Boletín Normativo Sectorial
Dar click sobre el color de la sección a consultar.
Contexto Normativo
Contexto Normativo
favor dar click en el día deseado (el primero es el más reciente):
Jue. 26 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyecto Agenda Regulatoria Indicativa 2023. Diciembre de 2022. Comentarios de las empresas a la Agenda Regulatoria CREG 2023. Temas adicionales propuestos para análisis por parte de las empresas. Energía
Transición energética
Asocodis sugirere incluir un punto relativo al desarrollo de los temas de la hoja de ruta de transición energética anunciada por el Ministerio de Minas y Energía
Cargo por confiabilidad
Andeg, Andesco, Tebsa, Gecelca, Enel, EPM, Spec, Naturgas, señalan la urgencia de realizar la convocatoria de la subasta de expansión, propuesta en la Resolución CREG 701 016 de 2022.
Creg responde que la convocatoria para la subasta del cargo por confiabilidad de aprobó como parte de la agenda de cierre del 2022
Isagen, EPM, Acolgen solicitan armonizar los esquemas para la expansión del parque de generación: cargo por confiabilidad y subastas de contratos de largo plazo. Tener en cuenta resultados de estudios. Falta de un vínculo formal entre los dos mecanismos puede distorsionar las señales de expansión
Isagen y Ecopetrol, solicitan incluir la revisión de las normas sobre la participación en el cargo por confiabilidad de las plantas no despachadas centralmente, autogeneración cogeneración y generación distribuida. Definir metodologías para cálculo de ENFICC.
CREG responde en estos dos temas que no se incluyen en la agenda, se priorizarán cuando se consideren pertinentes o los recursos lo permitan
TGI señala que en el contexto de la transición energética se solicita revisar las reglas para que la generación a gas sea complementaria de las demás tecnologías de generación. Para esto se solicita revisar el cargo por confiabilidad para extender sus OEF hasta el 2050
CREG responde que los estudios y análisis adelantados no identifican la necesidad de abordar esa recomendación.
Revisión de IHF para incluir como horas de operación las que las plantas están en servicio, pero en reserva. Entrega de OEF como cubrimiento de la demanda en períodos donde bolsa supera precio de escasez, pero no se configura situación crítica por estar por debajo del precio de escasez.
Grupo Energía de Bogotá. Incluir análisis de participación de la demanda en el cargo por confiabilidad.
CREG responde en estos dos temas que no se incluyen en la agenda, se priorizarán cuando se consideren pertinentes o los recursos lo permitan
Participación de la demanda
Asoenergía señala que No se incluye en la agenda la participación de la demanda en el cargo por confiabilidad mecanismos de contratación, así como las fronteras comerciales múltiples, y demás mecanismos de mercado No se incluye el desarrollo de mecanismos que promuevan el acceso a información por parte de los usuarios.
En cuanto al tema de garantías EPM solicita incluir revisión del esquema de garantías del mercado dadas las dificultades que se están presentando para su
constitución, señalando la CREG que el tema se trata dentro del nuevo reglamento del mercado mayorista.
Grupo Energía de Bogotá, Asocodis, Andesco, EPM, CEO, Intercolombia, CAC, Celsia, Enel solicitan incluir reglamentación pendiente de AMI: Gidi y ajustes
regulatorios, hacer la armonización regulatoria, emitir circular y adelantar las actuaciones administrativas de aprobación de planes de despliegue.
CREG señala se acoge el comentario y se incluye en la agenda indicativa la adopción de la
resolución definitiva de la consulta publicada con el proyecto 701 011 de 2022.
Así mismo se incluye la publicación de un documento de análisis para el desarrollo del GIDI. Adoptada la regulación definitiva se abordará la expedición de la circular y el trabajo en la aprobación de los planes de despliegue.
Sobre el estatuto de desabastecimiento , la SSPD señala que es necesario incluir la revisión de la metodología de definición de la senda de referencia, toda vez que esta senda puede dar señales de escasez a pesar de contar con condiciones favorables en el embalse agregado del SIN.
CREG acoge el comentario, se incluye en agenda propuesta de revisión de metodología de definición de senda de referencia.
BMC y SSPD, solicitan revisión de la Res 114 de 2018 para ajustar los principios y condiciones que deben cumplir los Promotores para que se logren los objetivos planteados en la regulación.
Incluir en la agenda la creación de un nuevo agente para desarrollar las actividades previstas en la Resolución CREG 114 de 2018.
La Comisión aprobó para consulta el proyecto de resolución que crea una nueva
actividad asociada a los roles definidos en la Resolución CREG 114 de 2018
BMC, Enel, Asocodis, Grupo Energía de Bogotá, Andesco y EPM solicitan incluir evaluación de nuevos mecanismos como el de la BMC. CREG se incluye en la agenda la evaluación de las solicitudes de traslado que se presenten.
Acolgen señala que es necesario ahondar en la revisión de los mecanismos de
contratación para que incorporen la participación de proyectos que requieren financiación en períodos de largo plazo y el ingreso de Recursos Energéticos Distribuidos.
CREG señala que no se prioriza. La Resolución CREG 114 de 2018 habilita el traslado en la tarifa de lo usuario final de compras que se realicen en mecanismos de contratación que sean desarrollados que podrían cumplir con los objetivos solicitados.
Isagen, Asocodis, EPM. Indican que se requieren señales para la reglamentación del artículo 296 del Plan Nacional de Desarrollo que obliga a los
comercializadores a comprar energía de fuentes renovables no convencionales.
Analizar mecanismo de la BMC, habilitar Sicep u otros mecanismos para contar con alternativas de compra de energía y el cumplimiento de la meta establecida en la Ley 1955 de 2019.
No es competencia de la Creg tratar la reglamentación solicitada.
La Comisión aprobó para consulta el proyecto 701 023 de 2022 mediante el cual
se habilita la realización de convocatorias en el Sicep para el cumplimiento de las metas de contratación con renovables no convencionales. La resolución definitiva
deberá ser adoptada en el primer semestre de 2023.
Reglamento de comercialización
Enel y Celsia señalan que solicitan Con la implementación de AMI y la modernización del MEM se requiere la actualización del reglamento de comercialización para agilizar los procesos de cambio de comercializador, registro de fronteras, revisiones conjuntas. Anexan documento con principales temas a ajustar.
CREG responde que no se prioriza el tema. Este será abordado en la medida que avance la implementación del del nuevo reglamento del mercado mayorista y el despliegue de AMI.
Remuneración distribución
Asocodis, Acolgen, CAC, solicitan aalizar impactos de tasa representativa del mercado e IPP en la actividad de distribución para incluir ajustes que sean necesarios
Ajuste a cargos se hacen como parte de la revisión de planes de inversión.
Acolgen y CAC, revisión de cargos por respaldo por cuanto se constituyen en una barrera para la entrada de proyectos de energías renovables a pequeña escala. Este tema debe atenderse de manera prioritaria.
Tarifas de usuarios finales
Enel, Asocodis, Andesco, CEO, CAC, Celsia, EPM, Grupo Energía de Bogotá
Asocodis, Intercolombia, Gecelca, CAC solicitan incluir en la agenda el desarrollo de las tarifas dinámicas y tarificación por tiempo de uso, Incluir la fórmula tarifaria a usuario final para recoger las modificaciones derivadas de la modernización del mercado de energía, despliegue de AMI.
En el desarrollo de la fórmula se deben considerar los desarrollos tecnológicos, participación de la demanda, prestador de última instancia, medición avanzada, cargos horarios, etc.
A esta solicitud CREG responde que dada la limitación de recursos no se incluye la definición del CU en la agenda. Se prioriza la adopción de las metodologías de
comercialización y de cálculo del costo de generación.
Asocodis señala que es urgente incorporar análisis y alternativas a los temas de
IPP y otros aspectos que impactaron las tarifas de los usuarios y las medidas para la recuperación de los saldos por parte de las empresas.
Alternativas a indexador se están trabajando con otras autoridades competentes para la definición de un índice del sector. Se incluye en la agenda indicativa 2023 la regulación para la aplicación de los saldos acumulados.
Asoenergía señala que se debe incluir la corrección temas tarifarios tales como la definición de un indexador sectorial para electricidad y gas combustible, la minimización de la generación de seguridad y la asignación de la responsabilidad a los causantes de las restricciones, así como el cumplimiento de las declaraciones de disponibilidad, vertimientos y redespachos, no se está presentando.
Se incluye en la agenda el trabajo que se está realizando en forma conjunta con el Ministerio de Minas y Energía, el Dane y el Banco de la República para la definición de un indexador sectorial.
Otros temas mencionados en el comentario hacen ya se encuentran incluidos en la agenda indicativa regulatoria.
Interconexiones Internacionales
Enel, Acolgen, Andesco, Isa Intercolombia, CNO eléctrico. Incluir el tema en la agenda. Tema relevante en la Hoja de Ruta para la Transición
Energética Justa.
CREG responde se acoge el comentario y se incluye el desarrollo de los reglamentos de la Decisión CAN 816 así como la armonización regulatoria con Panamá en la agenda indicativa. No obstante, se precisa que, en tanto que el desarrollo de estos temas depende de la articulación del trabajo con los reguladores de otros países, no es posible proponer productos concretos para cada semestre.
Enel, CNO eléctrico sin incluir evaluación y definición de criterios para la inclusión de sistemas de almacenamiento cono elementos del SIN, acorde con lo señalado en el borrador del Plan Nacional de Desarrollo.
CREG responde que no se prioriza. Una vez adoptado el Plan Nacional de Desarrollo se revisará la necesidad de ajustar la agenda en función delos mandatos definidos en él.
Mié. 25 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. Minenergía, ANH. Balance de contratos de hidrocarburos y recursos disponibles para la Transición Energética Justa. 13 de diciembre de 2022. Conceptos y aspectos generales
En el glosario de este documento se exponen los distintos conceptos asociados al cálculo de las reservas de petróleo.
|
Reservas Probadas |
Reservas Probables |
Reservas Posibles |
Recursos Contingentes |
Recursos Prospectivos: |
|
Si se utilizan los métodos probabilísticos, debe haber, por lo menos, un 90% de probabilidad de que las cantidades real- mente recuperadas igualarán o superarán el estimativo. Con las cantidades de petróleo que, por el análisis de los datos de geociencia e ingeniería, puede estimarse con certeza razonable que van a ser comercialmente recuperables, a partir de una fecha dada, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales definidas. Si se utilizan métodos determinísticos, el término “certeza razonable” expresa un alto grado de confianza en que las cantidades serán recobradas. |
En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber, por lo menos, un 50% de probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o excederán el estimativo 2P.
Son aquellas adicionales en las que los análisis de datos de geociencia e ingeniería indican que es menos probable que sean recuperadas que las Reservas Probadas, pero aparentemente tienen mayor certeza de ser recuperadas que las Reservas Posibles. Es igualmente probable que las can- tidades reales que están por recuperar sean mayores o menores que la suma de las reservas Probadas y las Reservas Probables (2P) estimadas. |
En este contexto, cuando los métodos probabilísticos se utilizan, debe haber, por lo menos, un 10% de probabili- dad de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o excederán el estimativo.
