Centro de decisión estratégica del Ministerio
Centro de decisión estratégica del Ministerio para lectura integrada de agua, precio, gas, térmicas y riesgo nacional.
Última edición de cada tema del informe diario del gestor (lun secundario · mar contratación · mié suministro · jue transporte · vie consumo · sáb precios). Los valores que el PDF trae solo en gráfico se declaran como no extraíbles.
Índice oficial del gestor (media móvil ponderada de contratos firmes <1 mes), del BI del BEC. El gas nacional CONVERGIÓ con el GNL internacional: la escasez interna se paga a precio de importado.
iGas semanal (cierre), últimas 26 semanas · rojo ≥15 · ámbar ≥12 USD/MBTU. Corte internacionales: 2026-07-06. Fuente BI del BEC (exportable manual con sesión, corte declarado); el iGas Express PDF dejó de publicarse en may-2026.
La Costa inyecta más de lo que toma (+68 GBTUD) y el Interior -48: el sistema opera como dos subsistemas conectados por transporte. La Costa concentra la importación de GNL; el Interior, la producción de los Llanos (Cusiana/Cupiagua).
Fuente: BI Gas del BEC · tablero Operativa (fact_energia_inyectada/tomada) vía scraper con sesión. Se refresca a diario.
Consumo de gas del país por sector y departamento (tablero Demanda del BEC). Total ~938 GBTUD. Complementa la demanda eléctrica del SIN con el consumo de gas territorializado.
| Departamento | GBTUD |
|---|---|
| BOLÍVAR | 150 |
| BOGOTÁ, D.C. | 96 |
| SANTANDER | 95 |
| CASANARE | 81 |
| VALLE DEL CAUCA | 74 |
| CUNDINAMARCA | 69 |
| ANTIOQUIA | 68 |
| BOYACÁ | 66 |
Demanda de gas por sector y departamento (promedio de la serie disponible). Complementa la demanda eléctrica del SIN con el consumo de gas territorializado. La proyección UPME está disponible en el tablero pero su serie mensual requiere validación de escala antes de publicar.
Oferta inyectada por campo/fuente (promedio operativo del BEC): total 1.186 GBTUD. Producción nacional en verde, GNL importado (FSRU/SPEC) en ámbar: 258 GBTUD (21,8%).
Balance físico del sistema de gas por campo/fuente (oferta) y por punto/tramo (demanda), promedio operativo del BEC. Es la foto diaria por campo — más granular y fresca que el Balance de Producción mensual del MME. SPEC = regasificación FSRU (GNL importado).
La oferta nacional cayó 40% desde su pico (2016-02: 1,121 GBTUD → 2026-06: 668), mientras la importación pasó de 0% (2015) a 31%. El declive observado empalma con el declarado a futuro (DPGN −35% a 2030): la dependencia de GNL es estructural, no coyuntural.
Serie mensual normalizada por días del mes (138 meses, BI del BEC; el mes en curso se excluye por parcial). El declive observado empalma con el declarado a futuro (DPGN −35% a 2030).
Capa ejecutiva para lectura del suministro de gas y preparación de cruce con respaldo térmico. Producción fiscalizada oficial (MME); cifra en validación por corte mensual rezagado.
Producción fiscalizada mensual (dato oficial). Corte del archivo: 2026-02-01. Referencia nacional validada: 1.176 Mpcpd (Balance de Producción de Gas, MME).
Fuente: Balance de producción de gas (archivo oficial MME, corte mensual). Total = producción fiscalizada (sin doble conteo). Cifra nacional validada ≈ 1.176 Mpcpd.
Capa ejecutiva de generación térmica real curada desde XM, preparada para cruces posteriores con embalses, precio y gas.
Respaldo térmico con disponibilidad comercial holgada.
Fuente: XM/SIMEM, procesamiento interno del modelo. Semáforo preliminar calculado con la información térmica disponible.
