CONCEPTO 288256 DE 2021

(agosto 4)

<Fuente: Archivo interno entidad emisora>

SUPERINTENDENCIA DE INDUSTRIA Y COMERCIO

Doctor

JORGE ALBERTO VALENCIA MARÍN

Director Ejecutivo

COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

jorge.valencia@creg.gov.co

henry.navarro@creg.gov.co

Asunto:	Radicación	21-288256
Trámite:		396
Actuación:		440
Folios:		25
Referencia:	Concepto de abogacía de la competencia (artículo 7 Ley 1340 de 2009) frente a los siguientes proyectos de Resolución: (i) “Por la cual se hacen unos ajustes a la 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” (en adelante el “Proyecto 1”) y (ii) “Por la cual se hacen unos ajustes a la Resolución CREG 152 de 2017 “Por la cual se establecen reglas complementarias para el desarrollo de la infraestructura de importación de gas del Pacífico incluida en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural” (en adelante el “Proyecto 2”)

Respetado Doctor Valencia:

En respuesta a la comunicación del asunto radicada por parte de la COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (en adelante “CREG”) el pasado 21 de julio de 2021, esta Superintendencia rinde concepto de abogacía de la competencia sobre los dos Proyectos de la referencia en los siguientes términos: primero, se describirá el fundamento legal de la función de abogacía de la competencia; segundo, se expondrán los antecedentes así como las razones presentadas por el regulador para la expedición de los Proyectos; tercero, se describirán las estructuras de las 2 iniciativas regulatorias en los términos en las que las entiende esta Superintendencia; cuarto, se presentará el respectivo análisis desde la perspectiva de la libre competencia económica y, finalmente, se formularán algunas recomendaciones.

1. FUNDAMENTO LEGAL DE LA FUNCIÓN DE ABOGACÍA DE LA COMPETENCIA

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."

De igual manera, la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado indicó el efecto jurídico que podría tener sobre los actos administrativos de las autoridades regulatorias 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”. (Subrayado fuera del texto original)

Adicionalmente, es importante mencionar que los conceptos de abogacía cumplen labores preventivas de protección de la libre competencia. El Consejo de Estado ha indicado que el objeto de 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 o se incremente el costo social de la regulación. La abogacía de la competencia no interfiere en la autonomía de los reguladores y su objetivo tampoco es sugerir medidas regulatorias. Dentro de las facultades de la Superintendencia de Industria y Comercio (en adelante “SIC”) se encuentra la de formular recomendaciones que esta autoridad considera pertinentes de cara a los proyectos de regulación. En este sentido, el regulador mantiene la decisión final de expedir el acto administrativo acogiendo o no las recomendaciones de esta Superintendencia.

Finalmente, el artículo 2.2.2.30.7 del Decreto 1074 de 2015 indicó la obligación de las autoridades de regulación de dejar constancia del análisis de abogacía de la competencia en la parte considerativa del acto administrativo con posible incidencia en la libre competencia económica. En este sentido, la autoridad regulatoria correspondiente deberá consignar expresamente si consultó a la Superintendencia y si esta entidad emitió recomendaciones o no.

2. ANTECEDENTES NORMATIVOS

2.1. Ley 142 de 1994 ^[1]

Esta norma tiene como ámbito de aplicación diferentes servicios públicos domiciliarios, dentro de los que se incluye el de distribución de gas combustible, el cual es definido como "el conjunto de actividades ordenadas a la distribución de gas combustible, por tubería u otro medio, desde un sitio de acopio de grandes volúmenes o desde un gasoducto central hasta la instalación de un consumidor final, incluyendo su conexión y medición”. Es necesario aclarar que la ley en mención también resulta aplicable "a las actividades complementarias de comercialización desde la producción y transporte de gas por un gasoducto principal, o por otros medios, desde el sitio de generación hasta aquel en donde se conecte a una red secundaria”.