Son aquellas adicionales en las que el análisis de datos de geociencia e ingeniería sugieren que es menos probable que sean recuperadas que las Reservas Probables. Las cantidades úl- timas totales recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de exceder la suma de las Reservas Probadas más las Probables, más las Posibles (3P), lo cual equivale al escenario estimado alto |
Son las cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, como potencialmente recobrables de acumulaciones conocidas, utilizando proyectos de desarrollo, pero que actualmente no se consideran comercialmente recobrables, debido a una o más contingencias. |
Son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, como potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas. • Prospecto: un proyecto asociado a una acumulación potencial que está lo suficientemente bien defi- nido para representar un objetivo de perforación viable. • Lead: un proyecto asociado a una acumulación potencial que en la actualidad está pobremente defi- nida y requiere más adquisición de datos y/o evaluación para poder clasificarlo como prospecto |
Establece la diferencia entre contratos de asociación y contratos de Exploración y producción - E&P o E&E, Convenios y contratos de evaluación técnica:
La exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad de la Nación estaría en cabeza de la Empresa Colombiana de Petróleos - Ecopetrol S.A., directamente o por medio de Contratos de Asociación, operación o servicio. Las principales características del Contrato de Asociación son las siguientes:
- Contratos firmados entre empresas privadas y Ecopetrol entre los años 1975 y 2003.
- Inversiones del periodo de exploración a cuenta y riesgo del contratista.
- Periodo de exploración de hasta 6 años y hasta 28 años de periodo de explotación (se pueden exten-
- der hasta el agotamiento del recurso).
- Al finalizar el contrato aplica la figura de “Reversión”
Las principales características del Contrato de Asociación son las siguientes:
• Se suscriben entre Ecopetrol y la ANH una vez finaliza el Contrato de Asociación.
• Si existe un área exploratoria, se firma un Convenio de Exploración y Producción con obligación de cumplir un Programa Mínimo de Actividades.
• Si no existe un área exploratoria, se firma un Convenio de Explotación, el cual no tiene obligaciones de inversión.
• Se pueden extender hasta el agotamiento del recurso
Los contratos de Exploración y Producción - E&P o E&E tienen por objeto la asignación del área, dentro de la cual el contratista adquiere, por virtud del contrato:
(i) El derecho exclusivo y la obligación de acometer y desarrollar actividades exploratorias, conforme al Pro-grama Exploratorio acordado para el área asignada, y a realizar las inversiones previstas para el efecto;
(ii) el derecho exclusivo y la obligación de producir los hidrocarburos propiedad del Estado que se descubran en el subsuelo del área y el derecho a la parte de la producción de hidrocarburos que le corresponda (que incluye el derecho para removerlos de su lecho natural, transportarlos hasta un punto en la superficie y adquirir la propiedad de la parte que le corresponda);
(iii) la obligación de pagar las retribuciones a que haya lugar conforme al contrato, incluyendo la contraprestación económica a título de regalía, de derechos económicos y de aportes a título de formación, fortalecimiento institucional y transferencia de tecnología,
(iv) la obligación de programar y acometer oportuna, eficaz y eficientemente, hasta su culminación definitiva, todas y cada una de las actividades de abandono. Las principales características de este contrato son las siguientes:
Convenios:
Acuerdos de exploración y/o explotación celebrados entre Ecopetrol S.A. o sus cesionarios y la ANH, en los que se definen las condiciones de exploración y explotación de áreas que dicha Empresa operaba directamente para la fecha de publicación del Decreto Ley 1760 de 2003, hasta el agotamiento del recurso o hasta la devolución de aquellas.
Contrato de Evaluación Técnica:
Tiene por objeto otorgar al contratista derecho exclusivo para realizar estudios de evaluación técnica en un área determinada, a su único costo y riesgo y con arreglo a un programa específico, destinado a analizar su prospectividad.
Esto, a cambio del pago de unos derechos por concepto del uso del subsuelo y con el compromiso de entregar una participación en la producción y las demás retribuciones económicas aplicables, en el evento de que parte o toda el área se someta a la celebración y ejecución posterior de un Contrato de Exploración y Producción (E&P) en ejercicio del derecho de conversión que se establezca en el Contrato de Evaluación Técnica (TEA) correspondiente, para cuyo efecto el evaluador tiene derecho preferencial en los términos y condiciones pactados.
La exclusividad que se otorga en razón de estos contratos se circunscribe al tipo de yacimiento para cuya evaluación técnica y exploración se hayan celebrado. En este sentido, no impide que la ANH desarrolle directamente labores destinadas a obtener información técnica adicional en el área o que lo asigne a otro interesado cuando las condiciones de capacidad no permitan al contratista extender sus actividades a otro tipo de yacimiento o éste no se asocie para obtenerlos.
Se anexa el documento con los contratos de hidrocarburos.
Mar. 24 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. CREG, Proyecto Agenda Regulatoria Indicativa 2023. Diciembre de 2022. Energía Eléctrica
Energía Eléctrica.
Cargo por confiabilidad
Sobre obligaciones de energía en firme. Se realizará la revisión de las reglas para calcular la energía firme para el Cargo por Confiabilidad las plantas hidráulicas, con el objetivo de cuantificar mejor la energía firme de estas plantas, implementando metodologías de ENFICC - Enficc Hidro.
También la revisión de las reglas para la asignación de obligaciones de energía firme, OEF, a plantas existentes, con base en insumos que se han venido construyendo y la socialización d ellos mismos con los actores del sector. Se hará la revisión del balance y de las asignaciones de OEF para determinar le necesidad de hacer una subasta de re configuración y, de ser el caso, convocarla.
Mercado Mayorista
Reglamento del Mercado Mayorista de Energía. Análisis de comentarios y aprobación de la resolución definitiva de las reglas para la modernización del mercado de energía mayorista, presentadas en el proyecto de resolución CREG 143 de 2021. Se hará una revisión del precio en bolsa.
Estatuto de riesgo de desabastecimiento, que busca definir reglas en torno al balance entre el nivel de los embalses mínimo y mayor al mínimo.
Se trabaja en los mecanismos de comercialización de la Resolución CREG 114 de 2018. Evaluación y definición sobre el traslado en la tarifa de los usuarios finales regulados de las transacciones realizadas en los mecanismos de que trata la Resolución CREG 114 de 2018.
Mercado minorista de energía
Definición de la nueva metodología para el cálculo del componente de compras de energía, G en la formula tarifaria de los usuarios regulados, que recoja los cabios tecnológicos, de entorno, nuevos mecanismos de comercialización, etc.
Agregador de demanda. Documento sobre impacto normativo de esta actividad que se encuentra dentro de la cadena de abastecimiento en la generación distribuida de energía. Definición de la regulación para su implementación de acuerdo con la hoja de ruta propuesta con la Comisión.
Nueva metodología de de remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados con base en resolución CREG 155 de 2019,los comentarios recibidos, los estudios realizados y los desarrollos regulatorios propuestos para el despliegue de la infraestructura de medición avanzada, AMI.
Alternativas de recuperación de saldos acumulados. Revisión de la aplicación de la opción tarifaria definida en la Resolución Creg 012 de 2020, junto con las medidas tomadas en las resoluciones Creg 058 de 2020 y 101 027 de 2022 con el fin de establecer estrategias para el pago de los saldos acumulados considerando el impacto en el costo unitario del servicio.
Estudio sobre nuevos modelos de comercialización de energía: comunidades energéticas, productor marginal, P2P, recursos energéticos distribuidos, responsabilidades. Análisis de la forma jurídica para la implementación de nuevos modelos, de los derechos y deberes de los usuarios involucrados en este tipo de modelos, de los requisitos técnicos que garanticen la operación segura y confiable del sistema, y de los aspectos comerciales de la relación entre los usuarios y agentes y frente al sistema.
Transmisión de energía
Medición Inteligente, documento sobre el GIDI (Gestor Independiente de Datos e Información). Definición de la regulación definitiva para la implementación de la medición inteligente AMI. Regulación aplicable a la actividad de gestión independiente de datos e información. Resolución definitiva.
Código de Operación, resolución definitiva: El código de operación contiene los criterios, procedimientos y requisitos de información necesarios para realizar el planeamiento y el control de la operación del sistema, procurando atender la demanda en forma confiable, segura y con calidad de servicio, utilizando los recursos disponibles de la manera más conveniente y económica para el país. En este código se tendrán en cuenta las propuestas del Código de Planeamiento, código de Conexión y la nueva propuesta del mercado Mayorista, Resolución CREG 143 de 2021.
Metodología de remuneración de transmisión Definición de la nueva metodología de remuneración de la actividad de transmisión de energía eléctrica partiendo de la propuesta publicada y el análisis de los comentarios recibidos a la misma.
Asignación de costos de restricciones por indisponibilidad de activos de transporte. Identificación de los costos de restricciones ocasionados por la indisponibilidad de activos de transporte y definición de la forma de asignarlos a cada transportado.
Distribución de energía
Resolución definitiva sobre la fórmula tarifaria CU y metodologías generales para remunerar las actividades prestación del servicio de energía eléctrica en las ZNI. Definición de la fórmula tarifaria para el traslado de los costos de prestación del servicio a usuarios ubicados en ZNI. Incluye las metodologías para remunerar las actividades de generación G, distribución D, comercialización C y las soluciones centralizadas.
Resolución definitiva sobre el reglamento de prestación del servicio público de energía eléctrica en las ZNI. Definición de los requisitos y obligaciones de los agentes, reglas del despacho de generación, reglas de conexión, calidad y operación de redes, reglas de medición, etc.
Actualización de ingresos de transmisores, de cargos de cargos de transmisión, cargos e inversiones por proyectos PIEC y la revisión de planes de inversión.
Metodología de distribución de energía eléctrica. Publicación del documento con las bases sobre las cuales efectuará el estudio para determinar la metodología de remuneración de la actividad de distribución.
Armonización regulatoria interconexión Colombia Panamá Reglamentos Decisión CAN 816 Trabajo conjunto con ASEP para la armonización regulatoria de las reglas aplicables al desarrollo de la interconexión Colombia-Panamá. Trabajo conjunto con los reguladores de la CAN para la adopción de los reglamentos previstos en la Decisión CAN 816 y la definición de un mecanismo de solución de controversias.
http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/c380ddb53d679cc4052589280068a549/$FILE/Documento_CREG%20105%20004.pdf
Lun. 23 de Ene. de 2023
Gobierno-Infraestructura. Principales proyectos para el cuatrienio, anuncios de Guillermo Toro, Director del Invías. Corredores priorizados en el Plan Maestro de Transporte PMTI. Resumen de recursos y financiación para el cuatrienio
Se calcula por parte del equipo de gobierno en el tema sectorial una inversión necesaria por 85 billones de pesos en los diferentes modos, recursos que no incluyen los nuevos proyectos que vana presentar las regiones para esquema de financiación excepto Bogotá en lo que ya estaba aprobado. En la siguiente diapositiva se observa el resumen por modos de transporte y modos de contratación.
Hay proyectos en estructuración por los territorios, el Mintransporte cofinancia el 70% de los SITM estratégico y se cofinancia el segmento funcional 1 del tramo 2 del del AMVA (plan maestro de movilidad para el Valle de Aburrá). El tren de cercanías del Valle, el Regiotram del Norte de Bogotá, el sistema estratégico de Tunja, de Manizales, el del Área Metropolitana de Barranquilla, el sistema de transporte de San Andres.
