Concepto 3557 de 2025 SIC
DESCARGAS
CONCEPTO 3557 DE 2025
(enero 22)
<Fuente: Archivo interno entidad emisora>
SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO
Bogotá, D.C.
1007
Doctor
ANTONIO JIMÉNEZ RIVERA
Director
COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS
antonio.jimenez@creg.gov.co
creg@creg.gov.co
| Asunto: | Radicación: | 25-3557- -12-0 |
| Trámite: | 396 | |
| Evento: | 0 | |
| Actuación: | 440 | |
| Folios: | 21 | |
| Referencia: | Concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto de resolución: “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural” (en adelante, el proyecto). | |
Respetado Doctor:
En respuesta a la comunicación enviada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante CREG) el 7 de enero de 2025, la Superintendencia de Industria y Comercio rendirá concepto de abogacía de la competencia sobre el proyecto en los siguientes términos. Primero, se expondrán los antecedentes normativos de la iniciativa. Segundo, se enunciarán las razones presentadas por el regulador para su expedición. Tercero, se describirán las reglas del proyecto relevantes para el análisis. Cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica. Por último, se formularán recomendaciones.
1. ANTECEDENTES NORMATIVOS DEL PROYECTO
1.1. Resolución CREG 93 de 2006[1]
El artículo 1 de esta resolución estableció que la comercialización conjunta de gas natural se configura cuando, previa autorización de la CREG, dos o más agentes comercializan gas natural actuando como un único vendedor. Por su parte, el artículo 3 de dicha resolución fijó los criterios que la CREG debe evaluar para expedir dicha autorización. En concordancia, el artículo 4 estableció el procedimiento correspondiente para la expedición de la autorización de comercialización conjunta.
1.2. Resolución CREG 136 de 2014[2]
Esta resolución reglamentó los aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el Mercado Mayorista. En el artículo 8 de la resolución se estableció que los vendedores y compradores sólo podrán negociar la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales a través de subastas, las cuales se realizarán cada dos meses y estarán sujetas al reglamento establecido en el Anexo de esta resolución.
Este Decreto estableció las políticas, planes y programas públicos del sector de minas y energía en Colombia. El artículo 2.2.2.1.4 del decreto contempló dos tipos de contratos: El Contrato Firme o que Garantiza Firmeza[4] y el Contrato Interrumpible o que no Garantiza Firmeza[5]. Así mismo, el decreto incluyó una modalidad de contrato firme denominada Contrato Firme Sujeto a Condiciones[6]. Por su parte, el artículo 2.2.2.2.16 del Decreto estableció que los agentes que atiendan la Demanda Esencial[7] tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con agentes que cuenten con respaldo físico.
Además, dispuso que la CREG definirá, entre otros aspectos, los mecanismos que permitan a los agentes que atiendan la demanda esencial acceder a los contratos de suministro y/o transporte de gas natural. Adicionalmente, el artículo 2.2.2.2.24 del decreto estableció las excepciones a los mecanismos y procedimientos de comercialización de la producción total disponible para la venta (PTDV) y de las cantidades importadas disponibles para la venta (CIDV).
1.4. Resolución CREG 186 de 2020[8]
Esta resolución reguló los aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural. En términos generales, la resolución estableció las disposiciones aplicables a las negociaciones de suministro de gas natural tanto en el mercado primario como en el mercado secundario. En este sentido, se creó la figura del gestor del mercado, encargado del Boletín Electrónico Central – BEC[9], la centralización de información transaccional y el reporte para el seguimiento del mercado mayorista. También definió las modalidades contractuales permitidas y reguló la declaración obligatoria de ofertas por parte de productores y comercializadores, entre otros aspectos.
1.5. Resolución CREG 102 004 de 2023[10]
Esta resolución estableció reglas transitorias para la comercialización de gas natural durante el período 2023-2024, permitiendo negociar contratos mediante modalidades como suministro con firmeza condicionada, opción de compra y contratos firmes CF95[11], C1[12] y C2[13]. Además, se reglamentaron los cálculos de oferta remanente y las condiciones para subastas de contratos C1 y C2, permitiendo ajustes de precios por negociación directa.
1.6. Resolución CREG 102 007 de 2024[14]
Por medio de esta resolución se adoptaron, de manera transitoria y a corto plazo, medidas complementarias a las reglas contempladas en la Resolución CREG 186 de 2020. Esto con el fin de flexibilizar la contratación del suministro en el mercado mayorista de gas, permitiendo a vendedores y compradores desarrollar negociaciones directas que maximicen el uso de los volúmenes disponibles provenientes de todas las fuentes de suministro. Además, se estableció un procedimiento de priorización en las negociaciones directas para la asignación de las cantidades solicitadas por parte de los compradores que atienden directamente a usuarios que hacen parte de la demanda esencial.
1.7. Resolución CREG 102 009 de 2024[15]
Esta resolución modificó la Resolución CREG 186 de 2024 con el propósito de incorporar medidas regulatorias de carácter permanente orientadas a: otorgar mayor flexibilidad para las negociaciones en el mercado primario; proporcionar señales que reduzcan los excedentes de compra en el mercado primario; priorizar la atención de la demanda esencial por parte de los vendedores en el mercado primario; incrementar la suficiencia y transparencia de la información en las negociaciones del mercado secundario; y adecuar la regulación a lo dispuesto en el Decreto 484 de 2024[16] en lo relativo a las excepciones a los mecanismos de comercialización establecidos por la CREG.
1.8. Resolución CREG 102 013 de 2024[17]
Esta resolución estableció medidas para incrementar la oferta de gas natural en el mercado primario, con enfoque en el corto plazo, facilitando la colocación de suministro y atendiendo las necesidades inmediatas de la demanda. Especialmente en el contexto del despacho térmico y los bajos niveles de embalses. Estas medidas incluyeron la flexibilización de la duración y anticipación de los contratos, así como la posibilidad de negociar gas importado y usar indexadores para ajustar precios. A su vez, la resolución también buscó incentivar la oferta de gas en firme, promover la contratación de capacidad de transporte y reducir desviaciones negativas en contratos de transporte.
2. RAZONES PRESENTADAS POR EL REGULADOR PARA LA EXPEDICIÓN DEL PROYECTO
El regulador identificó varios problemas en el mercado primario y secundario de suministro de gas natural, así como otros problemas operativos asociados con el mercado mayorista de gas. En primer lugar, la CREG evidenció una inflexibilidad en los procesos y mecanismos de contratación vigentes. Este escenario estaría generando rigidez en los plazos y estructuras de comercialización, dificultando la adaptación del mercado a las dinámicas de oferta y demanda. Adicionalmente, resaltó la presunta inoperancia de los contratos tipo C1 y C2, destacando la necesidad de simplificar y flexibilizar los mecanismos de transacción para facilitar la entrada de gas importado y fomentar la competencia con la producción nacional.
En segundo lugar, el regulador identificó la existencia de reglas de comercialización diferenciadas entre campos de producción, lo que habría generado percepciones de inequidad y desventajas competitivas en el mercado, dado que muchas transacciones se habrían realizado bajo excepciones regulatorias que habrían favorecido ciertas fuentes de suministro. Así mismo, se identificó un desconocimiento generalizado de las necesidades específicas de la demanda, lo que ha dificultado la toma de decisiones informadas por parte de los agentes del mercado y estaría comprometiendo la transparencia. Esta situación se ve exacerbada por la ausencia de información oportuna y desagregada sobre las transacciones y balances del sistema.