Ranking del último periodo disponible en el archivo local normalizado.
| Operador | Volumen |
|---|---|
| ECOPETROL S.A. | 24.753,7 |
| HOCOL S.A. | 3.443,3 |
| PAREX RESOURCES COLOMBIA LTD. SUCURSAL | 1.222,6 |
| CNE OIL & GAS S A S | 1.213,1 |
| CANACOL ENERGY COLOMBIA SAS | 1.011,8 |
Lectura explícita entre gas local disponible y respaldo térmico observado sin mezclar componente mixto con gas.
Alerta preliminar: cae la oferta local de gas (-11.5%) y la generación térmica a gas sigue siendo relevante (21,83 GWh).
Ranking del último periodo disponible en el archivo local normalizado.
| Campo | Volumen |
|---|---|
| PAUTO SUR | 10.110,3 |
| CUPIAGUA | 3.215,5 |
| CUPIAGUA SUR | 2.579,4 |
| FLOREÑA | 1.965,9 |
| CHUCHUPA | 1.676,8 |
Variación contra el periodo inmediatamente anterior cuando la serie permite cálculo.
| Operador | Volumen | Variación |
|---|---|---|
| ONGC VIDESH LIMITED SUCURSAL COLOMBIANA | 2,6 | -35.3% |
| MAUREL & PROM COLOMBIA SOCIEDAD LIMITADA | 299,6 | -33.1% |
| WATTLE PETROLEUM COMPANY S.A.S | 69,1 | -24.9% |
| CANACOL ENERGY COLOMBIA SAS | 1.011,8 | -23.6% |
| VERANO ENERGY (SWITZERLAND) AG SUCURSAL | 202,4 | -18.0% |
Variación contra el periodo inmediatamente anterior cuando la serie permite cálculo.
| Campo | Volumen | Variación |
|---|---|---|
| ACORDEON | 1,4 | -90.5% |
| CUMPLIDOR | 0,0 | -90.4% |
| TINAMU | 0,1 | -87.7% |
| FRESA | 120,8 | -66.5% |
| Unificado Río Ceibas | 21,4 | -54.2% |
Ranking del último corte XM con generación térmica real por planta.
| Planta | Agente | Combustible | Generación real | Disponibilidad | Capacidad efectiva | Participación | Estado preliminar |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TEBSAB CC | TBSG | Gas | 9,89 GWh | 14.536.076 kW | 791.000 kW | 22.2% | Verde |
| TERMOCANDELARIA CC | TCIG | Gas | 6,86 GWh | 13.320.000 kW | 555.000 kW | 15.4% | Verde |
| TASAJERO 2 | TERG | Carbón | 3,15 GWh | 4.080.000 kW | 170.000 kW | 7.1% | Verde |
| TASAJERO 1 | TRMG | Carbón | 2,99 GWh | 3.960.000 kW | 165.000 kW | 6.7% | Verde |
| GUAJIRA 1 | GECG | Carbón | 2,60 GWh | 3.480.000 kW | 145.000 kW | 5.9% | Verde |
| PAIPA 4 | SOCG | Carbón | 2,28 GWh | 3.936.000 kW | 165.000 kW | 5.1% | Verde |
| FLORES 4 CC | TMFG | Gas | 2,24 GWh | 10.680.000 kW | 445.000 kW | 5.0% | Verde |
| GUAJIRA 2 | GECG | Carbón | 1,75 GWh | 3.120.000 kW | 130.000 kW | 3.9% | Verde |
| PAIPA 2 | HIMG | Carbón | 1,67 GWh | 1.728.000 kW | 72.000 kW | 3.8% | Verde |
| PAIPA 3 | HIMG | Carbón | 1,63 GWh | 1.680.000 kW | 70.000 kW | 3.7% | Verde |
Composición de la generación térmica real del último corte curado.
| Combustible | Generación | Participación |
|---|---|---|
| Gas | 21,83 GWh | 49.1% |
| Carbón | 20,76 GWh | 46.7% |
| Líquidos | 1,54 GWh | 3.5% |
| Otro | 0,31 GWh | 0.7% |
Lectura ejecutiva del peso relativo de gas, carbón, líquidos, mixto y no identificado en el último corte curado.