Esta financiación se aprueba solo si se basa en vehículos eléctricos o de gas natural, un CAPEX de 19 billones (3800 millones de USD).
Sobre el tema de financiación, los proyectos de concesión tendrán una inversión superior a los 50 billones, más de U$SD 10 mil millones de dólares, las vías no concesionadas o caminos comunitarios y muelles tendrán una inversión de 28 billones ó US$D de 5.640 millones y en el tema de zonas portuarias navegabilidad y desarrollo del río 4 billones de pesos (USD 800) y la conexión aérea de 2,6 billones de pesos USD 520 millones.
En fuentes y cupos de APP la cifra de cupo de APP con metro mas la calle 13, recursos del presupuesto, regalías, obras por impuestos, tasas valorización y peajes. El sector está muy comprometido hoy en la financiación 70 o 75%. En valorización se calcula un potencial de 15 billones de pesos si se implementa, con el presupuesto de regalías se estima que hay un presupuesto de 31 billones de pesos para que los recursos sean concurrentes a las obras que tengan realmente impacto. Sumar 85 billones de pesos bajo el escenario fiscal de mediano plazo exige ser muy creativos y concurrentes.
Lineas 1 y 2 del metro, troncal de la calle 13, del Regiontram de Occidente y del Norte, se revisó con Hacienda cual era el MFMPL lo que llevó a hacer los ajustes. Se aprobó con un CONPES los recursos de la línea 2 del metro de Bogotá. Se está estructurando el Regiotram del Norte, con los recursos de regalías se esperan financiar los trenes del Río en Medellín, el tren del Pacífico, el de Cercanías de la costa atlántico, en el Eje cafetero, los 5 cables de Medellín y los cuatro cables de Bogotá y6 se apuesta al Tranvía de Barranquilla que unirá a la Aeropuerto con las zonas mas pobladas
Sector de la semana
Sector de la semana
favor dar click en el día deseado (el primero es el más reciente):
Jue. 26 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyecto Agenda Regulatoria Indicativa 2023. Diciembre de 2022. Comentarios de las empresas a la Agenda Regulatoria CREG 2023. Temas adicionales propuestos para análisis por parte de las empresas. Sector GAS
Mercado Mayorista: Comercialización mayorista Gas Natural
Asociación Colombiana de Petróleos Celebran dar continuidad al tema y señalan objetivos que se deben perseguir con la resolución definitiva. Canacol
Hocol, Spec solicitan priorizar el tema.
Acolgen señala que se requiere la coordinación entre la Creg y la Upme para que en el “desarrollo regulatorio del mercado de gas natural pueda incorporar mecanismos de flexibilización orientados a lograr una mayor competencia en el mercado. ... con el fin de que los agentes térmicos tengan acceso a múltiples fuentes de gas de la manera más eficiente posible…”
CREG responde que el proyecto se encuentra priorizado para adoptar la resolución definitiva en la primera mitad del año.
Mercado Mayorista: Fórmula tarifaria de costo unitario a usuarios regulados
Ecopetrol y Hocol solicita definir la fórmula tarifaria en el primer semestre del 2023.Definición debe ser simultánea con la de la comercialización mayorista por la estrecha relación que hay entre los dos temas, en lo que Gases de occidente señala estar de acuerdo.
Señala la CREG que los dados los plazos de consulta no se ve viable anticipar la adopción de la fórmula tarifaria para usuarios regulados, pero en su desarrollo se tendrán en cuenta los ajustes que se introduzcan al mercado mayorista.
Mercado Minorista: Aprobación de cargos de comercialización y distribución
Vanti señala que en la Resolución CREG 502 014 de 2022 que aprueba cargos de distribución para mercados relevantes atendidos por Vanti S.A. E.S.P. se establece que la reposición de activos, inversiones en confiabilidad y Estaciones de Regulación de Puerta de Ciudad (ERPC) que pasan de transporte a distribución serán objeto de análisis y decisión en resolución aparte. Incluir en agenda y definir en qué momento se va a tratar el tema.
Vanti señala Indicar claramente en la agenda de 2023 los tiempos de radicación de expedientes para que las empresas tengamos claro el cronograma y se siga con la aprobación de estos cargos particulares.
Se está trabajando permanentemente en avanzar y culminar el proceso de aprobación de cargos de comercialización y distribución. Sin embargo, la limitación de los recursos con los que se cuenta para el efecto no hace
posible avanzar a mayor ritmo.
Transporte: Comercialización de los servicios de regasificación
Al respecto SSPD señala que se deben diferenciar en los estudios la regasificación de gas importado de la de gas nacional, incluir en los estudios a realizar el servicio de licuefacción dado que es una actividad que realizan los agentes pero que no tiene marco normativo.
Se debe definir la regasificación de gas importado, de gas nacional y la licuefacción como actividades complementarias de la prestación del servicio en aplicación del artículo 290 de laLey 1955 de 2019.
Consideramos que es necesario realizar la actualización de los estudios que justifican el proyecto de cualquier planta de regasificación, dado que desde que dicho estudio se realizó, el sector gas a cambiado de manera significativa, también gracias a los esfuerzos realizados por la CREG y en general por el gobierno nacional.
Estos esfuerzos se deben enfocar en “las particularidades tanto técnicas como ambientales de la zona en la que se proyecta realizar el proyecto, así como en los análisis de abastecimiento que en su momento justificaron este proyecto.”
“La infraestructura de la planta y la operación comercial de la misma debe estar en coordinación efectiva entre las dos partes CREG y la UPME.”
Naturgas solicitamos aclarar el alcance de estos proyectos pues no es claro cómo se relacionan estos desarrollos regulatorios con los del proyecto ‘Comercialización mayorista’.
Vanti soicita incluir de forma explícita el esquema de remuneración por parte de los agentes que aplicará para la planta de regasificación del Pacífico.”
Spec solicita “identificar su objetivo y aclarar si este busca regular la comercialización de la infraestructura de regasificación del Pacífico.”
Aclarar si el tema incluye el esquema de remuneración dela planta de regasificación del pacífico.
Transporte: Comercialización del suministro de gas importado
Ecopetrol solicita aclarar el objetivo del tema propuesto para el primer semestre de 2023 y por qué se separa de la revisión de la comercialización mayorista dado que la Creg 226 de 2021 ya contiene propuestas para la comercialización de gas importado. Regulación específica sobre el tema sería contraria al Decreto 2100 de 2011. Gases de occidente solicita que se considere con considere integralmente con el análisis de comercialización mayorista.
Canacol solicita que la comercialización del suministro de gas importado tenga las mismas reglas que la comercialización del suministro de gas natural, de no ser así, consideramos que el gas natural on-shore estaría en desventaja, desincentivando nuevas inversiones en la exploración y explotación.
Hocol sugiere aclarar y precisar el alcance de la modificación que se propone revisar en este punto, ya que la comercialización de gas importado esta reglamentada en la Resolución CREG 186 de 2020 en igual de condiciones que la comercialización de la producción nacional y no es claro cual seria el propósito de separar la comercialización del suministro de gas importado.
Naturgas solicita aclarar el alcance de estos proyectos pues no es
claro cómo se relacionan estos desarrollos regulatorios con
los del proyecto ‘Comercialización mayorista’.
Señala la CREG, que se tratará dentro del proyecto de comercialización mayorista de gas.
Transporte: Actuaciones Particulares transporte de gas (Cargos, VUN,Ipats)
Canacol señala que este tema es prioritario dado los altos sobrecostos que tienen los usuarios por efecto de la metodología actual de tarifa por tramo, se solicita que se agilice la implementación de una estampilla o en otros términos la agregación de tramos, esto apoyara al mercado, generando mayor exploración y explotación lo cual se verá reflejado en aumentar la distribución, es decir en atención de usuarios aislados.
Se hace urgente revisar los comentarios de los agentes ya que las demandas proyectadas por los transportadores reflejan una destrucción en la demanda, sin embargo, las proyecciones de la UPME nos indican todo lo contrario.
Invercolsa Solicita que se resuelvan de forma expedita dado que hay
mercados cuyos cargos no han sido actualizados en vario años y por tanto tienen un rezago en remuneración de inversiones y gastos.
Naturgas Agilizar las actuaciones para que culminen en el primer
semestre de 2023.
CREG señala que se está trabajando permanentemente en avanzar y poder culminar el proceso de aprobación de cargos de comercialización y distribución. Sin embargo, la limitación de los recursos con los que se cuenta para el efecto no hace posible avanzar a mayor ritmo.
Se incluye en la agenda la decisión definitiva sobre el ajuste de la metodología adoptada mediante la Resolución CREG 175 de 2021. Comentarios específicos sobre esta deben hacerse en el proceso de consulta respectivo
Mié. 25 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. Minenergía, ANH. Balance de contratos de hidrocarburos y recursos disponibles para la Transición Energética Justa. 13 de diciembre de 2022 Balance de contratos
Con corte al mes de noviembre del año 2022, se tienen 331 contratos suscritos con la ANH. Para efectos del balance a realizar no se tendrán en consideración 9 contratos que tienen como objetivo la búsqueda de recursos en Yacimientos No Convencionales (YNC), lo que nos deja un total de 322 contratos.
Así mismo, se indica que en estas cifras no se tienen en cuenta los 49 Contratos de Asociación vigentes, los cuales son administrados por Ecopetrol S.A.
Contratos en estado de ejecución
De acuerdo con el estado de los mencionados contratos, a corte de noviembre de 2022 se tienen 230 contratos en ejecución con seguimiento por la ANH y 43 por la compañía Ecopetrol; estos últimos con fecha de firma anterior al 2003. Es importante aclarar nuevamente que para este estudio no se tendrán en cuenta los contratos suscritos que tienen relación con los yacimientos no convencionales.
Los contratos en ejecución que cuentan con áreas en exploración son 118, con seguimiento por la ANH, y 11 contratos en asociación también con compromisos exploratorios. Esto no excluye que también tengan áreas en evaluación y producción asociadas al mismo contrato.
Por otro lado, 112 contratos cuentan solo con áreas en producción, con seguimiento por la ANH, y 32 en asociación.
Contratos en ejecución con oportunidad de tener una Declaración de Comercialidad
De los 118 contratos en ejecución con seguimiento por la ANH, 110 tienen fecha de finalización de su etapa de exploración a partir del presente año y hasta el 2032. Sin embargo, cabe recordar que los contratistas pueden solicitar extensiones de esos plazos contractuales, por lo que estas cifras son dinámicas.
Así, entonces, se tiene que 70 de los contratos suscritos en años anteriores tienen compromisos exploratorios para finalizar entre 2027 y 2032
La Declaración de Comercialidad es un hito en los contratos de E&P que se da como consecuencia de:
- Tener un hallazgo del recurso, sea crudo y/o gas.
- Realizar un programa de evaluación exitoso, que determine la comercialidad de dichos recursos por parte de las compañías operadoras.
- Desarrollar una infraestructura de producción y transporte.
Teniendo en cuenta lo anterior, se deja la claridad de que estos contratos tienen un inherente riesgo exploratorio y operativo, incluso en el evento de un hallazgo. La decisión final de inversión para la comercialidad del recurso se da solo por intención de los socios contratistas y puede darse o no, al final de una etapa exploratoria.
