compra
• Contratación de la modalidad en
firme con vigencia hasta el año 2024
• Modalidades Take or Pay y Con
Interrupciones, que finalizan en 2022,
siendo esta última la que mayor
cantidad registra con 139 GBTUD
(64%).
3.8 Perfil de contratación del mercado secundario por Sectores 2021 – 2026 
*Modalidad Contingencia presenta niveles de contratación inferiores en comparación con las modalidades Firme e Interrupciones por lo cual no se perciben visualmente en la gráfica
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
G
B
TU
D
Generación Térmica Industrial Comercial GNVC Transportadores de Gas Petroquímica Refinería
En comparación con las cantidades negociadas en el
mercado secundario que en promedio para el año gas
2022 registraba contratos de 441 GBTUD, en el mercado
de OTMM las cantidades negociadas alcanzan
volúmenes de 585 GBTUD. Los sectores de demanda
con mayor contratación son la Industria y el sector
térmico.
3.9 Perfil de contratación del mercado de OTMM por Sectores 2021 – 2026
19
3. SUMINISTRO COMERCIAL
Inicio año gas 2022
499
357
138
73 45
16
16
48
116
168
309
Nota: Las etiquetas del grafico muestran la contratación promedio anual para los sectores
52
38
16
18
25
16
2021 2022 2023 2024 2025 2026
Sector Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior Costa Interior
Generación 
Térmica 394 105 285 72 102 36 73 0 16 0 16 0
Industrial 58 251 18 150 8 108 4 44 2 43 0 2
GNVC 11 41 11 27 3 22 2 9 2 5 2 5
Transportadores 
de Gas 2 16 0 16 0 16 0 0 0 0 0 0
Petroquímica 2 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 0
Refinería 6 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Comercial 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Total general 474 415 314 271 113 182 79 53 20 48 18 7
0
10
20
30
40
50
60
G
BT
UD
GNVC
Pague lo consumido Firme Take or Pay CF 95
Firmeza Condicionada Otras Contingencia Con Interrupciones
10
7 7 6
26
12
19
9
2
16 2
5 5
2
0
50
100
150
200
250
300
350
G
BT
UD
Industrial
Firme Firmeza Condicionada Take or Pay Pague lo consumido CF 95 Con Interrupciones
133
97
55 38 37
89
41
41
34
17
35
0
100
200
300
400
500
600
G
BT
UD
Generación Térmica
Opción de Compra Firmeza Condicionada Contingencia Firme Con Interrupciones
357
GDTUD
138
GBTUD
323
243
45 45
455354 53 19
16 16
99
21
El sector Industrial está representado por
usuarios no regulados que compran
directamente en OTMM a los comercializadores.
Este sector principalmente negocia
modalidades que garantizan firmeza,
finalizando el periodo 2025 con alrededor de 45
GBTUD (37 GBTUD en Firme) y 2026 con 2 GBTUD.
El GNVC presenta principalmente
participación de las modalidades
“Firme” y “Take or pay” las cuales
tienen presencia representativa
hasta el 2023, mientras que la
modalidad “pague lo consumido” se
mantiene durante toda la ventana
de tiempo, registrando 5 GBTUD al
final de 2026.
20
3. SUMINISTRO COMERCIAL
En el 2021 el comportamiento de la contratación presentó una tendencia variable que se
refleja en los picos diarios (ver gráfica) esto se puede explicar en parte por las necesidades
de generación y despachos en el mercado eléctrico. Por otro lado la contratación del 2022
presenta previamente un perfil constante de 357 GBTUD que se irá modificando conforme a
la dinámica del mercado OTMM.
La modalidad contractual con mayor participación para el Sector de Generación Térmica es
el producto “con interrupciones” es así como en el 2022 se registraron 243 GBTUD, lo que
equivale al 68% del volumen contratado para este año.
3.9 Perfil de contratación del mercado de OTMM por Sectores 2021 – 2026
Reducción: 219 GBTUD
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Contratación 
Transporte 
2021-2026
4
21
El perfil de contratación y la CMMP (Capacidad máxima de
mediano plazo) de esta sección incluye la información
registrada en el Gestor del Mercado de Gas a corte de
diciembre 07 de 2021.
Mercado de gas 
natural 
2021-2026
37
 1
65
 23
8 
13
9 
43
5 
35
3 
12
1 
12
1 
11
7 
9 4 
45
8 
44
8 
21
9 
21
5 26
2 
13
9 
11
7 
80
 
