Informe mensual mercado de Gas Natural Abril de...

[email protected] 113 No. 7-21, Torre A, piso 15, Bogotá. PBX: 6292529.www.bmcbec.com.coGenerado el 07 de mayo de 2020 a las 11:18:15 AM.

NOTA: La información presentada en este reporte puede ser objeto de modificaciones y/o actualizaciones por parte de los agentes.

__________________________________Informe mensual mercado de gas natural.

Informe mensual mercado de Gas NaturalAbril de 2020

Cortesía: Promigas___

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Introducción

La BMC Bolsa Mercantil de Colombia S.A en su condición de Gestor del Mercado de Gas Natural, se complace enponer a disposición de los agentes del mercado el informe mensual de seguimiento a las principales variables delmercado mayorista de gas natural en Colombia, correspondiente a la operación del sector observada duranteabril de 2020.

La presente publicación contiene una síntesis de las cantidades de energía y precios promedio ponderados para lastransacciones de suministro y transporte vigentes durante el periodo de análisis. Igualmente, se destaca el desarrolloestadístico expuesto a lo largo del informe, a partir del cual se ilustra de manera resumida el comportamientode los precios del gas por sector de consumo.

Este informe se constituye en un instrumento para la toma de decisiones por parte de los agentes e inversionistas delmercado de gas natural colombiano, a través del acceso a información oportuna y confiable generada por el Gestordel Mercado de Gas Natural dando aplicación a los principios de independencia, objetividad, transparencia yneutralidad que lo caracteriza.

La primera sección incorpora los indicadores claves de desempeño del mercado primario, con un análisis delas variaciones en las cantidades y precios respecto a los datos obtenidos en periodos anteriores.

En las secciones segunda y tercera, se presentan las cantidades contratadas vigentes en suministro de gas pormodalidad contractual y sector de consumo, así como su precio promedio ponderado; en cuanto a transporte, seincluye la capacidad contratada, capacidad máxima de mediano plazo y capacidad disponible primaria para losprincipales tramos del Sistema Nacional de Transporte.

Como última sección del informe, se incluye el análisis del comportamiento de las variables operativas declaradas porlos productores – comercializadores, comercializadores de gas importado, transportadores, generadores térmicos,comercializadores-distribuidores y usuarios no regulados.

Cabe señalar que la información consignada en el presente informe corresponde a la consolidación de la informaciónreportada por los agentes del mercado en la plataforma dispuesta por el Gestor para dicho propósito, la cual puedeestar sujeta a cambios como consecuencia de conciliaciones posteriores entre agentes en materia operativa; lasdisminuciones observadas en la información operativa obedecen a falta de reporte por parte de algunos agentes. Dadolo anterior, cualquier modificación adicional se verá reflejada en Informes posteriores.

Finalmente, el mercado de gas natural podrá contar con este informe de manera mensual y será publicado en nuestrapágina web www.bmcbec.com.co el octavo día hábil de cada mes.





Contenido

1. KPI - Indicadores clave de desempeño.1.1 KPI - Mercado Primario.

2. Contratación en el Mercado Primario - Suministro de gas.2.1 Por modalidades contractuales - Puntos de entrega.2.2 Por modalidades contractuales - Interior / Costa.2.3 Por sectores de consumo - Total país.2.4 Por sectores de consumo - Puntos de entrega.

2.4.1 Ballena. ____________________________________2.4.2 Cupiagua/Cusiana.

3. Contratación en el Mercado Primario - Capacidad de Transporte.4. Comportamiento de Energía inyectada vs. Energía recibida.





1. KPI - Indicadores clave de desempeño

Esta sección presenta de manera gráfica y resumida, a través del cálculo de los Indicadores Claves de Desempeño oKey Performance Indicator – KPI, el comportamiento de las variables de cantidades y los precios promedioponderados vigentes para las fuentes de Ballena y Cupiagua/Cusiana en el mercado primario. Estos indicadores permiten comparar los datos actuales (Abril 2020) con el mes inmediatamente anterior (Marzo 2020) y el mismomes del año anterior (Abril 2019).




*Se incluyen todas las modalidades contractuales.