Incorporación de volúmenes por contratos en ejecución
De desarrollarse con éxito las etapas contractuales, los proyectos en ejecución, tanto en etapas de explo ración como de producción, tienen la probabilidad de aportar:
Para petróleo:
Hasta 2033 MBLS en reservas probadas, que son las reservas probadas para petróleo en el 2021.
Alrededor del 33% de las reservas probadas de petróleo actuales, adicionadas por los recursos prospectivos.
Para gas natural
Hasta 3028 GPC en reservas probadas, que son el 95% de las reservas probadas para gas en el 2021.
Alrededor del 83% de las reservas probadas de gas actuales, adicionadas por los recursos contingentes.
Es de mencionar que las reservas probadas tienen un componente de incertidumbre para su comercialización y los recursos tienen mayor riesgo e incertidumbre para que entren a desarrollarse como probables comerciales.
* Para el área de evaluación, donde se perforó el pozo delimitador Gorgon-2, de los contratos (Col 5, Fuerte Sur y Purple Angel) se tiene una prospectividad de 7.8 TPC.
*Para los contratos Tayrona & Tayrona Orca, área de perforación del pozo exploratorio Uchuva, se tiene una prospectividad de 3 a 5 TPC.
3. Por otro lado, de llevarse a cabo con éxito los proyectos que permitan incorporar esos recursos descubiertos no desarrollados, aunado a posibles descubrimientos que las actividades de exploración puedan contribuir con los contratos ya existentes y de acuerdo con el estudio realizado por la Dirección de Hidrocarburos, bajo un método determinístico y probabilístico (Guías Suplementarias del 2001, Capítulo 5,
Acuerdo 11 de 2008 de la ANH), con los supuestos descritos en la siguiente tabla y el volumen incorporado en la figura 8, se puede evidenciar que es posible incorporar los actuales recursos contingentes hacia el 2026.
Bajo un escenario alto, teniendo en cuenta un factor de incertidumbre para cada uno de los volúmenes relacionados en los contratos vigentes, se estima que, para el caso de los recursos contingentes, pueden llegarse a incorporar a la oferta nacional hasta el 50 % de esos volúmenes. Por otro lado, bajo el mismo escenario alto, se asume una probabilidad de éxito de incorporación para los recursos prospectivos de un 25%.
El modelo asume, entonces, que los actuales recursos contingentes se pueden incorporar a la producción desde el año 2026 (Sinú 9). Los recursos contingentes de los hallazgos Off-Shore Uchuva y Cluster Cronos Gorgon se incorporan en el modelo a partir de la producción del año 2027.
La gráfica, además de mostrar esa posible oferta de gas natural (Volúmenes riesgados), incluye recursos
contingentes y prospectivos. De igual manera, se muestra la proyección de demanda media realizada por la UPME.
Así, entonces, es posible inferir que los recursos contingentes, tanto del bloque Sinú 9 como de los hallazgos OffShore, pueden abastecer la demanda nacional e, incluso, producir un excedente en su producción hasta el año 2037. Si tenemos en cuenta los recursos prospectivos este suministro se puede extender hasta el año 2042.
Teniendo en cuenta que 1.000 KPCD es igual a 1 MPCD, la producción promedio actual de gas comercializado es de 1.087.000 KPCD o 1.087 MPCD. En este sentido, los recursos con los que cuenta el país, incluso sin incluir la importación a través de SPEC, permitirían tener recursos excedentes.
Tiempos promedio entre los hitos contractuales:
El acuerdo 02 de 2017 5 , Capítulo Séptimo, Artículo 48: Términos de Vigencia y Plazos de Ejecución, establece que los contratos con una alta efectividad son sin lugar a prorrogas de los periodos contractuales, el periodo preliminar es de dos años, el de exploración es mínimo de dos años más y se establece un programa exploratorio posterior, que puede ser de 6 años en total para tener un programa de evaluación, si se llega a tener un hallazgo.
De acuerdo con la información recopilada:
• El tiempo promedio de un proyecto que puede tener comercialidad es de 8,6 años después de haber firmado el contrato.
• Si el proyecto tuvo un hallazgo, la comercialidad se puede presentar a los 2,7 años, luego de haber ejecutado el programa de evaluación.
Como se ha mencionado anteriormente, esto es asumiendo una tasa de éxito del 100% en el cumplimiento de las etapas contractuales para los proyectos. Es de esperarse entonces que los contratos que actualmente están en etapa de exploración en fase 0, fase 1 y que están en la zona continental incorporen sus recursos a las reservas del país en un promedio de 9 años desde su firma contractual.
Para el caso de los contratos en las zonas costa afuera del país, los desafíos son mayores, pues los contratistas deben asumir mayor nivel de riesgos, por lo que estos tiempos esperados pueden variar considerablemente comparados con los contratos en zona continental. Está el ejemplo del área de evaluación KGG con los contratos Fuerte Sur (2006), Purple Angel (2012) y Col 5 (2019), que pueden esperar la primera molécula de gas comercial en el Offshore colombiano para el 2027 aproximadamente, esto es 21 años después de firmado el primer contrato del área, Purple Angel.
Se anexa el documento con los contratos de hidrocarburos.
Mar. 24 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. CREG, Proyecto Agenda Regulatoria Indicativa 2023. Diciembre de 2022. Gas Natural
Gas Natural
Mercado Mayorista
Comercialización mayorista. Resolución definitiva con las reglas para la comercialización mayorista del suministro de gas incluyendo GNL, flexibilización de campos costa afuera y mecanismo de aseguramiento de suministro para la demanda esencial.
Mercado Minorista
Fórmula tarifaria de costo unitario a usuarios regulados Resolución definitiva de la propuesta presentada en 2021, con la definición de la fórmula tarifaria que deben aplicar los comercializadoras para calcular la tarifa de los usuarios finales regulados.
Aprobación de cargos de comercialización y distribución. Actuaciones particulares para la aprobación de cargos de distribución y comercialización de gas.
Límites usuarios no regulados Revisión y modificación de los criterios que aplican para la clasificación de los usuarios no regulados del servicio público domiciliario de gas natural y las disposiciones para su atención.
Opción tarifaria de gas Modificación de la Resolución CREG 048 de 2020 con el fin de mantener los beneficios propuestos con la aplicación de la opción tarifaria y asegurar la recuperación de los saldos acumulados durante su ejecución por parte de las empresas comercializadoras.
Plantas de Regasificación. Análisis de alternativas para la regulación de la planta de regasificación. Se determinarán las alternativas jurídica y técnicas para la definición aplicable a las plantas de regasificación.
Transporte
Estudio y resolución de consulta para la comercialización de los servicios de regasificación Estudio de aspectos comerciales relacionados con el acceso y uso de la infraestructura de importación de gas del país.
Remuneración al transporte de gas natural. Resolución definitiva de la propuesta de ajuste de la metodología de remuneración de transporte aprobada para consulta, proyecto 702 009 de 2022.
Actuaciones particulares transporte de gas (Cargos, VUN, Ipats) Una vez expedida la resolución definitiva que corrija la Resolución CREG 175 de 2021, se procederá a aprobar los cargos definitivos de las empresas. IPATS: culminada la etapa de contradicción de los peritajes rendidos por el perito designado mediante Resolución CREG 502 028 de 2022, se definirán en resoluciones particulares, los valores eficientes de las inversiones y de los gastos de AOM para cada proyecto IPAT.
Distribución
Regulación de activos de confiabilidad. La Metodología para la remuneración de la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería contenida en las resoluciones CREG 202 de 2013, 138 de 2014, 090 y 132 de 2018, y 011 de 2020, contiene en el artículo 14 una disposición para remunerar las inversiones que los distribuidores desarrollen en activos de confiabilidad y/o seguridad en distribución y señala que la CREG establecerá, en resolución aparte, una metodología para determinar los activos de confiabilidad y/o seguridad que se determinen como necesarios a desarrollar para soportar los sistemas de distribución.
GLP
Suministro
Actualización de la regulación de precios de suministro de GLP de comercializadores mayoristas a distribuidores Resolución definitiva de la propuesta contenida en el proyecto de resolución CREG 005 de 2021.
Resolución de consulta y definitiva sobre Cadena de GLP Transporte marítimo de GLP y estampilla Proyecto Regulatorio que contenga la propuesta de metodología para la remuneración de la actividad de transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) hacia el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. Esta resolución reemplazaría la Resolución CREG 050 de 2009.
Distribución y Comercialización
Nuevo Reglamento de Comercialización Mayorista de GLP Definición del reglamento aplicable a quienes venden y compran GLP en el mercado mayorista: requisitos para la operación de los comercializadores mayoristas, obligaciones de los vendedores y compradores y condiciones mínimas de los contratos de suministro
Capacidad de compra Definición de la capacidad de compra de la que trata la Resolución CREG 063 de 2016.
Metodología de remuneración de distribución y comercialización de GLP Definición de la metodología para para determinar los cargos que los distribuidores y comercializadores minoristas de GLP aplicable a los usuarios del servicio público domiciliario de GLP a través de cilindros y tanques estacionarios.
Fórmula tarifaria de costo unitario a usuarios de GLP por redes Definición de la fórmula tarifaria que deben aplicar los comercializadoras para calcular la tarifa de los usuarios finales de GLP por redes.
Combustibles líquidos
Transporte
Metodología tarifaria del transporte de combustibles líquidos Metodología para la remuneración de las actividades de transporte de combustibles líquidos.
Márgenes
Margen mayorista. Resolución definitiva que busca establecer la metodología para la determinación del margen asociado a la remuneración de la actividad de distribución mayorista para la Gasolina Motor Corriente (GMC), ACPM-Diésel y de sus mezclas con biocombustibles, mediante la revisión de los distintos componentes que lo conforman, incorporando criterios de eficiencia de conformidad con el marco legal vigente. El desarrollo del tema incluye la prestación del servicio en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
Margen minorista. Resolución que establecerá la metodología para la determinación del margen asociado a la remuneración de la actividad de distribución minorista para la Gasolina Motor Corriente (GMC), ACPM-Diésel y de sus mezclas con biocombustibles, mediante la revisión de los distintos componentes que lo conforman, incorporando criterios de eficiencia de conformidad con el marco legal vigente. El desarrollo del tema incluye la prestación del servicio en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
Margen mayorista. Determinación del régimen aplicable al margen de distribución mayorista de combustibles líquidos Establecer el régimen de precios aplicable a la actividad de distribución mayorista para la Gasolina Motor Corriente, el ACPM-Diésel, y los biocombustibles destinados a la mezcla con combustible fósil, a partir de un análisis de competencia. El desarrollo del tema incluye la prestación del servicio en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalin
Margen minorista régimen aplicable. Determinación del régimen aplicable al margen de distribución minorista de combustibles líquidos Establecer el régimen de precios aplicable a la actividad de distribución minorista para la Gasolina Motor Corriente, el ACPM-Diésel, y los biocombustibles destinados a la mezcla con combustible fósil, a partir de un análisis de competencia. El desarrollo del tema incluye la prestación del servicio en el Archipiélago de San Andrés, Providencia y Santa Catalina.
