Categoría: Gas Natural

La subutilización de la infraestructura de transporte y la falta de liquidez motivaron la expedición de una nueva resolución por parte de la CREG en donde se incorporaron nuevos esquemas y se realizaron ajustes que deberán entrar en vigencia a más tardar el 5 de enero de 2021.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

13 de noviembre de 2020.   Las nuevas reglas se encuentran en la Resolución CREG 185 de 2020, por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural, y de ella se destaca lo siguiente:

Negociaciones de capacidad por trimestre. Se incluyó la definición de contrato de transporte firme de capacidades trimestrales. Bajo este contrato se garantiza acceso a capacidad máxima de transporte por trimestres durante uno o varios trimestres estándar consecutivos.

Congestión contractual. Se definió como la condición en la que el valor total de las solicitudes de capacidad firme durante un período en un tramo o grupo de gasoductos es mayor que la capacidad disponible primaria para el mismo período.

Modalidades de contratos. Para la comercialización de capacidad de transporte existen cinco modalidades de contratos para el mercado primario y seis modalidades para el mercado secundario. El contrato de transporte firme solo se utiliza en el mercado secundario, no en el mercado primario. Sobre el particular, se concluye de la CREG 185 de 2020 que los contratos que se suscriban en el mercado secundario y eventualmente se deriven de contratos del mercado primario, igualmente deberán considerarse permanentes y por el 100% de las capacidades contratadas. No obstante, este punto es una interpretación personal.

Gas de compresión. Una de las obligaciones de los agentes es la de reportar su información transaccional, tanto para las transacciones del mercado primario como del secundario. En este caso, cada comprador deberá declarar al Gestor del Mercado el tipo de demanda a atender con el contrato. Esto es, regulado o no regulado, desagregado en el destino y se incluyó el gas de compresión. Con la CREG 021 de 2019 se hizo referencia a información sobre estaciones de compresión, ahora con la CREG 185 de 2020 se incluyó la demanda que se atiende con gas de compresión.

Cesión de derechos del contrato en el mercado secundario. Cada vendedor y cada comprador que lleven a cabo transacciones de capacidad de transporte en el mercado secundario, deberán declarar al Gestor del Mercado, entre otra información, la modalidad del contrato que se celebra indicando si hay cesión de derechos.

Control al uso de la capacidad contratada y no usada. Se enviará a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios por parte del Gestor del Mercado un reporte de las capacidades de transporte de gas que no fueron a subastas y las capacidades de transporte de gas natural que no se utilizaron posterior a la subasta.

Se limita la participación de los productores-comercializadores en la compra de capacidad de transporte en el mercado primario. Antes de la Resolución CREG 185 de 2020, los productores-comercializadores contaban con la posibilidad de comprar capacidad de transporte en el mercado primario. En adelante, los únicos que pueden comprar son los comercializadores y los usuarios no regulados.

*Socio fundador de OGE Legal Services

Canacol Energy anunció sus resultados financieros y operacionales para los nueve meses terminados el 30 de septiembre de 2020.

13 de noviembre de 2020.   Las ventas contractuales de gas natural realizados durante  el tercer trimestre del años por parte de Canacol aumentaron 11%, al pasar a 163 millones de pies cúbicos por día (MMscfpd, frente a los 146.4 MMscfpd del mismo período de 2019.

El aumento se debe principalmente a la finalización de la expansión del gasoducto a finales del tercer trimestre de 2019, compensado por la disminución de las ventas como resultado de la pandemia Covid-19.

Por su parte, los ingresos totales de gas natural, netos de regalías y gastos de transporte, aumentaron 2% a $56.3 millones en el tercer trimestre de 2020, en comparación con los $55.1 millones del mismo periodo de 2019.