53
 
74
 
36
 
30
 2
0 
49
 
32
 20
 
97
 
50
 
5 
11
 31
 
22
 
17
 
92
182
268
205
551
468
253
216 200
18 10
470 470
224 215
272
192
168 158 148
74
260
50 37
203
143
30
206
78
 -
 50
 100
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
 500
 550
M
PC
D
 Firmeza Interrupciones CMMP
4.1 Contratación de capacidad de transporte promedio diaria para el año 2022 
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
M
PC
D
Los tramos de La Ruta 
Cusiana - Cali 
presentan una 
contratación activa en 
OTMM, en comparación 
con las otras Rutas.
En general, para la 
mayoría de tramos, la 
capacidad contratada 
se encuentra por 
encima del 50% de la 
Capacidad Máxima de 
Mediano Plazo -
CMMP-
En el mercado 
secundario se presenta 
contratación 
únicamente para 
algunos tramos; además 
la contratación 
es principalmente en 
modalidad firme
M
er
ca
do
 P
ri
m
ar
io
M
er
ca
do
 S
ec
un
da
ri
o
O
TM
M
22
4. TRANSPORTE COMERCIAL
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
LA
 C
RE
C
IE
NT
E-
SI
NC
EL
EJ
O
JO
BO
-S
IN
C
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EJ
O
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G
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G
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BA
ST
O
PO
L
SE
BA
ST
O
PO
L-
M
ED
EL
LIN
Jobo - La Mami Ballena - Jobo Cusiana - Cali Ballena - Vasconia
M
PC
D
La mayor parte de 
la capacidad de 
transporte se contrata 
en el mercado primario y 
en modalidades que 
garantizan firmeza.
En OTMM, se registra, 
en mayor medida, 
contratos con 
interrupciones en 
comparación con el 
mercado primario y el 
mercado secundario
4.2 Perfil de contratación por rutas/tramos al cierre de diciembre 07 de 2021
Esta sección se enfoca en la capacidad contratada de transporte de gas natural para el período 2021 – 2026 de las rutas principales del SNT en el mercado primario: para la 
Costa: Jobo- La Mami y Ballena - Jobo y, para el interior: Cusiana – Yumbo/Cali y Ballena-Vasconia. En los mapas se muestra el SNT, destacando en color azul la ruta de análisis.
Firmeza Interrupciones
Firmeza 20-21 Interrupciones 20-21
• Para los tramos que transportan gas naturaldesde los campos
del sur de la Costa se registran modalidades con interrupciones
en el corto plazo principalmente, esto debido a que esta
modalidad puede tener una duración máxima de un trimestre
(Resolución CREG 185 de 2020)
• Para el año 2022, los tramos con mayor porcentaje de
contratación son Jobo - Sincelejo contratado al 91% y Sincelejo
– Cartagena con un porcentaje de contratación de 89%.
• El tramo La Creciente – Sincelejo cuenta con capacidad
contratada que finaliza en el año 2023, en adelante no se
registra contratación.
Perfil de contratación 
Jobo – La Mami
23
4. TRANSPORTE COMERCIAL
0
100
200
300
400
500
M
PC
D
Barranquilla-La Mami
0
30
60
90
120
M
PC
D
La Creciente-Sincelejo
0
30
60
90
120
150
180
M
PC
D
Jobo-Sincelejo
0
50
100
150
200
250
300
350
M
PC
D
Sincelejo-Cartagena
0
50
100
150
200
250
M
PC
D
Cartagena-Mamonal
0
100
200
300
400
500
600
M
P
C
D
Cartagena-Barranquilla
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Firmeza Interrupciones
Firmeza 20-21 Interrupciones 20-21
• En general, y en términos porcentuales, los tramos tienen
capacidad promedio contratada alrededor de 50% para
el 2021
• Los tramos que transportan el gas desde La Guajira
presentan contratos registrados en la modalidad con
interrupciones en el corto plazo. Esto debido a que esta
modalidad puede tener una duración máxima de un
trimestre (Resolución CREG 185 de 2020)
• En la ruta Cartagena – Sincelejo - Jobo existe
contratación de capacidades hasta el año 2023.
Perfil de contratación 
Ballena – Jobo
24
4.2 Perfil de contratación por rutas/tramos al cierre de diciembre 07 de 2021 4. TRANSPORTE COMERCIAL
0
100
200
300
M
PC
D
Ballena-La Mami
0
40
80
120
160
200
240
M
PC
D