1.1 KPI - Mercado Primario

IndicadorAbril de 2020

Variación porcentualmes anterior (Marzo de 2020)

Variación porcentualaño anterior (Abril de 2019)

Mercado Primario : BallenaGas contratado* (GBTUD):

Cantidad: 54.68

Mercado Primario : BallenaPrecio promedio ponderado(USD/MBTU):

Precio: 5.40

Mercado Primario : Cupiagua/CusianaGas contratado* (GBTUD):

Cantidad: 540.93

Mercado Primario : Cupiagua/CusianaPrecio promedio ponderado(USD/MBTU):

Precio: 3.79

-5%

Cantidad: 57.70

-62%

Cantidad: 142.78

-1%

Precio: 5.44

6%

Precio: 5.10

-1%

Cantidad: 543.98

7%

Cantidad: 506.23

-0%

Precio: 3.79

2%

Precio: 3.72

Variación porcentual mayor a 20%.

Variación porcentual entre -20% y 20%.

Variación porcentual menor a -20%.




Nota: No se incluye consumos de las refinerías Barrancabermeja y Cartagena.


2. Contratación en el Mercado Primario - Suministro de gas

A continuación se detallan las cantidades vigentes para los puntos: Ballena , Cupiagua/Cusiana , Jobo y otros puntos,esta información se detalla de manera desagregada para cada una de las modalidades contractuales reportadasante el Gestor por los agentes del mercado, se incluye su precio promedio ponderado.

Como complemento al análisis del lector se incluye como componente operativo el comportamiento promedio mensualde las nominaciones y renominaciones, información declarada al Gestor del mercado de gas natural con periodicidaddiaria por parte de los Productores – Comercializadores y Comercializadores de gas importado.

Esta sección también presenta las cantidades promedio contratadas bajo las modalidades que garanticen firmezapor sectores de consumo total y detallada para los puntos de entrega Ballena y Cupiagua/Cusiana, así como suprecio promedio ponderado de contratación de manera independiente. Este capítulo también contiene un gráfico de dispersión que presenta la comparación de los precios pactados en el mes analizado para cada sector deconsumo en 2020 vs 2019.






2.1 Por modalidades contractuales - Puntos de entrega:

Tabla 1: Gas contratado por modalidad contractual.

Ballena Cupiagua / Cusiana Jobo

o modalidadGas

contratado(GBTUD)

Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)

Gascontratado(GBTUD)

Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)


Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)

1 Con Interrupciones 4.0 ND 66.6 2.53 0 0

2 Contingencia 5.0 ND 0 0 0 0

3 Firme 1.7 ND 84.9 4.28 52.5 5.32

4 Firme al 95% 44.0 5.21 316.4 3.85 0 0

5 Firmeza Condicionada 0 0 18.6 2.89 0 0

6 Opción de Compra 0 0 21.5 6.17 0 0

7 Otras 0 0 0 0 2.8 ND

8 Take or Pay 0 0 33.0 ND 0 0

9 Total 54.7 5.40 540.9 3.79 55.3 5.18

Fuente: Sistema Electrónico de Gas - SEGAS. / Cálculos y Elaboración: Unidad de Sistemas de Información y Dirección de Mercados Energéticos.

Otros Campos Total

o modalidadGas

contratado(GBTUD)

Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)


Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)

1 Con Interrupciones 316.7 5.10 387.2 4.67

2 Contingencia 0 0 5.0 ND

3 Firme 173.6 4.41 312.7 4.54

4 Firme al 95% 50.5 4.32 410.9 4.05

5 Firmeza Condicionada 0 0 18.6 2.89

6 Opción de Compra 0 0 21.5 6.17

7 Otras 9.2 5.34 12.0 4.73

8 Take or Pay 43.0 4.24 76.0 3.86

9 Total 592.9 4.77 1,243.8 4.39







Tabla 2: Mercado Primario: Programa de Nominación vs. Renominación - Campos de producción.

o Campo de producciónNominación

promedio Abril(GBTUD)

Renominaciónpromedio

Abril(GBTUD)

Variaciónrenominación vsnominación (%)

Variaciónnominación Abril

vs. Marzo (%)

Variaciónrenominación Abril

vs. Marzo (%)

1 Ballena 42.0 43.3 3.1 -21.7 -21.0

2 Jobo 36.9 37.6 1.9 14.7 14.1

3 Cupiagua / Cusiana 254.6 240.0 -5.7 -35.0 -36.8

4 Otros Campos 153.4 163.2 6.4 -32.3 -27.9

5 Total 486.8 484.1 -0.6 -30.8 -30.2


Tabla 3: Mercado Primario: Programa de Nominación vs. Renominación - Modalidades contractuales.