Oferta vs. demanda de gas, dependencia de importación (GNL), nominaciones firmes y costo de transporte de corto plazo. Fuente: BEC/BMC Información Operativa. La dependencia de importación y el balance físico ya alimentan el índice (observados/trazables); nominaciones y costo de transporte se muestran como contexto.
MBTUD · nacional + importado
media 30d 30,5% · 2026-06-30
MBTUD transportados
MBTUD autorizados (nominaciones)
MBTUD · superávit · 2026-06-30
UVCP · media 30d 1.680
| Transportador | MBTUD |
|---|---|
| Transportadora de Gas Internacional S.A. E.S.P. - TGI S.A. ESP | 789.940 |
| PROMIGAS S.A. E.S.P. | 481.824 |
| TRANSPORTADORA DE METANO E.S.P S.A | 49.400 |
| PROMIORIENTE S.A. E.S.P | 40.985 |
| TRANSOCCIDENTE S.A. E.S.P. | 35.652 |
| PROMOTORA DE GASES DEL SUR S.A. E.S.P. | 19.041 |
| COINOGAS S.A. E.S.P. | 11.714 |
Rango de datos: 2021-02-23 → 2026-06-30 (1577 días). Cada serie tiene su propio horizonte según el exportable BEC. Capa de gas operativo BEC. % importación = GNL/total inyectado. Series con horizontes distintos según exportable; cada indicador trae su última fecha.
Capacidad máxima (CMMP) vs. disponible (CDP) por gasoducto — negociación 2026. Un tramo con CDP≈0 está saturado: sin holgura para nueva contratación firme. Fuente: BEC Comercialización de Transporte.
red existente + IPAT
sin holgura de contratación firme
comprometido / CMMP (flujo)
KPCD · capacidad libre (flujo)
| Tramo | Sentido | CMMP | CDP | Utilización |
|---|---|---|---|---|
| CARTAGENA-BARRANQUILLA | CONTRAFLUJO | 606.110 | 20.010 | 96,3% |
| YUMBO/CALI-CALI | FLUJO | 73.600 | 0 | 100,0% |
| VASCONIA-LA BELLEZA | FLUJO | 70.900 | 689 | 99,0% |
| APIAY-USME | FLUJO | 18.197 | 880 | 95,2% |
| GUANDO-FUSAGASUGA | FLUJO | 957 | 0 | 100,0% |
| CENTAUROS-GRANADA | FLUJO | 708 | 0 | 100,0% |
Capacidad contractual por tramo (negociación forward), no flujo físico diario. CDP≈0 = tramo sin holgura para nueva contratación firme (congestión estructural). Cruzar con la energía tomada por tramo daría la congestión física. Capa en validación: aún no alimenta el índice.
Gas tomado por el sector Generación Térmica (BEC). Responde cuánto gas va a térmicas y su firmeza. El origen nacional/importado se atribuye por zona (el Caribe puede recibir GNL del FSRU). Rango 2025-06-01 → 2026-04-30.
GBTUD prom · máx 215
GBTUD · respaldo asegurado
GBTUD · se puede cortar
96% del total · interior 6
| Planta | GBTUD |
|---|---|
| CORELCA TEBSA S.A. | 66,6 |
| TERMOCANDELARIA S.C.A. E.S.P. | 37,7 |
| TERMOFLORES III LTDA & CIA S.C.A. E.S.P. | 14,0 |
| TERMONORTE | 13,2 |
| PROELECTRICA LINEA NO. 1 | 7,6 |
| TERMOGUAJIRA | 7,1 |
| FLOREÑA | 4,6 |
| TERMOFLORES II LTDA & CIA S.C.A. E.S.P. | 3,6 |
| TERMOFLORES I | 3,3 |
| TERMOBARRANQUILLA UNIDADES 1.2.3 Y 4 | 1,1 |
| ESTACIÓN GNC MARIQUITA | 0,6 |
| MERILÉCTRICA (UPBM-12 COGB) | 0,3 |
Gas tomado por el sector Generación Térmica, por planta y firmeza (firme vs interrumpible). El origen nacional/importado NO viene en este reporte; por zona, el Caribe puede recibir GNL del FSRU (Cartagena) + gas nacional de Guajira, el interior es 100% nacional. Atribución por zona = estimación. Capa en validación: aún no alimenta el índice.
