CONCEPTO 282812 DE 2020

(septiembre 22)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Bogotá D.C.

1007

Doctor

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS -CREG

jorge.valencia@creg.gov.co / notificaciones1@creg.gov.co

BOGOTÁ D.C. COLOMBIA

Asunto:	Radicación:   20-282812- -1-0 Trámite:   396 Evento:    Actuación:  440 Folios:   13
Referencia:	Concepto de Abogacía de la Competencia (artículo 7 de la Ley 1340 de 2009). Proyecto de Resolución: “Por la cual se establecen disposiciones sobre la comercialización de capacidad de transporte en el mercado mayorista de gas natural” (en adelante el “Proyecto”).

Respetado Doctor Valencia:

En atención a la comunicación radicada el pasado 11 de agosto de 2020 con número 20-282812 por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (en adelante “CREG”) esta Superintendencia rinde concepto sobre el Proyecto indicado en la referencia. Para ello, se describirá el fundamento legal de la función de abogacía de la competencia, se explicará brevemente el Proyecto con su correspondiente análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica, y, se emitirán algunas recomendaciones.

1. FUNDAMENTO LEGAL

De acuerdo con el artículo 7 de la Ley 1340 de 2009, modificado por el artículo 146 de la Ley 1955 de 2019:

"(…) la Superintendencia de Industria y Comercio podrá rendir concepto previo, a solicitud o de oficio, sobre los proyectos de regulación estatal que puedan tener incidencia sobre la libre competencia en los mercados. Para estos efectos las autoridades deberán informar a la Superintendencia de Industria y Comercio los actos administrativos que pretendan expedir. El concepto emitido por la Superintendencia de Industria y Comercio en este sentido no será vinculante. Sin embargo, si la autoridad respectiva se apartara de dicho concepto, la misma deberá manifestar de manera expresa dentro de las consideraciones de la decisión los motivos por los cuales se aparta" (subrayas fuera del texto).

La Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado indicó el efecto jurídico que podría tener, sobre la norma regulatoria expedida por una autoridad de regulación, el incumplimiento de las obligaciones del citado artículo en los siguientes términos:

“El efecto jurídico que podría traer para la autoridad de regulación el no remitir un proyecto regulatorio a la Superintendencia de Industria y Comercio para su evaluación dentro de la función de abogacía de la competencia, o el de apartarse del concepto previo expedido por la Superintendencia de Industria y Comercio, sin manifestar de manera expresa los motivos por los cuales se aparta, en principio, sería la nulidad del acto administrativo y violación de las normas en que debe fundarse, causales que deberán ser estudiadas y declaradas, en todo caso, por la Jurisdicción de lo Contencioso Administrativo”^[1] (subrayas fuera del texto).

Adicionalmente, es importante mencionar que los conceptos de abogacía de la competencia cumplen labores preventivas de protección a la libre competencia. El Consejo de Estado ha indicado que el objeto de la abogacía de la competencia es que el Estado no obstaculice las dinámicas del mercado con su actividad regulatoria. También pretende evitar que a través de actuaciones normativas se generen externalidades negativas o se incremente el costo social de la regulación. En este sentido, la abogacía de la competencia no interfiere en la autonomía de los reguladores, y su objetivo no es sugerir medidas regulatorias sino formular las recomendaciones que esta autoridad pueda considerar pertinentes respecto del Proyecto. En efecto, el regulador mantiene la decisión final de expedir el acto administrativo acogiendo o no las recomendaciones de esta Superintendencia^[2].

Finalmente, el artículo 2.2.2.30.7 del Decreto 1074 de 2015 estableció la obligación de las autoridades de regulación de dejar constancia del trámite de abogacía de la competencia. En cumplimiento de dicha obligación, en la parte considerativa del acto administrativo con posible incidencia en la libre competencia económica, la autoridad deberá consignar expresamente si consultó a la Superintendencia de Industria y Comercio y si esta entidad emitió recomendaciones o no.

2. REGULACIÓN PROPUESTA

2.1. Antecedentes normativos

2.1.1. Ley 142 de 1994^[3]

En el artículo 73 preceptúa que una de las funciones de las comisiones de regulación es regular los monopolios bajo los cuales se prestan servicios públicos en aquellos casos en los que no sea posible la competencia.

2.1.2. Resolución CREG 123 de 2013^[4]

El capítulo VI de esta resolución determina los lineamientos para la liquidación del suministro y transporte de gas natural. Los artículos 13 y 14 indican la información a tener en cuenta para la liquidación del suministro y transporte de gas natural en el mercado primario y secundario respectivamente^[5].