En tercer lugar, el regulador identificó problemas en la interpretación y ejecución de contratos interrumpibles, lo que limitó su uso y afectó la firmeza del suministro para la demanda esencial. Así mismo, señaló una marcada asimetría de información entre los productores y otros participantes del mercado. Esta asimetría se vería reflejada en inconsistencias en los reportes y cobertura limitada de información disponible, afectando la transparencia y eficiencia del mercado.
Para abordar estas problemáticas, la CREG planteó ajustes a las reglas de comercialización mayorista, enfocándose principalmente en el mercado primario.
3. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO
El proyecto tiene como objetivo regular los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural como parte del reglamento de operación de este recurso. Esta iniciativa establece disposiciones aplicables a las negociaciones para el suministro de gas natural, en armonía con los lineamientos de política pública establecidos en el Decreto 1073 de 2015[18]. En consecuencia, el proyecto sustituye medidas contenidas en la Resolución CREG 186 de 2020 e integra disposiciones vigentes como las previstas en la Resolución CREG 136 de 2014 y la Resolución CREG 102 013 de 2024. Cabe señalar que la resolución propuesta se fundamenta en ciertos desarrollos normativos[19] expedidos por la CREG durante los últimos dos años[20].
Entre los principales cambios normativos introducidos por el proyecto se resaltan los siguientes:
- Se dispone que, para todas las fuentes de suministro de gas, los participantes serán libres de escoger el mecanismo de comercialización del gas, ya sea a través de mecanismos de concurrencia de interesados, negociaciones bilaterales o cualquier otra forma que lleve a los vendedores a determinar las cantidades, los precios y los compradores del suministro de gas en el mercado primario[21], eliminando las subastas centralizadas. Además, se establece que todas las ofertas de venta en el mercado mayorista deben ser reportadas al Gestor del Mercado, quien publicará la información al día siguiente. En caso de omisión, no se registrará el contrato resultante[22].
- Se incorporan al mercado primario dos nuevas modalidades contractuales: el Contrato de Suministro Firme con Pago Mínimo del 80% (CF80)[23] y el Contrato de Suministro de Producción Total Disponible para la Venta en Pruebas[24], este último en concordancia con el artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015[25]. Así mismo, se eliminan los contratos de suministro C1 y C2.
- Se dispone que el contrato con interrupciones[26] se considerará firme o que garantiza firmeza en un día de gas cuando se cumplan ciertas condiciones[27]. Lo anterior sin eximir al prestador del servicio al usuario final del cumplimiento de lo establecido en el artículo 2.2.2.2.16[28] del Decreto 1073 de 2015[29]. El cambio normativo propuesto busca resolver situaciones en las que, por razones coyunturales, los comercializadores encargados de atender la Demanda Esencial[30] no pueden garantizar contratos firmes. En estos casos, se permite la celebración de contratos con interrupciones para asegurar el suministro, siempre que se cumplan las condiciones previstas en la iniciativa normativa. Con esta modificación, los comercializadores pueden trasladar a la tarifa los costos asociados a contratos con interrupciones que, bajo las disposiciones de este nuevo artículo, son considerados con firmeza de un día. De esta forma, se proporciona una herramienta para enfrentar circunstancias excepcionales sin comprometer la continuidad en el suministro a los usuarios esenciales.
- Se autoriza directamente la comercialización conjunta de la producción de gas natural de fuentes costa afuera y de yacimientos no convencionales[31].
- Se habilita que –en los casos en que se utilice el mecanismo de negociación directa sin la aplicación de un proceso de concurrencia de interesados– las ecuaciones para la actualización de los precios en los contratos, vigentes o nuevos, puedan aplicarse con la periodicidad mínima que acuerden las partes, la cual no podrá ser inferior a un trimestre estándar[32]. En caso de que no se logre un acuerdo se aplicarán las ecuaciones de actualización de precios establecidas en el Anexo 3 con el factor beta (??) igual a cero (0) y podrán ser aplicadas para una frecuencia periódica de como mínimo, un trimestre estándar[33].
4. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA PERSPECTIVA DE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA
La Superintendencia reconoce y valora el esfuerzo de la CREG en la estructuración del proyecto, el cual refleja una clara intención de garantizar el adecuado funcionamiento del mercado mayorista de gas natural en Colombia.
Es preciso destacar que la resolución propuesta fue elaborada mediante un proceso exhaustivo y participativo, en el que los diferentes agentes del mercado tuvieron una participación activa, contribuyendo de manera significativa a la formulación de las iniciativas regulatorias. Esta participación demuestra un enfoque regulatorio transparente en el que se busca equilibrar los intereses de distintos actores. Además, facilita la identificación temprana de posibles desafíos operativos y regulatorios, lo que permite ajustar la regulación de manera más efectiva antes de su implementación definitiva. En este contexto, se evidencia que el proyecto incorpora una evolución normativa sustentada en la aplicación de medidas previas[34] y en los aportes de los distintos agentes del sector. Para esta Autoridad, dicho enfoque refleja el compromiso de la CREG con la inclusión y la retroalimentación constructiva. Estos elementos son fundamentales para armonizar las reglas del mercado con los actuales lineamientos de política pública y con las condiciones presentes del sector, así como para fortalecer la confianza de los agentes en el marco normativo.
Ahora, desde una perspectiva económica, el proyecto aborda aspectos estructurales del mercado mayorista de gas natural que podrían llegar a contribuir positivamente al fortalecimiento de la dinámica competitiva. Por un lado, la inclusión de disposiciones que otorgan mayor flexibilidad contractual y una amplia libertad de comercialización a los participantes del mercado resulta relevante, pues permite a los agentes tranzar el gas bajo condiciones adaptadas a las especificidades del mercado y sus variaciones, incentivando la eficiencia en los acuerdos alcanzados. Este enfoque tiene el potencial de disminuir los costos de oportunidad derivados de restricciones comerciales rígidas (p.ej. subastas centralizadas en periodos específicos, límites en las duraciones de los contratos, modalidades contractuales poco efectivas). Es por esto que, al flexibilizar dichas restricciones, se incrementa la capacidad de los agentes económicos para adaptarse de manera eficiente a las fluctuaciones de la oferta y la demanda.
En particular, es importante destacar que la decisión de eliminar las modalidades contractuales C1 y C2 podría interpretarse como un paso hacia la optimización del marco normativo en el Mercado Mayorista de gas, en coherencia con un enfoque de mejora continua. Dicha decisión parece responder a la baja efectividad histórica de estas modalidades, que habrían presentado una limitada participación y resultados marginales en las dinámicas de contratación.[35] En este sentido, su eliminación podría contribuir a reducir potenciales fricciones o barreras comerciales que habrían restringido la capacidad de los agentes para negociar en condiciones más alineadas con sus necesidades operativas.