De otro lado, el 31 de julio de 2020, Canacol firmó un crédito rotativo senior no garantizada de $46 millones (RCF) y un préstamo puente senior no garantizado a plazo de $75 millones sin garantía con un sindicado de bancos. “El crédito Puente Bridge será utilizado para construir y tener propiedad sobre un gasoducto desde las operaciones de la Corporación a Medellín”, informó la Compañía en un comunicado.

Actividades

En octubre de 2020, la Corporación probó el pozo de exploración Arandala-1, que se perforó a finales de 2019. El pozo encontró a 29.5 pies de profundidad vertical gas dentro de las areniscas del Porquero, y fue probado con una tasa de producción final de 12.8 MMscfpd. El pozo está actualmente conectado al colector de producción y listo para producción. 

Para el resto de 2020, la Corporación planea perforar dos pozos de exploración de gas adicionales, Flauta-1 y Siku-1.

La Corporación también planea agregar dos nuevos contratos de exploración y producción a su portafolio, el bloque VIM-44, que se encuentra en la Cuenca Inferior del Magdalena, adyacente a su área principal de producción de gas, y el bloque VMM-47 ubicado en la Cuenca del Magdalena Medio.

Se desarrollarán 5 proyectos que beneficiarán a hogares ubicados en los departamentos de Santander, Boyacá, Caldas, Risaralda, Quindío y Putumayo. El Ministerio de Minas y Energía aportará más de $10.300 millones para construir la infraestructura de redes.

4 de noviembre de 2020.   Más de 8.000 usuarios de estratos 1 y 2 tendrán acceso al servicio de gas natural gracias a la cofinanciación del Ministerio de Minas y Energía a cinco proyectos en los departamentos de Santander, Boyacá, Caldas, Risaralda, Quindío y Putumayo.

A través del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural el Ministerio aportará más de $10.300 millones para construir la infraestructura de redes de distribución y las conexiones de los hogares.

En Santander, se verán beneficiados 1.401 usuarios de estrato 1 del municipio de Puerto Wilches y 312 usuarios de estratos 1 y 2 del corregimiento de San de Suaita, para lo cual se destinarán más de $8.700 millones.

En Boyacá, serán 424 hogares de estrato 1 y 2 del municipio de Úmbita los que serán beneficiados con este proyecto, que recibirá una cofinanciación por más más de $730 millones.

También se verán beneficiados 4.448 usuarios de estrato 1 y 2 de 30 municipios del Eje Cafetero, para lo cual se destinarán cerca de $610 millones para la construcción de las conexiones.

En Putumayo, se verán beneficiados 1.500 hogares de estrato 1 y 2 de los municipios de Mocoa, Villagarzón, Puerto Caicedo y Puerto Asís, para lo cual se destinarán más de $240 millones.

“Con la puesta en marcha de estos proyectos, le seguimos apostando a la reactivación sostenible del sector y a la ampliación de cobertura del servicio en todo el territorio nacional. Además, nos ubican muy cerca del cumplimiento de la meta del Plan Nacional de Desarrollo de llegar a más de 10,3 millones de usuarios residenciales a 2022”, aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero.

Durante el 2020 más de 137.000 nuevos usuarios han sido conectados al servicio de gas natural por redes, lo que permite tener una cobertura de 10,2 millones de usuarios, de los cuales, más de 10 millones son residenciales.

Como promotor del proyecto, Promigas abrió el proceso Open Season para desarrollar el gasoducto Jobo-Transmetano, como una solución de transporte competitiva, eficiente, estable y de largo plazo.

1 de noviembre de 2020.   Con el fin de darle una solución de transporte competitiva, eficiente, estable y de largo plazo, para llevar gas natural de la cuenca del Valle Inferior del Magdalena al departamento de Antioquia, Promigas publicó las bases de un open season para desarrollar el gasoducto Jobo-Transmetano, de unos 300 kilómetros de longitud y con una capacidad de 100 millones de pies cúbicos diarios.