Almacenamiento operativo, comercial y calidad de gas. Definición de las Disposiciones transitorias para la remuneración del inventario mínimo operativo de refinadores e importadores, el inventario mínimo comercial de los distribuidores mayoristas y de los costos asociados a mantener la calidad y aprovechamiento del Transmix en los sistemas de poliductos
Límites de participación al mercado Revisión de las reglas de integración vertical y participación de mercado (Energía eléctrica) Definición de medidas para prevenir o mitigar conflictos de intereses entre agentes integrados que puedan afectar la libre competencia, la prestación del servicio en condiciones de eficiencia y los intereses de los usuarios. Resolución Consulta Resolución Definitiva.
Documento sobre regulación del hidrógeno. Análisis sobre el alcance de la competencia de la Creg para la regulación del uso de hidrógeno en los servicios de energía y gas.
Indexador. Continuación del trabajo que se ha venido realizando con el Banco de la República y el Dane para la definición de un indexador que refleje las especificidades de los sectores regulados por la Creg.
Lun. 23 de Ene. de 2023
Gobierno-Infraestructura. Principales proyectos para el cuatrienio, anuncios de Guillermo Toro, Director del Invías. Corredores priorizados en el Plan Maestro de Transporte PMTI Nuevos proyectos 1.
De acuerdo al Plan Maestro de Transporte Intermodal, hay unos proyectos priorizados que se está evaluando si su construcción se realizará a través de APP, IP, Obra pública u otros mecanismos por parte de la OPIT.
En la red vial primaria hay proyectos que se requiere seguir invirtiendo como Cúcuta – Ocaña, Pasto-Huesaco, la antigua vía de la prosperidad que es prácticamente la longitudinal del Magdalena, Vía Santuario Caño Alegre donde se harán inversiones por 6 billones de pesos.
Grandes proyectos del invías con esquemas de obra pública con alguna innovación desde mecanismos financieros como son Vías del Saman y la Cigarra, donde se prevé invertir 2 billones de pesos comprometiendo los flujos futuros de peajes a 10 15 años, con bajo riesgo de la inversión.
Desde lo público se traen a valor presente los valores estimados de los peajes y a través de obra pública se contratan diferentes obras como en el Valle del Cauca y Risaralda (vías del Samán, 340 Km a intervenir) y Risaralda en Santander.
Con el mismo esquema se están analizando proyectos como el dragado del canal de acceso al puerto de Buenaventura.
Se está ejecutando 9.2 billones de pesos de la red vial primaria y algunos de secundaria, se ha solicitado adelantar vigencias futuras, por que algunos de estos proyectos involucran vigencias hasta el 2030 años por lo que se están buscando mecanismos de financiación para culminar estos proyectos sean culminados durante este gobierno.
Nuevos proyectos
Este portafolio en sus temas férreos y fluviales. En tema férreo se estima una inversión de 27 billones de pesos para los próximos años y en el caso del tema fluvial 13 billones que comprenden Canal del dique, río Magdalena, Río Atrato y Río Meta.
Son proyectos que han sido analizados por el equipo técnico y hacen parte de este portafolio y son considerados prioritarios para poder generar la competitividad de nuestro país.
Una inversión adicional en puertos de 2 billones, que busca una modernización de la infraestructura portuaria para lograr mayor competitividad.
Resultado del Plan Maestro de Transporte Intermodal, se ha estado trabajando el equipo del Mintransporte en conjunto con DNP, revisando departamento por departamento, red por red, modo por modo, el corredor que sale de primero en prioridad es el Corredor Villeta-Guaduas. Hay otros ocho proyectos carreteros como se ilustra en el siguiente cuadro.
El desafío está en promover lo fluvial y lo férreo, por que en el país solo el 2% ha ido a lo férreo y lo fluvial. Se está evaluando cómo han de financiarse estos proyectos si por IP, APP y otras iniciativas de financiación.
Para potenciar el turismo se tiene previsto inversiones en Aeropuertos por 2,5 billones de pesos, con Aeropuertos como Tolú, Ipiales, entre otros entre los 53 que administra la Aerocivil. Este gobierno recibió unas IP y se está evaluando.
Aeropuertos: inversión directa Aerocivil
Bajo esquema concesionado están en estructuración la IP Rafael Núñez, que permitió la prórroga con el concesionario actual hasta el primer semestre del 2023 y se va a trabajar en la convocatoria para abrir adjudicación en abril y tener a agosto el proyecto adjudicado.
Está el Aeropuerto de San Andrés, se logró consolidar la disponibilidad predial con la Gobernación un proyecto que tiene previsto abrirse a concurso y licitación pública y tener el proyecto adjudicado a Agosto de 2023.
IP de Bayunca, en estructuración para abrir licitación en 2025, es un proceso de maduración tardía por que aún hay capacidad por 8 años en el Aeropuerto de Cartagena.
En los aeropuertos de Benito Salas y Alfonso Bonilla, en estructuración y se está ad portas de cerrar el otro sí para prorrogar operación en el Aeropuerto de Palmira mientras se cierra la IP.
Esta la IP del campo de vuelo, está en audiencias con comunidades y tiene proceso de cierre para que en abril de 2024 se pueda abrir a interesados y la IP de EDMAX para garantizar una expectativa de alrededor de 56 millones de pasajeros en el largo plazo.
Noticias de la semana
Noticias
favor dar click en el día deseado (el primero es el más reciente):
Jue. 26 de Ene. de 2023
Energía
25 de enero de 2023
Gobierno
25 de enero de 2023
Hidrocarburos
25 de enero de 2023
| Dada la emergencia por el deslizamiento en la vía Popayán-Pasto, el MinMinas aclaró que se han adoptado diferentes medidas sobre el precio de combustible en Nariño |
Infraestructura
25 de enero de 2023
| Procuraduría advierte riesgos en las modificaciones del contrato del metro de Bogotá |
Servicios Financieros
25 de enero de 2023
| Consumidores financieros recibirán información de sus productos en el primer trimestre del año | Ámbito Jurídico |
Mié. 25 de Ene. de 2023
Energía
24 de enero de 2023
Gobierno
24 de enero de 2023
| El Gobierno de Petro lanzó un plan para impulsar y consolidar la contratación estatal |
| Roy Barreras pide incluir en sesiones extraordinarias todos los proyectos del Gobierno | Ámbito Jurídico |
Hidrocarburos
24 de enero de 2023
| Proyecto de norma de la CREG busca hacer modificaciones a la resolución a través de la cual estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural |
Salud
24 de enero de 2023
| Contraloría imputó responsabilidad fiscal por $65.616 millones contra EPS Medimás |
| Contraloría profirió fallo fiscal por $22.000 millones en la liquidación de Caprecorm |
Servicios Financieros
24 de enero de 2023
| Pronunciamiento de la SuperFinanciera referente a las disposiciones generales sobre las relaciones de solvencia de los establecimientos de crédito |
Mar. 24 de Ene. de 2023
Energía
23 de enero de 2023
Gobierno
23 de enero de 2023
| Conozca la agenda legislativa del Gobierno para el 2023 | Ámbito Jurídico |
| Regiones participan con sus propuestas para la reforma laboral | Ámbito Jurídico |
Infraestructura
23 de enero de 2023
| DNP: “el objetivo de la Misión de Descentralización en 2023 será presentar propuestas en relación con el desarrollo económico de los territorios y una mayor autonomía regional” |
Salud
23 de enero de 2023
| Concepto del MinSalud sobre el Reconocimiento y Pago de Incapacidades superiores a 540 días |
Servicios Financieros
23 de enero de 2023
| Precisiones de la SuperSociedades en cuanto a los efectos de las variaciones en las tasas de cambio de la moneda extranjera |
Coyuntura normativa
Coyuntura normativa
favor dar click en el día deseado (el primero es el más reciente):
Jue. 26 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. CREG. Proyecto Agenda Regulatoria Indicativa 2023. Diciembre de 2022. Comentarios de las empresas a la Agenda Regulatoria CREG 2023. Sector GAS Nuevas propuestas desde las empresas
1. Coordinación gas-energía eléctrica
Tebsa, Andesco, Invercolsa, CNO eléctrico, Grupo Energía de Bogotá. Solicitan incluir en agenda de regulación para la articulación de sector de gas con electricidad, como tema de especial importancia de cara a la modernización del mercado de energía mayorista.
CREG responde que los análisis respectivos están considerados dentro del trabajo que se realiza para el desarrollo de la comercialización mayorista de gas natural.
2. Creación de nuevo agente
SSPD. Las funciones de gestor del mercado son desarrolladas por la Bolsa Mercantil de Colombia y no hay fundamento normativo para que la SSPD lo vigile, por lo que solicita que se defina como una actividad complementaria de la prestación del servicio en aplicación de la facultad otorgada en la Ley 1955 de 2019.
CREG responde que no se prioriza el proyecto, se incluirá en la agenda en la medida que se liberen recursos que permitan abordarlo.
3. Transporte
Asociación Colombiana de Petróleos solicita incluir avance y definición de temas de metodología de transporte de gas: señales sobre la aprobación de cargos tarifarios y sus variables.
Tebsa Ajustar vacíos en las variaciones de salidas y desbalances y las liquidaciones a los transportadores
TGI Incluir revisión y ajuste a la metodología de la Resolución CREG 175 de 2021: remuneración de activos que continúan una vez cumplen VUN y riegos de tasa de cambio. También ajustes anunciados referentes a los IPATS. Incluir reconocimiento a la inversión de los puntos de entrada y salida (Res 169 de 2011).
Ecopetrol solicita incluir estudios sobre las posibles mejorías que se hayan identificado para la metodología de la Resolución 175 de 2021.
EPM señala incluir en la agenda tema que se encontraba en agenda 2022 en cuanto a al estudio y análisis de diagnóstico de mejor alternativa para remuneración de transporte a 2026.
Hocol Solicita incluir en agenda desarrollo de estudios para nueva metodología de transporte. Naturgas Incluir el tema en agenda 2023 ya que fue anunciado al expedirse la Resolución CREG 175 de 2021 y se publicó estudio.
Vanti S.A. E.S.P. solicitó a la Comisión una corrección a la metodología de remuneración de transporte de gas por incluir errores graves en las disposiciones que lesionan gravemente los intereses de los usuarios finales del servicio público de gas natural. Esta solicitud de corrección no ha sido resuelta por parte de la Comisión.
Vanti solicita también a la Comisión que los temas relacionados con el desarrollo de los proyectos IPAT sean priorizados e incluidos en la agenda regulatoria para que las obras puedan ser completadas y puestas en servicio.
Vemos que recientemente se publicó una resolución que tiene por objeto designar un perito para la evaluación de estos proyectos. Destacamos la importancia de que este proceso se realice prontamente para que los beneficios hacia la demanda puedan ser materializados.
Asignación de capacidad de transporte
Vanti solicita incluir revisión de la resolución CREG 185 de 2020 “por cuanto establece disposiciones que hacen perder, artificialmente, competitividad a las empresas que hoy en día tienen contratadas capacidades de transporte excedentarias.
CREG responde que no está previsto
Planta regasificación de Cartagena
Tebsa indica que se requieren Incentivos y mecanismos de remuneración a la demanda térmica que se abastece de la Planta de Regasificación de Cartagena, para asegurar la continuidad en el servicio de esta.
