RESOLUCIÓN 40444 DE 2024

(agosto 11)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

Diario Oficial No. 52.923 de 28 de octubre de 2024

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

<Vigente del 31 de octubre al 4 de noviembre de 2024>

Por la cual se declara un racionamiento programado de gas natural

EL MINISTRO DE MINAS Y ENERGÍA

En uso de sus facultades legales, en especial las conferidas en el numeral 32 del artículo 2 del Decreto 381 de 2012, adicionado por el Decreto 1617 de 2013, el artículo 2.2.2.2.4 del Decreto 1073 de 2015, y

CONSIDERANDO

Que de conformidad con lo previsto en los artículos 1o, 2o y 4o de la Ley 142 de 1994, la distribución de gas combustible y sus actividades complementarias constituyen servicios públicos esenciales y el Estado intervendrá los mismos a fin de garantizar la calidad del bien y su disposición final para asegurar el mejoramiento de la calidad de vida de los usuarios, así como su prestación continua, ininterrumpida y eficiente.

Que el artículo 16 de la Ley 401 de 1997, señala que cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda, el Gobierno nacional, de acuerdo con los ordenamientos, y parámetros establecidos en la Ley 142 de 1994, y previo concepto del Consejo Nacional de Operación de Gas, fijará el orden de atención prioritaria de que se trate, teniendo en cuenta los efectos sobre la población, las necesidades de generación eléctrica, los contratos debidamente perfeccionados, así como todos aquellos criterios que permitan una solución equilibrada de las necesidades de consumo en la región o regiones afectadas

Que el artículo 2.2.2.1.4. del Decreto 1073 de 2015 define demanda esencial como aquella que corresponde a i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del Sistema Interconectado Nacional.

Que el citado precepto, define Racionamiento Programado de Gas Natural como la situación de déficit cuya duración sea indeterminable, originada en una limitación técnica identificada, incluyendo la falta de recursos energéticos o una catástrofe natural, que implica que el suministro o transporte de gas natural es insuficiente para atender la demanda.

Que, de acuerdo con el artículo 2.2.2.2.1 del Decreto número 1073 de 2015, “cuando so presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, originadas en la infraestructura de suministro o de transporte, que impidan la prestación continua del servicio, los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores atenderán a la demanda en el siguiente orden de prioridad: 1. En primer lugar, será atendida la demanda esencial en el orden establecido por el artículo 2.2.2.1.4 del presente decreto. 2. En segundo lugar, será atendida la demanda no esencial que cuente con contratos vigentes con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades. El volumen será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate deberá dársele la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y asi sucesivamente. 3. En tercer lugar se atenderán las exportaciones pactadas en firme...".

Que el artículo 2.2.2.2.4 del Decreto 1073 de 2015 establece que cuando se trate de un racionamiento programado de gas natural, el Ministerio de Minas y Energía fijará el orden de atención de la demanda entre los Agentes que tengan el mismo nivel de prioridad según lo dispuesto en el artículo 2.2.2.2.1 del mismo decreto y teniendo en cuenta los efectos sobre la población, las necesidades de generación eléctrica, los contratos debidamente perfeccionados, asi como todos aquellos criterios que permitan una solución equilibrada de las necesidades de consumo en la región o regiones afectadas.

Que el artículo 2.2.2.2.9. del Decreto 1073 de 2015 señala que es responsabilidad de los Productores- Comercializadores, Comercializadores y de los transportadores priorizar el volumen y/o la capacidad de transporte de gas natural cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, incluyendo las de racionamiento programado que impidan garantizar el abastecimiento de la demanda. De igual manera, el mismo artículo señala que los Distribuidores-Comercializadores y los Comercializadores que participan en el Mercado Secundario, serán responsables de la asignación de los volúmenes de gas natural entre los usuarios de los mercados relevantes que atiendan, cuando se presenten Insalvables Restricciones en la Oferta de Gas Natural o Situaciones de Grave Emergencia, No Transitorias, incluyendo las de Racionamiento Programado.