2.1.3. Resolución CREG 107 de 2017^[6]

Esta resolución tiene como objeto el establecimiento de los mecanismos centralizados para la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural (en adelante “PAG”). Las inversiones en los PAG se adelantarán a través de procesos de selección. La Unidad de Planeación Minero-Energética será la encargada de llevar a cabo estos procesos para seleccionar adjudicatarios. Esta resolución indica quiénes podrán ser participantes de los procesos de selección^[7], así como los documentos a presentar y el esquema de remuneración.^[8]

De acuerdo con el artículo 16 de dicha resolución, el perfil de pagos anual del adjudicatario se oficializará a través de una resolución de la CREG. En este acto administrativo la CREG indicará el ingreso anual esperado que el adjudicatario recibirá periódicamente. Este IAE estará expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la propuesta. Para la fracción del ingreso que se pagará en dólares estadounidenses también se calculará en términos constantes teniendo en cuenta la Tasa Representativa del Mercado (en adelante “TRM”) del 31 de diciembre del año anterior a la presentación de la propuesta. En los artículos 17 y 19 se indica que el ingreso anual esperado hará parte del servicio de transporte de gas natural, por lo que los transportadores responsables de los sistemas de transporte que utilicen los remitentes beneficiarios de proyectos ejecutados mediante procesos de selección, serán los encargados de liquidar, actualizar, facturar y recaudar el valor de los pagos para el adjudicatario. Esta liquidación será en pesos y la conversión se realizará con la TRM del último día calendario del mes de prestación del servicio.

2.1.4. Resolución CREG 114 de 2017^[9]

Esta resolución regula aspectos concernientes al mercado mayorista de gas natural. El Título II brinda disposiciones relacionadas con el gestor del mercado. El Título III contempla los aspectos comerciales del mercado primario de suministro y transporte de gas natural. Allí se describen las modalidades de contratación permitidas para este mercado y los requisitos mínimos que deben tener estos contratos. De acuerdo con esta resolución los vendedores de gas natural en el mercado primario son los productores-comercializadores y los comercializadores de gas importado. Complementariamente, se preceptúa que los compradores de gas natural corresponden a los comercializadores y usuarios no regulados. Para el caso de capacidad de transporte únicamente podrán ser vendedores en el mercado primario los transportadores, y serán compradores los productores-comercializadores, comercializadores de gas importado, comercializadores y usuarios no regulados. El artículo 29 estipula que la negociación de capacidad de transporte en el mercado primario será a través de negociación directa.

El Título IV contempla las disposiciones relacionadas con el mercado secundario. Análogamente al mercado primario, en este título se establecen las modalidades y requisitos mínimos para contratos de suministro y de transporte. Como participantes del mercado secundario se encuentran los comercializadores y los usuarios no regulados como vendedores de gas natural, mientras que únicamente serán compradores de gas natural los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores. Los vendedores de capacidad de transporte únicamente podrán ser los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado, los comercializadores y los usuarios no regulados. Finalmente podrán participar en el mercado secundario como compradores de capacidad de transporte los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los comercializadores.

Con excepción de los usuarios no regulados, los participantes del mercado secundario podrán negociar directamente la compraventa de gas natural o de capacidad de transporte. Adicionalmente se podrán llevar a cabo negociaciones registradas en el Boletín Electrónico Central por parte del gestor del mercado o en otras plataformas de iniciativa particular. Los compradores de capacidad de transporte que hayan adquirido capacidad pero que no tengan cantidades suficientes para hacer uso de ella deberán acogerse a los procesos úselo o véndalo. Finalmente, la resolución contiene 11 anexos relacionados con el detalle de los procesos mencionados anteriormente^[10].

2.2. El Proyecto

El objetivo del Proyecto consiste en implementar un esquema de comercialización de capacidad de transporte que permita una asignación eficiente y oportuna de la capacidad. Ello con la finalidad de mejorar la disponibilidad y calidad de la información en el mercado de gas natural transportado por ducto lo que redundaría en un mecanismo de asignación ordenado, eficiente y ágil.

Para ello, se especifican las modalidades (y plazos) de los contratos permitidos en el mercado de gas transportado por ducto (tanto en el mercado primario como secundario) estandarizando el tipo de relaciones jurídicas que pueden presentarse entre los agentes participantes en ese mercado. En igual modo se estandarizan los procedimientos de negociación de la capacidad de transporte en escenarios de congestión (dando lugar a subastas), así como en escenarios de no congestión (negociaciones bilaterales). Finalmente, se precisa el rol del gestor de mercado de gas natural como “nodo” de convergencia de la información del mercado, sus agentes y transacciones.