El tema fue abordado regulado mediante Resolución Creg 101 017 de 2022 que define a opción para la asignación de Obligaciones de Energía Firme a plantas existentes que se respaldan con gas natural.
Metodología de comercialización
EPM señala que está pendiente expedir la circular que se requiere para la implementación de la metodología de la Resolución CREG 102 003 de 2022.
Límites de usuarios no regulados TGI Hocol Invercolsa Naturgas Gases de occidente solicitan incluir en la agenda la revisión de los límites de usuarios no regulados, para el cual se publicó una resolución de consulta.
Incluir en la agenda primer semestre de 2023, armonizado con comercialización mayorista y fórmula tarifaria
Límites de usuarios no regulados
TG, Hocol, Invercolsa, , Naturgas, Gases de noccidente solicitan incluir en la agenda la revisión de los límites de usuarios no regulados, para el cual se publicó una resolución de consulta. Incluir en la agenda primer semestre de 2023, armonizado con comercialización mayorista y fórmula tarifaria.
CREG acoge el comentario y se incluye en laagenda regulatoria indicativa 2023. El desarrollo definitivo del tema se armonizará con los demás elementos regulatorios relevantes incluida la definición del CU y la comercialización mayorista. La definición del plazo para el desarrollo del proyecto se hace en función de los recursos con los quecuenta la Comisión para el efecto.
Naturgas, Gases de occidente, Vanti, Invercolsa, solicitan incluir en la agenda la revisión de la aplicación de la opción tarifaria dado el efecto que tienen los saldos acumulados.
CREG señala que el tema hace parte del trabajo que ha venido adelantando la Comisión durante 2022, se acoge el comentario y se incluye en la agenda indicativa 2023.
Naturgas, Vanti e Invercolsa, solicitan desarrollar la regulación sobre activos de confiabilidad anunciados en la metodología. Se acoge el comentario y se incluye el proyecto respectivo en la agenda regulatoria.
GLP
Suministro: Actualización de la regulación de precios de suministro de GLP de comercializadores mayoristas a distribuidores
Ecopetrol solicita definir este tema en el primer semestre de 2023 por que la metodología actual tienen más de 15 años de vigencia, se han puesto en consulta múltiples propuestas sobre el tema y condiciones del mercado son estructuralmente diferentes a las existentes cuando se definió la regulación de precios vigente. Los temas se programaron en cada semestre
acorde con la disponibilidad de los recursos.
Cadena GLP: Transporte marítimo de GLP y estampilla Cenit Dada la relevancia solicita evacuar el tema en el primer semestre de 2023.
Los temas se programaron en cada semestre acorde con la disponibilidad de los recursos.
Reglamento de distribución y comercialización de GLP SSPD
Es necesario revisar este reglamento en aspectos de subcontratación, obligaciones de distribuidores en el esquema de marcas, prestación del servicio en zonas de frontera.
Calidad de GLP SSPD Resolución Creg 100 de 2003 establece el Índice de Respuesta a Servicio Técnico (IRST) y una de sus variables no ha sido definida en la regulación. Se requiere definir un indicador relativo a calidad del servicio en términos de interrupciones, de tal forma que se pueda comparar la calidad el servicio de gas combustible por redes.
TEMAS TRANSVERSALES
Revisión de las reglas de integración vertical y participación de mercado (Energía eléctrica)
Tebsa, Ecopetrol, debe priorizarse la revisión de estas reglas para promover la competencia.
Desarrollar estudios sobre el tema para todos los sectores regulados durante el primer semestre y publicar normas para comentarios en el segundo.
El tema se ha venido trabajando durante varios años y se encuentra incluido en el plan de trabajo de cierre del 2022. El análisis y ajuste de reglas de integración para otros sectores no se prioriza debido a la limitación de recursos. Será incluido en la agenda y desarrollado en la medida que estos lo permitan.
TGI Grupo Energía de Bogotá, Cenit, Naturgas, Gases de
occidente Invercolsa, solicitan incluir la revisión de los límites de integración para gas natural también.
Revisión de la Resolución 108 de 1997 (Derechosde los usuarios) Gases de occidente Solicita que se haga una consulta amplia acompañada del
análisis de impacto normativo.
Asoenergía señala que se debe incluir la corrección temas tarifarios tales como la definición de un indexador sectorial para electricidad y gas combustible, la minimización de la generación de seguridad y la asignación de la responsabilidad a los causantes de las restricciones, así como el cumplimiento de las declaraciones de disponibilidad, vertimientos y redespachos, no se está presentando.
Air E solicita incluir “el estudio del indexador particular que adelanta el DANE y el Gobierno Nacional para el sector eléctrico y la posibilidad de permitir que bilateralmente los contratos ya registrados puedan ser modificados, incluyendo los resultantes de la subasta de renovables adelantadas por el
MME.
CREG señala que se incluye en la agenda el trabajo que está desarrollando la Comisión en conjunto con otras entidades para el desarrollo de un indicador para el sector.
http://apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/52188526a7290f8505256eee0072eba7/c380ddb53d679cc4052589280068a549/$FILE/Documento_CREG%20105%20004.pdf
Mié. 25 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. Contratos en etapa de exploración con oportunidad de Declaración de Comercialidad, posibilidades del recobro mejorado y estimaciones preliminares de impacto económico
De los 207 contratos que cuentan con áreas en exploración, 87 se encuentran suspendidos, por lo que estaría pendiente definir para ellos la finalización de la etapa exploratoria y por consiguiente, la posible Declaración de Comercialidad.
Por otro lado, de los 120 contratos restantes y que se encuentran en ejecución, a continuación se indican la cantidad de estos que pueden declarar comercialidad durante los siguientes años, teniendo en cuenta la fecha de finalización de la etapa exploratoria:
• 13 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2022.
• 11 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2023.
• 11 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2024.
• 6 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2025.
• 15 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2026.
• 12 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2027.
• 14 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2028.
• 3 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2029.
• 24 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2030.
• 4 contratos finalizan la etapa exploratoria en el año 2032.
• 7 contratos se encuentran en etapa de evaluación obteniendo hallazgos de recurso gasífero, por lo que la Declaración de Comercialidad depende en gran medida del desarrollo de infraestructura y obtención de contratos de comercialización.
3.5. Contratos en estado de terminación con posibilidades de proyectos de recobro mejorado
Actualmente, 28 contratos en ejecución cuentan con proyectos de recobro mejorado. Estos corresponden a contratos de asociación finalizados que hoy día han firmado Convenios de Explotación con la ANH.
De los 54 contratos que se encuentran en trámite de terminación, todos se encuentran en etapa exploratoria y, por lo tanto, ninguno cuenta con posibilidades de proyectos de recobro mejorado, toda vez que estas técnicas son implementadas en campos en desarrollo.
4. FACTOR DE RECOBRO MEJORADO - EOR Y PROYECTOS DE PRODUCCIÓN INCREMENTAL -PPI- EN COLOMBIA
El objetivo de las técnicas aplicadas a recobro secundario y terciario es prolongar la vida útil de los yacimientos, a través de la maximización eficiente para la producción del recurso, antes de su fase final de declinación (Tail phase, como se indica en la gráfica).
Con el ánimo de mantener esa autosuficiencia energética en lo relacionado a la fase de desarrollo de los contratos de exploración y producción de hidrocarburos suscritos, se debe evaluar la gestión de incentivos que permitan efectuar inversiones que conlleven a maximizar el uso eficiente de los recursos naturales con los que se cuenta en la actualidad. De acuerdo con un análisis realizado por la ANH en los informes de recursos y reservas para petróleo y gas, se encuentra que históricamente el país ha contado con los volúmenes descritos en las siguientes tablas.
El país cuenta con un volumen de petróleo original en sitio de 67.4 mil millones de barriles, con los métodos actualmente utilizados para gestionar la energía natural de los yacimientos, así como los usados para mantener las presiones con los métodos de EOR; el factor de recobro real histórico es del 15.8%, que corresponde a un volumen de 10.6 mil millones de barriles. Sin embargo, se espera que para el país este factor de recobro sea estimado en un 20.2%, teniendo en cuenta una eficiente gestión de los yacimientos en producción, lo que corresponde a haber producido un total de 13.6 mil millones de barriles. De lograrse incorporar ese 4.4% de diferencia entre al factor de recobro estimado y real, se puede lograr la recuperación, en un largo plazo, de 2.9 mil millones de barriles, lo que corresponde al 145% de las reservas probadas de petróleo actualmente.
De acuerdo con referentes internacionales, este factor está por el orden del 35%, lo que indica que con las técnicas de recobro mejorado se contribuye a la generación de uno de cada tres barriles producidos mundialmente y el factor de recobro del país se encuentra por debajo de esos referentes internacionales.
Los principales problemas técnicos identificados para el territorio nacional en relación con el bajo factor de recobro, se deben a 7 :
• Un limitado entendimiento de los yacimientos.
• Incorporación limitada de herramientas para la gestión avanzada de los yacimientos.
• Problemas de inyección.
• Falta de experiencia con la implementación de tecnologías adecuadas a los distintos yacimientos.
• Condiciones desafiantes, como: crudos pesados y alta heterogeneidad de los yacimientos.
Se está trabajando en nuevos esfuerzos para incrementar dicho factor de recobro, por medio de investigaciones con entidades como: Colciencias, ANH, empresas privadas e instituciones, con el ánimo de llegar a tener los factores de recobro esperados, del 35%. Esto se traduce en poder llegar a incorporar, en el largo plazo, hasta 12.9 mil millones de barriles adicionales a los 10.6 mil millones existentes para el caso del petróleo o lo que corresponde a lograr incorporar hasta 6 veces las reservas probadas actuales de petróleo . Lo anterior se puede lograr, técnicamente, manteniendo la presión de los yacimientos desde su etapa temprana, sin esperar a entrar a la fase de declinación.
Por otro lado, de acuerdo con los informes de recursos y reservas para 2020 y 2021, se tiene que el porcentaje de la incorporación a las reservas probadas totales por la aplicación de estas tecnologías representan.
Ahora bien, para los contratos vigentes el panorama de los EOR/PPI se encuentra así:
- 10 contratos con enfoque a incrementar gas.
- 44 contratos con enfoque a incrementar petróleo.
- El promedio de recobro para ambos recursos en la actualidad es:
- Factor de recobro inicial es 18.1%
- Factor de recobro final es 21.7%
- Factor de recobro esperado es 34.1%
Siendo entonces la inyección de agua la técnica más utilizada en un 80% de los proyectos actuales, seguida por la inyección de surfactantes en un 10% y vapor y aire en menor proporción.
Por la naturaleza de la industria, debe entenderse que el aumento de las reservas o del factor de recobro es incierto y de ninguna manera constituye una obligación de resultado. En efecto, la proyección de las reservas asociadas a los PPI es un pronóstico del resultado esperado de las inversiones a efectuar y, como al, está sujeta al desarrollo normal de los proyectos de producción de hidrocarburos. La Ley así lo indica al establecer que las nuevas inversiones que constituyen un PPI deben estar ‘encaminadas’ a dichos fines, pero no deben ‘resultar’, necesariamente, en un mayor factor de recobro o en mayores reservas. El PPI, por tanto, comporta una obligación de medio, esto es acometer las inversiones, y no de resultado.