Producción nacional declarada (DPGN, proyección oficial MME) y margen de regasificación disponible para importar más GNL si hiciera falta. Fuente: DPGN + BEC.
MBTUD (promedio)
declive -35% vs 2026
declive -64% vs 2026
regasificación ociosa: 165 GBTUD · uso 65%
Producción nacional declarada por año (MBTUD promedio). Rojo = caída ≥30% vs 2026.
| Campo | MBTUD |
|---|---|
| PAUTO SUR | 169.180 |
| CUPIAGUA | 97.918 |
| CLARINETE | 59.420 |
| CHUCHUPA | 52.611 |
| CUPIAGUA SUR | 51.762 |
| CUSIANA | 42.555 |
| CUSIANA NORTE | 30.579 |
| MAGICO | 27.858 |
PP = producción declarada por el operador (oferta nacional), suma por mes sobre 'Operador de Campo'. Proyección oficial DPGN; muestra el declive estructural de la producción nacional de gas. El margen de regasificación es el proxy de autonomía de importación (el inventario exacto en tanques no es público). Capa en validación: aún no alimenta el índice.
Producción nacional observada por campo (Balance de Producción de Gas, MME), 2026. Mpcpd ≈ GBTUD. Fuente oficial.
Mpcpd · 506 campos
Mpcpd · Cupiagua/Cusiana/Pauto
Mpcpd · Chuchupa/Ballena → costa
Mpcpd neto al sistema
| Campo | Zona | Mpcpd |
|---|---|---|
| PAUTO SUR | Interior | 362,5 |
| CUPIAGUA | Interior | 113,5 |
| CUPIAGUA SUR | Interior | 85,9 |
| FLOREÑA | Interior | 63,3 |
| CHUCHUPA | Caribe | 58,2 |
| FLOREÑA MIRADOR | Interior | 46,6 |
| CUSIANA NORTE | Interior | 32,8 |
| LA BELLEZA | Caribe | 31,3 |
| MAMEY | Caribe | 23,3 |
| GIBRALTAR | Interior | 23,1 |
| CUSIANA | Interior | 22,8 |
| CLARINETE | Caribe | 20,6 |
Producción de gas por campo, dato observado del Balance de Producción de Gas (MME). Mpcpd ≈ GBTUD. Por zona, el Caribe (Guajira: Chuchupa/Ballena) alimenta la demanda costera; el interior (Casanare/Llanos: Cupiagua/Cusiana/Pauto) el resto.
Negociación de corto plazo entre agentes: precios y cantidades de suministro y capacidad de transporte. Fuente: BEC Información Transaccional.
MBTUD/día prom · reciente 19.851
USD/MBTU prom · reciente 17,09
Firme, Con Interrupciones, Firmeza Condicionada
COP/KPC promedio
| Tramo | Capacidad |
|---|---|
| CUSIANA - VASCONIA | 1.287.034 |
| BALLENA - BARRANCABERMEJA | 652.854 |
| CARTAGENA - BALLENA | 532.056 |
| BALLENA - BARRANQUILLA | 367.629 |
| BALLENA - VASCONIA | 319.088 |
| CUSIANA - COGUA | 228.185 |
| CARTAGENA - LA MAMI | 213.289 |
| CUSIANA - SABANA_F | 203.190 |
Suministro: Agregado por fecha (el export no trajo punto de entrega). Transporte: Detalle por tramo y modalidad contractual. Capa en validación: presentación (no alimenta el índice).