La primera parte del Proyecto se ocupa de las definiciones aplicables, así como de las abreviaturas o siglas que se utilizan a lo largo del documento. El título 2 del Proyecto relaciona los tipos de contratos permitidos en el mercado primario de transporte de gas. Esencialmente se cuenta con 5 clases de contratos a través de los cuales se puede contratar la capacidad de transporte en el mercado primario. En los casos en lo que se haya celebrado otra clase de contrato antes de la entrada en vigencia del Proyecto, estos contratos podrán continuar vigentes hasta su fecha de expiración, momento a partir del cual solo se podrán celebrar los respectivos contratos acorde con las reglas que se adopten en el Proyecto. Se aclara que todo contrato de capacidad de transporte debe elevarse por escrito por lo que esta proscrito cualquier clase de acuerdo verbal sobre las transacciones en materia de capacidad de transporte.

El artículo 7 del Proyecto preceptúa que los transportadores son los únicos participantes del mercado primario que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado primario, capacidad que solo podrá ser adquirida por los comercializadores y los usuarios no regulados. Se precisa que los productores-comercializadores o los comercializadores de gas importado no podrán comprar capacidad de transporte de gas natural para transportar gas destinado a la prestación del servicio público de gas combustible. Lo anterior, independiente de la ubicación y del tamaño del campo o de los campos de producción que operen, excepto cuando se trate de capacidad de transporte asociada a ampliaciones de capacidad requeridas por el productor-comercializador para poner nuevo gas en el mercado mayorista de gas natural con destino a la prestación del servicio público de gas combustible (parágrafo del artículo 8).

A su turno, el capítulo 2 del Proyecto establece los requisitos mínimos que deben cumplir los contratos de capacidad de transporte en el mercado primario. Dichos requisitos serán aplicables a las modalidades previstas en el Proyecto, las cuales, son las únicas a través de las que se pueden celebrar los acuerdos de transporte. Ello, salvo que se trate de contratos de contingencia a los que se hace referencia en el artículo 17 del Proyecto y que están destinados a atender necesidades intradiarias. Dicho capítulo se ocupa igualmente de los eximentes de responsabilidad en el cumplimiento de los contratos de capacidad de transporte en el mercado primario, y el tratamiento de dichas circunstancias entre las partes.

Por su parte, el capítulo 3 del Proyecto aborda el procedimiento para la comercialización de la capacidad disponible primaria. Para ello, se preceptúan rondas trimestrales durante las cuales los agentes podrán celebrar los respectivos acuerdos de capacidad de transporte conforme a las reglas antes anotadas. La información y registro de dichas transacciones será administrada por el gestor de mercado de gas natural.

El capítulo 4 del Proyecto se ocupa especialmente de la asignación de capacidad en firme para proyectos del PAG. Dicha asignación será administrada por el gestor de mercado quien asignará a todos los solicitantes de acuerdo con lo requerido por ellos. En el evento en el que exista congestión por solicitud de capacidad, dicha capacidad se asignará conforme al mecanismo que en resolución aparte determine la CREG. Cabe destacar lo señalado en el artículo 20 del Proyecto en el cual se establece la forma en la que se incorporarán los cargos cuando se trata de asignación de capacidad disponible para proyectos PAG. Dichos cargos corresponden a un cargo fijo y otro variable que se incorporan a toda la cadena de valor del servicio de gas. Igualmente se dispone la fijación de un tope máximo de estos cargos en resolución independiente. Los cargos en comento responden a la siguiente formulación:

 

^[11]

La liquidación de esos cargos se hará de forma mensual con un porcentaje en dólares americanos y un porcentaje en pesos colombianos conforme a la siguiente expresión:

^[12]

De otra parte, el título 3 del Proyecto se ocupa de la regulación de las transacciones en el mercado secundario de transporte de gas y la regulación relativa al mercado primario de transporte de gas. El Proyecto consagra determinadas modalidades de contratos, así como los requisitos que cada uno de estos debe cumplir. No estaría permitida la celebración de otra modalidad de contratos o con lineamientos distintos a los establecidos en el Proyecto. Se aclara que los comercializadores son los únicos participantes del mercado que podrán comprar capacidad de transporte en el mercado secundario, y que, los comercializadores y los usuarios no regulados son los únicos participantes del mercado que podrán vender capacidad de transporte de gas natural en el mercado secundario. Las negociaciones de mercado secundario se llevarán a cabo a través del gestor de mercado quien publicará las capacidades disponibles. No obstante, podrán tranzarse capacidades a través de otras plataformas debidamente autorizadas por la CREG. Se aclara que la capacidad secundaria no utilizada deberá ser puesta a disposición de forma obligatoria evitando la presencia de capacidad ociosa, y esta será subastada conforme al procedimiento señalado en el Proyecto.