Así entonces, los objetivos para incorporar reservas por medio de esta técnica están encaminados a:
• Identificar y evaluar medidas que estimulen a los operadores de contratos E&P actuales y futuros a implementar proyectos de recobro mejorado, más allá del máximo recobro primario esperado.
• Establecer las bases jurídicas, de conveniencia económica, social y ambiental, para poner en marcha incentivos que impulsen los proyectos de producción incremental (en adelante PPI)
• Estudiar la viabilidad económica, social y ambiental de cada incentivo propuesto.
• Realizar un estudio jurídico que sirva como base y permita implementar normativamente cada beneficio propuesto y generar un procedimiento que muestre el rol de las entidades responsables y los pasos administrativos.
ESTIMACIONES PRELIMINARES DE IMPACTO ECONÓMICO
Con base en las incorporaciones estimadas de recursos presentadas en las secciones anteriores de este documento y el consecuente balance entre oferta y demanda obtenido, se ha realizado una estimación de un escenario posible del valor monetario de dicho balance Para ello, se han tomado como referencia los precios proyectados por la Agencia Internacional de Energía en el Reporte del Mercado de Gas del tercer trimestre de 2022.
A partir de este ejercicio se estima que el valor monetario del balance entre oferta y demanda sería el que se presenta en la Figura 15, mostrando un resultado superavitario (positivo) hasta 2033. Es importante precisar que esto sería resultado de la incorporación de recursos contingentes recientemente declarados a partir de 2024 (Bloque Sinú 9), 2026 (Uchuva) y 2027 (KGG). El valor de mercado de dichos excedentes alcanzaría en su momento más alto los 22,4 billones (VPN).
Con relación a la participación de estos recursos respecto al PIB, el superávit que se estima se podría generar por las incorporaciones de recursos mencionadas alcanzaría el 0,8% del PIB total en el año de mayor impacto, además de una trayectoria creciente, lo que permitiría tener un efecto positivo en la cuenta corriente.
Comparada con las estimaciones del Marco Fiscal de Mediano Plazo (MFMP), si los excedentes de gas se exportan como Gas Natural Licuado (LNG), podríamos tener una senda decreciente del déficit en la cuenta corriente, lo que, por su puesto, puede tener impactos positivos sobre otras variables macroeconómicas. El déficit en cuenta corriente con las incorporaciones presentadas pasaría de -3,7% del PIB en 2022 a -1,7% del PIB en 2033; versus las estimaciones del MFMP, donde la cuenta corriente alcanzaría un déficit del -2,6% del PIB.
Sobre estos resultados el balance comercial energético de gas promedio entre 2023 y 2033 sería de 0,5% del PIB anual, que supera el 0,03% del PIB que fue el promedio entre 2005 y 2021.
Se anexa el documento con los contratos de hidrocarburos.
Mar. 24 de Ene. de 2023
Gobierno-Energía. CREG, Proyecto Agenda Regulatoria Indicativa 2023. Diciembre de 2022. Comentarios de las empresas a la Agenda Regulatoria CREG 2023. Subsector Energía
CNO eléctrico “Para aportar de mejor manera a la construcción de una agenda regulatoria, sería recomendable que en la misma se presentará un análisis del entorno nacional actual, en el mediano y largo plazo, esto para establecer cómo se enmarca dicha agenda con los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo 2022-2026.”
Los objetivos de la regulación y del ejercicio de las funciones de la Creg están definidos en la Constitución Nacional, las leyes y las políticas del Gobierno Nacional. Expedido el Plan Nacional de Desarrollo se revisará la necesidad de ajustar la agenda indicativa para cumplir con los objetivos específicos que se definan en él. Adicionalmente, se destaca que en el desarrollo de cada proyecto regulatorio se definen y señalan expresamente los objetivos específicos respectivos.
Enel Andesco enfatiza sobre la necesidad de realizar un análisis de impacto normativo de la resolución CREG 075 (Asignación de capacidad de transporte en el SIN) y 174 de 2021 (actualiza las reglas de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida).
Acolgen señala que los desarrollos regulatorios de mercado y de metodologías tarifarias deben respetar los principios legales de suficiencia y eficiencia económica, a lo que CREG responde que en el desarrollo de los proyectos regulatorios la Creg se sujeta al cumplimiento de los mandatos constitucionales y legales.
Tebsa y Andesco solicitan precisión a los cambios que piensan hacerse en torno a la metodología del cargo por confiablidad, mientras Enel Grupo Energía de Bogotá EPM Acolgen CNO eléctrico ISA solicitan incluir también la revisión de las metodologías de tecnologías renovables no convencionales (solar y eólica), definición de ENFICC de recursos energéticos distribuidos.
CREG responde que La revisión de las metodologías de Enficc solar y eólica hacen parte de la agenda de cierre del 2022 por tal razón no se incluyen en la agenda 2023. Las metodologías en revisión son las aplicables a las plantas despachadas centralmente. No se prevé revisar la metodología existente para las plantas no despachadas centralmente.
También sobre cargo por confiabilidad en cuanto asignación de obligaciones de energía en firme -OEF-, ACP, ANDEG, Spec, Andesco, Gecela, Tebsa y Celsia, señalan:
Dada la interacción mercado eléctrico con gas, es importante definir oportunamente de las reglas de asignación de OEF a plantas existentes y el desincentivo que esto representa para la contratación y con ello para la exploración y producción.
Andeg y Tebsa solicitan excluir este tema de la agenda hasta tanto no se haga un análisis de impacto completo.
Andescto y Spec solicitan mantener el esquema existente de asignaciones a prorrata
Gecelca señala que se requieren señales sobre las próximas asignaciones para que los agentes puedan hacer sus planes de reposición de equipos. Antes de hacer ajuste se debe evaluar el impacto.
Celsia señala que dada la importancia de este tema y que debería revisarse en forma integral con el esquema del cargo por confiabilidad, se solicita un período adicional de consulta para hacer una construcción colectiva. Se solicita conocer los análisis de la Comisión sobre los comentarios recibidos a la propuesta de la Resolución 133 de 2021.
CREG responde que los comentarios particulares sobre el alcance e impacto del proyecto se están analizando y se responderán oportunamente con la resolución definitiva o como parte de una nueva consulta la cual se hará si como resultado de los análisis se considera que es necesaria. No se prevé por parte de la Creg la revisión integral del esquema del cargo por confiabilidad.
Sobre cargo por confiabilidad en cuanto a subasta de reconfiguración de compra, el GEB Incluir en el análisis la participación de recursos diferentes a los de generación para promover una mayor oferta.
La CREG precisa que el proyecto se circunscribe a hacer los análisis para determinar la necesidad de realizar una subasta de reconfiguración. No se contempla la revisión de la metodología o del tipo de recursos que pueden participar.
Sobre el nuevo reglamento del Mercado Mayorista de Energía.
Asociación Colombiana de Petróleos Se debe profundizar en las flexibilidades frente a condiciones de nominación y denominación de gas y sus contrapartes en el mercado eléctrico y los desacoples que se pueden generar en el mercado intradiario.
Isagen señala que considera cambios muy profundos, es pertinente la modernización del mercado, pero debe garantizar la estabilidad jurídica y financiera de los agentes del sector para asegurar la prestación eficiente y continua. Formulan comentarios particulares sobre la propuesta.
Andeg señala la necesidad de reglamentar en el mercado de corto plazo y servicios complementarios. Es adecuado que se precise si la propuesta de modernización del mercado será parte de la agenda de política energética del Ministerio de Minas y Energía, en especial frente a la afectación de las señales de inversión que se han dado con las medidas adoptadas referentes a las tarifas de energía. Propuestas de ajuste de diseño deben tener análisis de beneficio/ costo y en el contexto de la arquitectura de mercado definida en las leyes 142 y 143 de 1994.
Tebsa valora los esfuerzos de modernización del mercado, pero considera que la propuesta requiere ajustes. Plantea comentarios a la propuesta.
SER solicita la verificación de las reglas del PNDC en pro de mantener la inversión de plantas de generación en el SDL. Solicitan que se tenga en cuenta estudio anexo a la comunicación y un espacio para presentar el estudio.
Señala SER que “la asociación cuenta con un estudio que tiene la finalidad de analizar los impactos de las propuestas que actualmente hay de mercado vinculante y mercado intradiario con respecto a la penetración de las FNCER en el país.” Solicitan poder socializar el estudio antes de adopción de reglamentación definitiva
Asocodis pide “considerar la evaluación y definición de criterios para la inclusión de los Sistemas de Almacenamiento Eléctrico como elementos activos del SIN e inclusión de sus reglas en los mercados mayoristas y minoristas.”
Acolgen Reitera preocupación por modificación de las normas aplicables a las PNDC por el efecto que puede tener sobre los proyectos y su viabilidad. “Se sugiere amablemente a la CREG profundizar en los estudios y análisis relacionados con ese tipo de proyectos teniendo en cuenta no solo los aspectos técnicos sino también los compromisos que como país hemos adoptado en la lucha contra el cambio climático.”
Acolgen solicita “…revisar de manera particular la propuesta de desviaciones de cantidades que se estipulan para el despacho factible en el MDA. Es importante considerar que esta modificación puede tener un grande e inmediato impacto negativo para los proyectos FNCER construidos y en desarrollo.”
Andesco indica que se debe profundizar la participación de la demanda en la formación de precios y que se incluya el análisis la incidencia del mercado de gas y el transporte en la generación térmica eficiente, para que se garantice su operación de corto y largo plazo.
A estos comentarios CREG responde que “El proyecto regulatorio está en etapa de consulta; el período para recibir comentarios termina el 15 de febrero. Se invita a remitir todos los comentarios sobre los detalles específicos del proyecto, su alcance e impactos dentro de este período”.
Sobre los cambios al mercado minorista de energía en cuanto a la metodología de costos
Tebsa solicita precisar qué es lo que se pretende regular dado que esta metodología ya está definida.
SSPD indica que hay diferentes interpretaciones entre la SSPD y los agentes sobre el factor AJ asociadas a los mecanismos de compra de energía que se deben incluir en su cálculo. El tema debe ser considerado en la definición de la nueva metodología del G.En el mismo sentido se pronuncial Asocodis, CAC y EPM.
Enel Air E solicitan considerar la revisión del traslado del precio de compra de energía relacionado con el decalaje y al factor alfa, y se considere de manera integral la articulación con los temas que se han desarrollado y/o planteado a través de las Resoluciones CREG 114 y 144 de 2018, 129, 130, 142 de 2019, y 101 020 de 2022 así como los proyectos regulatorios en curso sobre los mecanismos de la 114 de 2018.
A estos comentarios, CREG responde que “La Ley 142 de 1994 prevé que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de 5 años y que se seguirán aplicando hasta que se expedida una nueva. La fórmula tarifaria del G fue definida desde el año 2007 con la Resolución CREG 119 y aunque ha tenido ajustes derivados de mandatos legales debe revisarse”. “Los comentarios particulares sobre el alcance e impacto de los temas regulatorios deben presentarse para ser considerados dentro del proceso de desarrollo de estos”.