o Modalidad ContractualNominación

promedio Abril(GBTUD)

Renominaciónpromedio

Abril(GBTUD)

Variaciónrenominación vsnominación (%)

Variaciónnominación Abril

vs. Marzo (%)

Variaciónrenominación Abril

vs. Marzo (%)

1 Con Interrupciones 21.7 25.2 15.9 -55.2 -45.3

2 Firme 157.9 162.3 2.8 -28.0 -26.3

3 Firme Al 95% 257.1 246.8 -4.0 -29.2 -31.0

4 Firmeza Condicionada 14.5 13.4 -8.1 -8.4 -18.9

5 Take Or Pay 30.3 30.0 -1.0 -33.9 -24.7

6 Otros 5.4 6.4 18.4 -38.9 -35.2

7 Total 486.8 484.1 -0.6 -30.8 -30.2







Gráfica 1: Contratación en el Mercado Primario - Suministro de gas. Nominaciones y renominaciones promedio, Abril de 2020.

Modalidad

Con Interrupciones Firme, Firmeza Condicionada, Take or Pay, Opción de Compra y OtrasNominación Renominación

GBTUD

0

100

200

300

400

500

600

Ballena Cupiagua / Cusiana Jobo Otros Campos

Gas contratadoNominación

Renominación


Renominación


Renominación


Renominación





*Se incluyen todas las modalidades contractuales.

Nota: No se incluye consumos de las refinerías Barrancabermeja y Cartagena. / Para la caracterización de la Costa se tiene en cuenta el Sistema de Promigas ypara el Interior se toma como referencia los demás Sistemas de transporte.


2.2 Por modalidades contractuales* - Interior / Costa:

Tabla 4:

Costa Interior Total

o modalidadGas

contratado(GBTUD)

Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)


Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)


Preciopromedio

ponderado(USD/MBTU)

1 Con Interrupciones 211.5 5.72 175.7 3.40 387.2 4.67

2 Contingencia 5.0 ND 0 0 5.0 ND

3 Firme 159.8 5.09 152.9 3.98 312.7 4.54

4 Firme al 95% 49.0 4.47 361.9 4.00 410.9 4.05

5 Firmeza Condicionada 0 0 18.6 2.89 18.6 2.89

6 Opción de Compra 0 0 21.5 6.17 21.5 6.17

7 Otras 12.0 4.73 0 0 12.0 4.73

8 Take or Pay 26.2 ND 49.8 3.58 76.0 ND

9 Total 463.5 5.27 780.3 3.87 1243.8 4.39





***Incluye modalidades Firme, Firmeza Condicionada, Firme al 95%, Opción de compra y Take or pay.**Consumos reportados para atención de refinerías diferentes a Barrancabermeja y Cartagena.*Sector de consumo establecido en el numeral 1 del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017.


2.3 Por sectores de consumo - Modalidades ***Firme y Take or Pay:

Tabla 5:

o Sector de consumo Cantidad (GBTUD) % Participación - Cantidad Precio promedio ponderado(USD/MBTU)

1 Industrial 318.0 37.9% 3.70

2 Generación Térmica 215.7 25.7% 4.60

3 Residencial 188.5 22.5% 4.97

4 GNVC 59.4 7.1% 3.39

5 Comercial 30.4 3.6% 4.70

6 Otros* 19.7 2.4% 4.20

7 Refinería** 7.3 0.9% 4.37

8 Petroquímica 0.4 0.1% ND

9 Total 839.5 100.0% 4.25


Gráfica 2: Comparativo de cantidades Abril 2019 vs. Abril 2020 - Sectores de consumo.

Comercial GNVCTérmica

Generación Industrial Otros Petroquímica Refinería Residencialde Gas

Transportadores

Sector de consumo

0

100

200

300

Can

tid

ad (

GB

TU

D)

Abril 2020Abril 2019






Gráfica 3: Comparativo de precios Abril 2019 vs. Abril 2020 - Sectores de consumo.