En el mismo sentido, la introducción de nuevas modalidades contractuales, como el contrato CF80, refleja un intento por abordar de manera más precisa las demandas del mercado, particularmente aquellas relacionadas con patrones de consumo variables o estacionalidad. Esto sugiere un esfuerzo por mejorar la asignación de recursos y la flexibilidad en las transacciones, elementos clave para optimizar la eficiencia económica del sector.
Adicionalmente, el proyecto incorpora una disposición que permite a los agentes del mercado proponer la inclusión de modalidades contractuales adicionales, sujeta a un análisis técnico y regulatorio por parte de la CREG[36]. Esta iniciativa evidencia un compromiso con la adaptabilidad del marco regulatorio y la participación activa de los agentes en el diseño de herramientas contractuales. La posibilidad de incorporar nuevos instrumentos normativos, siempre que cumplan con requisitos mínimos previamente definidos, promueve un entorno regulatorio más dinámico y capaz de ajustarse a las necesidades cambiantes del mercado.
En línea con lo anterior, esta Autoridad considera que la eliminación de las subastas asociadas a los contratos C1, C2, bimestrales y con interrupciones no plantea preocupaciones desde la perspectiva de la libre competencia económica, dado los argumentos y datos presentados por el regulador[37].
En efecto, dichas subastas han evidenciado bajos niveles de participación y contratación, lo que refleja su limitada capacidad para cumplir con los objetivos de asignación eficiente de recursos en el mercado mayorista de gas natural.[38] Además, la flexibilidad normativa introducida en años recientes, al permitir la negociación directa de estas modalidades contractuales, desplazó aún más la utilidad de las subastas al ofrecer alternativas más adaptadas a las preferencias y necesidades del mercado.[39]
En este contexto, se observa que la eliminación de las subastas no solo responde a su ineficiencia comprobada, sino que también se alinea con una evolución hacia instrumentos más ágiles y efectivos, diseñados para atender la demanda de gas natural de manera más precisa. De igual forma, el marco normativo propuesto introduce una mayor flexibilidad al dejar en manos de los agentes la decisión sobre qué mecanismo de comercialización utilizar, lo cual da tranquilidad a esta Superintendencia en la medida en que, si los participantes consideran eficiente el uso de las subastas desde su perspectiva racional y económica, teniendo en cuenta que dispondrá de información más detallada y actualizada, podrán seguir utilizándolas como mecanismo de comercialización. Por lo tanto, esta disposición no se percibe como una prohibición de las subastas, sino más bien como un reconocimiento de la capacidad de los agentes para evaluar y decidir el método más adecuado para sus necesidades, promoviendo la flexibilidad y confianza en las decisiones del mercado.
Por otro lado, el proyecto incluye medidas orientadas a incrementar la disponibilidad, periodicidad y precisión de la información, lo cual podría llegar a generar, en principio, dos efectos positivos. En primer lugar, contribuiría a reducir las asimetrías de información que inciden en la transparencia del mercado. El acceso a datos de mayor calidad podría disminuir las limitaciones al conocimiento que enfrentan los participantes, mejorando su capacidad para tomar decisiones y favoreciendo un entorno competitivo en igualdad de condiciones. Un mercado en el que las decisiones que toman los participantes están mejor informadas, tiende a lograr una asignación más eficiente de los recursos. Esto, a su vez, tiene el potencial de generar mayor confianza en la eficiencia alcanzada por las fuerzas mismas del mercado, reduciendo, eventualmente, la necesidad de intervenciones regulatorias adicionales. En este punto es importante señalar que la información desempeña un papel fundamental en el funcionamiento eficiente de los mercados. Sin embargo, cuando existe asimetría de información, es decir, cuando una de las partes en una transacción posee más o mejor información que la otra, pueden surgir ineficiencias y fallas de mercado. Estas situaciones pueden llevar a resultados indeseados desde el punto de vista de la eficiencia económica[40].
En segundo lugar, la mejora en la calidad de los datos del mercado puede proporcionar al regulador una base técnica más sólida, especialmente a nivel cuantitativo, para identificar dinámicas que podrían requerir intervención normativa. Con información más completa y actualizada, el regulador estaría en condiciones de intervenir de manera oportuna y precisa frente a aquellas fallas que el mercado no puede corregir por sí mismo. Esto contribuiría a la formulación de políticas públicas más alineadas con las necesidades actuales y futuras del mercado, fortaleciendo su capacidad de anticipación y respuesta ante escenarios cambiantes. Así mismo, un marco regulatorio basado en datos confiables genera mayor certidumbre para los agentes del mercado, quienes podrán prever con mayor claridad el alcance y la justificación de eventuales intervenciones regulatorias.
En este orden de ideas, esta Autoridad considera que el proyecto tiene una incidencia positiva al promover la eficiencia en la asignación de recursos y fortalecer las dinámicas competitivas en el mercado mayorista de gas natural.
La promoción de la eficiencia se evidencia en la eliminación de modalidades contractuales y comerciales que han demostrado ser ineficaces, así como en la introducción de herramientas contractuales más flexibles que permiten a los agentes operar bajo condiciones más alineadas con sus necesidades reales. Adicionalmente, el incremento en la libertad para seleccionar mecanismos de comercialización y la posibilidad de que los agentes propongan nuevas modalidades contractuales reflejan un marco regulatorio más abierto y adaptable. Este enfoque contribuye a reducir barreras de entrada y salida, fomentando esquemas de contratación más eficaces y dinámicos.
Por su parte, el fortalecimiento de las dinámicas competitivas se manifiesta en las mejoras en la claridad normativa que incorpora el proyecto y, especialmente, en la calidad y disponibilidad de la información. Estas medidas disminuyen las asimetrías informativas, lo cual resulta esencial para que los agentes puedan tomar decisiones más informadas. Esto, a su vez, fomenta una competencia más equitativa y transparente en el mercado.
Sin perjuicio de lo anterior, la Superintendencia expondrá a continuación los riesgos que, desde la perspectiva de la libre competencia, pueden tener algunas reglas establecidas en el proyecto. Cabe resaltar que estos riesgos también fueron identificados por parte de la CREG en el análisis incluido en el cuestionario de abogacía de la competencia[41].
4.1. Sobre la existencia de posibles tratos diferenciados
Esta Superintendencia coincide con el regulador en que algunas de las disposiciones previstas en el proyecto implican la introducción de un trato diferenciado. En particular, y tal como lo señala la CREG, dicho trato se refleja en los siguientes tres aspectos:
i. Permitir el registro de contratos correspondientes a modalidades no adoptadas por la CREG, siempre que estos contratos provengan de Contratos Firmes Sujeto a Condiciones (Artículo 43 en concordancia con el numeral vi del literal c del Artículo 21 del proyecto).
ii. Autorizar la modificación de la declaración de PTDV en Pruebas en cualquier momento, así como el registro de contratos asociados a campos en pruebas extensas o sin declaración de comercialidad, siempre que dichos contratos negocien la ejecución del suministro durante el período de pruebas (Parágrafo 3 del Artículo 21 del proyecto).
iii. Permitir directamente la comercialización conjunta de la producción proveniente de fuentes de suministro nuevas costa afuera y de yacimientos no convencionales, siempre que dichas fuentes no hayan declarado su comercialidad ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos a la entrada en vigencia de la regulación (Artículo 24 del proyecto).