Que el artículo 2.2.2.2.15 del Decreto 1073 de 2015 establece que los productores, los productores comercializadores, los comercializadores, los transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno. Para este efecto, deberán sujetarse a las disposiciones que expida el Ministerio de Minas y Energía en aplicación del parágrafo 1 del artículo 2.2.2.2.38. de dicho decreto.

Que el artículo 2.2.2.2.16 del Decreto 1073 de 2015 establece que los agentes que atiendan la demanda esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con agentes que cuenten con respaldo físico.

Que el Decreto 484 de 2024 modificó el artículo 2.2.2.2.24 del Decreto 1073 de 2015, con el objetivo de comercializar gas natural con destino a la demanda de gas natural eléctrica para inyectar energía adicional a la respaldada con Obligaciones de Energía Firme, utilizando gas disponible de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) y de la Cantidad Importada Disponible para la Venta (CIDV) en situaciones de baja hidrología. En particular, en el parágrafo 3 se incluyó una condición para mitigar posibles efectos de incrementos de precio para el caso descrito en el artículo citado, señalando que “El gas natural obtenido por las plantas térmicas mediante el mecanismo del numeral 4 del presente artículo no podrá comercializarse a un precio superior al que fue contratado”.

Que, en la sesión CACSSE 196 del 20 de septiembre de 2024 el Centro Nacional de Despacho (CND) notificó en su informe del “Mantenimiento en la Planta de Regasificación de Cartagena del 24 al 28 de octubre de 2024, durante el cual no se tendrá suministro de gas para las plantas térmicas a gas del área Caribe 2 desde esta fuente y su única fuente de abastecimiento de gas serán los campos nacionales.".

Que, sumado a lo anterior, se presentan condiciones especiales de baja hidrología que llevaron a la activación del Mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad, publicado por la CREG en la Circular 072 del 28 de septiembre de 2024, informando que “La Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, se permite informar que en la Sesión 1342 del 28 de septiembre de presente año y de acuerdo con lo definido en la Resolución CREG 026 de 2014 se decidió confirmar el cambio del estado del sistema manifestado por el Centro Nacional de Despacho y el Consejo Nacional de Operación de vigilancia a riesgo. De acuerdo con el cambio del sistema, se dará inicio al mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad en los términos de las Resoluciones CREG 026 y 155 de 2014 ”.

Que por el periodo de baja hidrología y la activación del mecanismo de la Resolución CREG 026 de 2014 se ha elevado el precio de bolsa nacional y se han hecho exigibles las Obligaciones de Energía Firme (OEF).

Que el Consejo Nacional de Operación (CNO) con el radicado 1-2024-043558 del 1 de octubre de 2024 expresó que “(...) en ejercicio de las funciones que la Ley 143 de 1994 le ha asignado, de acordarlos aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional-SIN sea segura, confiable y económica, y ser el organismo ejecutor del Reglamento de Operación, de manera atenta solicita la fijación del orden de atención de la demanda de gas natural y en este orden se asigne a las plantas de generación térmica, con base en lo previsto en el artículo 2.2.2.2.4 del Decreto 1073 de 2015, (...)". En la misma comunicación el CNO plantea que “(...) A la fecha, las plantas de generación del Grupo Térmico que no tendrán el abastecimiento de gas de la planta de regasificación manifiestan la imposibilidad de conseguirlas cantidades de gas necesarias que garanticen su operación durante este periodo, lo cual ha sido corroborado por el balance de gas realizado por el CNO Gas y el Ministerio de Minas y Energía (...).

Que Calamari LNG, con el radicado 1-2024-045717 del 11 de octubre de 2024, comunicó al Viceministro de Energía lo siguiente: "(...} al mantenimiento programado a llevarse en de (sic) la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) de la Terminal de Regasificación en Cartagena durante los días 24 al 28 de octubre de 2024 ha sido reprogramado para la fecha del 31 de octubre al 04 de noviembre del 2024. La capacidad de regasificación restringida corresponde a 400 MPCOD, por lo cual durante estas fechas SPEC LNG no podrá prestar el servicio de entrega de gas, en caso de ser requerido por los clientes, (...)”.

