CONCEPTO 9365 DE 2011

(enero)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS - CREG

Bogotá, D.C.,

XXXXXXXXXXXXXXX

Asunto: Radicado origen ANDEG 065-2011

Radicado CREG E-2011-009365

Respetado XXXXX:

De manera atenta estamos dando respuesta a las preguntas planteadas en su comunicación:

1. Es claro de las resoluciones que cuando se realice una subasta para la asignación, el producto o productos a contratar son anuales y que los productores definirían las principales características de los mismos. Sin embargo, consideramos necesario se contemplen algunas excepciones en las subastas iniciales, toda vez que contratos de algunos agentes termoeléctricos tiene fechas de vencimiento que no se ajustan a un año completo, por ejemplo vencimientos en febrero o noviembre de 2012.

Respuesta: De acuerdo con el numeral 4 del artículo 9 de la Resolución CREG 118 de 2011, “La Oferta de PTDVF de cada uno de los Productores Comercializadores agrupados en un punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte-SNT, deberá discriminarse por cada una de las modalidades contractuales vigentes, según la valoración del riesgo de cada Productor Comercializador.” Adicionalmente, el literal a. del Anexo 1 de la resolución citada establece que, “El Productor-Comercializador deberá definir en forma precisa el (los) Producto (s) a ofrecer a partir de sus propias valoraciones de riesgo y con base en sus pronósticos de disponibilidad de gas natural” y el literal d. define que “las cantidades de Oferta de PTDVF comprometidas con fecha posterior al 1 de enero de 2012, podrán ser comercializadas como productos sustitutos con una misma fecha de inicio de entrega, cuando éstas, de conformidad con los contratos vigentes, se liberen durante el período comprendido entre el 1 de febrero de 2012 y el 31 de diciembre de 2013.”

La normatividad citada genera incentivos a los Productores Comercializadores para diseñar productos que ponderen su exposición de riesgo y el perfil de su portafolio de contratos. En todo caso y como se explicó en el Documento CREG 93 de 2011, “…, la Comisión considera que la implementación de los mecanismos de comercialización, subasta o negociación bilateral, tienen un trade-off entre flexibilidad contractual y formación eficiente de precios.

Evidentemente, las subastas requieren un mayor grado de estandarización contractual que la negociación bilateral, pero aseguran una formación de precio más eficiente.

Adicionalmente, la estandarización de términos contractuales es mandatorio en una subasta, porque la existencia de múltiples productos no asegura la convergencia de la misma y su fácil implementación.”

2. Consideramos crítico y esencial para el mecanismo diseñado, conocer con certeza los cargos de transporte de los gasoductos del interior de Colombia y de la Costa Atlántica previo a la celebración de la subasta. De lo contrario, es casi imposible poder realizar un análisis de "net back" a fin de que la demanda arbitre entre los campos de producción, como parece que es el objetivo del mecanismo. ¿Cómo se podría dar este arbitraje, si al momento de la subasta no se conocen los cargos de transporte de los gasoductos del interior del País y la Costa Atlántica que aplicarían para los años a subastar?

Respuesta: Con base en la metodología establecida en la Resolución CREG 126 de 2010 y las solicitudes tarifarias presentadas, la Comisión adelantó las actuaciones administrativas y aprobó los cargos de transporte correspondientes; en algunos casos se ha terminado el proceso de notificación, en otros éste está terminando y se han recibido algunos recursos; en todo caso hasta que los nuevos cargos entren en vigencia, actualmente existen cargos aplicables a los distintos sistemas de transporte y/o gasoductos que los integran.

3. El Decreto 2100 de 2011, estableció un régimen libre de exportaciones de gas, las cuales serán interrumpidas cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de gas natural, situaciones de grave emergencia transitoria y no transitoria o racionamientos programados de gas. Así mismo, la Resolución CREG 118 de 2011 en su artículo 5o trata de articular la figura de firmeza condicionada, bajo la cual podrían exportar los productores, con la modalidad de Opciones de Compra de Gas - OCG's. De acuerdo con lo anterior, y considerando que la demanda esencial tiene la obligación de contratarse bajo la modalidad de contrato take or pay, vemos con preocupación que la figura de las OCG's estarían limitadas a esa cantidad de firmeza condicionada de exportaciones y a la demanda no esencial restante.