Para esta Autoridad, los literales i y ii no generarían preocupaciones desde la perspectiva de la libre competencia económica, con fundamento en lo siguiente:
Para iniciar, es importante entender que el proyecto introduce claridad normativa respecto a dos modalidades de contratación específicas aplicables a las fuentes de suministro asociadas a campos en pruebas o sin declaración de comercialidad: La primera consiste en la negociación y registro de contratos de suministro de gas cuyas entregas se ejecutan exclusivamente durante el período de pruebas; la segunda modalidad está relacionada con el registro de contratos de suministro inicialmente suscritos bajo la figura de Contrato Firme sujeto a Condiciones, los cuales adquieren firmeza y se ejecutan una vez se haya declarado la comercialidad de la fuente de suministro y se cuente con la certificación de reservas de gas natural. Estas disposiciones reflejan un marco regulatorio adaptado a las particularidades técnicas y operativas de estas fuentes de suministro, permitiendo su participación en el mercado bajo condiciones específicas.
Con relación al literal i, es importante subrayar que la posibilidad de negociar Contratos Firmes sujetos a Condiciones fue introducida por el Decreto 1467 de 2024, que adicionó esta modalidad al artículo 2.2.2.1.4 del Decreto 1073 de 2015. A partir de este marco, el artículo 43 del proyecto busca armonizar este lineamiento de política pública con las disposiciones regulatorias sectoriales, estableciendo las condiciones que deberán cumplir los contratos resultantes al momento de su registro ante el Gestor del Mercado.
En esa medida, el trato diferenciado señalado por la CREG en el cuestionario de abogacía debe analizarse en el contexto del marco normativo del Decreto 1073 de 2015, que establece que para la comercialización de gas natural solo se reconocen dos tipos principales de contratos: el contrato en firme o que garantiza firmeza[42], y el contrato interrumpible o que no garantiza firmeza. El contrato en firme se caracteriza por asegurar el suministro continuo de una cantidad máxima de gas natural durante un período determinado, sin interrupciones, y requiere de respaldo físico[43]. El respaldo físico, a su vez, es la garantía de que, para el caso del productor, se cuente con reservas probadas[44] de gas natural, las cuales se certifican mediante la declaración de comercialidad de la fuente de suministro. En esa medida, las fuentes que aún no han declarado su comercialidad no pueden garantizar respaldo físico y, por ende, los productores no pueden cumplir con los requisitos para celebrar contratos en firme.
Para superar esta limitación, el Ministerio de Minas y Energía introdujo los Contratos Firmes sujetos a Condiciones, que permiten a las fuentes de suministro sin declaración de comercialidad negociar compromisos de suministro a futuro. Estos contratos adquieren firmeza únicamente cuando se obtiene la declaración de comercialidad. De esta forma, desde la política pública se habilita la comercialización anticipada de volúmenes de gas provenientes de fuentes en etapas tempranas de desarrollo, incentivando nuevas inversiones sin contravenir las disposiciones regulatorias existentes.
Llegados a este punto, es importante señalar que la CREG, en el ejercicio de sus competencias legales, regula los aspectos comerciales y contractuales de las fuentes de suministro. Consciente de dicho marco legal de competencia, a través del proyecto, el regulador pretende establecer un mecanismo para armonizar los Contratos Firmes sujetos a Condiciones introducidos por el Ministerio de Minas y Energía con el marco regulatorio sectorial, asegurando que los contratos resultantes cumplan con los requisitos mínimos establecidos para su registro y ejecución.
Al respecto, cabe resaltar que el registro de contratos tiene un papel esencial en el esquema regulatorio, ya que garantiza que los contratos sean ejecutables dentro del marco normativo, evitando riesgos de incumplimiento o distorsiones en el mercado. Por esta razón, la regulación propuesta por la CREG asegura que los contratos resultantes de Contratos Firmes sujetos a Condiciones se integren al mercado mayorista de gas natural bajo principios de transparencia y eficiencia regulatoria. Este enfoque respeta la libertad contractual otorgada por el Ministerio de Minas y Energía y, al mismo tiempo, refuerza las disposiciones regulatorias destinadas a preservar la competitividad y el buen funcionamiento del mercado.
En síntesis, esta Autoridad entiende que el propósito del trato diferenciado identificado tiene un doble objetivo: armonizar las disposiciones introducidas recientemente por el Decreto 1467 de 2024 con la regulación sectorial, y garantizar que los contratos resultantes cumplan con los principios de transparencia y eficiencia que rigen el Mercado Mayorista de gas. Esto ofrece certidumbre jurídica a los agentes del mercado, y contribuye a la promoción de un entorno competitivo y equilibrado para todos los participantes.
Por lo anterior, desde la perspectiva de la libre competencia económica, esta disposición no genera preocupaciones. En lugar de otorgar ventajas indebidas, el trato diferenciado está diseñado para incentivar el desarrollo de nuevas fuentes de suministro, alineándose con los objetivos de política energética. Al mismo tiempo, asegura que el marco regulatorio preserve los principios de transparencia, neutralidad y eficiencia, garantizando que las dinámicas del mercado continúen beneficiando tanto a los agentes como a los consumidores.
Respecto del literal ii se evidenció que, la flexibilización para modificar la declaración de PTDV en Pruebas, así como la posibilidad de registrar en cualquier momento los contratos asociados a campos en pruebas extensas o sin declaración de comercialidad que negocien el suministro durante dicho período, también son iniciativas que responderían a las características propias de la etapa de explotación de gas natural. En efecto, durante el período de pruebas, previo a la declaración de comercialidad, estas fuentes de suministro –aunque aún no cuenten con la certificación de reservas de gas natural– producen dicho recurso con una variabilidad inherente en su comportamiento productivo[45].
Así las cosas, las flexibilizaciones propuestas estarían alineadas con la política pública energética, que busca maximizar el aprovechamiento de estas fuentes mediante su comercialización bajo condiciones específicas. Estas medidas no solo estarían reconociendo las incertidumbres asociadas a su operación, sino que también asegurarían su contribución al suministro energético nacional en el corto plazo. Además, dichas flexibilizaciones podrían permitir a los agentes actualizar la información de producción de estas fuentes, según sea necesario; lo que puede generar beneficios para los formuladores de política pública y los reguladores, puesto que, al disponer de datos más precisos sobre la PTDV de gas en Colombia, se facilita una toma de decisiones más informada y eficiente en el ámbito regulatorio y energético.
En relación con el numeral iii que establece la posibilidad de permitir directamente la comercialización conjunta de la producción proveniente de fuentes de suministro nuevas costa afuera y de yacimientos no convencionales, esta Autoridad considera relevante presentar observaciones respecto a la potencial incidencia que esta disposición regulatoria podría tener en la dinámica competitiva del Mercado Mayorista de gas en Colombia. En este sentido, en la siguiente sección se profundizará al respecto.
4.1.1. Sobre la habilitación directa de la comercialización conjunta
4.1.1.1. Regla propuesta
El artículo 24 del proyecto establece que los socios de un contrato de asociación o los participantes de un contrato de exploración y producción de hidrocarburos, que cuenten con una fuente de suministro ubicada costa afuera o proveniente de un yacimiento no convencional, y que, a la fecha de publicación del proyecto, no hayan declarado la comercialidad de dicha fuente ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos - ANH, podrán comercializar la producción de gas natural de dicha fuente o de dicho contrato mediante la modalidad de comercialización conjunta definida en la Resolución CREG 093 de 2006 o en aquella que la modifique o sustituya. Para ello, no será necesario obtener la autorización prevista en el artículo 3 de la mencionada resolución.