Las características del proceso incluyen, entre otras, generalidades del gasoducto, requisitos de participación, mecanismo de asignación de la capacidad disponible, cronograma del proceso y los contratos de transporte de gas natural en firme asociados al Proyecto.

Por ser la primera vez que en el sector de gas natural se aplica la figura de Open Season, para efectos de procurar un resultado exitoso del proceso, Promigas estudió experiencias de Open Season nacionales de otros sectores de la economía, así como también experiencias internacionales, lo cual permitió la elaboración de las Bases, recogiendo no solo los postulados consagrados en la Resolución CREG 155 de 2017 sino las mejores prácticas de las experiencias revisadas.

Lo anterior, le permitió establecer reglas de juego orientadas por principios de objetividad, eficiencia, igualdad, transparencia y publicidad, que posibilitan la participación en el proceso, la ejecución del gasoducto y la prestación del servicio de transporte de gas natural, una vez se logre la puesta en operación del gasoducto, conforme los plazos establecidos en las bases.

El 22 de diciembre es la fecha establecida por Promigas para la publicación de los resultados de asignación y los contratos de transporte se estarían firmando entre el 28 y el 31 de diciembre de 2020.

En los primeros nueve meses de 2020 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró una disminución de 3,5%, llegando a 1.022 millones de pies cúbicos por día (mpcpd), frente a los 1.059 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2019.

30 de octubre de 2020.   La producción comercializada de gas natural en Colombia fue de 1.070 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en septiembre, lo que significa un aumento del 4,8% frente a lo registrado en agosto de este año (1.020 mpcd). En comparación con septiembre de 2019 (1.141 mpcpd), la producción de este energético tuvo una disminución del 6,24%.

De acuerdo con lo reportado por el Ministerio de Minas y Energía, el incremento en la producción de gas natural en los campos Clarinete (La Unión, Sucre), Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), Cusiana (Tauramena, Casanare), Gibraltar (Toledo, Norte de Santander) y Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba) se debió al comportamiento de la demanda de gas durante el mes de septiembre.

En los primeros nueve meses de 2020 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró una disminución de 3,5%, llegando a 1.022 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.059 mpcpd reportados en el mismo periodo del año 2019.

En cuanto a la producción de petróleo, en septiembre fue de 749.255 barriles promedio día, que representa un aumento del 0,96% frente a lo reportado en agosto (742.091 bpd). Con respecto a la producción de septiembre de 2019 (879.497 bpd), se presentó una disminución de 14,8%.

El incremento en la producción de petróleo durante septiembre se debió, principalmente, al desarrollo, optimización y al restablecimiento de la producción de los campos Cohembí, Platanillo (Puerto Asís, Putumayo), Yariguí-Cantagallo (Cantagallo, Bolívar) y Pendare (Puerto Gaitán, Meta).

En lo corrido del año, la producción de petróleo alcanzó 789.322 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 11,1% frente al mismo periodo de 2019, cuando se tuvo una producción de 887.233 barriles día.

Finalmente, en septiembre de 2020 se inició la perforación de un pozo de exploración y 17 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 18 pozos exploratorios y 205 de desarrollo.

Además, durante septiembre se adquirieron 49,95 kilómetros cuadrados de sísmica para un total de 226,65 kilómetros de sísmica 2D en lo que va del año.

Mediante el sistema se administran las subastas estructuradas por el Regulador para la negociación de suministro y capacidad de transporte de gas natural en los mercados primario y secundario.

29 de octubre 2020.   La Bolsa Mercantil de Colombia, actual Gestor del Mercado de Gas Natural, presentó la versión 2.0 del Sistema Electrónico de Gas (SEGAS), plataforma utilizada por los agentes del mercado de gas natural para el registro de información transaccional y operativa.

En línea con las directrices de la CREG, mediante este sistema se administran las subastas estructuradas por el Regulador para la negociación de suministro y capacidad de transporte de gas natural en las instancias de negociación de los mercados primario y secundario.