De acuerdo con el artículo 28 de esta ley, las empresas de servicios públicos domiciliarios tienen derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones cumpliendo los mismos requisitos y ejerciendo las mismas facultades que las entidades oficiales que se encontraban encargadas de prestar los servicios públicos domiciliarios. Este mismo artículo faculta a las comisiones de regulación para exigir que la construcción y operación de redes y medios de transporte no sea parte del objeto de las mismas empresas encargadas de la distribución del servicio.

2.2. Decreto 2345 de 2015 ^[2]

Este Decreto adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, mediante la creación de directrices orientadas a aumentar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento de gas natural. Así mismo, estableció los lineamientos para la identificación, ejecución y remuneración de los proyectos requeridos con este fin. De igual forma, este decreto delega en la CREG la expedición de la regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural, la definición de los mecanismos necesarios para el desarrollo de los proyectos por los transportadores o por mecanismos abiertos y competitivos, la metodología de remuneración y las obligaciones de los agentes en la ejecución de proyectos.

Específicamente, el artículo 5 establece que la CREG deberá expedir la siguiente regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural:

a) Criterios para definir cuáles proyectos del plan de abastecimiento de gas natural podrán ser desarrollados.^[3].

b) Metodologías de remuneración^[4] las cuales: (i) Tendrán en cuenta el costo de racionamiento de cada uno de los proyectos de confiabilidad y/o seguridad de abastecimiento, así como otras variables técnicas que determine la CREG en el ejercicio de sus funciones, y (ii) podrán considerar la remuneración de los activos de confiabilidad mediante cargos fijos y variables. En ese sentido, todos los usuarios, incluyendo los de la demanda esencial, deberán ser sujetos de cobro para remunerar los proyectos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento de los que son beneficiarios. Y ningún usuario deberá pagar un costo superior a su costo de racionamiento.

Vale la pena precisar que este decreto, tal y como se observa en la parte considerativa del mismo, no fue objeto del trámite de abogacía de la competencia en atención a que el regulador consideró que no se cumplían con los requisitos establecidos en la normatividad aplicable.

2.3. Decreto 1073 de 2015 ^[5]

El Decreto Único del sector de Minas y Energía incorpora un conjunto de reglas para el aseguramiento del abastecimiento de gas natural. Dentro de tales reglas se dispone que el Ministerio de Minas y Energía “(...) adoptará un plan de abastecimiento de gas natural para un periodo de diez (10) años (...)”. Dicho plan de abastecimiento tiene como fin “(...) asegurar que las obras requeridas para garantizar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento se ejecuten y entren en operación de manera oportuna. Ello, sin perjuicio de las libertades con la que cuentan los agentes transportadores para realizar ampliaciones o expansiones del sistema nacional de transporte de gas.

En adición a lo anterior, la norma indica en líneas generales los aspectos sobre los cuales la CREG deberá expedir la regulación correspondiente para la materialización del plan de abastecimiento. Finalmente, el decreto establece también las funciones de la Unidad de Planeación Minero Energética (en adelante “UPME”) como responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos para la adjudicación de los ejecutores de los planes de abastecimiento.

2.4. Resolución 40304 de 2020^[6]

El artículo 1 adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, con base en el Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019-2028 elaborado por la UPME, en lo que respecta a los siguientes proyectos:

a) Proyectos embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente: El numeral 1.1 del artículo 1 enlista los proyectos y las fechas en las que cada proyecto debe entrar en operación, tal y como se muestra a continuación:

N°	PROYECTO	AÑO Y MES DE ENTRADA EN
		OPERACIÓN
i	Capacidad de transporte en el tramo Mariquita - Gualanday	Diciembre 2022
ii	Bidireccionalidad Barrancabermeja - Ballena	Diciembre 2022
iii	Bidireccionalidad Barranquilla - Ballena	Diciembre 2022
iv	Interconexión Barranquilla - Ballena con Ballena - Barrancabermeja	Diciembre 2022
v	Ampliación capacidad de transporte ramal Jamundí - Valle del Cauca	Diciembre 2022
vi	Bidireccionalidad Yumbo - Mariquita	58 meses contados a partir de la selección del inversionista del proyecto. Lo anterior sin perjuicio de la fecha que se establezca como fecha anticipada de entrada en operación, la cual no podrá ser posterior a diciembre de 2024.