4.1.1.2. Consideraciones de la Superintendencia de Industria y Comercio
La regla propuesta introduciría un trato diferenciado al eliminar la necesidad de autorización previa por parte de la CREG para la comercialización conjunta de gas natural proveniente de fuentes costa afuera y de yacimientos no convencionales, siempre que estas no hayan declarado su comercialidad al momento de la publicación del proyecto. En concreto, este trato diferenciado consiste en eximir a los socios de un contrato de asociación o los participantes de un contrato de exploración y producción de hidrocarburos del cumplimiento del procedimiento regulado en el artículo 4 de la Resolución CREG 093 de 2006, el cual exige demostrar el cumplimiento de los criterios establecidos en el artículo 3 de la misma resolución, los cuales son:
“1. Que la producción de gas natural proveniente de un campo productor o de un contrato de explotación, en conjunto con las reservas probadas y la capacidad de producción existente al momento de la solicitud, sea necesaria para garantizar la seguridad en el suministro.
2. Que a los interesados no les es posible definir o modificar unilateralmente las condiciones de precios en el mercado.
3. Que la Comercialización Independiente de la producción de gas natural en un proyecto, no hace factible la ejecución de las inversiones requeridas para desarrollar las reservas de un campo.”
En relación con los tratos diferenciados, esta Superintendencia ha manifestado en reiteradas ocasiones que su existencia no constituye, per se, una restricción a la libre competencia económica, siempre que se encuentre debidamente justificada[46]. En este sentido, al examinar las justificaciones presentadas por el regulador respecto a la regla propuesta, se observó lo siguiente.
Por un lado, se observó que la CREG señaló –en el cuestionario de abogacía de la competencia– que dicha regla se fundamenta en la consideración de que las condiciones establecidas en la Resolución CREG 093 de 2006 para autorizar la comercialización conjunta se cumplen necesariamente en este tipo de fuentes[47]. El regulador evidencia que la producción de gas proveniente de un campo productor o de un contrato de explotación, junto con las reservas probadas y la capacidad de producción existente al momento de la solicitud, son indispensables para garantizar la seguridad en el suministro[48]. Así mismo, el regulador también argumentó que la comercialización independiente de la producción de gas en un proyecto no permite viabilizar las inversiones requeridas para desarrollar las reservas de un campo, debido a las significativas economías de escala necesarias para la exploración y explotación de estas fuentes, las cuales exigen un cierre financiero conjunto entre los socios de cada contrato[49].
Por otro lado, en la documentación soporte se identificó como uno de los objetivos específicos del proyecto: promover la contratación futura del suministro de fuentes ubicadas costa afuera, de yacimientos no convencionales y de fuentes en el exterior. Esto se lograría otorgando flexibilidades particulares, considerando que el uso de dichas fuentes no se ha presentado hasta ahora y que los mecanismos actuales podrían no ser adecuados para su comercialización, dadas las particularidades necesarias para alcanzar la etapa de desarrollo pactada en los contratos de producción[50]. Todo lo anterior, resultaría ser coherente con las problemáticas identificadas por la CREG, entre las que se destaca la estimación de que a mediano plazo podrían presentarse restricciones en la oferta física de gas natural para atender la totalidad de la demanda nacional, proyectada para el servicio público de gas combustible con gas natural[51].
En este contexto, la Superintendencia comprende que la regla propuesta tiene como objetivo eliminar una barrera que podría retrasar o limitar la comercialización conjunta de la producción de gas proveniente de fuentes costa afuera y de yacimientos no convencionales. Según los análisis del regulador anteriormente expuesto, las particularidades de estas fuentes –como sus altos costos, la necesidad de economías de escala y el cierre financiero conjunto– implican que los criterios 1 y 3 establecidos en el artículo 3 de la Resolución CREG 093 de 2006 ya se cumplen de manera inherente. En este sentido, la habilitación automática planteada en el artículo 24 del proyecto resultaría razonable, ya que permitiría reducir tiempos y costos asociados al procedimiento actual[52], haciendo más eficiente la incorporación de estas fuentes al Mercado Mayorista de gas natural, a pesar de no contar con la declaración de comercialidad, y con ello, incentivando el incremento de la producción nacional de este recurso.
Sin perjuicio de lo anterior, la Superintendencia observa que, aunque los argumentos expuestos en la documentación soporte sugieren que las fuentes costa afuera y los yacimientos no convencionales podrían cumplir inherentemente con los criterios 1 y 3 del artículo 3 de la Resolución CREG 093 de 2006, sería pertinente contar con una justificación más detallada que permita dar mayor certeza sobre su aplicabilidad en todos los casos.
Adicionalmente, en la documentación soporte no se habría adicionado una justificación específica respecto al cumplimiento del criterio 2, relacionado con la imposibilidad de los interesados de definir o modificar unilateralmente las condiciones de precios en el mercado. Si bien se entiende que el trato diferenciado tiene un alcance limitado al aplicarse únicamente a las dos fuentes reiteradas y que no hayan declarado su comercialidad, sería valioso que el regulador profundizara en cómo, por la naturaleza de este tipo de fuentes de suministro, no sería factible que los actores involucrados puedan definir o modificar unilateralmente las condiciones de precios.
Desde la perspectiva de la libre competencia económica, el criterio 2 reviste especial importancia, ya que busca prevenir riesgos asociados a prácticas como la fijación de precios o la coordinación anticompetitiva entre agentes. Por esta razón, a continuación, se presentan consideraciones relacionadas con los posibles riesgos teóricos que podrían surgir al habilitar automáticamente la comercialización conjunta, sin un análisis previo que determine si los agentes involucrados tienen la capacidad o incentivos para definir unilateralmente las condiciones de precios en el mercado.
4.1.1.2.1. Eventual incidencia competitiva que podría derivarse de la regla propuesta
El criterio 2, contenido en el artículo 3 de la Resolución CREG 093 de 2006, reviste especial importancia, ya que confiere al regulador la facultad de evaluar si la comercialización conjunta podría generar o consolidar una posición dominante en el mercado. Conforme al artículo 45 del Decreto 2153 de 1992, una posición dominante se define como “la posibilidad de determinar, directa o indirectamente, las condiciones de un mercado.”
En este contexto, el principal riesgo en materia de libre competencia que podría surgir, desde una perspectiva teórica, es que al permitir la comercialización conjunta en los términos plasmados en el proyecto, se fortalezca o consolide una posición dominante en el Mercado Mayorista de gas natural, o incluso se permita que un agente adquiera dicha posición si no la tenía previamente. Ante esta posibilidad, se derivan los riesgos asociados al ejercicio abusivo de una posición dominante, el cual tiende a ser perjudicial para el mercado y los consumidores.