Promedio Abril 2020

3.50 4.00 4.50 5.00

Precio (USD/MBTU)

3.50

4.00

4.50

5.00

Pre

cio

(U

SD

/MB

TU

)

Promedio Abril 2019

Residencial

Refinería

Petroquímica

Otros

Industrial

Generación Térmica

GNVC

ComercialSector de Consumo

3

4

2

1

Gráfica comparativa precios año en curso (a.c) vs año anterior (a.a)Línea de trazo largo discontinuo: línea de precios esperadosLíneas de trazo corto discontinuo: márgenes de confianza de los precios esperados.Cuadrante 1. (superior derecha) Precios por encima del precio promedio para (a.a) y (a.c).Cuadrante 2. (inferior derecha) Precios por encima del precio promedio para (a.a) pero por debajo del precio promediopara (a.c).Cuadrante 3. (inferior izquierda) Precios por debajo del precio promedio para (a.a) y (a.c).Cuadrante 4. (superior izquierda) Precios por encima del precio promedio para (a.c) pero por debajo del preciopromedio para (a.a).






Gráfica 4: Promedio móvil del precio en los últimos 6 meses por sector regulado y no regulado, modalidades quegaranticen firmeza.

01Oct 16Oct 01Nov 16Nov 01Dec 16Dec 01Jan 16Jan 01Feb 16Feb 01Mar 16Mar 01Apr2019 2020

Fecha

0

1

2

3

4

5

(US

D/M

BT

U)

Pre

cio

pro

med

io p

on

der

ado

ReguladoNo Regulado




**Consumos reportados para atención de refinerías diferentes a Barrancabermeja y Cartagena.*Sector de consumo establecido en el numeral 1 del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017.


2.4 Por sectores de consumo - Puntos de entrega - Modalidades que garanticen firmeza:

2.4.1 Ballena

Tabla 6:


1 Residencial 20.4 44.7% 5.16

2 Industrial 14.1 30.8% 5.00


4 Comercial 4.2 9.2% 5.75

5 Total 45.7 100.0% 5.27


2.4.2 Cupiagua/Cusiana

Tabla 7:


1 Industrial 232.6 49.0% 3.47

2 Residencial 114.8 24.2% 4.90


4 GNVC 54.7 11.5% 3.43

5 Comercial 13.2 2.8% 4.78

6 Otros* 0.5 0.1% ND

7 Total 474.3 100.0% 3.96





*Las capacidades de los tramos incluyen flujos y contraflujos.Nota: No se incluye consumos de las refinerías Barrancabermeja y Cartagena.


3. Contratación en el Mercado Primario - Capacidad de Transporte

En la siguiente tabla se presentan las capacidades contratadas para cada uno de los tramos del Sistema Nacional deTransporte, así como la capacidad máxima de mediano plazo y la capacidad disponible primaria, se incluyeinformación de contraflujos. De la misma manera, se presenta un precio promedio ponderado por capacidades.

Tabla 8: Capacidad Contratada por Tramos.

o Tramos*Capacidadcontratada

(KPCD)

Precio promediocontratado(USD/KPC)

Capacidaddisponible

primaria CDP(KPCD)

Capacidadmáxima de

medianoplazo - CMMP

(KPCD)

DisponibleCDP/CMMP

1 Apiay - Centauros 685 2.38 0 22,020 0%

2 Apiay - Ocoa 17,072 1.26 1,959 22,020 9%

3 Apiay - Usme 13,355 1.61 309 17,784 2%

4 Armenia - Yumbo/Cali 85,791 2.63 51,444 148,000 35%

5 Ballena - Barrancabermeja 225,887 1.51 500 260,000 0%

6 Ballena - La Mami 169,776 0.71 100,200 346,601 29%

7 Barrancabermeja -Bucaramanga

37,895 1.20 17,261 37,361 46%

8 Barrancabermeja - Sebastopol 127,755 1.43 189,868 333,000 57%

9 Barranquilla - Cartagena 485,200 0.78 28,018 584,561 5%

10 Barranquilla - La Mami 470,409 0.90 73,700 617,602 12%

11 Buenos Aires - Ibague 4,850 0.25 9,619 15,552 62%

12 Cartagena - Mamonal 119,933 0.55 20,919 204,509 10%

13 Cartagena - Sincelejo 299,833 1.08 77,381 284,187 27%

14 Centauros - Granada 685 2.38 26 708 4%

15 Chicoral - Flandes 3,631 0.49 11,282 12,015 94%

16 Cogua - Sabana_f 155,382 1.52 18,984 215,000 9%

17 Cusiana - Apiay 51,589 1.23 6,129 64,159 10%

18 Cusiana - El Porvenir 349,354 1.69 4,040 458,000 1%

19 El Porvenir - Gbs_i 5,382 1.75 0 0 .

20 El Porvenir - La Belleza 341,172 1.71 9,340 460,500 2%

21 Flandes - Guando 1,139 0.49 8,963 10,738 83%

22 Flandes - Ricaurte 1,246 0.94 856 2,156 40%




*Las capacidades de los tramos incluyen flujos y contraflujos.Nota: No se incluye consumos de las refinerías Barrancabermeja y Cartagena.


