CONCEPTO 1628 DE 2015

(febrero)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Su comunicación del 10 de febrero de 2015. Proposición No. 119

Radicado CREG E-2015-001628

Respetado XXXXX:

Hacemos mención a la comunicación del asunto mediante la cual remite la proposición No. 119.

En el anexo 1 a la presente comunicación damos respuesta a las preguntas de la proposición No. 119 que competen a la CREG.

Cordialmente,

JORGE PINTO NOLLA

Director Ejecutivo

Anexo 1

Respuestas a cuestionario de proposición No. 119

1. "Cuáles son las razones para que opere una tarifa inferior en los precios del gas natural en el interior del país y tarifas más altas en la Costa Caribe”.

Respuesta

 Al respecto se debe considerar lo siguiente:

A. Aspectos del régimen regulatorio

- De acuerdo con lo establecido en el artículo 73 de la Ley 142 de 1994 “Las comisiones de regulación tienen la función de regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la posición dominante, y produzcan servicios de calidad”.

- El Ministro de Minas y Energía hace parte y preside las sesiones de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG.

- Para efectos regulatorios en gas natural los usuarios se dividen en regulados, que son aquellos que consumen hasta 100 mil pies cúbicos de gas por día, 100 kpcd, y no regulados, que corresponde a aquellos que consumen más de 100 kpcd. Todos los usuarios residenciales están en la categoría de usuario regulado.

- Gran parte de los usuarios están conectados a la red de distribución pero algunos usuarios, especialmente no regulados, están conectados a la red de transporte.

- La tarifa de gas natural de los usuarios conectados a la red de distribución incluye las componentes de producción, de transporte, de distribución y de comercialización al usuario final.

- Cada una de estas componentes tiene un régimen de precios particular enmarcado dentro de la función de la CREG de promover la competencia donde sea posible y de regular los monopolios. El régimen de precios de cada componente es así:

(i) Los precios del gas en la producción se forman por la interacción entre la oferta y la demanda, de tal manera que los precios pueden tener variaciones de acuerdo con las condiciones del mercado (ver Resolución CREG 089 de 2013).

(ii) Los precios del transporte y de la distribución están sometidos a topes máximos aprobados por la CREG. Los usuarios no regulados pueden convenir libremente con el transportador los cargos o esquema de remuneración por servicios de transporte.

(iii) Los precios de la comercialización al usuario final están sujetos a tope máximo para los usuarios regulados. Los usuarios no regulados pueden convenir libremente con el comercializador los precios por la comercialización.

- El precio de la componente de producción, o el precio que se paga al productor de gas, está expresado en dólares americanos por millón de BTU, USD/MBTU (BTU = British Termal Unit, unidad de medida de energía). Así mismo, alrededor del 70% del precio de la componente de transporte, esto es la parte que remunera la inversión, también está expresado en dólares americanos. Las demás componentes se expresan en pesos. Lo anterior significa que alrededor del 50% de la tarifa al usuario final regulado involucra componentes expresadas en dólares, y se factura en pesos al usuario según la tasa de cambio del último día del mes anterior al mes en que se factura.

B. Precios del gas en la Costa Atlántica

La característica radial del sistema de transporte de gas hace que cada campo tenga un mercado asociado. Así, el mercado asociado a los campos de La Guajira es principalmente el de la Costa Atlántica, y el mercado asociado a los campos de Cusiana y Cupiagua es el del centro y sur occidente del país. Esto hace que la formación de precios en cada campo obedezca a condiciones propias del respectivo campo y sus mercados asociados (e.g. abundancia o escasez).

La anterior circunstancia también implica que la actualización de los precios de los contratos de suministro de largo plazo (i.e. 5 o más años pactados en 2013) deba reflejar las condiciones propias de cada campo y su respectivo mercado.

En 2014 se presentó escasez en los campos de La Guajira y abundancia en los campos de Cusiana y Cupiagua lo cual se reflejó en los precios de las cantidades transadas en ese año. Así, hubo mayores precios para el gas transado de los campos de La Guajira en comparación con los precios del gas transado de los campos de Cusiana y Cupiagua. A continuación se detallan estas diferencias.

- La mayor parte del gas natural que se consume en el país se obtiene de los campos de producción de Ballena y Chuchupa en La Guajira (alrededor del 50% de la producción nacional) y de los campos de Cusiana y Cupiagua en el Casanare (alrededor del 40% de la producción nacional).

- La principal fuente de abastecimiento de gas natural para los usuarios de la Costa Atlántica son los campos de La Guajira. Con este gas también se atienden algunos mercados del interior del país como es el caso de Medellín y sus municipios aledaños.

- El precio del gas de los campos de La Guajira estuvo regulado desde 1975 hasta 2013 con base en una fórmula atada al precio de un derivado del petróleo en el mercado internacional. En 2013, mediante la Resolución CREG 088 de 2013, se liberó este precio. Al momento de la liberación este precio era de 5,65 USD/MBTU mientras que el precio del gas de los campos de Cusiana y Cupiagua, que no estaba sujeto a tope de precios, presentaba un precio promedio de 3,80 USD/MBTU.