La magnitud de la posible incidencia derivada de la comercialización conjunta dependerá de la estructura actual del mercado y de la cuota de mercado conjunta que los agentes participantes logren consolidar con el desarrollo de sus campos costa afuera y yacimientos no convencionales objeto de una eventual comercialización conjunta. Si los campos costa afuera o los yacimientos no convencionales involucrados en esta modalidad logran comercializar volúmenes significativos de gas natural, incluso bajo las limitaciones propias de no contar con una declaración de comercialidad, podrían capturar una proporción considerable del mercado total. En términos generales, a mayor participación, mayor será su influencia sobre las dinámicas competitivas del mercado.
Por su parte, aunque el propósito de esta medida es aumentar la oferta nacional de gas natural y mitigar riesgos de desabastecimiento físico y comercial, debe tenerse en cuenta que las restricciones en la oferta identificadas en el mediano plazo por el regulador[53] tiene la potencialidad de incrementar, de manera natural, el poder de negociación de los oferentes incumbentes en este mercado. Así las cosas, bajo un escenario de insuficiencia de oferta para satisfacer plenamente la demanda, los compradores enfrentarán opciones limitadas, lo que incrementará su dependencia de los agentes que controlan las fuentes de suministro disponibles. En este contexto, los comercializadores que operen bajo el esquema de comercialización conjunta podrían adquirir una ventaja adicional para influir en las condiciones del mercado, generando, teóricamente, mayores incentivos para elevar precios o imponer términos contractuales más favorables a sus intereses.
Así las cosas, esta Autoridad comprende la necesidad del regulador de diseñar incentivos que, alineados con la política pública actual, promuevan la oferta de gas natural en el país. De igual manera, reconoce la finalidad de la regla propuesta como una de las medidas orientadas a facilitar la comercialización del gas producido en campos sin declaración de comercialidad. En particular, es evidente que esta regla busca abordar las particularidades de dichas fuentes para fomentar su integración a la matriz minero-energética del país en el corto plazo. Simultáneamente, la medida envía señales de mercado a los agentes, incentivándolos a participar o expandirse en los procesos de exploración y explotación de gas natural en fuentes costa afuera y yacimientos no convencionales.
Sin perjuicio de lo anterior, y con base en el análisis realizado a lo largo de este capítulo, sería recomendable que el regulador, en primer lugar, robustezca la justificación para habilitar la comercialización conjunta. Esto implicaría presentar una fundamentación más detallada que permita evidenciar con mayor certeza el cumplimiento de los tres requisitos establecidos en el artículo 3 de la Resolución CREG 093 de 2006, particularmente en lo relacionado con la capacidad de los agentes para influir unilateralmente en los precios. Este fortalecimiento generaría mayor confianza en la transparencia de la regulación, lo cual es crucial cuando se establecen disposiciones que implican un trato diferenciado.
En segundo lugar, de forma propositiva se sugiere que el regulador considere la implementación de un mecanismo de monitoreo continuo y específico sobre las operaciones de comercialización conjunta realizadas bajo la regla propuesta. Este monitoreo actuaría como una herramienta persuasiva, disuadiendo a los agentes de incurrir en prácticas que restrinjan la competencia, además de permitir la identificación oportuna de cualquier conducta que afecte la entrada o permanencia de competidores en el mercado, el bienestar de los consumidores o la eficiencia económica del sector.
En definitiva, estas recomendaciones buscan contribuir constructivamente al diseño de una regulación que, sin desatender los objetivos de política energética, fortalezca la competencia económica y promueva un entorno más transparente y eficiente para todos los agentes del mercado.
5. RECOMENDACIONES
Por las razones expuestas, se recomienda a la CREG, en relación con el artículo 24 del proyecto:
- Ampliar la justificación técnica, jurídica y económica para habilitar directamente la comercialización conjunta para los participantes de un contrato de exploración y producción de hidrocarburos, que cuenten con una fuente de suministro ubicada costa afuera o proveniente de un yacimiento no convencional, y que, a la fecha de publicación de la resolución propuesta, no hayan declarado la comercialidad de dicha fuente ante la Agencia Nacional de Hidrocarburos.
- Considerar la implementación de un mecanismo de monitoreo continuo y específico sobre las operaciones de comercialización conjunta realizadas bajo la regla propuesta.
Respetuosamente, se sugiere al regulador que el tratamiento de las recomendaciones aquí presentadas sea incorporado, de manera expresa, en las consideraciones del acto administrativo que se expida, de conformidad con lo dispuesto en los artículos 2.2.2.30.7 y 2.2.2.30.9 del Decreto 1074 de 2015.
Para finalizar, se solicita amablemente a la CREG que, al expedir el proyecto, remita una copia de este acompañada con la última versión de su memoria justificativa, al correo electrónico grabogacia@sic.gov.co.
Cordialmente,
INGRID SORAYA ORTIZ BAQUERO
SUPERINTENDENTE DELEGADA PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA
DESPACHO DEL SUPERINTENDENTE DELEGADO PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA
1. “Por la cual se modifican las Resoluciones CREG 057 de 1996 y 018 de 2002, y se dictan otras disposiciones.”
2. “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales aplicables a la compraventa de gas natural mediante contratos firmes bimestrales en el Mercado Mayorista de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural.”
3. "Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía."
4. “Contrato Firme o que Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico.”
5. “Contrato Interrumpible o que no Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente no asume compromiso de continuidad del servicio de suministro de un volumen máximo de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte de gas natural. Este servicio puede ser interrumpido por cualquiera de las partes, en los términos definidos en el contrato.”
6. Adicionado por el artículo 2 del Decreto 1467 de 2024. Por medio del Concepto de Abogacía de la Competencia No. 24-324895, esta Superintendencia analizó el proyecto que dio lugar a dicho decreto. Al respecto, no se formularon recomendaciones relacionadas con la inclusión de la referida modalidad contractual.
7. Decreto 1073 de 2015. Artículo 2.2.2.1.4. “(…) Demanda Esencial: Corresponde a i) la demanda de gas natural para la operación de las estaciones de compresión del SNT, ii) la demanda de gas natural de usuarios residenciales y pequeños usuarios comerciales inmersos en la red de distribución, iii) la demanda de GNCV, y iv) la demanda de gas natural de las refinerías, excluyendo aquella con destino a autogeneración de energía eléctrica que pueda ser reemplazada con energía del sistema interconectado nacional.”
8. “Por la cual se reglamentan aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural.”
9. “Boletín Electrónico Central - BEC: página web en la que el gestor del mercado despliega información transaccional y operativa que haya sido recopilada, verificada y publicada conforme a los lineamientos de la presente Resolución. Es también una herramienta que permite a participantes del mercado intercambiar información para la compra y venta de gas natural y de capacidad de transporte de gas natural, con el propósito de facilitar las negociaciones en el mercado de gas natural y de dotar de publicidad y transparencia a dicho mercado.”
10. “Por la cual se adoptan medidas transitorias en relación con los mecanismos y procedimientos de comercialización de gas natural de la Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF) y de las Cantidades Importadas Disponibles para la Venta en Firme (CIDVF), conforme a lo establecido en la Resolución CREG 186 de 2020.”
Por medio del Concepto de Abogacía de la Competencia No. 23-346292, esta Superintendencia analizó el proyecto que dio lugar a dicha disposición y concluyó que su expedición no generaría afectaciones negativas a la libre competencia económica. En consecuencia, no se formularon recomendaciones.