Que el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural (CNO Gas) con el radicado 1-2024-0486783 del 18 de octubre de 2024 presenta una tabla con información de gas disponible para los días 31 de octubre al 4 de noviembre de 2024, de la cual se concluye que se dispone de 14 GBTUD para el domingo y lunes festivo, y $2 GBTUD adicionales de dos plantas térmicas, cuya disponibilidad real dependerá de actuaciones administrativas del Ministerio de Minas y energía y de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, conforme a sus competencias.

Que el 22 de octubre de 2024 con el radicado 1-2024-047180, el Centro Nacional de Despacho (CND) remitió la presentación realizada en una reunión sostenida virtualmente el 18 de octubre a las 3:30 pm en la cual un atabla con los posibles escenarios que fueron estimados para el periodo del mantenimiento de la Terminal de Regasificación entre el 31 de octubre y el 4 de noviembre, tras sus simulaciones con los siguientes requerimientos: i) entre 81,2 y 84,6 GBTUD los días ordinarios (jueves 31 de octubre y viernes 1 de noviembre), ii) entre 75,1 y 75,7 GBTUD el día sábado (2 de noviembre), ii) entre 57,7 y 60,3 GBTUD el día domingo (3 de noviembre) y iv) entre 61,9 y 72,4 GBTUD el lunes festivo (4 de noviembre), para atender de manera segura el área Caribe 2; esto contando que no se presenten contingencias adicionales en la disponibilidad del resto de plantas de generación del área Caribe 2.

Que el Consejo Nacional de Operaciones de Gas Natural (CNO Gas), dando alcance a la comunicación 4-2024-046783 del 18 de octubre de 2024, con el radicado 1-2024-047653 del 24 de octubre de 2024 actualizó las estimaciones informando que hay disponibilidad de gas en firme de 10 GBTUD del jueves 31 de octubre al sábado 2 de noviembre y 27 GBTUD del domingo 3 de noviembre al lunes 4 de noviembre. Se reporta igualmente 42 GBTUD adicionales, conforme a la información que aparece en la Tabla que se observa en la citada comunicación.

Que la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales, mediante radicado 3-2024-036186 de fecha 23 de octubre de 2024, emitió concepto técnico señalando la necesidad de adoptar la presente medida, destacando los siguientes aspectos:

“...La información presentada por el CND estima que al no tener la disponibilidad de gas para las plantas térmicas puede haber una demanda no atendida (DNA) de 11.300 MWh, pero en e peor escenario posible de no cumplir los criterios de seguridad de prestación del Servicio ante contingencias N-1 podría racionarse toda el área Caribe 2 con un estimado de 46.700 MWh, esto representa entre un 5% y un 12% de la demanda nacional.

(...) el costo de racionamiento - calculado, utilizando la información publicada por la UPME en su página web en la sección “Costo Incremental Operativo de Racionamiento(CRO)“(https:/Ammumtl.upme.govco/DemandayEficiencia/paginas/costos-de-racionamiento.aspx), de energía eléctrica podría oscilar entre $80.000 y $170.000 millones de pesos al día y el costo de racionamiento de gas natural podría oscilar entre 5.000 millones y 13.200 millones de pesos al día, por lo que se debe priorizar la generación de energía eléctrica. Lo anterior tomando como base las cantidades de energía calculadas por el CND y presentadas en la sesión CACSSE 196 del 20 de septiembre de 2024.

Un racionamiento programado de gas natural podría afectar gravemente a nivel financiero a las plantas térmicas a las que se les aplique, sí son exigibles las OEF tendrían desviaciones negativas del cargo por confiabilidad tal como lo indica el anexo 7 de la Resolución CREG 026 de 2014."

Que de conformidad con lo expuesto y con base en el concepto emitido por la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales, la indisponibilidad de una fuente de más de 400 MPCD que es la capacidad de importación de la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC) que puede suplir alrededor del 35% de la demanda nacional por un mantenimiento programado es considerado una limitación técnica para el abastecimiento de gas natural a nivel nacional. Por lo tanto, nos encontramos frente a una situación que debe ser conjurada conforme lo señalan las normas que regulan el racionamiento de gas natural y que hacen parte de la motivación que dan cuenta de la competencia que tiene el Ministerio de Minas y Energía en estos casos, con el fin de garantizar la demanda esencial, en primer lugar, así como las demás actividades económicas.

