Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Contenidos
¿Qué es el PAGN?
El Plan de Abastecimiento de Gas Natural en Colombia es una estrategia desarrollada por el Ministerio de Minas y Energía en conjunto con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) para garantizar la seguridad en el suministro de gas natural en el país. Su objetivo principal es asegurar que tanto los sectores productivos como los hogares colombianos tengan un suministro constante y seguro de gas natural, especialmente durante períodos de alta demanda o en situaciones de contingencia.
Objetivos
Garantizar la Seguridad Energética: El plan busca asegurar que Colombia cuente con el gas natural necesario para satisfacer la demanda interna, incluso en situaciones críticas como el aumento de la demanda o
limitaciones en la producción.
Evaluación de la Oferta y Demanda de Gas Natural: El plan realiza un análisis detallado de las reservas de gas natural disponibles, las proyecciones de producción y las tendencias de consumo en los diferentes sectores (residencial, industrial, transporte, generación eléctrica).
Planificación de Infraestructura: Se estudian y priorizan proyectos de infraestructura necesarios, como la construcción de gasoductos, plantas de regasificación y almacenamiento. La infraestructura es clave para asegurar que el gas llegue a las zonas donde se necesita y se pueda gestionar la oferta durante fluctuaciones en la demanda.
Fomento de Nuevas Fuentes de Abastecimiento: Además de la producción nacional, el plan también considera fuentes de importación de gas natural, como la regasificación de GNL (gas natural licuado), para complementar la oferta en caso de déficit en la producción interna.
Fomento a la Exploración y Producción: El plan incentiva proyectos de exploración de nuevas reservas de gas y de producción en campos existentes para ampliar las reservas nacionales y reducir la dependencia de las importaciones.
Documentos
ETPAGN 2023 - 2038 / Documento Complementario (Enero 2025)
- Circular 008 de 2025 (pdf)
- Resumen Ejecutivo Documento Complementario ETPAGN 2023-2038. (Enero 2025) (pdf)
- Documento Complementario Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2023 – 2038. (Enero 2025) (pdf)
- Anexo: Actualización Beneficiarios Demanda Atendible (Enero 2025) (xlsx)
- Anexo: Gráficos ETPAGN 2023-2038 Documento Complementario (Enero 2025) (xlsx)
Fecha publicación: 2025-01-31
ETPAGN 2023 - 2038 / Versión definitiva (Junio 2024)
- Circular 045 de 2024 (archivo pdf)
- Resumen Ejecutivo ETPAGN 2023-2038 (archivo pdf)
- Documento definitivo: Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento GN 2023-2038 Ver definitiva
- Acciones recomendadas ETPAGN 2023-2038 (archivo pdf)
- Anexos ETPAGN 2023-2038 (archivo zip)
- Matriz de respuesta a comentarios Respuesta a Comentarios ETPAGN 2023_2038 (archivo xlsx)
Fecha publicación: 2024-06-26
ETPAGN 2023 - 2038 / Versión para comentarios (Enero 2024)
Fecha publicación: 2024-02-16
Estudio técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2021-08-24
Fecha publicación: 2020-07-20
Fecha publicación: 2020-01-10
Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2018-07-30
Fecha publicación: 2018-03-22
Fecha publicación: 2018-03-22
Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2017-10-13
Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2016-11-24
Fecha publicación: 2016-06-24
Fecha publicación: 2016-06-24
Fecha publicación: 2016-06-22
Fecha publicación: 2016-04-27
Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2015-04-27
Fecha publicación: 2015-02-19
Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2014-01-02
Fecha publicación: 2013-09-20
Plan de Abastecimiento de Gas Natural
Fecha publicación: 2009-10-29
Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural (ETPAGN 2023-2038)
Introducción
En el marco de la actualización del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural – ETPAGN para el periodo 2023 – 2038, adelantado por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME, y en concordancia con los lineamientos establecidos por el Ministerio de Minas y Energía – MME a partir de lo establecido
por los Decretos 2345 de 2015, 1073 de 2015 y 2121 de 2023, así como la Resolución MME 40052 de 2016, este documento tiene como objetivo identificar los proyectos necesarios para garantizar la seguridad de abastecimiento y confiabilidad del servicio de gas natural. Para lo anterior, se consideran tres escenarios de oferta y tres de demanda, a partir de la mejor información institucional disponible.
