Centros de distribución del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural (HUB) . Se adoptan las siguientes disposiciones que deberá desarrollar la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) según sus funciones, para la adecuada coordinación de las distintas actividades que hacen parte de la cadena de prestación del servicio de gas, la asignación eficiente de este recurso y el logro de coherencia y consistencia con las disposiciones de que trata el capítulo anterior
La CREG establecerá dos Centros de Distribución (HUB) Virtuales en el Sistema Nacional de Transporte. Un HUB Virtual referenciado a un Nodo del Sistema de Transporte del Interior y un HUB Virtual referenciado a un Nodo del Sistema de Transporte de la Costa Atlántica. Dichos Centros de Distribución constituirán puntos virtuales del mercado del Interior y del mercado de la Costa Atlántica, donde se establecerán precios referenciales del gas natural resultantes de las subastas de que trata el artículo 2° del presente decreto. Así mismo, constituirán puntos virtuales de referencia para el mercado spot y para el mercado de desvíos que desarrolle la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). Se entenderá que los productores-comercializadores continuarán vendiendo físicamente su gas en el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte. Para referenciar el costo de suministro y transporte de gas desde un Punto de Entrada hasta un HUB, el administrador del mercado suministrará información sobre el precio del gas proveniente de las distintas fuentes de suministro, colocado en cada uno de los Puntos de Salida embebidos entre los Puntos de Entrada y el HUB correspondiente.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá las reglas y los términos bajo los cuales se podrá hacer cesión de la capacidad de transporte actualmente contratada por los remitentes en el Mercado Secundario de Capacidad, en el contexto de las subastas de que trata el artículo 2° del presente decreto, en los tramos de gasoductos que conectan los campos de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD con los HUB. Con este fin la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) tendrá en cuenta los contratos de suministro vigentes entre los productores-comercializadores de estos campos y los remitentes que actualmente detentan derechos de capacidad en los tramos pertinentes. Así mismo, garantizará que cuando los interesados acuerden la cesión de estos derechos, dicha cesión no implique generación de rentas para los remitentes que la realicen, ni para los transportadores que actualmente explotan comercialmente dichos tramos. La cesión de derechos de capacidad será administrada por el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el artículo 21 del presente decreto en el contexto de las subastas de que trata el artículo 2° del mismo. Mientras se contrata el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, XM S.A. E.S.P. administrará el Mercado Secundario en comento, directamente o a través de un tercero. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá la remuneración por este concepto.
La contratación de capacidad de transporte entre los HUB y los Puntos de Salida del Sistema Nacional de Transporte, no embebidos entre los puntos de entrada de campos de gas natural de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD y los HUB, estará a cargo de los respectivos remitentes.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) definirá la ubicación de los HUB virtuales establecidos en el presente artículo, buscando minimizar los costos de transporte entre el HUB y los puntos de inyección de gas proveniente de Yacimientos Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD. Así mismo, podrá redefinir la ubicación de estos HUB cuando se conecten al Sistema Nacional de Transporte nuevos Yacimientos Convencionales o No Convencionales con capacidad de producción igual o superior a 50 MPCD, o instalaciones de importación de gas natural.
Los productores-comercializadores de Yacimientos Convencionales y No Convencionales y los importadores solo podrán tener vigentes compromisos de suministro de gas proveniente de sus campos, de sus yacimientos, o de sus instalaciones de suministro, según el caso, que sean consistentes con la capacidad de transporte asociada con los compromisos. Es decir, no podrán tener vigentes compromisos de suministro en presencia de restricciones de transporte. Si los compromisos de suministro exceden la capacidad de transporte disponible en algún tramo de la red de gasoductos pertinentes, estos se acotarán a la capacidad de transporte. La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) verificará el cumplimiento del requisito señalado. El incumplimiento de este requisito dará lugar al ajuste inmediato de los respectivos contratos de suministro. Una vez se contrate el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el artículo 21 del presente decreto, asumirá la función de verificación permanente del requisito mencionado.
Los productores-comercializadores de campos de Yacimientos Convencionales y No Convencionales, que tengan proyectos de ampliación de su capacidad de producción que impliquen o puedan implicar la ampliación de la capacidad de transporte en uno cualquiera de los tramos entre el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte y el respectivo HUB, o en uno cualquiera de los tramos entre el Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte y Puntos de Salida del Sistema Nacional de Transporte, según aplique, y dichos proyectos de ampliación de la capacidad no estén previstos en los planes de inversión de los respectivos transportadores, le suministrarán al Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural de que trata el artículo 21 del presente decreto, toda la información relevante del respectivo proyecto. El Gestor Técnico, conjuntamente con el transportador o los transportadores involucrados evaluará los requerimientos de expansión de la capacidad de transporte. Una vez soportados los requerimientos de ampliación, el Gestor le informará a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) con el fin de que adopte las medidas a que haya lugar para garantizar la factibilidad de los flujos físicos en el mediano y largo plazo. Mientras se contrata el Gestor Técnico del Sistema de Transporte de Gas Natural, los transportadores tendrán a cargo la evaluación de los requerimientos de expansión de que trata este
La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá los términos en los cuales los remitentes deberán contratar la capacidad de transporte correspondiente, cuando dicha capacidad no sea asignable a un remitente en particular. Así mismo, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establecerá las fechas de entrada de las ampliaciones correspondientes, con base en los análisis efectuados por el Gestor y/o el transportador o transportadores involucrados, debiendo los compromisos de suministro asociados con los proyectos de ampliación de capacidad de producción, sujetarse a dichas fechas. En el evento de incumplimiento por parte de los transportadores de la fecha de entrada en operación de las ampliaciones de capacidad previstas y de presentarse restricciones que impidan el flujo físico de gas, asociadas con el atraso o los atrasos que se presenten, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) determinará las compensaciones a que haya lugar.
Las transacciones de compraventa de suministro y transporte de gas natural que no estén referidas a los HUB continuarán efectuándose en los términos definidos por la regulación vigente expedida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) o aquellas normas que modifiquen, o sustituyan dichos términos.