o Tramos*Capacidadcontratada

(KPCD)

Precio promediocontratado(USD/KPC)

Capacidaddisponible

primaria CDP(KPCD)

Capacidadmáxima de

medianoplazo - CMMP

(KPCD)

DisponibleCDP/CMMP

23 Floreña - Yopal 11,815 0.46 14,761 16,161 91%

24 Gbs_i - Gbs_f 6,691 1.57 56,981 63,744 89%

25 Gibraltar - Bucaramanga 42,021 2.62 19,900 49,920 40%

26 Gualanday - Mariquita 14,650 2.49 8,763 25,253 35%

27 Gualanday - Montañuelo 0 . 60 60 100%

28 Gualanday - Neiva 9,430 3.43 2,598 12,910 20%

29 Guando - Fusagasuga 957 2.52 157 957 16%

30 Jamundi - Popayan 0 . 0 3,675 0%

31 Jobo - Sincelejo 171,000 1.30 13,194 175,736 8%

32 La Belleza - Cogua 158,200 1.53 1,610 210,590 1%

33 La Belleza - Vasconia 216,632 1.80 13,939 298,598 5%

34 La Creciente - Sincelejo 66,533 1.21 73,137 100,151 73%

35 Mariquita - Pereira 119,025 2.57 20,099 168,000 12%

36 Morichal - Yopal 7,472 0.49 5,854 11,836 49%

37 Neiva - Hobo 1,450 2.81 1,315 2,765 48%

38 Pereira - Armenia 100,782 2.60 35,762 158,000 23%

39 Pradera - Popayan 3,552 2.40 0 3,675 0%

40 Ramales Aislados_i - RamalesAislados_f

436 0.10 0 0 .

41 Sardinata - Cucuta 3,329 1.72 1,018 4,637 22%

42 Sebastopol - Medellin 57,849 0.81 4,190 78,000 5%

43 Sebastopol - Vasconia 172,343 1.40 143,454 349,000 41%

44 Tane/Cacota - Pamplona 177 5.71 190 359 53%

45 Vasconia - Mariquita 134,656 2.54 26,889 192,000 14%

46 Yumbo/Cali - Cali 73,600 0.07 0 73,600 0%





Nota: La información operativa corresponde a las declaraciones efectuadas por los agentes del mercado de gas al cierre de mes.


4. Comportamiento de variables operativas

Esta sección da a conocer al mercado el comportamiento operativo de las siguientes variables:

- Cantidad de energía inyectada diariamente al Sistema Nacional de Transporte para 2020 versus su comportamientoen 2019 expresada en Gbtud, esta información es declarada por los productores y comercializadores de gasimportado con una periodicidad diaria. No se incluye información proveniente de campos no se encuentranconectados al Sistema Nacional de Transporte.

- Cantidad de energía recibida diariamente en cada punto de entrada al Sistema Nacional del Transporte para 2020versus su comportamiento en 2019, expresada en Gbtud, esta información es declarada por los transportadores conuna periodicidad diaria. No se incluye información de los puntos de transferencia, Barrancabermeja, Buenos aires,Chicoral, Pradera, Sebastopol, Yopal y Yumbo –Cali.

- Cantidad de energía tomada diariamente en el punto de salida del Sistema Nacional de Transporte para ser entregaa usuarios finales para 2020 versus su comportamiento en 2019 expresada en Gbtud, esta información es declaradapor los comercializadores – distribuidores, generadores térmicos y usuarios no regulados con una periodicidad diaria.




Nota: La información operativa corresponde a las declaraciones efectuadas por los agentes del mercado de gas al cierre de mes.