Perspectivas de Oferta
La definición de los escenarios de oferta tiene como objetivo evaluar alternativas de crecimiento progresivo del potencial de este energético desde diversas fuentes de suministro y el aseguramiento de la demanda mediante alternativas de importación.
Escenario 1 de oferta: se compone del potencial de producción nacional y la capacidad de importación instalada. En cuanto al componente nacional, se contempla la proyección del potencial de producción reportado en la declaración de producción publicada por el MME1; para completar el período de análisis hasta 2038, se asumen los valores de las reservas probadas estimadas en el Informe de Recursos y Reservas de la ANH2, como oferta nacional desde 2033. Por otra parte, se incluye la capacidad actual de importación y regasificación (400 GBTUD) de la Sociedad Portuaria del Cayao – SPEC LNG, con la cual se respaldan las OEF de las plantas de generación térmica. Una vez finalizado el compromiso contractual de SPEC en 2031, se asume la entrada de un punto de suministro de GNI ubicado en Cartagena con una capacidad equivalente de 400 GBTUD, bajo un esquema de acceso abierto a todos los sectores de consumo de la demanda nacional.
Escenario 2 de oferta: se compone por las reservas 2P, la totalidad de los recursos contingentes C1 y C2 de proyectos continentales, es decir, recursos 2C tipo “Onshore”, y de capacidad adicional de importación. Para este último, se tiene en cuenta una ampliación de la capacidad de regasificación de acuerdo con la primera fase de expansión anunciada por el operador SPEC LNG (400 a 450 GBTUD a partir de 2024). La capacidad adicional (50 GBTUD) se considera para sectores térmicos y no térmicos. A partir de diciembre de 2031 la totalidad de la capacidad equivalente de 450 GBTUD, maneja un supuesto de acceso abierto a todos los sectores de consumo de la
demanda nacional.
Escenario 3 de oferta: asume el mayor volumen de oferta disponible de gas natural en atención a las oportunidades que ofrece el desarrollo del potencial costa afuera para la seguridad energética nacional y la expansión máxima de la capacidad de importación instalada. En síntesis, a la oferta nacional descrita en el Escenario 2 se adicionan los recursos contingentes tipo 2C asociados a proyectos “Offshore”. Mientras que, a nivel de importación, se asume una ampliación de la capacidad de regasificación de SPEC LNG de acuerdo con la segunda fase anunciada por el operador, pasando de 400 a 450 GBTUD en 2024 y posteriormente a 530 GBTUD a partir del primer trimestre de 2027 hasta noviembre de 2031; para este periodo los 130 GBTUD adicionales se asumen disponibles para la atención de toda la demanda nacional. De forma similar a los escenarios anteriores, a partir de diciembre de 2031, se asume la entrada de un punto de suministro de GNI ubicado en la costa caribe, en este caso con capacidad de 530 GBTUD.
Proyecciones de Demanda
Descripción escenarios de demanda gas natural – Sector térmico
Fuente: Elaboración UPME con información Documento UPME Proyecciones de la Demanda de Energía Eléctrica,
Potencia Máxima y Gas Natural 2023-2037.
Balance de Gas Natural
Lo anterior, permite estimar las necesidades futuras de oferta y transporte bajo las consideraciones planteadas, logrando establecer un conjunto de supuestos de infraestructura que, de manera integrada y articulada, posibiliten la minimización de las necesidades proyectadas; no obstante, estas necesidades se distribuyen a lo largo del territorio nacional y las alternativas de transporte para cada centro de consumo varían de acuerdo con su localización, por lo que se determina que una única solución de infraestructura sea de oferta o transporte, no solucionaría todas las necesidades estimadas. Así las cosas, se evidencia la necesidad de construir un tercer escenario de simulación, denominado Escenario de Recomendaciones, el cual integra un amplio número de alternativas de infraestructura seleccionadas y valoradas bajo diferentes condiciones de simulación a nivel de capacidades, ubicaciones y fechas de puestas en operación, considerando entre otros, la información proporcionada por agentes del sector, así como resultados de estudios previos, proporcionando el mayor número posible de soluciones a las necesidades identificadas, como se refleja en el siguiente gráfico.