3. ANÁLISIS DEL PROYECTO DESDE LA PERSPECTIVA DE LA LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

3.1. Comentarios generales

De acuerdo con el análisis realizado por esta Superintendencia se observa que el Proyecto modifica algunas condiciones del régimen de remuneración regulada propio del monopolio natural del servicio de transporte de gas natural. De acuerdo con las motivaciones expresadas por la CREG, el Proyecto pretende controlar los incentivos relacionados con especulación y compra de capacidad de transporte ociosa que actualmente se presentan en el mercado secundario. Para ello, la CREG propone la fijación de cargos máximos y otras condiciones a las que deberán ceñirse los participantes del mercado secundario, en concordancia con las condiciones que cumplen los participantes del mercado primario.

En el Proyecto o en las motivaciones de la CREG no se indica expresamente que se trata de una modificación a la metodología tarifaria vigente^[13]. Sin embargo, esta Superintendencia encuentra que las disposiciones del Proyecto amplían el campo de aplicación de estas normas sobre tarifas al mercado secundario y por lo tanto, bajo el entendido de una modificación implícita a las condiciones o participantes de un régimen tarifario, esta Superintendencia reconoce el Proyecto como un acto administrativo que refiere a tarifas^[14].

3.2. Comentarios específicos sobre el Proyecto

3.2.1. Participación de los productores-comercializadores en el mercado primario

Los artículos 7 y 8 del Proyecto indican quienes pueden participar en el mercado primario de capacidad de transporte. La condición que actualmente está vigente y que el Proyecto pretende modificar es la participación de productores-comercializadores y comercializadores de gas natural como compradores en el mercado primario. La limitación de actores a participar en un mercado podría ser un aspecto negativo para la libre competencia económica. En un mercado en competencia no debería excluirse, limitar o dificultar la participación de determinados agentes a discrecionalidad. Sin embargo, el mercado de gas natural opera como un monopolio natural bajo la intervención estatal.

El productor-comercializador cumple el rol tanto de extraer el gas natural como de entregarlo directamente a los usuarios finales. Al encontrarse tanto al principio como al final de la cadena de producción podría tener incentivos para limitar la participación de otros agentes en las redes de comercialización. Adicionalmente, podrían existir potenciales incentivos para que los productores-comercializadores acaparen el mercado de transporte. Esta situación podría causar distorsiones en los precios. Por un lado, podrían presentarse incentivos a inflar los precios para los demás comercializadores de gas natural. De otro lado, el mismo productor-comercializador podría hacer una reducción de precios en su favor. Esto quiere decir que la limitación contemplada en el Proyecto pretende evitar posibles efectos de acaparamiento, distorsiones en el mercado de gas y propende por la pluralidad de participantes.

Para esta Superintendencia, disposiciones normativas encaminadas a reducir o menguar incentivos que perjudican el régimen de libre competencia económica son altamente favorables. Por ello, esta entidad considera que la modificación propuesta en el Proyecto lejos de distorsionar el mercado de gas natural favorece la interacción transparente de los agentes y da cabida a mayor puja competitiva.

3.2.2. Mecanismo de asignación de capacidad disponible primaria a través de rondas trimestrales

El artículo 15 del Proyecto contiene el procedimiento para comercializar capacidad disponible primaria. Este consiste en la divulgación de la capacidad disponible y la capacidad demandada y la posterior negociación. Esa última, estará en función del horizonte temporal de demanda y si hay o no congestión contractual. La Resolución CREG 114 de 2017 contempla como mecanismo de comercialización para el mercado primario únicamente la negociación directa. La propuesta de la CREG actualmente consiste en la realización de rondas trimestrales a través de las cuales se identifican las necesidades y se pretende brindar más información sobre la oferta y demanda en cada negociación bilateral. También la negociación y asignación de capacidad de transporte estará supeditada a si se presenta o no congestión contractual en un horizonte temporal de 10 años.

En la negociación se pueden presentar distintos casos. Si no se presenta congestión contractual en un horizonte de 10 años se dará paso a la negociación directa entre el transportador y los remitentes. Por el contrario, si en este horizonte temporal se presenta congestión se llevarán a cabo negociaciones de capacidad de transporte de ampliación. Finalmente, si en trimestres posteriores a la negociación se observa presencia de congestión contractual la asignación será a través del mecanismo que la CREG determine en reglamentación posterior. Toda la capacidad de transporte que no haya sido negociada en los trimestres en los que no hay congestión quedará disponible para comercialización de capacidad diaria.