“Hoy presentamos una versión renovada del SEGAS, pensada como una plataforma que mejora la experiencia de los usuarios, que les permitirá, de una manera más ágil, registrar y consultar la información transaccional y operativa del mercado para una mejor toma de decisiones, así como facilitar su participación en las subastas administradas por el Gestor del Mercado de Gas Natural” afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

El SEGAS es una plataforma modular y escalable, desarrollada bajo protocolos de internet para acceso exclusivo de usuarios autorizados por las empresas y usuarios no regulados, participantes del mercado mayorista de gas natural registrados ante el Gestor del Mercado.

La plataforma centraliza la información del mercado de gas natural y posteriormente se despliega su publicación de manera agregada a través del Boletín Electrónico Central (BEC, www.bmcbec.com.co).

Este es el primer cambio que anuncia el Gestor del Mercado de Gas Natural, de varios que se presentarán en los próximos meses.

A la fecha, el SEGAS cuenta con más de 5 millones de registros de información relacionada con la operación y contratación del mercado. Así mismo, en ésta se han desarrollado cerca de 4.000 subastas de diferentes periodicidades (diarias, mensuales, bimensuales y anuales) en cumplimiento de la normatividad vigente. Actualmente se encuentran 343 empresas registradas, entre productores – comercializadores, comercializadores de gas importado, transportadores, comercializadores, generadores térmicos y usuarios no regulados.

A los usuarios residenciales de estrato 1 que venían recibiendo un subsidio del 60% se les aumentará a 70%, mientras que el subsidio del 50% que reciben los de estrato 2 subirá a 60% por un ciclo de facturación adicional.

17 de octubre de 2020.  Para el actual periodo de facturación el Ministerio de Minas y Energía autorizó nuevamente un incremento de 10 puntos porcentuales a los subsidios de gas natural que reciben los usuarios de estratos 1 y 2, sobre el consumo de subsistencia, en el marco de la emergencia por la Covid-19.

“Este incremento beneficiará a más de 2,3 millones de usuarios residenciales de estrato 1 que venían recibiendo un subsidio del 60% y que ahora será del 70%. Además, a los más de 3,6 millones de usuarios de estrato 2 que recibían un beneficio de hasta el 50%, se les aumentará a 60%”, aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero. 

Este es el segundo aumento a los subsidios de gas natural que autoriza el Ministerio de Minas y Energía en 2020. Hay que tener en cuenta que no es acumulativo frente al autorizado en agosto pasado, que representó pagos adicionales por más de $4.300 millones a 26 comercializadores de gas por redes.

Este incremento a los subsidios de gas natural se suma al paquete de medidas que se han emitido el Ministerio de Minas y Energía y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) durante la pandemia de la Covid-19 para apoyar a los hogares más vulnerables.

Entre ellas, la que establece que durante los meses que restan de 2020 no podrá aumentar el costo del kilovatio hora en los recibos de energía eléctrica. Sin embargo, esto no significa que no se puedan presentar aumentos en las facturas asociados a un mayor consumo o a otros cobros no relacionados con este servicio.

También se otorgaron cuatro meses de gracia para que los usuarios residenciales de los estratos 1 al 4 que decidieron diferir el valor de sus facturas de energía eléctrica y gas combustible por redes, comenzaran a realizar el pago correspondiente.

Los usuarios de estratos 1 y 2 podían diferir, sin recargo adicional, hasta por un plazo de 36 meses el costo del consumo básico o de subsistencia no subsidiado correspondiente a los meses de abril, mayo, junio y julio. Mientras que los de estrato 3 y 4 tenían la opción de diferirlo en un plazo de 24 meses, con una tasa preferencial.

El nuevo Plan de Abastecimiento de Gas Natural, elaborado por la UPME y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía, incluye 8 obras que representarán inversiones por US$800 millones, aproximadamente.