- De acuerdo con las reglas establecidas en la Resolución CREG 089 de 2013, la comercialización de gas en el mercado primario (i.e. compras al productor-comercializador) se realiza mediante negociaciones directas cuando la oferta agregada nacional, en al menos 3 de los 5 años siguientes al momento del análisis, es superior a la demanda agregada y mediante subastas cuando la demanda agregada supera la oferta agregad.

Estas negociaciones se deben realizar cada año y en contratos de duración 1 año, 5 años y más de 5 años si se trata de negociaciones directas. En negociaciones mediante subastas los contratos son de 1 año y de 5 años.

- Es importante indicar que el Gobierno Nacional, por medio del Decreto 2100 de 2011, estableció a los agentes que atiendan usuarios regulados la obligación de contar con contratos firmes de suministro gas. Estos contratos le aseguran al usuario regulado contar con gas a largo plazo y no poner en riesgo el abastecimiento ante picos de demanda de gas que se presente en temporada seca (e.g. fenómeno de El Niño) por el consumo de las plantas termoeléctricas.

- Las primeras negociaciones de gas bajo el marco regulatorio de la Resolución CREG 089 de 2013 se realizaron entre el 15 y el 28 de octubre de 2013. Estas negociaciones fueron directas entre los vendedores y los compradores de este hidrocarburo pues en ese momento la oferta agregada nacional superaba la demanda agregada. Con estas negociaciones el precio promedio ponderado por cantidad y para todos los contratos negociados (i.e. a 1 año, 5 años y más de 5 años), fue de (i) 3,97 USD/MBTU para el gas de los campos de La Guajira, y de (ii) 3,05 USD/MBTU para el gas de los campos de Cusiana y Cupiagua. Este precio promedio ponderado para el gas de los campos de La Guajira es 30% menor con respecto al precio regulado de 5,65 USD/MBTU que se venía aplicando. Los precios negociados en esta ronda aplicaron desde el 1 de enero de 2014 hasta el 30 de noviembre de 2014 para el caso de los contratos a 1 año.

- Entre el 22 de septiembre y el 3 de octubre de 2014, y dado que en ese momento la oferta agregada nacional superaba la demanda agregada, se realizaron por segunda vez negociaciones directas bajo el marco regulatorio de la Resolución CREG 089 de 2013. En esta oportunidad el precio promedio ponderado por cantidad y para todos los contratos negociados (i.e. a 1 año, 5 años y más de 5 años) fue de (i) 5,07 USD/MBTU para el gas de los campos de La Guajira, y (ii) 3,09 USD/MBTU para el gas de los campos de Cusiana y Cupiagua. Este precio promedio ponderado para el gas de los campos de La Guajira fue un 28% superior al precio promedio resultante en 2013, pero un 10% por debajo del precio regulado que se venía aplicando hasta el 31 de diciembre de 2013. Los precios negociados en esta ronda aplican desde el 1 de diciembre de 2014 hasta el 30 de noviembre de 2015 para el caso de los contratos a 1 año.

- De acuerdo con las reglas de la Resolución CREG 089 de 2013 el precio de los contratos de 5 años o más de 5 años se actualiza con base en el índice obtenido del cociente entre el precio promedio ponderado, para los contratos con duración de un año, resultante de las transacciones del año n y el precio promedio ponderado, para los contratos con duración de un año, de las transacciones del primer año no del contrato. El cambio de precio promedio ponderado de los contratos a 1 año entre 2014 (año n) y 2013 (año no) fue de 25% para el gas de los campos de La Guajira y de -3% para el gas de Cusiana y Cupiagua. Así, los precios de los contratos de 5 años o más de 5 años transados en 2013 se debían actualizar en un 25% para el gas de La Guajira y en -3% para el gas de Cusiana y Cupiagua. El valor resultante aplicaba a partir del 1 de diciembre de 2014.

- El cambio de precio del 25% y del -3% afecta la componente de producción la cual pesa alrededor del 35% de la tarifa al usuario final regulado. Así, el valor de la factura del servicio de gas para los usuarios regulados atendidos con contratos de 5 años transados en 2013, con gas de La Guajira, tendría un incremento alrededor del 9%. Este es el caso de los usuarios de la Costa Atlántica y de Medellín y sus áreas aledañas. Para el caso del gas de Cusiana y Cupiagua habría una reducción en el valor de la factura de alrededor del 1%.

- Es claro que los usuarios que están siendo atendidos con gas contratado de los campos de La Guajira (i.e. no solo usuarios de la Costa Atlántica) tendrían un impacto (alrededor del 9%) en sus tarifas por el cambio de precios indicado antes. Este impacto se acentuó como consecuencia del comportamiento en la Tasa Representativa del Mercado, TRM, en los últimos meses de 2014.