Respecto al mecanismo de asignación para las situaciones de congestión contractual esta Superintendencia le recuerda al regulador la importancia de que este mecanismo contemple puja competitiva. Esto garantiza que la asignación se de en escenarios favorables para la libre competencia económica y que cumpla con el objetivo regulatorio de otorgar mayor transparencia al mercado de gas natural. Por este motivo, este Despacho recomendará a la CREG enviar a esta Superintendencia el proyecto de acto administrativo en el que se determine la reglamentación de la negociación en escenarios de congestión contractual, con el fin de surtir el trámite de abogacía de la competencia.

Esta Superintendencia considera igualmente que, las demás disposiciones del artículo 15 responden a distintas necesidades del mercado de gas natural. De un lado, permite contar con más información sobre las negociaciones bilaterales. Del otro, aminora y controla la generación de incentivos relacionados con la compra de capacidad de transporte ociosa que podría venderse en el mercado secundario a precios desproporcionados. La fijación de precios máximos en el mercado secundario es un elemento que esta Superintendencia analizará con mayor detalle en el numeral 3.2.4 de la presente sección.

Sin embargo, este Despacho reconoce que el procedimiento de negociación a través de rondas trimestrales propende por la transparencia en los procesos de comercialización de capacidad de transporte y no limita la posibilidad de contratación bajo otras modalidades como lo son los contratos diarios. Esto, en últimas, da cuenta de una medida regulatoria que no distorsiona las condiciones actuales del mercado de gas natural y que por el contrario reduce las asimetrías de información favoreciendo así la libre competencia económica.

3.2.3. Comercialización a través de futuros - swaps

Diferentes participantes del mercado de gas natural solicitaron en los comentarios la negociación de futuros o swaps en el Proyecto. Teniendo en cuenta que el Proyecto contempla negociación a través de rondas trimestrales, la permuta de capacidad de transporte permitiría atender necesidades inmediatas o de corto plazo. Adicionalmente, la negociación de futuros podría favorecer una respuesta más inmediata a contingencias o eventos inesperados que sucedan durante un trimestre estándar. Esta Superintendencia considera que incluir como modalidad contractual los futuros o swaps podría contraponerse a los objetivos de la CREG. En el documento técnico-económico que soporta el Proyecto, la CREG indica que uno de los objetivos que se pretende con este Proyecto es fijar reglas de asignación transparente de capacidad de transporte^[15]. Teniendo en cuenta que la figura de futuros o swaps no está explícitamente contemplada en la normatividad, el Proyecto no incorpora este mecanismo de negociación.

Esta Superintendencia destaca que el Proyecto sea específico respecto a las modalidades de contratación tanto para el mercado primario como el secundario^[16]. Contar con reglas de juego claras para todos los participantes no solo favorece el objetivo de transparencia y más información en todo el mercado de gas natural, sino que también favorece la libre competencia económica al reducir posibles asimetrías de información entre los agentes. Además, tal como se mencionó en el apartado anterior, las modalidades de contratación que menciona el Proyecto no limitan o excluyen modalidades que respondan a necesidades inmediatas, como la contratación diaria. Por lo anterior, este Despacho no encuentra que la restricción de negociación con futuros o swaps sea un elemento que vulnere la libre competencia económica.

3.2.4. Asignación de capacidad para proyectos del PAG

El artículo 19 del Proyecto describe el procedimiento de asignación de capacidad disponible primaria asociada a proyectos del PAG. Primero el gestor del mercado lleva a cabo una divulgación de la capacidad disponible y la capacidad demandada, incluyendo los cargos aplicables al contrato. Posteriormente se lleva a cabo la asignación teniendo en cuenta los remitentes que solicitaron capacidad con base en el producto que define el Proyecto. En los trimestres en los que se presente congestión el gestor del mercado realizará la asignación a través del mecanismo que la CREG definirá en regulación posterior. Complementariamente en el artículo 20 se definen los cargos fijos y variables aplicables tanto en pesos como en dólares estadounidenses para este proceso. La pareja 80% fijo – 20% variable fue establecida en la Resolución CREG 114 de 2017^[17] y se mantiene en el anexo 5 del Proyecto. Asimismo, la fórmula de liquidación sigue los lineamientos contemplados en el Capítulo VI de la Resolución CREG 123 de 2013.

Sobre el establecimiento de cargos que propone el Proyecto para proyectos del PAG esta Superintendencia encuentra que responden a disposiciones contempladas en resoluciones previas de la CREG que regulan el funcionamiento del mercado de gas natural en su conjunto. Por tal motivo esta entidad no encuentra elementos sobre el particular que despierten preocupación a la luz de la libre competencia económica. Sin embargo, es importante mencionar que este Despacho advierte un posible efecto de transmisión de riesgo cambiario en la metodología de liquidación del servicio de transporte.