11. “contrato escrito en el que el vendedor garantiza el servicio de suministro de una cantidad diaria máxima de gas natural sin interrupciones, durante un período determinado, y el comprador se compromete a pagar en la liquidación mensual mínimo el 95% de la cantidad contratada correspondiente al mes, independientemente de que sea consumida o no, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.”
12. “contrato escrito en el que el vendedor garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural, con un componente fijo equivalente a un porcentaje de la cantidad máxima y un derecho del comprador a ejercer el porcentaje restante únicamente para su consumo y no para reventa. Corresponde a suministro sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico.”
13. “contrato escrito en el que el vendedor ofrece el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural, en el que se garantiza una parte fija, porcentaje de la cantidad máxima, y la cantidad correspondiente al porcentaje restante se considera firme siempre y cuando exista la disponibilidad por la no ejecución de las opciones de contratos de suministro C1. Corresponde a suministro sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de respaldo físico, de acuerdo con las condiciones establecidas en la presente resolución.”
14. “Por la cual se realizan adiciones transitorias a los aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural establecidos en la Resolución CREG 186 de 2020.”
Por medio del Concepto de Abogacía de la Competencia No. 23-564444, esta Superintendencia analizó un proyecto de resolución que establecía una priorización en el suministro de gas en favor de la Demanda esencial y regulada. Al respecto, se recomendó al regulador evaluar si su aplicación pudiese generar un incremento en los precios del gas natural.
15. “Por la cual se modifica la Resolución CREG 186 de 2020.”
Por medio del Concepto de Abogacía de la Competencia No. 24-316350, esta Superintendencia analizó el proyecto que dio lugar a dicha disposición y recomendó al regulador considerar la inclusión de un mecanismo de revisión periódica de las condiciones del mercado mayorista de gas natural en Colombia. Este mecanismo tendría como propósito evaluar la necesidad de mantener o ajustar los mecanismos de priorización, asegurando que su aplicación se limite exclusivamente a las circunstancias excepcionales previstas en la regulación sectorial.
16. “Por el cual se modifica el artículo 2.2.2.2.24 del Decreto 1073 de 2015, en relación con la disponibilidad de gas natural con destino a la demanda de gas eléctrica durante eventos de baja hidrología.”
17. “Por la cual se establecen medidas adicionales a los aspectos comerciales del suministro y del transporte del mercado mayorista de gas natural establecidos en las resoluciones CREG 186 de 2020 y 185 de 2020.”
18. Proyecto, página 8.
19. Resolución 102 004 de 4 de septiembre de 2023; Resolución 102 007 de 21 de junio de 2024; Resolución 102 009 de 22 de agosto de 2024 y Resolución 102 013 de 29 de octubre de 2024.
20. Proyecto, página 8.
21. Proyecto, “Artículo 18. Mecanismo de comercialización”
22. Proyecto, “Anexo 9. Principios de negociación de los contratos de suministro de gas natural”, literal b.
23. Proyecto, Artículo 3. “Contrato de suministro firme con pago mínimo del 80%, CF80: contrato escrito en el que el vendedor garantiza el servicio de suministro de una cantidad diaria máxima de gas natural sin interrupciones, durante un período determinado, y el comprador se compromete a pagar en la liquidación mensual, como mínimo, el ochenta por ciento (80%) de la cantidad contratada correspondiente al mes, independientemente de que sea consumida o no, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere contar con Respaldo Físico y deberá estar suscrito únicamente entre los Participantes del mercado.”
24. Proyecto, Artículo 3. “Contrato de suministro de PTDV en Pruebas: contrato escrito en el que un productor-comercializador garantiza el servicio de suministro de una cantidad diaria máxima de gas natural sin interrupciones, en un período determinado que ocurre solamente durante la ejecución de las pruebas extensas o antes de la declaración de comercialidad, según lo dispuesto en la presente resolución. Las partes podrán pactar el pago en la liquidación mensual, de un porcentaje mínimo de la cantidad contratada correspondiente al mes, independientemente de que sea consumida o no. Esta modalidad contractual no requiere contar con Respaldo Físico.”
25. Proyecto, “Artículo 8. Modalidades de contratos de suministro permitidos”.
26. Proyecto, Artículo 3. “Contrato de suministro con interrupciones, CI: contrato escrito en el que las partes acuerdan no asumir compromiso de continuidad diaria en la entrega o recibo de una cantidad máxima diaria de gas natural durante el período contratado. El contrato se considera firme o que garantiza firmeza y que cuenta con Respaldo Físico en un día de gas, cuando se cumple con lo establecido en el artículo 38 de la presente resolución”.
27. Proyecto, Artículo 38. “Ejecución de contratos con interrupciones. El contrato con interrupciones se considera firme o que garantiza firmeza en un día de gas, cuando se cumple con cada una de las siguientes condiciones: i.) En desarrollo del ciclo de nominación del día previo al día de gas, la parte compradora nomina una cantidad de gas; y, ii.) La parte vendedora autoriza la cantidad de energía a suministrar en el día de gas siguiente. El contrato se considera que cuenta con Respaldo Físico, cuando en adición al cumplimiento de las condiciones anteriormente enunciadas, la Fuente de Suministro utilizada cuenta con Reservas de Gas Natural”.
28. “ARTÍCULO 2.2.2.2.16. Demanda Esencial. Los Agentes que atiendan la Demanda Esencial tienen la obligación de contratar el suministro y el transporte de gas natural para la atención de dicha demanda, según corresponda, con Agentes que cuenten con Respaldo Físico. Las cantidades de gas declaradas en virtud del artículo 2.2.2.2.21. de este Decreto y que se destinen para la atención de la demanda de gas natural para las refinerías tendrán el tratamiento de contratadas para los efectos de este artículo.”
29. Proyecto, “Artículo 38. Ejecución de contratos con interrupciones”.
30. De acuerdo con la política pública establecida en el Decreto 1073 de 2015, los agentes encargados de atender la Demanda Esencial están obligados a contratar exclusivamente con agentes que cuenten con respaldo físico. Este respaldo consiste en la garantía de que, al momento de ofrecer suministro para un período determinado, el agente dispone de los recursos necesarios para cumplir con sus compromisos contractuales. En el caso de los productores, el respaldo físico se basa en la existencia de Reservas de Gas Natural suficientes. Para los comercializadores, implica contar con contratos de suministro firme de gas natural. En cuanto a los transportadores, deben disponer físicamente de la capacidad de transporte necesaria para asumir y garantizar la firmeza de sus compromisos contractuales hasta el cese de las entregas.
31. Proyecto, “Artículo 24. Comercialización conjunta de la producción de Fuentes de Suministro nuevas costa afuera y YNC”.
32. Proyecto, Artículo 3. “Trimestres Estándar: son los trimestres de diciembre a febrero, marzo a mayo, junio a agosto y septiembre a noviembre de cada año de gas.”