- Con el fin de mitigar estos impactos la CREG adoptó (i) la Resolución CREG 184 de 2014 mediante la cual se establece una opción tarifaria para aplicar tarifas al usuario final, y (ii) la Resolución CREG 183 de 2014 mediante la cual se establece una opción para que las partes, de mutuo acuerdo, revisen el precio pactado en las negociaciones de 2014 y/o modifiquen la actualización de precios de los contratos de gas transados en 2013. La modificación de la actualización de precios consiste en aplicar un indexador de uno (1) durante el período del 1 de diciembre de 2014 hasta el 28 de febrero de 2015. Con este indexador los precios en el este período no cambiarían frente a los vigentes antes del 1 de diciembre de 2014.

- La opción tarifaria de la Resolución CREG 184 de 2014 aplica sobre el costo total de prestación del servicio (i.e. costo unitario) que incluye los precios de las componentes de producción, transporte, distribución y comercialización. Así, esta opción permitiría mitigar impactos por cambios de precios en cualquiera de estas componentes (e.g. en la componente de producción por efectos de actualización de precios y de tasa de cambio).

- La opción de la Resolución CREG 183 de 2014 aplica únicamente sobre los precios de la componente de producción. En esta Resolución también se establece que a más tardar el 28 de febrero de 2015la CREG definirá nuevas ecuaciones para la actualización del precio del gas natural para los nuevos contratos y para los contratos vigentes que prevean ajustes regulatorios en relación con la actualización de precios. Posteriormente, mediante la Resolución CREG 017 del 27 de febrero de 2015 la CREG amplió hasta el 30 de abril de 2015 el plazo para establecer las ecuaciones de actualización de precios aplicables a partir de 1 diciembre de 2015, y adoptó una opción para que la partes de mutuo acuerdo modificar el precio de los contratos aplicable desde el 1 de marzo de 2015 hasta el 30 de noviembre de 2015.  

De lo anterior se tiene que la Resolución CREG 184 de 2014 prevé una opción para mitigar impactos tarifarios en los usuarios finales causados por cualquier cambio en alguna o varias de las componentes del precio (i.e. producción, o transporte, o distribución, o comercialización), y mediante la Resolución CREG 183 de 2014 se estableció una opción para mitigar cambios en la componente del precio del gas (i.e. producción).

Cabe resaltar que el cambio del 25% para el precio del gas de La Guajira, y del -3% para el gas de Cusiana y Cupiagua, no se estableció en la regulación. Este cambio resultó de actualizar los precios de los contratos de largo plazo (i.e. 5 años o más) con base en resultados de mercado (i.e. interacción entre compradores y vendedores). Debe considerarse que los campos de La Guajira están en decaimiento y la demanda ha aumentado.

2. "Bajo qué parámetros se anuncia el 25% en el incremento del gas y el 14 a los empresarios y usuarios respectivamente”.

Respuesta

En la respuesta anterior se aclaró que el cambio del 25% en el precio del gas de La Guajira resultó de actualizar los precios de los contratos de largo plazo (i.e. 5 años o más) con base en resultados de mercado (i.e. interacción entre compradores y vendedores). También se indicó que este cambio afectó la componente de producción y que esto implicaría un incremento de alrededor del 9% en el valor de la factura del servicio de gas para los usuarios regulados atendidos con contratos de 5 años transados en 2013, con gas de La Guajira. Para el caso de los usuarios no regulados conectados directamente a la red de transporte este cambio del 25% representaría un incremento alrededor del 15% en el valor de la factura del servicio.

También se indicó que mediante la Resolución CREG 183 de 2014 la Comisión adoptó una opción para que las partes de mutuo acuerdo pudieran modificar la actualización de precios de contratos de suministro de gas aplicables desde el 1 diciembre de 2014 hasta el 28 de febrero de 2015. Según la información reportada a la Comisión por los productores-comercializadores, dentro del plazo establecido para tal fin, hubo acuerdo entre vendedores y compradores para modificar la actualización de precios en 12 contratos (i.e., 102 GBTUD) que representan aproximadamente el 10% de la demanda total nacional, el 39% de las cantidades contratadas vigentes de los campos de La Guajira y el 91% de la demanda contratada a largo plazo en 2013 para el gas de La Guajira.

La opción de modificar los precios aplicables desde el 1 de marzo de 2015 hasta el 30 de noviembre de 2015, establecida en la Resolución CREG 017 de 2015, se puede ejercer hasta el 13 de marzo de 2015. A la fecha de elaboración de esta respuesta no se ha terminado este plazo.  

3. "Cuánto y a qué precios se importa el gas natural a Venezuela”.

Respuesta

Entendemos que esta inquietud hace referencia a exportaciones de gas a Venezuela.

Al respecto le informamos que la CREG no tiene competencia legal sobre aspectos de exportaciones de gas. Por ello dimos traslado de esta inquietud al Ministerio de Minas y Energía (comunicación S-2015-000857 ).