La Mami-Barranquilla
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
0
50
100
150
200
M
P
C
D
Barranquilla-Cartagena
0
5
10
15
20
M
P
C
D
Cartagena-Sincelejo
0
2
4
6
8
10
12
M
P
C
D
Sincelejo-Jobo
Firmeza Interrupciones Firmeza 20-21 Interrupciones 20-21 CMMP
• La Totalidad de los 9 tramos registran principalmente
contratación firme. De éstos, para el periodo 2022-2026, la
mayoría está contratado por encima del 50%, con excepción del
tramo Pereira-Armenia y Armenia-Yumbo.
• Para el periodo 2021-2024, se observa un alto nivel de
contratación (respecto a su capacidad) para los tramos
asociados a las Rutas Cusiana - Cogua y Cusiana – Vasconia.
• El tramo Yumbo – Cali está contratado 100% hasta el año 2026.
Perfil de contratación 
Cusiana–
Yumbo/Cali y 
Cusiana-Cogua
25
4.2 Perfil de contratación por rutas/tramos al cierre de diciembre 07 de 2021 4. TRANSPORTE COMERCIAL
0
50
100
150
M
PC
D
Armenia - Yumbo/Cali
0
20
40
60
80
M
PC
D
Yumbo/Cali - Cali
0
50
100
150
M
PC
D
Pereira - Armenia
0
30
60
90
120
150
180
M
PC
D
Mariquita - Pereira
0
50
100
150
200
M
PC
D
Vasconia - Mariquita
0
50
100
150
200
250
300
M
PC
D
La belleza - Vasconia
0
50
100
150
200
250
M
PC
D
La belleza - Cogua
0
100
200
300
400
500
M
PC
D
Cusiana - Porvenir
0
100
200
300
400
500
M
PC
D
Porvenir - La belleza
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
Firmeza Interrupciones
Firmeza 20-21 Interrupciones 20-21
• La contratación de capacidad de los tramos Gibraltar-
Bucaramanga, y Bucaramanga-Barracabermeja presenta
una mixtura de modalidades firme y con interrupciones que
finaliza en 2023. Esta modalidad “con interrupciones”
registrada, corresponde a capacidad que fue negociada
antes de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 089
de 2013.
• Los tramos asociados a Ballena-Vasconia presentan
contratación inferior al 50% durante toda la ventana de
tiempo 2022-2026, con excepción de Sebastopol-Medellín
que tiene contratación superior al 50% para el año 2022.
Perfil de contratación 
Ballena –
Vasconia/Medellín, 
Gibraltar-Barranca
26
4.2 Perfil de contratación por rutas/tramos al cierre de diciembre 07 de 2021 4. TRANSPORTE COMERCIAL
0
20
40
60
80
100
120
140
M
PC
D
Sebastopol - Barranca
0
10
20
30
40
50
60
M
PC
D
Gibraltar – Bucaramanga
0
10
20
30
40
50
M
PC
D
Bucaramanga – Barrancabermeja
0
50
100
150
200
250
300
M
PC
D
Ballena- Barranca
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
2021 2022 2023 2024 2025 2026
0
50
100
150
200
250
M
PC
D
Barranca - Sebastopol
0
50
100
150
200
M
PC
D
Sebastopol - Vasconia
0
20
40
60
80
100
M
PC
D
Sebastopol -Medellín
0
50
100
150
200
250
M
PC
D
Vasconia - Sebastopol
En el mercado secundario
de transporte se registra la
mayor contratación para
los segmentos Térmico
(Costa) e Industria y
Refinerías (Interior)
4.3 Contratación transporte año gas 2022 por sectores de consumo
En el mercado de OTMM se
destaca la contratación de los
sectores térmico e industria
del Interior en el Occidente
(Ruta Cusiana – Cali).
Región Costa. En la ruta Jobo –
La Mami predomina la
contratación de Generación
térmica e Industria, mientras
que en algunos tramos de la
Ruta Ballena – Jobo se destaca
la contratación del sector
Refinerías. La contratación
Residencial y Comercial,
presenta un participación baja
en razón a que una parte del
suministro está siendo
contratado en puntos de
entrega cercano a los centros
poblados.
Región Interior. La capacidad
de transporte atiende
principalmente al sector
Residencial e Industrial. Los
sectores de Generación
Térmica y Comercial
presentan contratación
representativa hasta el punto
Vasconia.
M
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 50
 100
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 200
 250
 300
 350
 400
 450
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P
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D
 