De acuerdo con el artículo 16 de la Resolución CREG 107 de 2017, los adjudicatarios de proyectos prioritarios del PAG podrán recibir una fracción del ingreso anual esperado en dólares estadounidenses. Este ingreso se oficializará a través de acto administrativo de la CREG en el cual se indicará el valor convertido a pesos con la TRM del 31 de diciembre del año anterior a la presentación de la propuesta. Por otro lado, la liquidación que contempla el artículo 20 del Proyecto indica que el servicio de transporte se liquidará mensualmente, para lo cual los cargos fijo y variable expresados en dólares estadounidenses serán convertidos a pesos con la TRM del último día en que se prestó el servicio de transporte.

En opinión de esta Superintendencia, y considerando que uno de los propósitos que persigue la Autoridad de Competencia es el bienestar de los consumidores, resulta prioritario prever la posible transmisión de volatilidades a la tarifa que paga el consumidor final de gas natural. El servicio de transporte hace parte de los componentes de la tarifa de la prestación del servicio público de gas. Bajo este entendido hay un efecto de transmisión al consumidor final de gas de todas las posibles afectaciones que sufra la cadena de transporte, siendo una de ellas la volatilidad propia del régimen cambiario adoptado por Colombia. Por ello, preocupa a esta Superintendencia no contar con mecanismos que puedan mitigar el riesgo cambiario en la liquidación del servicio de transporte y emitirá una recomendación en ese sentido.

3.2.5. Asignación de capacidad en proyecto del PAG en eventos de congestión

El capítulo 4 del Proyecto referente a la capacidad de transporte primaria en proyectos PAG dispone que en los eventos en los que no haya capacidad suficiente y por lo tanto que haya congestión, se aplicará la metodología que para tal fin disponga la CREG. Para esta Superintendencia, como se ha reiterado en otras ocasiones, resulta fundamental que la CREG envíe señales claras al mercado que generen transparencia y certidumbre respecto de las reglas a partir de las cuales se desarrollarán las transacciones entre los agentes de mercado. Por ello, a juicio de esta Entidad, resultaría conveniente que en esta oportunidad la CREG fijara los elementos mínimos a partir de los cuales se estructuraría el mecanismo de asignación de capacidad de transporte en el mercado primario cuando se trate de proyectos PAG en escenarios de congestión, así como los criterios para la fijación de los cargos máximos que se dispongan en ese escenario. Dicho ajuste podría complementar los incentivos frente al propósito del Proyecto, a saber, disuadir las transacciones sobre capacidad de transporte en el mercado secundario, evitando la concentración de capacidad ociosa en los agentes del mercado, la especulación, y el incremento artificial de precios del servicio que puede incidir negativamente en el bienestar de los consumidores.

3.2.6. Precio máximo para las capacidades contratadas en el mercado secundario

El artículo 27 indica los mecanismos de negociación directa de capacidad de transporte para el mercado secundario. Allí se contempla que el precio máximo para estas negociaciones será el precio que se haya negociado en el mercado primario para el gasoducto sobre el cual se contrate la capacidad. La fijación de precios máximos a través de regulación es una disposición que podría distorsionar el mercado, toda vez que los agentes responden a los precios. Así pues, mientras la formación de estos sea lo más transparente posible, las transacciones serán benéficas para todos los participantes. Esta transparencia podría afectarse con la mencionada fijación de precios máximos, pues no necesariamente responde a las dinámicas propias de oferentes y demandantes y el resultado de la interacción no necesariamente sería eficiente de cara al comportamiento del libre mercado.

Sin embargo, esta Superintendencia comprende que la motivación de la CREG para el establecimiento de esta disposición es controlar la generación de incentivos en el mercado secundario. Actualmente el mercado de capacidad de transporte puede propiciar escenarios poco competitivos. Algunos agentes pueden comprar capacidad que excede sus necesidades, manteniéndola ociosa para venderla a precios más altos a los regulados en el mercado secundario. Asimismo, al tratarse de negociaciones bilaterales los agentes no tienen toda la información sobre los contratos y precios, causando asimetrías de la información. Bajo este entendido esta Superintendencia reconoce que la medida es proporcional al objetivo propuesto. Antes que configurarse en una barrera regulatoria, propende por mayor transparencia y eficiencia en las transacciones que se realizan en un mercado regulado con riesgos de concentración como lo es el mercado de gas natural.

4. RECOMENDACIONES

Teniendo en cuenta lo expuesto, este Despacho recomienda a la CREG:

(i) Enviar para revisión en sede de abogacía de la competencia el proyecto regulatorio al que hace mención el artículo 15 del Proyecto.