Respuesta: El parágrafo 4 del artículo 5 de la Resolución CREG 118 de 2011 establece que “Sin perjuicio del cumplimiento de las obligaciones derivadas de los Contratos de Opción de Compra de Gas-OCG, los Productores-Comercializadores podrán comercializar las cantidades de gas comprometidas en éstos, mediante contratos de firmeza condicionada o contratos de suministro en la modalidad interrumpible” (Subrayado fuera de Texto). Por lo anterior, los Productores Comercializadores podrán comercializar las cantidades de gas comprometidas en contratos de firmeza condicionada o de suministro en la modalidad interrumpible, para la atención de la demanda interna o externa, mediante contratos de Opciones de Compra de Gas – OCG.

4. En nuestro entendimiento, los productores solamente pueden comprometer cantidades para exportar bajo la figura de firmeza condicionada, siempre que se haya satisfecho toda la demanda interna, Es correcto nuestro entendimiento?

Respuesta: Los productores - comercializadores deberán dar cumplimiento a lo contenido en el artículo 4 del Decreto 2100 de 2011 que establece que “Los productores, los productores comercializadores, los comercializadores, los transportadores atenderán de manera prioritaria la demanda de gas para consumo interno. Para este efecto deberán sujetarse a las disposiciones que expida el MME en aplicación del Parágrafo 1 del artículo 26 de este Decreto.”

Este último artículo, en el mencionado parágrafo, determina que:

- “El MME limitará la libre disposición del gas para efectos de exportación a los productores, los productores-comercializadores y a los Agentes Exportadores cuando se pueda ver comprometido el abastecimiento de la demanda nacional de gas combustible para consumo interno. Para este efecto, diseñará un indicador que considere, entre otros aspectos, las Reservas de Gas Natural, el comportamiento de la demanda, las exportaciones y las importaciones de gas. Dicho indicador será calculado y publicado por el MME el julio 30 (sic) de cada año”

De otro lado, en particular, para el gas proveniente de campos con precio máximo regulado, los Productores - Comercializadores deberán dar cumplimiento a lo establecido en el parágrafo 6o del artículo 11 de la Resolución CREG 118 de 2011.

5. Los productores son libres de firmar contratos de exportación, pero cuándo deberían suscribirlos?, antes del mecanismo de asignación planteado o después del mismo?, conociendo los resultados de las cantidades de OCG?

Respuesta: Como se presentó en el punto anterior, los Productores Comercializadores deberán cumplir lo contenido en el artículo 4 del Decreto 2100 de 2011 y en particular, para el gas proveniente de los campos con precio máximo regulado, deberán dar cumplimiento a lo contenido en el artículo 32 del citado decreto. No establece esta norma, ni las disposiciones de su artículo 26 relativo a la libertad de exportaciones de gas, directrices en el sentido de su inquietud.

6. Las cantidades exportables deben ser ofrecidas a la demanda interna bajo la figura de OCG, para lograr una equivalencia entre los dos? Es está una obligación para el productor comercializador? La pueden ofrecer en primera instancia bajo la modalidad take or pay?

Respuesta: De acuerdo con lo establecido en el numeral 4 del artículo 9 de la Resolución CREG 118 de 2011 “La Oferta de PTDVF de cada uno de los Productores-Comercializadores agrupados en un punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte-SNT, deberá discriminarse por cada una de las modalidades contractuales vigentes, según la valoración del riesgo de cada Productor Comercializador.” (Subrayado fuera de texto)

