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El Ministerio de Minas y Energía publicó este miércoles un proyecto de decreto con el que propone ajustes a las reglas del mercado mayorista de gas natural, tanto para el gas de producción nacional como para el importado.
A grandes rasgos, la iniciativa busca modificar el Decreto 1073 de 2015 e introduce cambios en la forma en que los agentes del mercado declaran, comercializan y revenden el gas, así como reglas transitorias para la formación de precios en el mercado mayorista.
Uno de los ejes del proyecto de decreto es el ajuste a las reglas de declaración de producción e importaciones de gas, con el objetivo de que la información sobre la oferta sea más completa.
En el caso del gas de producción nacional, el proyecto precisa qué volúmenes deben considerarse como producción comprometida, es decir, las cantidades que los productores ya tienen aseguradas mediante contratos firmes o contratos que garanticen firmeza. Estos volúmenes deberán declararse de manera explícita y diferenciada frente al gas que no está comprometido y que puede ofrecerse al mercado.
Además, el decreto aclara que el gas que los productores destinan a refinerías de su propiedad o de empresas vinculadas no podrá descontarse automáticamente de la oferta, sino que deberá hacer parte de la producción total disponible para la venta, antes de suscribir los contratos correspondientes. Con ello, el Gobierno apunta a que el gas existente sea efectivamente puesto a disposición del mercado mayorista.
Para el gas importado, el proyecto introduce reglas más detalladas sobre la declaración del potencial de importación de cada fuente. Los comercializadores deberán reportar no solo las cantidades comprometidas en contratos firmes, sino también los volúmenes efectivamente disponibles para la venta, con base en la capacidad real de las infraestructuras de importación y regasificación.
Estas declaraciones deberán presentarse de manera desagregada y con un horizonte mínimo de diez años, a más tardar el 31 de marzo de cada año, y deberán actualizarse cuando cambien las condiciones del mercado o se realicen nuevos procesos de comercialización.
El Ministerio de Minas y Energía consolidará esta información, y la publicará mediante acto administrativo dentro de un plazo de 20 días hábiles.
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Reglas para la formación de precios
Otro de los ejes del proyecto de decreto está en las reglas para los precios del gas en el mercado mayorista, de carácter transitorio, que se activarían bajo determinadas condiciones del mercado.
El texto del proyecto de decreto plantea que, cuando la cantidad de gas disponible en la oferta nacional sea inferior a un umbral definido frente a la demanda, el gas que se comercialice sin garantía de firmeza no podrá ofrecerse a precios superiores al promedio de los contratos firmes vigentes del mismo productor o comercializador.
Adicionalmente, el proyecto introduce límites a los precios en el mercado secundario, es decir, en la reventa de gas ya contratado. En estos casos, el precio de comercialización no podría superar el valor original del contrato más un margen asociado a la Tasa de Depósito a Término Fijo de 90 días (DTF) publicada semanalmente por el Banco de la República y una adición de cien puntos básicos (1%).
En el papel, estas disposiciones buscan evitar que, en ciertos escenarios del mercado (como de escasez), el gas se comercialice con incrementos que no correspondan a las condiciones originales del suministro ni a su nivel de firmeza.
“El objetivo central de estas medidas es asegurar que el gas disponible llegue al mercado en condiciones justas y transparentes, evitando prácticas que terminen trasladando sobrecostos a los hogares y a los sectores productivos”, afirmó el ministro de Minas y Energía, Edwin Palma, a través de un comunicado.
Biogás y biometano ingresarían al sistema de gas
Además de los cambios al mercado del gas natural, el proyecto de decreto abre la puerta al uso del biogás y del biometano como fuentes complementarias dentro del sistema de gas del país.
La iniciativa del Gobierno busca permitir que estos tipos de gas, producidos a partir de residuos orgánicos, puedan aprovecharse como combustible, siempre que cumplan con condiciones de calidad y seguridad.
Cabe resaltar que el biogás se obtiene de la descomposición de residuos; mientras que el biometano es el resultado de su depuración hasta alcanzar una calidad similar a la del gas natural.
El decreto plantea que estas fuentes puedan usarse de manera gradual en distintos frentes, como el consumo industrial, el uso vehicular o, eventualmente, su integración a las redes de gas existentes, bajo reglas que definirá el Ministerio de Minas y Energía.
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¿Por qué se habla de escasez en el mercado del gas?
El trasfondo de las medidas que propone el Gobierno está en la menor disponibilidad de gas nacional para cubrir toda la demanda y en una creciente dependencia del gas importado.
De acuerdo con un informe reciente de Naturgas, el 20 % del gas que consumió Colombia este año fue importado. De ese total, un 12 % se destinó a la generación de energía eléctrica y otro 8 % a hogares, comercios y vehículos.
Aunque el país importa gas desde 2016 para respaldar a las plantas térmicas, desde diciembre de 2024 también ha tenido que traer gas del exterior para atender a los usuarios finales, debido a que la producción local ya no alcanza para cubrir la demanda.
Las proyecciones del gremio muestran que, para 2026, el déficit de gas nacional en firme (es decir, el suministro garantizado sin interrupciones) será del 26 %.
Esto implica que parte del consumo deberá cubrirse con una combinación de gas importado en firme y volúmenes nacionales sujetos a interrupciones, provenientes de campos que aún están en fase de pruebas.
La presidenta de Naturgas, Luz Stella Murgas, explicó que la demanda del próximo año se atenderá con una mezcla de fuentes y advirtió que el sistema opera con un margen reducido.
“Estamos operando al límite, no tenemos margen de maniobra para reaccionar a las contingencias, como mantenimientos no programados o una falla en la infraestructura”, señaló Murgas recientemente.
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