Gas Licuado de Petróleo disponible para la venta (refinería, producción e importación), 2026. Fuente oficial MME/UPME (TON/año).
TON/año · 234.965 TON/mes
dependencia de importación GLP
TON/año (productor + refinería)
TON/año
| Fuente | TON/año |
|---|---|
| Productor | 1.151.781 |
| Importador | 865.811 |
| Refineria | 801.985 |
Oferta de GLP disponible para la venta (PTDV producción/refinería, CIDV importación). Cierra el faltante de GLP. La proyección se extiende a años futuros según declaración. Capa en validación: presentación (no alimenta el índice).
Primera lectura integrada entre embalses, sistema agregado SIMEM, respaldo térmico, gas local y precio de bolsa.
Semáforo combinado entre agua, respaldo térmico, precio y señal climática.
Embalses en vigilancia, respaldo térmico alto y precio presionado.
Indicador preliminar basado en gas local, generación térmica a gas y disponibilidad de datos contractuales aún vacíos.
El respaldo a gas es material y requiere seguimiento sobre oferta local.
Advertencia metodológica: demanda, demanda térmica, contratos, programación, precio de gas y capacidad de transporte aún no están cargados en esta capa.
Lectura ejecutiva de presión sobre precio combinando agua, respaldo térmico, combustibles y clima.
Precio en vigilancia por mayor participación térmica.
Síntesis automática generada con los datos integrados actualmente cargados.
El embalse agregado observado (XM) está en 80.5%; la tendencia reciente extrapolada a 30 días lo ubica en 87.8% (extrapolación de la pendiente observada, no proyección oficial a ese plazo). El sistema mantiene embalses en zona operativa, pero el precio presenta presión alta. La generación térmica no depende de forma dominante del gas en el corte actual. La caída reciente de producción de gas local aumenta la sensibilidad del respaldo térmico. El carbón aparece como respaldo relevante dentro de la matriz térmica. No hay componente mixto material que distorsione la lectura de respaldo a gas. La señal climática mantiene vigilancia activa y debe cruzarse con aportes hídricos y evolución de embalses.
Comparativo preliminar entre agua disponible en sistema y respaldo térmico observado.
Los principales cortes observados son comparables para esta lectura ejecutiva preliminar.
Comparativo ejecutivo entre respaldo térmico observado y precio de bolsa del último corte utilizable.
Precio en vigilancia por mayor participación térmica.
Origen de fuentes y alcance metodológico de esta integración preliminar.
Lectura analítica preliminar construida a partir de datos oficiales observados, archivo local oficial del Ministerio y procesamiento interno del modelo. No constituye instrucción operativa ni predicción oficial del mercado.
Cruce XM (parque y consumo a gas) × BEC (suministro, contratación, transporte). Cobertura firme actual: 53.6%.
| Indicador | Valor | Fuente / estado |
|---|---|---|
| Gas inyectado al SNT | nacional 682.4 + importado 300.4 GBTUD (30.6% importado, mes 2026-06) | BEC/BI Gas · observado |
| Consumo térmico a gas (prom / máx) | 224.0 / 290.0 GBTUD | BEC mensual · observado |
| Contratación firme (sector térmico) | 89.0 GBTUD | Informe Mensual BEC 2026-06 (descarga automática informe_mensual_2026_06.pdf) |
| Contratación con interrupciones | 247.0 GBTUD | Informe Mensual BEC 2026-06 (descarga automática informe_mensual_2026_06.pdf) |
| Capacidad transporte CDP/CMMP numérica | Dato no disponible (solo alertas cualitativas) | Dato crítico no cargado · gris |
| Plantas con mayor dependencia de gas | TEBSA (94.0 GBTUD), Termocandelaria (59.0 GBTUD), Termoflores (30.0 GBTUD), Termonorte (13.0 GBTUD), Termoguajira (19.0 GBTUD), Termoyopal (14.0 GBTUD), Proelectrica (3.0 GBTUD) | BEC mensual · observado |
| Plantas sin respaldo contractual cargado | No identificable con datos públicos actuales | Dato crítico no cargado · gris |
Producción potencial declarada por los operadores · DPGN MinEnergía · Resolución 218 del 27-feb-2026 · cifras MBTUD.