Tabla 9:

Comportamiento Energía Marzo (GBTUD) Abril (GBTUD) Porcentaje de variación

Energía inyectada 960.7 738.5 -23.13%

Energía recibida 972.5 733.3 -24.60%

Energía entregada a usuarios finales 903.7 729.1 -19.31%


Gráfica 5: Cantidades de energía inyectada, recibida y entregada Marzo - Abril 2020.

01mar20 08mar20 15mar20 22mar20 29mar20 05abr20 12abr20 19abr20 26abr20

Fecha

0

250

500

750

1,000

1,250

GB

TU

D

RecibidaInyectadaEntregadaEnergía





Gráfica 6: Energía inyectada 2019 vs. 2020.

01ene 01feb 01mar 01abr 01may 01jun 01jul 01ago 01sep 01oct 01nov 01dic 31dic

Día

600

800

1,000

1,200

1,400

GB

TU

D

20202019Año

840

815

Gráfica 7: Energía recibida 2019 vs. 2020.


Día

250

500

750

1,000

1,250

GB

TU

D

20202019Año

843

789





Gráfica 8: Energía entregada a usuarios finales 2019 vs. 2020.


Día

400

600

800

1,000

1,200

1,400

GB

TU

D

20202019Año

830

744



11/5/2020 Mercado Sec-Vigencias Diario

1/1

MAMONAL 90,59%

BULLERENGUE 4,51%

Puntos MAMONAL BULLERENGUE TUCURINCA OTROS

21

5. Contratación en el Mercado Secundario - Suministro de GasLas tablas descritas a continuación incluyen las cantidades promedio diarias contratadas en el mercado secundario para los periodos de entrega diario y definido por el usuario , y para cada uno de los puntos estándar de entrega contenidos en la normatividad vigente, así como los precios máximos, promedio ponderado y mínimos.

Tabla 10: Secundario Suministro - Negociaciones, cantidades y precios (Duración - Diario)

Generado el 7/05/2020www.bmcbec.comCalle 113 No. 7-21, TorreA piso 15, Bogotá. PBX : [email protected]

Informe mensual mercado de gas natural.

*La gráfica incluye los cinco puntos estándar de entrega de mayor negociación

Fuente: Sistema Electrónico de Gas - SEGAS. / Calculos y Elaboración: Unidad de Sistemas de Información y Dirección de Mercados Energéticos.

Gráfica 9: Participación cantidades negociadas por Punto Estándar de Entrega (Periodo de Entrega Diario)

Punto deentrega

Modalidad Númerotransacciones

Cantidad(MBTUD)

Mín. de precio(USD/MBTU)

Máx. deprecio

(USD/MBTU)

Precio PromedioPonderado

(USD/MBTU)

BULLERENGUE

MAMONAL

OTROS

TUCURINCA

Firme

Firme

Firme

Firme

1

11

2

1

1.500

30.130

628

1.000

ND

3,40

11,40

ND

ND

4,20

11,40

ND

ND

3,93

11,40

ND

Total 15 33.258 3,40 11,40 4,12

11/5/2020 Mercado Sec-Vigencias DefUsu

1/1

Punto deentrega

Modalidad Númerotransacciones

Cantidaddía

(MBTUD)

Energía(MBTU)

Mín. deprecio

(USD/MBTU)

Máx. deprecio

(USD/MBTU)

PrecioPromedio

Ponderado(USD/MBTU)

AGUASBLANCAS

BALLENA

CUSIANA

EL DIFICIL

OTROS

ConInterrupciones

Firme

Firme

Firme

Firme

1

1

3

1

1

1.000

355

307

620

516

244.000

32.305

10.155

19.220

15.996

ND

ND

3,35

ND

ND

ND

ND

7,82

ND

ND

ND

ND

3,82

ND

ND

Total 7 2.798 321.676 3,35 8,94 6,03

Tabla 11: Secundario Suministro - Negociaciones,cantidades y precios (Duración - Definido por el usuario)

*El periodo de duración de los registros va de 2 días a 367 díasFuente: Sistema Electrónico de Gas - SEGAS. / Calculos y Elaboración: Unidad de Sistemas de Información y Dirección de Mercados Energéticos.