Que, con el fin de asegurar el suministro para la atención de la demanda de gas natural para la generación eléctrica en el país, se hace necesario declarar el inicio de un racionamiento programado de dicho energético. Adicionalmente, es importante recalcar que el mantenimiento de la terminal de regasificación programado para cinco (5) días calendario es una actividad técnica con un alto grado de especialización, y que no está libre de externalidades o eventualidades que puedan impedir que se cumpla el plazo previsto, y en este orden de ideas corresponde al Ministerio de Minas y Energía ser en extremo diligente para minimizar cualquier impacto en la demanda, eléctrica y de gas natural.

Que el artículo 2.2.2.30.4 del Decreto 1074 de 2015 establece que “no se requerirá informar a la Superintendencia de Industria y Comercio sobre un proyecto de regulación (...) 1. Cuando el acto tenga origen en hechos imprevisibles y/o irresistibles a partir de los cuales resulte necesario adoptar una medida transitoria con el fin de: a) preservarla estabilidad de un sector, o b) garantizarla seguridad en el suministro de un bien o servicio público esencial, sea o no domiciliario". Entonces, dado que esta resolución se enmarca en los supuestos de hecho de la citada norma, este Ministerio se encuentra exceptuado de informar sobre la expedición del presente acto administrativo.

Que en cumplimiento de lo establecido en el numeral 8 del artículo 8 de la Ley 1437 de 2011, en concordancia con lo señalado en las Resoluciones 40310 y 41304 de 2017, la presente resolución se publicó en la página web del Ministerio de Minas y Energía durante los días18 al 22 de octubre de 2024 y los comentarios presentados por la ciudadanía fueron analizados y resueltos en la matriz establecida para el efecto.

Que, en mérito de lo expuesto,

RESUELVE

ARTÍCULO 1. RACIONAMIENTO PROGRAMADO DE GAS NATURAL. Declarar el inicio de un racionamiento programado de gas natural de 84,6 GBTUD entre los días 31 de octubre al 1 de noviembre de 2024, 75.7 GBTUD el sábado 2 de noviembre, 60,3 GBTUD el domingo 3 de noviembre y 72,4 GBTUD el lunes 4 de noviembre de 2024, con el fin de garantizar la atención del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el área Caribe 2 correspondiente al Sistema Interconectado Nacional (SIN), por medio de las plantas térmicas que utilizan gas natural según los requerimientos que determine el Centro Nacional de Despacho (CND).

PARÁGRAFO. La presente decisión estará sujeta a las condiciones que se presenten y que den lugar a variaciones en cuanto a volúmenes y duración de la medida, para lo cual el Ministerio de Minas y Energía - Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales y la CREG adelantarán las gestiones administrativas, a través de comunicaciones y demás actuaciones expeditas que se requieran, con el fin de garantizar la demanda de gas natural y energía eléctrica,

ARTÍCULO 2. NEGOCIACIÓN DE GAS DISPONIBLE ENTRE PLANTAS TÉRMICAS. La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, definirá las condiciones para que en el evento en que las plantas térmicas que respaldan sus obligaciones de energía en firme (OEF) con gas natural como combustible principal que no pertenezcan al área caribe 2, vendan dicho gas, directamente o a través del agente con quien tengan el contrato a las plantas térmicas que sean requeridas para el despacho del área Caribe 2 durante los días del mantenimiento de la terminal de regasificación; y para que la planta vendedora no se vea afectada en el cumplimiento de las OEF del cargo por confiabilidad definido en la Resolución CREG 071 de 2006.

PARÁGRAFO. De manera subsidiaria, el Ministerio de Minas y Energía, mediante circular, podrá declarar la activación de la condición de probable escasez, independiente de la condición del precio del predespacho ideal del mercado mayorista de energía, para los contratos de modalidad Opción de Compra de las plantas térmicas que respaldan sus obligaciones de energía en firme (OEF) con destino a las plantas térmicas que sean requeridas para el despacho del área Caribe 2.