(ii) Adoptar en el Proyecto mecanismos que mitiguen el efecto de transmisión del riesgo cambiario de la TRM hacia la tarifa final que pagan los usuarios de gas natural que se presenta en la liquidación del servicio de transporte para proyectos del PAG.

(iii) Adoptar en el Proyecto los lineamientos generales que deberá observar el regulador de cara a la definición de los criterios de asignación de capacidad primaria en proyectos PAG, así como a los lineamientos para la fijación de los cargos máximos para estos proyectos.

Finalmente, esta Superintendencia agradece a la Comisión de Regulación de Energía y Gas que, al momento de expedir la regulación en cuestión, se remita una copia al correo electrónico arincon@sic.gov.co.

Cordialmente,

JUAN PABLO HERRERA SAAVEDRA

SUPERINTENDENTE DELEGADO PARA LA PROTECCIÓN DE LA COMPETENCIA

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Consejo de Estado, Sala de Consulta y Servicio Civil. Concepto del 4 de julio de 2013.

2. Consejo de Estado, Auto del 30 de abril de 2018 por medio del cual se decretó la suspensión provisional de los efectos de la Resolución 2163 de 2016 “Por la cual se reglamenta el Decreto 2297 de 2015 y se dictan otras disposiciones”, expedida por el Ministerio de Transporte. Radicado: 11001-03-24-000-2016- 00481-00.

3. Ley 142 de 1994. “Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones”.

4. Resolución CREG 123 de 2013. “Por la cual se establece el reglamento de comercialización del servicio público de gas natural, como parte del reglamento de operación de gas natural”.

5. Cfr. Artículos 13 y 14 de la Resolución CREG 123 de 2013.

“Artículo 13. Información base para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural contratados en el mercado primario de gas natural. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado y el transportador de gas natural tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural, según corresponda:

1. Los precios resultantes de: i) las negociaciones mediante los mecanismos de subastas de que tratan los artículos 27 y 50 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya; y ii) las negociaciones directas de que tratan los artículos 22 y 25 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los valores de los cargos de transporte correspondientes, de conformidad con el artículo 30 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

3. Cantidades de gas contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 9 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos de opción de compra de gas, los contratos de opción de compra de gas contra exportaciones, los contratos de suministro de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta la cantidad entregada bajo esas modalidades contractuales.

4. Capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 9 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos firmes cuando las partes hayan pactado un cargo variable distinto de cero (0) para la remuneración de costos de inversión, los contratos de opción de compra de transporte, los contratos de transporte de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta el equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de entrada y que haya sido entregada bajo esas modalidades contractuales.

5. Los valores por concepto de pérdidas de gas en el sistema de transporte de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya. Así mismo, los valores a que haya lugar por concepto de desbalances de gas en el SNT de acuerdo con lo previsto en los numerales 4.6.4 y 4.6.5 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en el artículo 15 de la Resolución CREG 089 de 2012.

7. Las compensaciones por variaciones de salida de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013.

(…)

Artículo 14. Información base para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural contratados en el mercado secundario de gas natural. El productor-comercializador, el comercializador de gas importado, el comercializador y el usuario no regulado, este último cuando actúa como vendedor en el mercado secundario en los términos de la Resolución CREG 089 de 2013, tendrán en cuenta la siguiente información para la liquidación del suministro y del transporte de gas natural, según corresponda:

1. Los precios resultantes de las negociaciones directas de que tratan los artículos 41 y 42 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

2. Los precios resultantes de las negociaciones a través de los procesos úselo o véndalo de que tratan los artículos 44, 45 y 46 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

3. Cantidades de gas contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos de opción de compra de gas, los contratos de opción de compra de gas contra exportaciones, los contratos de suministro de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta la cantidad entregada bajo esas modalidades contractuales.

4. Capacidades de transporte contratadas bajo las modalidades contractuales previstas en el artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya. En el caso de los contratos firmes cuando las partes hayan pactado un cargo variable distinto de cero (0) para la remuneración de costos de inversión, los contratos de opción de compra de transporte, los contratos de transporte de contingencia y los contratos con interrupciones, también se tendrá en cuenta el equivalente volumétrico de la cantidad de energía autorizada en el punto de inicio y que haya sido entregada bajo esas modalidades contractuales.

5. Los valores por concepto de pérdidas de gas en el sistema de transporte de acuerdo con lo previsto en el numeral 4.9 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya. Así mismo los valores a que haya lugar por concepto de desbalances de gas en el SNT de acuerdo con lo previsto en los numerales 4.6.4 y 4.6.5 del RUT o aquella resolución que lo modifique o sustituya.