33. Proyecto, “Artículo 15. Actualización de precios”.
34. Proyecto, página 8. “Posteriormente a la recepción de comentarios del Proyecto de Resolución CREG 702 003 de 2023, la CREG publicó las siguientes resoluciones, todas ellas después de haberse surtidos sendos procesos de consulta al público, de la recepción de los comentarios, del análisis de los comentarios y del concepto de la Superintendencia de Industria y Comercio de abogacía de la competencia, en los casos que a ello se encontró necesario: Resolución 102 004 de 4 de septiembre de 2023 por la cual se adoptan medidas transitorias en relación con los mecanismos y procedimientos de comercialización de gas natural de la Producción Total Disponible para la Venta en Firme (PTDVF) y de las Cantidades Importadas Disponibles para la Venta en Firme (CIDVF), conforme a lo establecido en la Resolución CREG 186 de 2020; Resolución 102 007 de 21 de junio de 2024 por la cual se realizan adiciones transitorias a los aspectos comerciales del suministro del Mercado Mayorista de gas natural establecidos en la Resolución CREG 186 de 2020, Resolución 102 009 de 22 de agosto de 2024 por la cual se modifica la Resolución CREG 186 de 2020 y Resolución 102 013 de 29 de octubre de 2024 por la cual se establecen medidas adicionales a los aspectos comerciales del suministro y del transporte del Mercado Mayorista de gas natural establecidos en las resoluciones CREG 186 de 2020 y 185 de 2020.”
35. Documento soporte aportado al trámite No. 25003557–0001100004. Página 42-43.
36. Proyecto, artículo 8. “Parágrafo 6. Los Participantes del mercado de Gas Natural podrán solicitar a la CREG la inclusión de modalidades contractuales adicionales a las establecidas en la presente resolución para el mercado primario, la CREG procederá a su análisis y, de encontrarlo necesario y pertinente, procederá a su aprobación mediante Resolución aparte, siguiendo los procedimientos pertinentes que se desarrollan para las regulaciones de iniciativa CREG. Estas nuevas modalidades de contratos deberán cumplir con los requisitos mínimos de que trata el Capítulo II del Título III de la presente resolución.”
37. Documento soporte aportado al trámite No. 25003557–0001100004. Página 42-46.
38. Documento soporte aportado al trámite No. 25003557–0001100004. Página 42-43. Según el regulador, la baja eficacia puede llegar a atribuirse a factores estructurales del mercado, entre ellos la falta de interés de los compradores y la fijación de precios de reserva que no incentivaron la participación activa de los agentes, resultando en una subutilización del mecanismo.
39. Ídem.
40. “La obligación de información podría corregir las fallas de mercado antes descritas. En primer lugar, puede reducir los costos de transacción ex ante y ex post, al obligar a las partes de un contrato a revelar cierta o toda la información relacionada con el intercambio. En segundo lugar, puede disminuir la incertidumbre acerca del comportamiento oportunista y los problemas de riesgo moral, selección adversa, asimetría de información, contratos incompletos, contratos imperfectos”. Devis-Cantillo, J., Gómez-Quiñones, M. del P., & López-Pontón, E. (2019). Obligación de información y asimetrías de información en el mercado bancario colombiano. Revista de Economía Institucional, 21(40).
41. Documento aportado al trámite No. 25-003557–0000300008. Páginas 33 – 35.
42. Decreto 1073 de 2015. Artículo 2.2.2.1.1. “Contrato Firme o que Garantiza Firmeza: Contrato escrito en el que un Agente garantiza el servicio de suministro de una cantidad máxima de gas natural y/o de capacidad máxima de transporte, sin interrupciones, durante un período determinado, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas. Esta modalidad de contrato requiere de Respaldo Físico.”
43. Decreto 1073 de 2015. Artículo 2.2.2.1.1. “Respaldo Físico. Garantía de que, al momento de ofrecer suministro para un período dado, un productor cuenta con Reservas de Gas Natural, o que un comercializador cuenta con contratos de suministro firme de gas natural, o que un transportador cuenta físicamente con la capacidad de transporte para asumir y cumplir compromisos contractuales Firmes o que garantizan firmeza, hasta el cese de las entregas. Se entenderá que un comercializador de gas natural importado cuenta con Respaldo Físico, cuando al momento de ofrecer suministro para un período dado tiene un contrato que garantiza el acceso y derecho de uso a: (i) la capacidad de las interconexiones internacionales y/o (ii) la capacidad de las infraestructuras de regasificación.”
44. Decreto 1073 de 2015. Artículo 2.2.1.1.1.1.1.1.. “Reservas de hidrocarburos: Reservas de crudo y gas que incluyen tanto los volúmenes de reservas probadas como las reservas no probadas.” “Reservas probadas: Cantidades de hidrocarburos que, de acuerdo con el análisis de la información geológica y de ingeniería, se estiman, con razonable certeza, podrán ser comercialmente recuperadas, a partir de una fecha dada, desde acumulaciones conocidas y bajo las condiciones económicas operacionales y regulaciones gubernamentales existentes. Estas pueden clasificarse en reservas probadas desarrolladas y reservas probadas no desarrolladas. En general, las acumulaciones de hidrocarburos en cantidades determinadas se consideran reservas probadas a partir de la declaración de comercialidad.”
45. Teniendo en cuenta que durante el período de pruebas previo a la declaración de comercialidad las fuentes de suministro aún no cuentan con la certificación de reservas, producen gas natural con una variabilidad que obedece a factores como la incertidumbre en las características del yacimiento, limitaciones técnicas asociadas a la fase exploratoria o ajustes operativos. Todos estos factores influyen en la capacidad nominal de las instalaciones de producción existentes y proyectadas. Al respecto, ECOPETROL señala que existen riesgos e incertidumbres en proyectos de gran envergadura cuando se trata de la explotación de gas natural proveniente de campos para los cuales no se ha declarado la comercialidad. Documento aportado al trámite No. 25-003557–0000300008. Página 283.
46. Superintendencia de Industria y Comercio. Concepto de abogacía de la competencia No. 21-347433. Reiterado en el concepto de abogacía de la competencia No. 23-334346, 24-259117, 24-282757,24-373747, 24-452702, 24-547923.
47. Documento aportado al trámite No. 25003557–0000300008. Página 34.
48. Ídem.
49. Ídem.
50. Documento aportado al trámite No. 25003557–0001100004. Página 35.
51. Documento aportado al trámite No. 25003557–0001100004. Páginas 18-22.
52. Resolución CREG 093 de 2006. “ARTÍCULO 4o. ACTUACIÓN PARA EXPEDIR LA AUTORIZACIÓN PARA COMERCIALIZACIÓN CONJUNTA. Los socios de un campo productor o de un contrato de explotación que consideren que se presentan los criterios establecidos en el artículo 3o de esta resolución, podrán solicitar una autorización, para lo cual deberán: a) Remitir a la CREG la información señalada en el artículo 5o del Código Contencioso Administrativo, y la demás información que considere pertinente para demostrar que cumple con los criterios que establece el artículo 3o de esta resolución; b) Publicar dentro de los diez (10) días siguientes al envío de la totalidad de la información a la Comisión, en un diario de amplia circulación, o en uno de circulación nacional, un resumen de la solicitud presentada a la Comisión, con el fin de que los terceros interesados puedan presentar ante la CREG observaciones sobre tal solicitud, dentro del mes siguiente a la fecha de publicación. Adicionalmente, deberá enviar copia del aviso de prensa respectivo a la CREG.”
53. Documento aportado al trámite No. 25003557–0001100004. Página 18.