16 de octubre de 2020.   El Gobierno presentó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural formulado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y adoptado por el Ministerio de Minas y Energía para asegurar el abastecimiento y la confiabilidad en el suministro de este combustible durante los próximos 10 años, el cual incluye 8 obras que permitirán atraer inversiones por US$800 millones, aproximadamente.

“El gas natural es un servicio esencial en la vida de los colombianos, no solo porque 8 de cada 10 hogares lo usan a diario, sino porque contribuye a la protección del medio ambiente y al cierre de brechas evitando el uso de leña. Además, es considerado el combustible de la transición energética: reduce en 40% las emisiones de carbono y en 96% el material particulado”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

En el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, la UPME ratificó la necesidad de construir la Planta de Regasificación del Pacífico para la importación del energético. Esto se justifica dada la progresiva reducción de reservas de gas natural (en el último año, las reservas de gas pasaron de 9,8 años a 8,1 años), el tiempo de entrada de nuevos proyectos de producción de gas nacional y la confiabilidad del servicio.

Los análisis de la UPME permitieron concluir que este nuevo punto de suministro de gas natural importado diversificará las fuentes de producción, además de flexibilizar el sistema nacional de transporte ante eventos de falla en el sistema, reduciendo así el riesgo de desatención de demanda.

La planta tendrá una capacidad de almacenamiento de 170.000 metros cúbicos, podrá regasificar 400 millones de pies cúbicos diarios de Gas Natural Licuado en el municipio de Buenaventura y estará conectada a un gasoducto hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte en el municipio de Yumbo, Valle del Cauca.

La UPME continuará durante el segundo semestre de 2020 con el proceso de la convocatoria para seleccionar el inversionista que lleve a cabo el diseño, construcción, operación y mantenimiento de esta infraestructura y del gasoducto que la conectará, la cual se espera adjudicar a inicios de 2021.

Sumado a la Planta de Regasificación y al gasoducto Yumbo – Buenaventura, el Plan de Abastecimiento de Gas Natural incluye otras obras de infraestructura de transporte que permitirán la conexión de los diferentes mercados del país.

Se trata, entre otras, de la interconexión y bidireccionalidades de los gasoductos Barranquilla – Ballena y Barrancabermeja – Ballena. Adicionalmente, se construirá una bidireccionalidad del tramo Yumbo – Mariquita y se aumentará la capacidad de transporte en el ramal Jamundí (Valle del Cauca) y en el tramo Mariquita- Gualanday (Tolima) con el fin de asegurar la atención de la demanda.

La Unión Internacional del Gas (IGU) destaca el análisis del último World Energy Outlook de la Agencia Internacional de Energía (AIE), que demuestra el papel vital económico y ambiental que jugará el gas natural en un futuro energético sostenible.

15 de octubre de 2020.   En el Estudio de la AIE, la participación del gas natural en la demanda mundial de energía primaria crecerá hasta cerca del 25% para 2040.

El World Energy Outlook 2020 (WEO) también establece que “hay un papel sólido a largo plazo para los gases en el sistema energético. Hay servicios que brindan los gases que sería difícil proporcionar de manera rentable utilizando otras fuentes: estos incluyen calor de alta temperatura para la industria, calor para edificios y flexibilidad estacional para sistemas de energía”.

Además, «la infraestructura de gas natural es un activo valioso que se puede reutilizar con el tiempo para entregar grandes volúmenes de biometano o, con modificaciones, hidrógeno con bajo contenido de carbono», señala el informe.

El presidente de la IGU, el profesor Joe M. Kang, dijo que el informe confirma una vez más el papel fundamental que desempeñará el gas natural en la transición energética global.

«El gas natural es una fuente de energía limpia y versátil que abre una oportunidad para que el planeta satisfaga de manera confiable la creciente demanda de energía, reduciendo las emisiones de GEI y la contaminación urbana y permitiendo que las economías crezcan», dijo el Dr. Kang.