Generación Térmica Industrial Residencial Comercial Petroquímica GNVC Refinería Otros
 -
 50
 100
 150
 200
 250
 300
 350
 400
 450
M
P
C
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0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
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Jobo - La Mami Ballena - Jobo Cusiana - Cali Ballena - Vasconia
M
P
C
D
27
4. TRANSPORTE COMERCIAL
Balance 
Operativo5.
Esta sección busca brindar un ejercicio teórico sobre
el comportamiento que puede tener la red de
transporte en dos (2) escenarios de consumo de gas
natural por parte de los sectores térmico y No térmico.
El ejercicio consisteen asignar valores a la oferta y la
demanda para obtener como resultado el uso de los
gasoductos en términos porcentuales respecto a su
Capacidad.
Los escenarios a evaluar corresponden a:
28
5.1 Escenario histórico 2021
5.2 Escenario de Balance Contractual 2022
Mercado de gas 
natural 
2021-2026
29
El modelamiento consiste en un análisis de flujo que
considera únicamente las variables de energía (GBTUD) y volumen
(MPCD). No incorpora modelamiento de variables operativas del
sistema como: presiones, empaquetamientos, temperatura,
pérdidas*, entre otras. Tampoco incorpora variables económicas
tales como: el precio del gas en las fuentes o tarifas de transporte;
por lo tanto, este modelo no realiza una optimización del costo de los
recursos.
Dado que la modelación se realiza en energía (GBTUD) y tiene como
propósito encontrar el nivel de ocupación de los tramos en volumen
(MPCD), el modelo asume una relación de conversión 1000 BTU/pc
para el gas proveniente de todas las fuentes, con excepción de
Cusiana/Cupiagua para el cual se utiliza un valor de 1142 BTU/pc.
La capacidad máxima de los gasoductos corresponde a la CMMP
reportada por los agentes a corte enero de 2022 de acuerdo con el
sentido del flujo del gas natural y son tomadas de la información
publicada en los BEOs de los transportadores.
Modelamiento y Parámetros del sistema
Supuestos Generales
Nota 1: El factor de conversión energía/volumen de la mayoría de las fuentes de suministro en Colombia se encuentra alrededor de 1000 BTU/pc, con un margen del +/- 5%.
Nota 2: En el modelo histórico se evidencia diferencias entre lo inyectado y lo entregado que pueden corresponder a pérdidas, empaquetamientos, entregas a gasoductos dedicado, entre otros.
5. BALANCE OPERATIVO
La demanda No Térmica corresponde a los sectores: residencial, industrial,
comercial, refinerías y otros sectores no térmicos. La demanda del modelo
incluye exclusivamente la conectada al SNT.
La planta regasificación de la costa Atlántica (SPEC) se conecta directamente
a Cartagena.
Se asume que los consumos están ubicados a lo largo del gasoducto
correspondiente.
El modelo solo contempla las principales fuentes que inyectan gas al SNT, por
lo tanto, no se contempla los campos aislados.
El modelo de balance escoge el recurso más cercano para suplir la demanda.
En este sentido el modelo optimiza la capacidad de gasoductos en función de
minimizar el uso de los tramos. es decir no refleja las condiciones contractuales
del mercado.
El modelo asume el consumo diario de energía y no considera perfiles horarios.
El modelo simula el sistema de la Costa y el Interior en conjunto, no obstante, la
inyección desde Guajira y El Difícil se asigna a cada región de acuerdo con las
inyecciones históricas.
Características del modelo 
Los resultados de este modelo son indicativos en atención a que no considera la totalidad de variables técnicas que están involucradas en la operación real de un
sistema de transporte.
En caso de presentarse una limitación en la infraestructura de transporte el modelo arrojaría como resultado tramos con uso superior al 100% de su capacidad,
generando una alerta. No obstante, en los escenarios simulados no se presentó esta condición.