Lo anterior implica que los Productores Comercializadores, de acuerdo con las modalidades contractuales definidas en el marco regulatorio, estructurarán un portafolio que maximice ingresos y minimice su exposición al riesgo. En consecuencia, los Productores Comercializadores no están obligados a estructurar un portafolio específico de contratos, pero tienen el incentivo económico a ofrecer contratos de Opción de Compra de Gas, representado en el flujo de ingresos derivado de la prima, cuando este contrato se complementa con contratos de Firmeza Condicionada para la atención de la demanda interna o externa. Adicionalmente, los Productores Comercializadores saben que bajo condiciones de racionamiento programado la intervención definida en el Decreto 2100 de 2011 en aquellas circunstancias de que trata el Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009, viabiliza la suspensión de los compromisos de exportación con respaldo físico, para atender la demanda interna. Por lo anterior, los contratos de exportación tienen las características de los contratos de Firmeza Condicionada.

7. De no ser una obligación, consideramos que se debe incluir dentro del marco de esta regulación de transición de comercialización de gas natural, toda vez que como lo manifiestan Harbord y Pagnozzi en el anexo del segundo informe del estudio "Simultaneous Ascending Clock Auction for Gas Supply Contracts in Colombia" el productor puede reducir la oferta de gas y crear una escasez si se permite libertad en la cantidad que debe respaldar bajo esa figura.

Respuesta: Como se explicó anteriormente, el Productor Comercializador tiene incentivos económicos y normativos para estructurar portafolios compuestos por contratos de Firmeza Condicionada y OCG. De otro lado, en el reporte 3 de la consultoría para el diseño y estructuración de subastas de asignación de contratos firmes e interrumpibles, el Dr. Harbord y el Dr. Pagnozzi recomiendan que los productores definan su oferta de producción por modalidad contractual, tal como citamos a continuación:, “Producers will only sell F contracts in the auction and must commit to the quantity supplied before the auction starts. Prior to each auction, each producer will announce the quantity of each type of firm contract, differentiated by field and duration, that it is willing to supply, and the minimum price it is willing to accept for each contract type (reserve price).⁶ Each producer is free to decide before the auction how to split its total quantity of firm contracts by duration, with no requirement that quantity be offered for both one-year and five-year contracts, or in any particular proportion.”

Adicionalmente los consultores proponen la figura de swap bids con el objeto de vender contratos de Opción de Compra de Gas. En particular, recomiendan que, “…, the producer commits to sell a quantity <QUOTE> of one type of F contract (specifying field and duration) before the auction and then, during the auction, it buys an equal quantity <QUOTE> of either F contracts or CF contracts, or both, from the same field and of equal duration as the F contract that it committed to sell.

Notice that, by selling an F contract and buying a CF contract, the producer is actually selling an "option" contract in the auction, at a price equal to the difference between the price of F contract and the price of CF contract. By contrast, if the producer buys F contracts in the auction, it reduces its supply of option contracts, which it may want to do if CF contracts become too expensive compared to F contracts.⁷”

8. Los productores son libres de firmar contratos de exportación, con una duración superior al período de transición? De ser afirmativa la respuesta, solicitamos muy respetuosamente que se ofrezcan estos productos con los mismos períodos de duración que tendrían los contratos de exportación.

Respuesta: Como se mencionó anteriormente el Decreto no contiene limitaciones a ese respecto, pues determina que “los Agentes Exportadores podrán asumir libremente compromisos de exportación de gas natural sin sujeción a lo previsto en los Artículos 11 y 14 de este Decreto (…)”. Remitirse a la respuesta anterior para el resto de la solicitud.

9. Para efectos de las pruebas de disponibilidad del cargo por confiabilidad de las plantas térmicas, ¿se dará prioridad a la demanda térmica nacional, y por tanto se deberán interrumpir las exportaciones por esta causa?, Deben quedar claramente establecidas por la regulación las condiciones para el ejercicio de la opción, ya que dejar que estas sean acordadas libremente entre las partes, con un claro poder de mercado de los productores podrían poner en situación de desabastecimiento a las térmicas ante requerimientos por pruebas de disponibilidad o generaciones de seguridad.