AGUAS BLANCAS 35,74%

EL DIFICIL 22,16%

OTROS 18,44%

BALLENA 12,69%

CUSIANA 10,97%

Puntos AGUAS BLANCAS EL DIFICIL OTROS BALLENA CUSIANA

Gráfica 10: Participación cantidades negociadas por Punto Estándar de Entrega (Periodo de Entrega Definido por el Usuario)


*La gráfica incluye los cinco puntos estándar de entrega de mayor negociación

Generado el 7/05/2020www.bmcbec.comCalle 113 No. 7-21, TorreA piso 15, Bogotá. PBX : [email protected] 22

11/5/2020 Mercado Sec-Cap Trans Diar

1/1


Tabla 12: Secundario Transporte - Negociaciones, capacidad y precios (Duración - Diario)

Tramo/Ruta Modalidad

Numerotransacciones

Capacidad(KPC)

Mín. de precio(USD/KPC)

Máx. de precio(USD/KPC)

Precio PromedioPond (USD/KPC)

CARTAGENA - LAMAMI

CUSIANA - ARMENIA

CUSIANA - COGUA

CUSIANA - OCOA

CUSIANA - PEREIRA

CUSIANA - SABANA_F

CUSIANA - VASCONIA

VASCONIA - PEREIRA

Firme

Firme

Firme

Firme

Firme

Firme

Firme

Firme

9

2

9

6

23

1

18

5

9.565

350

1.548

90

7.803

102

852

206

1,12

0,60

1,26

0,22

0,54

ND

0,31

0,23

1,17

0,60

1,26

0,22

0,54

ND

0,31

0,23

1,16

0,60

1,26

0,22

0,54

ND

0,31

0,23

Total 73 20.516 0,22 1,26 0,87

6. Contratación en el Mercado Secundario - Capacidad de TransporteLas tablas descritas a continuación incluyen las capacidades promedio diarias contratadas en el mercado secundario para periodos de entrega diario y definido por usuario, así como los precios máximos, promedio ponderado por capacidades y mínimos.


*La gráfica incluye los cinco tramos estándar de entrega de mayor negociación


Gráfica 11: Participación capacidades negociadas por ruta (Periodo de Entrega Diario)

CARTAGENA - LA MAMI 47,54%

CUSIANA - PEREIRA 38,79%

CUSIANA - COGUA 7,69%

Puntos CARTAGENA - LA MAMI CUSIANA - PEREIRA CUSIANA - COGUA CUSIANA - VASCONIA CUSIANA - ARMENIA

11/5/2020 Mercado Sec-Cap Trans DU

1/1

Tramo/Ruta Modalidad NumeroTransacciones

Cantidad(KPC)

Mín. deprecio

(USD/KPC)

Máx. deprecio

(USD/KPC)

Precio PromedioPond (USD/KPC)

CARTAGENA - LA MAMI

CUSIANA - VASCONIA

CUSIANA - SEBASTOPOL

VASCONIA - PEREIRA

CUSIANA - USME

CUSIANA - SABANA_F

CUSIANA - PEREIRA

CUSIANA - USME

VASCONIA -GUALANDAY

VASCONIA -GUALANDAY

CUSIANA -BARRANCABERMEJA

CUSIANA - NEIVA

CUSIANA - NEIVA

CUSIANA - YUMBO/CALI


ConInterrupciones

ConInterrupciones

ConInterrupciones

ConInterrupciones

Firme

Firme

Firme

FirmezaCondicionada

ConInterrupciones

FirmezaCondicionada

Firme

FirmezaCondicionada

ConInterrupciones

Firme

Firme

1

3

2

1

3

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

19.907

10.204

7.700

1.992

918

324

300

215

204

204

200

200

199

145

44

ND

0,50

1,27

ND

1,85

2,06

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

1,15

1,66

ND

1,85

2,37

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

0,78

1,48

ND

1,85

2,11

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

ND

Total 21 42.756 0,40 4,80 0,87

Tabla 13: Secundario Transporte - Negociaciones, capacidad y precios (Duración - Definido por el usuario)





11/5/2020 Duplicado de Duplicado de Mercado Sec-Cap Trans DU

1/1

Gráfica 12: Participación capacidades negociadas por Ruta (Periodo de Entrega Definido por el Usuario)

CARTAGENA - LA MAMI 48,58%

CUSIANA - VASCONIA 24,9%

18,9%

VASCONIA - PEREIRA 4,86%


Puntos CARTAGENA - LA MAMI CUSIANA - VASCO… CUSIANA - SEBAST… VASCONIA - PE… CUSIANA - US…





Informe mensual mercado de Gas Natural Abril de...

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