6. Las compensaciones que se deban aplicar de acuerdo con lo previsto en el artículo 15 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.

7. Las compensaciones por variaciones de salida de acuerdo con lo establecido en el artículo 54 de la Resolución CREG 089 de 2013, o aquella que la modifique o sustituya.”

6. Resolución CREG 107 de 2017. “Por la cual se establecen los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural”.

7. Cfr. Artículo 6 de la Resolución CREG 107 de 2017.

8. Cfr. Artículos 9, 10, 11 y 12 de la Resolución CREG 107 de 2017:

El adjudicatario recibirá un ingreso anual esperado (IAE) expresado en pesos constantes del 31 de diciembre del año anterior a la fecha de presentación de la solicitud. Dentro de su propuesta económica deberá indicar el porcentaje de este ingreso que desea que sea remunerado en dólares estadounidenses. Este porcentaje no podrá ser mayor a 42%. Para calcular el valor presente del flujo de IAE se tendrá en cuenta una tasa de descuento de 12%.

9. Resolución CREG 114 de 2017. “Por la cual se ajustan algunos aspectos referentes a la comercialización del mercado mayorista de gas natural y se compila la Resolución CREG 089 de 2013 con todos sus ajustes y modificaciones”.

10. Anexo 1. Capacidad disponible primaria.

Anexo 2. Información transaccional y operativa.

Anexo 3. Compensaciones.

Anexo 4. Actualización de precios.

Anexo 5. Reglamento de la subasta de gas natural.

Anexo 6. Reglamento de las subastas del proceso úselo o véndalo de largo plazo.

Anexo 7. Mecanismo de transición para el proceso úselo o véndalo de largo plazo.

Anexo 8. Reglamento de las subastas de los procesos úselo o véndalo de corto plazo.

Anexo 9. Reglamento de las subastas de gas natural bajo la modalidad de contratos con interrupciones.

Anexo 10. Oferta comprometida firme.

Anexo 11. Estabilidad operativa del SNT.

11.  

	Es el cargo fijo expresado en pesos por KPCD de la fecha base establecida en la resolución que oficializa la remuneración del proyecto de PAG
	Es el cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución que oficializa la remuneración del proyecto de PAG.
	Es el cargo fijo expresado en dólares estadounidenses por KPCD de la fecha base establecida en la resolución que oficializa la remuneración del proyecto de PAG.
	Es el cargo variable expresado en pesos por KPC de la fecha base establecida en la resolución que oficializa la remuneración del proyecto de PAG.
	Es el promedio simple del ingreso anual equivalente en pesos aprobado en la resolución que oficializa la remuneración del proyecto de PAG.
	Es el promedio simple del ingreso anual equivalente en dólares estadounidenses aprobado en la resolución que oficializa la remuneración del proyecto de PAG.

12.

	Es el costo de prestación del servicio de transporte a través del contrato CFAT.
	Es la capacidad contratada para el mes de prestación del servicio expresada en KPCD.
	Es el cargo fijo expresado en pesos por KPCD que se calcula como la suma de   y  convertido a pesos por KPCD con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
	Es el número de días del mes de prestación del servicio de transporte.
	Es el número de días del año calendario del mes en que se prestó el servicio.
	Es el cargo variable expresado en pesos por KPC que se calcula como la suma de  y  convertido a pesos por KPCD con la TRM del último día del mes en que se prestó el servicio de transporte.
	Es el volumen transportado al remitente durante el mes de prestación del servicio expresado en KPC.

13. Resolución CREG 126 de 2010. “Por la cual se establecen los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones en materia de transporte de gas natural”.

14. Cfr. Artículo 2.2.2.30.10 del Decreto 1074 de 2015.

“Artículo. 2.2.2.30.10. Plazo para rendir concepto. Cuando la Superintendencia de Industria y Comercio considere pertinente rendir concepto sobre un proyecto de acto administrativo con fines regulatorios, se aplicará lo siguiente:

(…)

2.2. Si el proyecto se refiere a tarifas, la Superintendencia podrá rendir concepto dentro de los treinta (30) días hábiles siguientes a la fecha en que la Comisión de Regulación le suministre el documento final preparado por el Comité de Expertos a que se refiere el numeral 11.6 del artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, o la norma que lo modifique o sustituya.” (subrayas fuera del texto).

15. Cfr. Documento “ANÁLISIS COMENTARIOS DE LA RESOLUCIÓN CREG 082 DE 2019”, págs. 4, 13.

16. Cfr. Artículos 6 y 23 del Proyecto.

17. Cfr. Numeral 6.4 anexo 8 de la Resolución 114 de 2017.