“A la demanda de gas natural le ha ido mejor que al petróleo y al carbón en medio de la pandemia de la Covid-19. El WEO reconoce que sin cambios estructurales en la forma en que se produce y consume la energía y decisiones políticas prudentes, las reducciones de emisiones observadas en 2020 serán de corta duración. La industria del gas tiene un papel fundamental que desempeñar.

“El cambio a gas de combustibles más sucios, como el carbón, el petróleo o la biomasa convencional, es posible ahora y se puede lograr rápidamente, con beneficios inmediatos de aire más limpio, un medio ambiente más seguro, reducción de emisiones y un camino sólido hacia la integración de tecnologías limpias para reducciones continuas en emisiones «.

Otros hallazgos y proyecciones relacionados con el mercado del gas natural en el WEO incluyen:

• La demanda de gas natural disminuirá solo 3% en 2020 como resultado de la pandemia de la Covid-19, demostrando ser más resiliente que el petróleo y el carbón, que verán caídas anuales en el consumo del 8% y 7% respectivamente.

• El menor uso de gas natural en edificios comerciales y públicos se ha compensado con un mayor consumo residencial, mientras que la disminución de la demanda industrial se mitigó con el cambio de combustible.

• La demanda mundial de gas natural se expandirá 15% para 2030 desde el nivel de 2019 y un 30% para 2040. Este crecimiento estará impulsado por mayor demanda en el sureste de Asia, respaldado por precios competitivos, un impulso para mejorar la calidad del aire y crecimiento de la industria.

• Incluso, en un escenario de recuperación retardada, la demanda de gas natural se recuperará al nivel anterior a la pandemia en 2024 y aumentará un 24% para 2040.

• También será clave una inversión significativa en nueva infraestructura de gas, y la AIE predice que se necesitarán 70 mil millones de dólares anualmente.

• Si bien China e India representarán alrededor del 45% del aumento de la demanda durante la próxima década, el crecimiento también será sólido en el sudeste asiático y Oriente Medio.

• En las economías intensivas en carbono, el uso de gas natural puede reducir las emisiones al reemplazar el carbón. En los países que planean un camino hacia cero emisiones netas, la industria del gas deberá demostrar avances en la reducción del metano, a través de gases alternativos como el biometano y el hidrógeno con bajo contenido de carbono, y tecnologías como la captura, utilización y almacenamiento de carbono.

Reacciones de Naturgas

Sobre el Informe de la AIE, el presidente de la Asociación Colombian del Gas Natural (Naturgas), Orlando Cabrales, dijo que “de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía, el gas natural mantendrá su rol en el futuro de la energía sostenible. La participación de este combustible en la matriz energética aumentará a un 25% para 2040, y crecerá a una tasa de 1,2% anualmente entre 2030 y 2040.

“Lo anterior coincide con las tendencias en Colombia donde el gas natural llegará a un 22% para 2050 en la matriz energética del país.  El informe también destaca la importancia del desarrollo del hidrógeno, el biometano y la tecnología de captura de carbono, así como el rol de la infraestructura de gas para el transporte de combustibles más limpios”

En el marco de la XXXVII Conferencia Energética Colombiana, ENERCOL 2020, la Asociación Colombiana de Ingenieros (ACIEM), presentó los resultados del estudio: Visión integral del gas natural en Colombia.

2 de octubre de 2020.   En el estudio ACIEM propone al Gobierno Nacional ajustar la estructura del sector de gas natural con miras a lograr un equilibrio del mercado; incluir las necesidades de la demanda; combinar factores de eficiencia, competitividad, flexibilidad, calidad y lograr una menor concentración de la oferta.

En opinión de ACIEM, el mercado mayorista de gas natural tiene a un solo actor dominante monopólico, lo cual se evidencia en las negociaciones anuales con los demás operadores donde simplemente se presenta una política única de precios y se debe aceptar, pero no existe ninguna consideración por tipo de mercado, cantidad o condiciones de riesgo.