Mercado Minorista sobre agregador de demanda
Enel CNO eléctrico Se deben definir roles y responsabilidades y definir reglas de participación incluyentes. Los comentarios particulares sobre el alcance e impacto de los temas regulatorios deben presentarse para ser considerados dentro del proceso de desarrollo de estos.
Air E solicita dar prioridad al tema dados los grandes beneficios que presenta en materia económica y energética. Los temas incluidos en la agenda indicativa son los temas que han sido priorizados.
Mercado Minorista sobre remuneración de la comercialización
Asocodis señala que la metodología y cualquier desarrollo deben reflejar nueva dinámica de los mercados y posibilidades en la atención de usuarios.
Air E solicita priorizar el tema en la agenda regulatoria del año 2023. Hacer “reconocimiento del riesgo de cartera para las zonas especiales pase del cargo de comercialización a una variable que se adicione al costo unitario trasladable a los usuarios, que reconozca la función del Prestador de Ultima Instancia como una estampilla nacional; es decir, establecer un mecanismo que permita el reconocimiento del PUI dentro del Costo Unitario, consistente en una redistribución del reconocimiento de cartera por los usuarios de zonas especiales de todo el país.
Andesco solicita actualizar las bases.
CREG responde que los temas incluidos en la agenda indicativa son los temas que han sido priorizados. Los comentarios particulares sobre el alcance y efecto de los temas regulatorios deben presentarse para ser considerados dentro del proceso de desarrollo de estos. No se considera necesario, los cambios derivados de nuevas condiciones quedarán recogidos en la resolución que se presente para consulta.
Mercado Minorista: Nuevos modelos de comercialización (Comunidades energéticas, productor marginal, P2P, recursos energéticos distribuidos, responsabilidades)
Tebsa indica que los nuevos modelos contribuyen a la competencia, pero deben establecerse condiciones que no pongan en riesgo la atención a la demanda.
Enel, Asocodis, CNO eléctrico, CA y, SER solicitan regular y reglamentar los recursos energéticos distribuidos de acuerdo con la Resolución MME 40283 de 2022.
Enel Solicitaa se indique el avance esperado para 2023: estudiar integración de comunidades energéticas con los sistemas de distribución.
Ipse Incorporar en el alcance del estudio a contratar que las comunidades energéticas cuenten con activos de distribución, definición de su interoperabilidad, tratamiento como productores marginales, venta de excedentes y tratado diferenciado para comunidades energéticas en ZNI.
EPM, Acolgen Desarrollo debe incluir análisis de impacto de estos esquemas en la actividad de distribución de energía.
Andesco solicita la incorporación de nuevos modelos contribuye a la competencia, pero se deben precisar condiciones de participación de usuarios para que no se ponga en riesgo la atención a la demanda.
Celsia indica que dado que el tema está incluido en el documento de bases del PND y que este será un elemento importante para la transición energética, se solicita priorizar el tema de comunidades energéticas, ejecutando los estudios en el primer semestre del año y desarrollo regulatorio en el segundo semestre.
Asocodis dice que es necesario priorizar las comunidades energéticas en la agenda dado su relevancia para la transición energética.
Air E “Se plantea que la agenda regulatoria contemple la priorización de las comunidades energéticas brindando soluciones a usuarios que pertenezcan a zonas de difícil gestión, para que cuenten con al menos el 15%-20% de la generación a través de fuentes de energías renovables, sin que estos sean considerados activos de uso de transmisión o distribución”
A estos comentarios CREG responde que comentarios particulares sobre el alcance y efecto de los temas regulatorios deben presentarse para ser considerados dentro del proceso de desarrollo de estos. Señala también que los recursos energéticos distribuidos hacen parte del desarrollo de este tema, como parte del cual se tendrán en cuenta los mandatos legales y demás directrices de política definidas por el Gobierno Nacional.
En cuanto a comunidades energéticas la comisión indica que el desarrollo del tema se hace en función de lo definido en la hoja de ruta de respuesta de la demanda.
Transmisión: código de redes-código de planeación
SSPD y el CNO eléctrico consideran que la propuesta de ajuste de código de redes no considera el código de operación lo cual puede ocasionar un desacople entre los códigos.
Enel sugiere actualizar las normas técnicas asociadas a la conexión y tener en cuenta la arquitectura de comunicaciones.
SER solicita “incluir la normalización de convocatorias de expansión e implementación del plan de expansión de referencia, con el objetivo de que las convocatorias de UPME sean publicadas y adjudicadas en los plazos requeridos por el planeador del sistema”
Air E solicita “impulsar normativas que estén alineadas con la mejora en la Calidad del servicio de energía, fomentando la responsabilidad compartida entre los Operadores de Red y terceros como los transmisores o ejecutores de proyectos que puedan impactar negativamente los índices de calidad.”
Gecelca Revisar los plazos dado que el código de planeación es la base para el plan de expansión.
Intercolombia Solicita que este proyecto de costos de restricciones consultas y resoluciones definitivas se publiquen en diferentes semestres porque se requiere tiempo suficiente para hacer análisis y comentarios.
Transmisión: Código de redes – Código de conexión
SER solicita la revisión de los hitos de seguimiento de avance para proyectos con conexiones aprobadas al SIN, tiempos de respuesta para cumplimiento de hitos y envío de curva S por parte de promotores. Tambien indica sobre la importancia de avanzar en la revisión del código de redes. Puede que la resolución transitoria del 2019 se encuentre desactualizada por los avances de las FNCER, cuestiona que requerimientos técnicos sigan siendo aplicables.
Transmisión: Metodología de remuneración de transmisión
Tebsa indica que deben incluirse en la metodología las repotenciaciones de activos que tienen vida útil y se deben crear alternativas para que los agentes contribuyan a las adecuaciones de los sistemas.
Grupo Energía de Bogotá señala que antes de aprobar la metodología, desarrollar un documento con un análisis de impacto normativo que permita visualizar el problema que se quiere solucionar y el costo-beneficio de las alternativas.
Celsia indica que se plantea en la agenda la definición de la metodología y la aprobación de cargos. Dado el tiempo que se requiere para el análisis de la metodología se sugiere replantear plazos propuestos.
Transmisión: Asignación de costos de restricciones por indisponibilidad de activos de transporte
Andeg, Andesco y CNO eléctrico indican que es adecuado que se revise el impacto de lo definido en la Resolución CREG 101 028 de 2022 frente a esta iniciativa, que se publique un documento robusto de análisis previo a la resolución de consulta analizando el tema más ampliamente enfocándose en una nueva metodología probabilística y la participación de los servicios complementarios.
Distribución: Metodología de distribución de energía eléctrica
Enel solicita incluir análisis de “desarrollo de desarrollos de software, hardware y esquemas de pago a los proveedores de servicios de flexibilidad que se requieran para activar la prestación de servicios complementarios.”
SER Suncol Energy CAC Bia Energy Andesco Enel Ecopetrol Asocodis solicitan incluir revisión de reglas de medición y liquidación de reactiva a usuarios, AGPE-AGGE, impacta a agentes que no los producen, desincentiva renovables y medición inteligente
ZNI: Fórmula tarifaria CU y metodologías generales para remunerar las actividades de generación de prestación del servicio de energía eléctrica en las ZNI.
Al respecto Celsia indica que es necesario contar con tiempo suficiente para realizar el análisis de las propuestas de tal forma que los diferentes agentes puedan participar en el desarrollo de proyectos de electrificación.
CREG responde que en la agenda se proponen plazos que se encuentran acordes con la normatividad aplicable.
ZNI: Reglamento aplicable a la prestación del servicio público de energía eléctrica en las ZNI
Ipse señala que en este tema se debe regular el desarrollo del Centro Nacional de Monitoreo en los términos establecidos en la Ley 2099 de 2021: definición y alcance de sus actividades, remuneración.
Celsia Es necesario contar con tiempo suficiente para realizar el análisis de las propuestas, CREG responde que se publicará un nuevo proyecto para consulta.
Lun. 23 de Ene. de 2023
Gobierno-Infraestructura. Principales proyectos para el cuatrienio, Agencia Nacional de Infraestructura ANI William Camargo. Nuevos proyectos 2.
La primera década de PMTI se enfocó principalmente a carretero y en la segunda década permite acelerar este portafolio. Hay desafíos para migrar de trocha
Red Férrea Santa Martha Chiriguaná que se espera entrará en operación en 2030, todo el tramo en operación mixta y cambio de trocha a 2062 y desarrollados con energías limpias
La Chiriguaná la Dorada, que se espera estructurar en 2023 y realizar adjudicación para entrar en operación en 2032, diseñar la operación y mantenimiento hasta 2062.
El tercero es Buenaventura Puerto Berrío, con un proceso de estructuración a realizar en 2023, adjudicación en 2024, operación inicial desde 2025, desde 2025 hasta 2034 se tienen prevista la consolidación de la operación mixta, cambio de trocha yárdica a trocha estándar, Rehabilitación del trazado actual. Un proceso gradual para que la única concesión de largo plazo que se tiene que es Santa Martha la Dorada se pueda integrar con las otras paulatinamente. Garantizar la confiabilidad en el modo.
Se van a explorar las iniciativas planteadas por el presidente, como fueron Buenaventura Puerto Carreño, tener redundancia en términos de financiación para conexión del pacífico al corredor y la zona del Atlántico y el potencial del modo férreo si se le integra la apuesta del modelo productivo agroindustrial que se está planteando para el país. Esto depende de la tracción de las apuestas productivas del país.
El Canal del Dique ha sido el principal desafío del inicio del gobierno que ya se superaron las medidas cautelares con buenas noticias en cuanto a su adjudicación. Este proyecto tiene un gran potencial para desarrollar en sus 117 kilómetros la consolidación de oportunidades de nuevo modelo de desarrollo articulado a la arteria fluvial en cuanto a recuperación ambiental, manejo de inundaciones y también en cuanto a vitalidad económica, agrícola, pesquera.
Río Magdalena: Cormagdalena
Se han hecho varios intentos no exitosos pero se apunta a dinamizar la carga por el Río Magdalena, con victorias tempranas en el inicio de transportar hidrocarburos de Ecopetrol hasta Cartagena y su desembocadura en el Canal de Acceso al Puerto de Barranquilla.
Este año el río llegará a más de 4 millones de toneladas, con un récord histórico, con más de 300 mil toneladas transportadas y en el canal de acceso al puerto de Barranquilla una cifra mas de 12 millones cifra récord.
Se tienen unos recursos a corto plazos para seguir manteniendo la navegabilidad desde Barranquilla Cartagena que permite garantizar, con recursos por más de 145 mil millones de pesos.
Otro proyecto es la recuperación del brazo de Mompox en la depresión momposina, hay un proyecto de reactivación económica, social y ambiental y un proyecto turístico muy importante, a finales del 2023 se puedan ver uno, dos o tres cruceros fluviales desde Cartagena hasta Barranquilla pasando por el brazo de Monpox.
Se está estructurando nuevamente el proyecto de navegabilidad del río Magdalena, con una inversión de 2 billones de pesos en un proyecto que estaría estructurado en el primer semestre de 2023. Se plantea un proyecto de obra pública, con estructuración de Cormagdalena. Mientras tanto se continuará dragando, con obras encausamiento.
Se está apuntando a tener una draga propia para poder dragar el canal de acceso al puerto de Barranquilla