Interpretación de resultados
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
30
Escenario histórico 2021 
Este escenario busca brindar un contexto del nivel de uso del sistema de
Transporte a partir de datos históricos reales de la oferta y la demanda.
Los valores de entrada para la oferta y la demanda corresponden con
los promedios del año gas 2021 de la energía inyectada y entregada.
Descripción: 
Supuestos particulares del escenario: 
5.1 Escenarios
5. BALANCE OPERATIVO
1. Los resultado del modelo se aproximan bastante al porcentaje promedio real de uso de los gasoductos, lo que permite concluir que el modelo es consistente. 
2. Los máximos valores porcentuales de uso de la capacidad se identifican para los tramos Jobo-Sincelejo (91%), Cusiana-El Porvenir (83%), El Porvenir-La Belleza (82%) y La Belleza-Vasconia (86%)
3. Bajo condiciones promedio históricas 2021, el modelo evidencia que la infraestructura de Transporte Nacional satisface los requerimientos de inyección y consumo, con holguras en la mayoría de los 
tramos
*Ver supuesto General #2 (pág. 29). ** Campos que inyectan gas al SNT (ver Característica del Modelo #7, pág. 29)
31
5. BALANCE OPERATIVO5.1 Escenario Histórico - año gas 2021
Gasoductos Campos de gas (GBTUD)
Demanda Térmica 
(GBTUD)
Demanda No 
térmica (GBTUD)
Resultado Modelo - Volumen Transportado en GBTUD 
equivalente* (% respecto a la CMMP)
COSTA INTERIOR
Inyección**
334 557
Demanda No Térmica
193 519
Demanda Térmica
136 32
Unidades en GBTUD
Dem. Cartagena -
Sincelejo = 13
Dem. Barranquilla
Cartagena = 13
Cartagena
Mamonal
Barranquilla
La Mami
Sincelejo
Bullerengue 
= 29
Jobo = 165
SPEC = 5 117 (57%)
83 (38%)
97 (18%)
190 (71%)
La Creciente /
Bonga Mamey 
= 38
Jumbo
Cusiana
Porvenir
Ballena
Santanderes/
Cesar = 92
GBSI= 23
Porvenir =2
Vasconia 
= 5
Pereira = 19
Armenia = 11
Valle = 67
Bogotá 2 = 2
Llanos= 32
Tolima / 
Huila = 17
Bogotá / 
Cundinamarca = 157
Ballena / Chuchupa = 130
El Difícil = 4
Gibraltar / 
Caramelo = 32
Corrales = 4
Cusiana / 
Cupiagua 
= 485
Térmica = 1
Térmica= 0
33 (13%)
23 (16%)
138 (59%)
264 (86%)
115 (52%)
97 (51%)
78 (43%)
67 (40%)
440 (82%)
442 (83%)
97 (38%)
Térmica = 0
84 (18%)
Pereira
Barranca
Sebastopol
Mariquita
Armenia
Vasconia
Belleza
Dem. Cartagena -
Mamonal = 109
Dem. La Mami -
Barranquilla = 57
Dem. Ballena -
La Mami = 1
Térmica= 13
Térmica= 110
Térmica= 13
Antioquia = 84
Térmica = 31
Fuente: Información reportada al 
Gestor del mercado. Las diferencias 
entre lo inyectado y lo entregado 
pueden corresponder a pérdidas, 
empaquetamientos, entre otros.
165(91%)
32
Escenario de Balance 
Contractual 2022
A partir de la información contractual registrada en el mercado primario por
los agentes para el año gas 2022 (con corte a 07 de diciembre de 2021), esta
simulación busca observar el comportamiento del sistema en el escenario en
que todos los contratos de suministro que garantizan firmeza (registrados en
el mercado primario) sean requeridos por parte de la demanda.
• Las fuentes inyectan la cantidad contratada con firmeza en promedio 2022.
• La demanda nacional consume la cantidad contratada con firmeza
promedio en 2022.
• Los consumos en cada punto del SNT se distribuyen a prorrata según la
información de consumos en 2021.
• Los datos de suministro no incluyen la contratación de la planta de
regasificación ya que no existe la obligación de reportar dicha información
por parte del mercado al Gestor.
Descripción: 
Supuestos particulares del escenario : 
5.2 Escenarios
5. BALANCE OPERATIVO
33
5. BALANCE OPERATIVO5.2 Escenario Contractual 2022
1. Los valores resultantes del modelo para este escenario permiten evidenciar que, bajo condiciones contractuales con firmeza, la infraestructura de Transporte tiene la capacidad de responder a los 
requerimientos de inyección y consumo, con holguras en la mayoría de los tramos. A excepción del tramo Jobo – Sincelejo que resultaría en un uso de 100%.