Se presenta un listado de 11 necesidades de infraestructura identificada adicionales a los IPAT adoptados previamente por el MME que, en articulación con los nuevos proyectos recomendados son requeridos para que no se generen cuellos de botella en el SNT y posibiliten que el flujo del gas natural llegue a todos los destinos finales.
Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles Líquidos
Tema: Confiabilidad, 2022
Supuestos
Análisis de indisponibilidades
Efectos de las indisponibilidades
Necesidades de confiabilidad
Financiero y contable
Resolución No. 969 de 2024
” Por la cual se modifica el Manual de Políticas Contables de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME “
Resolución No. 523 de 2022
“Por la cual se modifica la Res. 000192 de 2021 en la cual se modificó el Manual de Políticas Contables de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME”
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Manifestación para enterar a las autoridades de la existencia de hechos contrarios a la ley.
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Nuestra Historia
Decreto 2121 de 2023
“Por el cual se modifica la Estructura del personal de la Unidad de Planeación Minero Energética-UPME”
Decreto 2122 de 2023
“Por el cual se modifica la planta de personal de la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME”
Mediante Decreto 2119 del 29 de diciembre de 1992, se transformó a la Comisión Nacional de Energía en la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME – dándole la calidad de Organismo con carácter de Unidad Administrativa Especial. Con la promulgación de la Ley 143 de 1994, se complementó lo relacionado a la naturaleza jurídica, funciones, autonomía, funcionamiento, recursos presupuestales y régimen de personal.
2023
Año
Reestructuración de la UPME
2019
Año
Colombia realiza la primera subasta de energías renovables no convencionales.
2017
Año
Implementación del Código de Red (CREG 025).
2016
Año
Nuevas subastas para energías renovables.
2014
Año
Regulación de energías renovables (Ley 1715).
2008
Año
Promoción de eficiencia energética.
2004
Año
Ley de servicios públicos domiciliarios.
2003
Año
Se establece la política de competitividad energética.
2000
Año
Expansión del sistema de interconexión nacional.
1999
Año
Regulación del transporte y distribución.
1996
Año
Se consolida el mercado mayorista de energía.
1994
Año
Se crea la UPME.
1992
Año
Ley 143 de régimen eléctrico.
1990
Año
Ley 142 de servicios públicos.
1986
Año
Nace la Empresa Colombiana de Gas (ECOGAS).
1985
Año
Reestructuración del sector energético.
1983
Año
Se crea ISA.
1979
Año
Se crea el IPSE.
1974
Año
CENS en Cúcuta y CHEC en Caldas.
1969
Año
Creación del Plan Nacional de Electrificación Rural.
1967
Año
Creación del IDEAM.
1963
Año
Se crea el INDERENA.
1957
Año
Nace la Comisión de Energía Eléctrica.
1955
Año
Creación de Ecopetrol.
1951
Año
Se inicia la exploración petrolera a gran escala.
1948
Año
Creación de Intercolombia.
1946
Año
Creación del Ministerio de Minas y Petróleos.
1928
Año
Primer reglamento de alumbrado público.
1918
Año
Se crea la primera empresa de energía eléctrica en Bogotá: Cía. de Electricidad.
1908
Año
Primera cátedra de electricidad en la Escuela Nacional de Minas.
1906
Año
Nace la ingeniería eléctrica en Colombia.
1895
Año
Se instala en Medellín la primera planta termoeléctrica.
1890
Año
Primera planta hidroeléctrica en Medellín, Antioquia.
1876
Año
Inicio de la iluminación pública en Bogotá con lámparas de petróleo.