Para ACIEM “se requiere controlar esta posición dominante mediante una regulación específica o soluciones de mercado que favorezcan la comercialización de los campos menores, incluyendo la revisión del umbral vigente de 30 MMPCD”.

De la misma forma, ACIEM consideró que se deberían promover esquemas comerciales más flexibles para facilitar la celebración de contratos en fechas que se ajusten a las necesidades de nuevos proyectos para no estar sometidos a las fechas definidas por el calendario CREG.

Así mismo, propuso facilitar el acceso de los pequeños campos de producción al sistema de transporte y al mercado de gas natural, garantizando los sistemas de conexión de los campos al mercado.

inalmente, ACIEM estimó necesario que “el gas de regalías debería tener un esquema de comercialización independiente, a través de una comercializadora de gas seleccionada por la ANH, que permita tener un nuevo agente de la oferta”.

Transporte

En cuanto al Sistema Nacional de Transporte (SNT) de gas, ACIEM consideró que este es un sistema inflexible donde aún no se ha optimizado su desarrollo y uso, “por lo cual los usuarios terminan pagando más dinero por las ineficiencias de las expansiones a pequeña escala y la utilización de tramos por restricciones de capacidad o por falta de volumen a transportar”.

En este sentido, ACIEM propuso reformular la expansión y el uso del sistema de transporte de gas, haciendo uso de los recursos disponibles con que ya se cuentan y que podrían estar subutilizados, temas que la UPME debería incluir en el próximo Plan de Suministro y Transporte de Gas Natural.

De otra parte, ACIEM planteó crear un sistema único de transporte que no sería incompatible con mantener varios operadores de subsistemas unidos al mismo. “Esto debería dar paso a una estructura de tarifas tipo estampilla para asegurar acceso al transporte sin intermediación de la oferta, ni decisiones comerciales de arbitramento entre zonas sobre el mecanismo actual que privilegia la señal de distancia.

En relación con el mercado secundario de transporte de gas natural, ACIEM consideró que este ha creado posibles especulaciones sobre percepciones de escasez donde no las hay, lo cual termina afectando los precios y tarifas finales al usuario, por lo que “se debería propender por un esquema de despachos en el transporte que permita a todos los agentes conocer la existencia o no de excedentes”.

De igual forma, ACIEM indicó que se debe revisar el criterio de integración vertical entre transporte, comercialización y distribución, lo cual se solucionaría con un sistema de planeación centralizado, dado que actualmente no es neutral.

Distribución

ACIEM analizó que en este segmento de la cadena de la prestación del servicio de gas natural, existe un monopolio natural e integración con la comercialización, por lo que no consideró necesario promover un esquema de competencia en redes de distribución para llevar el servicio a un mismo mercado.

Sin embargo, señaló que “esto exige un nivel de control y supervisión por parte de las autoridades para asegurar que el plan de inversiones se desarrolle oportunamente y que la gestión operacional cumpla con lo exigido en la regulación colombiana, con el fin de asegurar a los usuarios que las tarifas que pagan se vean reflejadas en la calidad del servicio que reciben”.

De otra parte, ACIEM consideró que el cargo de AOM (Administración, Operación y Mantenimiento) al ser un componente clave en la distribución, propuso reducir la gran cantidad de mercados relevantes y consolidar mercados más significativos y desarrollar una metodología más comprensible y sencilla para que usuarios y agentes entiendan mejor el espíritu y letra de la norma.

Comercialización

ACIEM estimó conveniente evaluar la profundidad que ha alcanzado el modelo ‘úselo o véndalo’, que permita determinar su funcionamiento y la efectividad para promover un mercado de competencia en la demanda.

“Esto permitiría desarrollar una nueva dinámica para contar con un número amplio de agentes independientes que acerque a la oferta a los mercados, por lo cual es necesario independizar la distribución de la comercialización de forma que se cuente con dos actividades con riesgos independientes”.