Respuesta: Como se definió en la Resolución CREG - 118 de 2011, “Las condiciones para el ejercicio de la opción serán acordadas libremente entre las partes, así como las cantidades de gas nominadas y que deben ser aceptadas por el vendedor al ejercicio de la opción.” Adicionalmente, el numeral 4 del artículo 9 de la resolución citada establece que “La Oferta de PTDVF de cada uno de los Productores-Comercializadores agrupados en un punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte-SNT, deberá discriminarse por cada una de las modalidades contractuales vigentes, según la valoración del riesgo de cada Productor Comercializador.”

Por lo anterior, los productores - comercializadores y generadores térmicos deberán acordar las condiciones de entrega de gas e incorporar el valor de los riesgos que cubre el contrato de suministro.

10. Dada la necesidad de gas natural que tienen algunas plantas térmicas, para poder generar por condiciones de seguridad, las cuales hacen que su despachabilidad aumente hasta niveles del 38%, que mecanismo se puede generar para que puedan disponer de gas en el corto y mediano plazo?, dado que la única opción que se vería viable es la de firmar contratos OCG para respaldar las Obligaciones de Energía Firme - OEF del Cargo por Confiabilidad. En este caso se debe garantizar la disponibilidad de cantidades mínimas requeridas para cubrir la generación de seguridad, o que las OCG's amplíen su cobertura, para atender los despachos programados.

Respuesta: La Resolución CREG 118 de 2011 ofrece un portafolio de contratos a partir de los cuales los agentes pueden estructurar el propio con el fin de atender sus requerimientos de suministro.

11. Ante despachos de contratos interrumpibles los productores deberían priorizar la atención de la demanda nacional sobre las exportaciones?

Respuesta: Como se ha mencionado, los Productores deben dar cumplimiento a lo establecido en el Artículo 4 del Decreto 2100 de 2011.

12. En el documento soporte D-093 de la resolución CREG 118 de 2011, se plantea ante las inquietudes del tema de transporte y la posibilidad de realizar cesiones de los contratos existentes, que la CREG realizará modificaciones al RUT. ¿Qué mecanismo se tiene estimado para estas cesiones?

Dentro de las posibles modificaciones, ha considerado la CREG la de permitir contratar el transporte no desde el punto de entrada al SNT, sino desde donde el gas cambia de dueño? Es decir, si un industrial firma un contrato de OCG con una térmica, hoy en día la regulación obliga a los dos contratar el transporte desde el punto de entrada al SNT hasta donde se localiza su consumo, lo cual termina siendo una demanda redundante en un tramo del gasoducto. Debería poderse contratar transporte, para el segundo agente, desde el punto en que el primero le transfiere el gas, es decir, permitir la contratación de tramos de transporte, independiente de que alguno de estos sea o no un punto de entrada al SNT.

Respuesta: Actualmente se están llevando a cabo los análisis correspondientes y en su oportunidad se darán a conocer a los agentes, conforme a las reglas establecidas sobre publicidad de los actos administrativos de carácter general actualmente vigentes (Decreto 2696 de 2004 y Resolución CREG 097 de 2004).

13. El Anexo 1 de la Resolución CREG 118 de 2011, establece en el punto tercero los requisitos que debe contener el reglamento de la subasta que se desarrolle en virtud del mecanismo. Dentro de estos requisitos está el precio de inicio de la subasta, el cual se exime de publicación en el primer momento de expedición del reglamento para comentarios, pero se debería incluir tres días después de publicado inicialmente, es decir una vez cerrado el plazo para comentarios, es correcta nuestra interpretación? En todo caso, consideramos que la CREG debería definir alguna metodología para determinar el precio de inicio de la subasta.

Respuesta: El numeral 2 del artículo 10 de la Resolución CREG 118 de 2011 establece que en el Reglamento de la Subasta para comentarios no será necesaria la inclusión del precio de inicio, sin embargo, esta excepción es válida para esta actividad pero no para la publicación del Reglamento de la Subasta definitivo que debe ser publicado en conjunto con la comparación de que trata el numeral 7 del artículo 9 de la resolución citada. El Reglamento de la Subasta definitivo deberá contener los elementos definidos en el numeral 3 del Anexo 1 de la Resolución CREG 118 de 2011.