2. En comparación con el escenario anterior (Balance Histórico 2021) para el Interior se observa holguras mayores, esto en razón a que la contratación de largo plazo de suministro se complementará con 
contratación de corto plazo que se dará durante el año gas 2022. 
3. Los resultados en general presentan un uso de los gasoductos consistente con la contratación que garantiza firmeza de los tramos y rutas conforme lo presentado en el capítulo Transporte Comercial 
(Mercado Primario), Sección 4.1.
* Información no registrada por el Gestor del mercado por no ser de obligatorio reporte. ** Contratación de campos que inyectan gas únicamente al SNT (ver Característica del Modelo #7, pág. 29)
Gasoductos Campos de gas (GBTUD)
Demanda Térmica 
(GBTUD)
DemandaNo 
térmica (GBTUD)
Volumen Transportado en GBTUD 
equivalente. (% respecto a la CMMP)
COSTA INTERIOR
Contratación**
284 508
Demanda No Térmica
161 463
Demanda Térmica
123 45
Unidades en GBTUD
Dem. Cartagena -
Sincelejo = 11
Dem. Barranquilla
Cartagena = 11
Cartagena
Mamonal
Barranquilla
La Mami
Sincelejo
Bullerengue 
= 29
Jobo = 182
SPEC = 0 93 (46%)
22 (10%)
147 (27%)
209 (78%)
La Creciente /
Bonga Mamey 
= 37
Jumbo
Cusiana
Porvenir
Ballena
Santanderes/
Cesar = 82
GBSI= 20
Porvenir =2
Vasconia 
= 4
Pereira = 17
Armenia = 10
Valle = 60
Bogotá 2 = 10
Llanos= 28
Tolima / 
Huila = 15
Bogotá / 
Cundinamarca = 140
Ballena / Chuchupa = 44
El Difícil = 13
Gibraltar / 
Caramelo = 39
Corrales = 12
Cusiana / 
Cupiagua 
= 433
Térmica = 1
Térmica= 0
11 (4%)
27 (18%)
139 (59%)
244 (80%)
102 (46%)
87 (45%)
70 (39%)
60 (35%)
393 (74%)
395 (74%)
33 (13%)
Térmica = 8
137 (29%)
Pereira
Barranca
Sebastopol
Mariquita
Armenia
Vasconia
Belleza
Dem. Cartagena -
Mamonal = 91
Dem. La Mami -
Barranquilla = 48
Dem. Ballena -
La Mami = 1
Térmica= 2
Térmica= 111
Térmica= 10
Antioquia = 75
Térmica = 37
182 (100%)
34
6. CONVENCIONES Y TERMINOLOGÍA 
BTU = British Thermal Unit (medida de energía) equivale a 0,29 watt/hora, 1 GBTUD = 1.000 MBTUD, 1 MBTUD = 1 millón de BTU por día, KPCD = 1000 PCD,
1 PCD = pie cúbico por día, GNVC = Gas natural vehicular comprimido, SNT = Sistema Nacional de Transporte, OTMM = Otras Transacciones del mercado
mayorista, CMMP = Capacidad máxima de mediano plazo.
Las menciones de años en el informe hacen referencia al año gas, el cual inicia el 1 de diciembre y finaliza el 30 de noviembre del año siguiente, es
decir el año gas 2021 inicia el 1 de diciembre de 2020 y finaliza el 30 de noviembre de 2021.
Las cantidades contratadas para cada sector en los mercados primario y secundario corresponden a la información reportada por los
comercializadores que atienden dichos sectores y algunos usuarios no regulados.
La información de contratos no contiene la totalidad contratada por el sector de Refinerías, ya que estas no están obligadas a registrar contratos en
SEGAS.
Los contratos Take or Pay y Firme en el mercado primario corresponden a aquellos que se firmaron antes del año 2013 y 2017 respectivamente, ya que
la normativa actual no permite suscribir estas modalidades contractuales en el mercado primario.
La información contenida en este documento es producto de las declaraciones de información transaccional y operativa declarada por los agentes
registrados ante el Gestor del Mercado de Gas Natural con corte al 7 de diciembre de 2021. Los datos podrán presentar cambios y actualizaciones debido a
que la Regulación contempla la obligación de reportar cualquier ajuste a los contratos, tales como cesiones, terminaciones anticipadas y firma de
otrosíes.
Convenciones y Terminología
Notas aclaratorias generales
1
2
3
4
Gestor del Mercado de Gas Natural
@MMEnergeticos
www.bmcbec.com.co
Para más información
informesenergeticos@bolsamercantil.com.co
(+571) 6292529 ext. 764
mailto:informesenergeticos@bolsamercantil.com.co