ARTÍCULO 3. GESTIONES PREVIAS A LA APLICACIÓN DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO. El Consejo Nacional de Operación de Gas Natural (CNOGas) en su función de presentar recomendaciones para buscar que la operación integrada del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural sea segura, confiable y económica, pondrá a disposición de los generadores térmicos el resultado de la gestión realizada con los diferentes agentes del sector de gas natural para identificar cantidades de gas que puedan ser puestas a disposición de negociación para mitigar los efectos del racionamiento definido en el artículo 1 de la presente Resolución.

Será obligación de los generadores térmicos buscar de manera diligente la compra de tales cantidades y de todas aquellas necesarias para mitigar los efectos a la demanda.

El resultado de las negociaciones realizadas por los generadores térmicos para contratar suministro y transporte de gas de acuerdo con el presente artículo, deberán reportarse como máximo hasta el día martes 29 de octubre de 2024 a las 11:59AM al Ministerio de Minas y Energía, incluyendo las cantidades obtenidas.

Con base en la información del gas contratado y el estado operativo del Sistema Nacional de Transporte (SNT), el Ministerio de Minas y Energía emitirá vía circular, los ajustes en las cantidades proyectadas a racionar y las fuentes de suministro, ya sean de la costa y/o el interior, para los días del periodo comprendido entre el 31 de octubre y el 4 de noviembre de 2024, de tal manera que estas sean la base de aplicación del orden de prioridad de atención del artículo 4 de la presente Resolución.

ARTÍCULO 4. ORDEN DE PRIORIDAD DE ATENCIÓN DE LA DEMANDA. Conforme a lo previsto en el artículo 2.2.2.2.4 del Decreto 1073 de 2015, fíjese la atención de la demanda en el siguiente orden de prioridad:

1. Demanda esencial, la cual comprende: i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional, en el orden establecido por el artículo 2.2.2.2.1. (sic) del Decreto 1073 de 2015.

2. Demanda no esencial que cuente con contratos vigentes y registrados en el gestor del mercado de gas natural con garantía de suministro sin interrupciones establecidos en la regulación aplicable, en cualquiera de sus modalidades.

2.1 Generación Térmica que sea despachada por seguridad o forzada para el sector eléctrico.

2.2 Demanda no esencial diferente a la del numeral 2.1. del presente artículo.

3. Demás contratos vigentes y registrados en el gestor del mercado de gas natural.

4. Exportaciones pactadas en firme.

5. Gas Disponible de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) no contratado de las fuentes de suministro.

Para los casos señalados en el presente artículo, el volumen será asignado por los productores comercializadores, los comercializadores y los transportadores conforme a las condiciones de suministro pactadas contractualmente. En caso de empate deberá dársele la prioridad más alta de abastecimiento al usuario con el más alto costo de racionamiento y así sucesivamente.

ARTÍCULO 5. CONDICIONES DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS RACIONADO. El suministro de gas natural objeto de la priorización de acuerdo con el artículo 4 de la presente Resolución no podrá contratarse a un precio superior al que fue contratado por parte del comprador aj que se le raciona el suministro de gas por efecto de la presente Resolución.

PARÁGRAFO. En el caso en que a las plantas térmicas que respaldan sus OEF con gas natural como combustible principal se les racione el suministro de gas por efecto de la presente Resolución; la CREG definirá las condiciones para que tales plantas no se vean afectadas en el cumplimiento de las OEF por confiabilidad definido en la Resolución CREG 071 de 2006.

ARTÍCULO 6. DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD. Las plantas térmicas del área Caribe 2 realizarán su declaración de disponibilidad al CND durante el periodo de vigencia del racionamiento programado de gas natural del que trata el artículo 1 con base en la disponibilidad de combustible obtenido a cuenta propia y el mecanismo que se ejecuta en la presente Resolución.

ARTÍCULO 7. COMUNICACIÓN. Por la Dirección de Hidrocarburos, comunicar la presente resolución a los productores, productores comercializadores, transportadores de gas natural y agentes del mercado de energía mayorista,

ARTÍCULO 8. VIGENCIA. La presente Resolución rige a partir de la fecha de su publicación.

PUBLÍQUESE Y CÚMPLASE

OMAR ANDRÉS CAMACHO MORALES

Ministro de Minas y Energía