La resolución CREG 001 del 2021 reguló la asignación de capacidad de transporte al gas natural en congestión contractual y busca un mecanismo más expedito para asignar la capacidad deficitaria cuando la demanda supere la oferta, en materia de infraestructura y abastecimiento de gas natural.

Para nuestro entendimiento la congestión contractual quedo definida en la regulación CREG 185 de 2020 artículo 3, como “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”, es decir, cuando la demanda de capacidad de transporte de gas natural supera la oferta, la cual puede presentarse en el trimestre estándar, siguiente o varios siguientes, en un tramo regulatorio o en varios tramos regulatorios continuos o en una ruta en específico.

El mecanismo expedito y eficiente que se pretende implementar en estos estados de congestión implican:

• Hacer un proceso de asignación ágil y con reglas claras;
• Priorizar la demanda regulada y los beneficiarios de los proyectos de abastecimiento de gas y;
• Hacer visible la información para todas las partes interesadas.

En consecuencia, se determinó los siguientes mecanismos de asignación:

• En los que no hay algún proyecto prioritario del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, IPAT;
• En los que hay algún proyecto prioritario del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, IPAT;
• Que tienen proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural, PAG, que no hacen parte de los IPAT.

La demanda regulada sería la primera en ser asignada y tendría prioridad en el acceso a la Capacidad Disponible Primaria (CDP), en cuyo caso la capacidad que quede disponible se asignará al mercado no regulado, por medio de subastas, cuando exista déficit, es decir, si la demanda regulada es menor al CDP se asigna como se solicitó, mientras que si se presenta congestión se asigna a prorrata a la capacidad solicitada. En el caso de la demanda no regulada, si el CDP es mayor, se asignará según lo solicitado, de lo contrario se hará por subasta, en donde el administrador y el subastador será el gestor del mercado.

Lo anterior nos lleva a la identificación de dos etapas, la primera la asignación de capacidad disponible a la demanda regulada de manera directa según lo solicitado y a prorrata, si fuese insuficiente, y una segunda etapa en la que se asigna la capacidad disponible a la demanda no regulada de manera directa, según lo solicitado, o con esquema de subasta si no hay capacidad suficiente.

Tenemos entonces que estos mecanismos de asignación se dan por tramos regulatorios; por cada trimestre con congestión; con un precio de reserva de pareja 100% Fijo, más el correspondiente valor de AOM y en donde se exigen garantías al trasportador.

Se concluye entonces que los mecanismos desarrollados para la asignación de capacidad de transporte de gas natural en congestión pretenden proteger y priorizar la demanda regulada, además de que la participación de un tercero autónomo­, el gestor del mercado, y la existencia de un procedimiento definido contribuyen a que la asignación sea más trasparente e independiente.

Luisa Moreno

Asociada de OGE Legal Services

luisa.moreno@oilgasenergy.co