de 907 a 299 GBTUD
GBTUD promedio anual · campos principales: CUPIAGUA (121), PAUTO SUR (121), CLARINETE (78), FLOREÑA (59), CHUCHUPA (58)
Producción potencial declarada por los operadores de campo (sin importaciones). La caída estructural es la presión de fondo sobre el respaldo térmico a gas en años secos.
Gas ofrecido EN FIRME vs total disponible, por trimestre · PTDVF/CIDVF · SEGAS/MinEnergía · TEN 2026-I (cifras MBTUD).
la garantía contractual de gas casi desaparece en la ventana seca
cae a 0 desde sep-2026 (declaración SEGAS)
| Trimestre | Firme | Total disponible | % firme |
|---|---|---|---|
| Junio 2026 a Agosto 2026 | 84 | 235 | 36% |
| Septiembre 2026 a Noviembre 2026 | 28 | 230 | 12% |
| Diciembre 2026 a Febrero 2027 | 5 | 220 | 2% |
| Marzo 2027 a Mayo 2027 | 5 | 209 | 2% |
| Junio 2027 a Agosto 2027 | 5 | 195 | 3% |
| Septiembre 2027 a Noviembre 2027 | 5 | 215 | 2% |
| Diciembre 2027 a Febrero 2028 | 0 | 278 | 0% |
| Marzo 2028 a Mayo 2028 | 0 | 239 | 0% |
Oferta de gas ofrecida EN FIRME vs total disponible, por trimestre (TEE). El desplome de la firmeza en la ventana seca de El Niño (dic-feb) es la alerta de respaldo de combustible hacia adelante; no implica desabastecimiento automático, sí menor garantía contractual.
Oferta firme vs demanda que los compradores desean adquirir · Balance comercial TEN 2026-I · SEGAS/MinEnergía (MBTUD).
Marzo 2026 a Mayo 2026
GBTUD (casi se duplica)
| Trimestre | Oferta firme | Demanda | % cobertura | Estado |
|---|---|---|---|---|
| Marzo 2026 a Mayo 2026 | 63 | 474 | 13% | Deficitario |
| Junio 2026 a Agosto 2026 | 0 | 476 | 0% | Deficitario |
| Septiembre 2026 a Noviembre 2026 | 0 | 479 | 0% | Deficitario |
| Diciembre 2026 a Febrero 2027 | 0 | 566 | 0% | Deficitario |
| Marzo 2027 a Mayo 2027 | 0 | 563 | 0% | Deficitario |
| Junio 2027 a Agosto 2027 | 0 | 562 | 0% | Deficitario |
| Septiembre 2027 a Noviembre 2027 | 0 | 566 | 0% | Deficitario |
| Diciembre 2027 a Febrero 2028 | 0 | 672 | 0% | Deficitario |
| Marzo 2028 a Mayo 2028 | 0 | 671 | 0% | Deficitario |
| Junio 2028 a Agosto 2028 | 0 | 703 | 0% | Deficitario |
| Septiembre 2028 a Noviembre 2028 | 0 | 706 | 0% | Deficitario |
| Diciembre 2028 a Febrero 2029 | 0 | 847 | 0% | Deficitario |
| Marzo 2029 a Mayo 2029 | 0 | 847 | 0% | Deficitario |
| Junio 2029 a Agosto 2029 | 0 | 848 | 0% | Deficitario |
Balance del mercado primario en FIRME: oferta firme (PTDVF+CIDVF) vs cantidades que los compradores desean adquirir. Deficitario = la oferta firme no cubre la demanda declarada; el faltante se cubre con gas interrumpible, spot e importación no firme. Señal estructural de seguridad de suministro.