14. El Decreto 2100 de 2011 en su Artículo 6o, establece como lineamiento sobre los contrato u operaciones que celebre la ANH para contratar el gas natural proveniente de regalías que esta entidad debe definir el mecanismo para comercialización de este gas. Consideramos que mientras se formaliza un proceso para contratar un tercero que pueda comercializar este gas, con contratación pública de por medio, y con los cambios que ha tenido la ANH, se corre el riesgo de que se retrasen las decisiones de su comercialización, por tanto, sugerimos que los productores comercializadores incluyan las cantidades de gas en su oferta, previo acuerdo con la ANH del mecanismo de venta del mismo con el fin de evitar que se lleve a la realización de una subasta por no comercializar ese gas oportunamente.

Respuesta: Teniendo en cuenta las facultades legalmente atribuidas a la CREG, se remitió nuevamente una comunicación al MME transmitiéndole las preocupaciones existentes en cuanto a la designación del comercializador del gas del Estado.

15. Dado que las cantidades presentadas en las Solicitudes de Compra de los Distribuidores Comercializadores-DC para la atención de la demanda regulada, será como máximo el valor de los consumos del último año y teniendo en cuenta que los compradores podrán hacer solicitudes de compra y obtener preasignaciones de los campos de precio máximo regulado, y luego resultar con asignaciones en contratos o subasta de los campos con precio libre, los agentes con compras preasignadas de campos con precio máximo regulado podrán renunciar a este derecho, o bien ejercerlo mediante el perfeccionamiento de contratos. Solicitamos aclarar en qué situación quedan disponibles estos derechos cuando no se haga renuncia expresa, y no se perfeccione el contrato en el productor. De igual manera, solicitamos precisar si la decisión de ejercer el derecho de compra preasignado, debe manifestarse al día siguiente de haberse concluido los procesos de comercialización de la Oferta de PTDVF de los campos de producción o puntos de entrada al SNT con precio libre.

Así mismo, agradecemos que se establezca por vía regulatoria restricciones que impidan que los agentes distribuidores comercializadores puedan quedarse con cantidades de gas natural de campos con precio máximo regulado y de precio libre, vendiendo la porción no requerida en el mercado secundario obteniendo un margen adicional, en perjuicio del mercado de gas natural y los otros agentes de la demanda, así como la competitividad del producto.

Respuesta: La directiva de asignación de los campos con precio regulado está definida en el artículo 32 del Decreto 2100 de 2011. En este sentido, la Comisión no puede intervenir el orden y los derechos derivados por los agentes en cada segmento de demanda definido por el Ministerio de Minas y Energía. En los campos con precio libre, por el contrario, los Distribuidores Comercializadores asumen el riesgo de precio y de demanda, cuando toman posiciones contractuales especulativas. La Comisión no estima conveniente intervenir el riesgo comercial de algún agente en la medida que su expectativa de ganancia depende de las condiciones presentes en el mercado secundario. No hay evidencia contundente que los agentes que comercializan el gas en este mercado obtengan “márgenes adicionales” por dicha comercialización, en la medida que depende de las condiciones de oferta y demanda de ese mercado.

16. Queremos plantear nuevamente que los tiempos estipulados para el periodo de transición deberían extenderse, acordes con las vigencias de las asignaciones de obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, que van hasta el año 2016, de manera que se revele la verdadera disponibilidad de gas natural, no solo en el corto o plazo, sino también en el largo plazo, para que oferentes y demandantes tengan certeza sobre los requerimientos de inversión para la atención de la demanda de gas natural y el abastecimiento de las plantas térmicas existentes.

Respuesta: En el documento CREG 67 de 2011, soporte de la Resolución CREG 081 de 2011 y en el Documento CREG 93 de 2011 soporte de la Resolución CREG 118 de 2011, se exponen ampliamente las razones por las que se mantiene el período de suministro hasta el 31 de diciembre de 2013.

Cordialmente,

JAVIER AUGUSTO DÍAZ VELASCO

Director Ejecutivo