Fuente: artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020

b) Proyectos que no se encuentran embebidos en la infraestructura de un sistema de transporte existente: El numeral 1.2. del artículo 1 describe el Proyecto de la siguiente manera:

No.	PROYECTO	AÑO Y MES DE ENTRADA EN OPERACIÓN
Iiv	Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico: - Planta de Regasificación del Pacífico ubicada en la Bahía de Buenaventura - Valle del Cauca. - Gasoducto desde la Planta de Regasificación ubicada en la Bahía de Buenaventura, hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo - Valle del Cauca.	58 meses contados a partir de la selección del inversionista de este proyecto. Lo anterior sin perjuicio de la fecha que se establezca como fecha anticipada de entrada en operación, la cual no podrá ser posterior a diciembre de 2024.

Fuente: artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020

Resolución CREG 107 de 2017^[7]

Esta Resolución establece los mecanismos centralizados dentro de los cuales se debe adelantar la ejecución de proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, adoptado por el Ministerio de Minas y Energía.

Allí se dispone específicamente que la UPME iniciará procesos de selección con objeto de determinar el adjudicatario encargado de la ejecución los proyectos consignados en el plan de abastecimiento. Así las cosas, se establece que “En Resolución aparte la CREG podrá adoptar regulación complementaria para ejecutar proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, que por sus características requieran desarrollo regulatorio adicional al establecido en la presente Resolución”.

2.4. Resolución CREG 152 de 2017

El objeto de esta resolución es establecer procedimientos particulares para la ejecución de procesos de selección de la infraestructura de importación de gas del Pacífico. Dicha resolución resulta aplicable a los participantes del mercado de gas natural, los interesados en participar en los procesos de selección para ejecutar la infraestructura de importación de gas del Pacífico, así como a los demás agentes y usuarios del servicio de gas natural. Sin perjuicio de las funciones propias de la planta de regasificación, la resolución también establece la obligatoriedad a cargo del adjudicatario de la planta de regasificación de “(...) prestar los servicios asociados con este tipo de infraestructura que defina la UPME en los pliegos correspondientes, tales como: “i) descargue y recibo de gas licuado, ii) almacenamiento de gas licuado, iii) regasificación, iv) carga de carrotanques de gas natural licuado, v) trasvase de gas natural licuado a buques metaneros y puesta en frio, y vi) entrega de gas en el SNT, entre otros”.

2.5. Resolución CREG 113 de 2018

Esta resolución modificó la Resolución CREG 152 de 2017, indicando que específicamente en el proceso de selección que lleve a cabo la UPME para la infraestructura de importación de gas del Pacífico podrán participar todas las personas jurídicas interesadas excepto las siguientes:

“a. Productores - comercializadores de gas natural o comercializadores de gas natural importado.

b. Personas jurídicas con cualquier participación en productores - comercializadores de gas natural o comercializadores de gas natural importado definidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan.

c.Personas jurídicas que en su sociedad tengan cualquier participación de productores - comercializadores de gas natural o comercializadores de gas natural importado definidos en la Resolución CREG 114 de 2017 o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan”.

2.6. Concepto de abogacía de la competencia identificado con el radicado 16-246973

A través de dicho concepto, esta Superintendencia analizó el proyecto de resolución por medio del cual se establecían procedimientos para la ejecución de los proyectos del plan de abastecimiento y que hoy en día corresponde a la Resolución CREG 107 de 2017. Allí se analizaron las características de los procesos de selección, los requisitos de participación, los requerimientos mínimos de los términos de referencia junto con otras particularidades de las ofertas a cargo de los proponentes.

Desde la perspectiva de la libre competencia económica, está Superintendencia consideró que el regulador debía analizar: (i) Las implicaciones de la flexibilización de los requisitos para la acreditación de la experiencia por parte de los proponentes, y (ii) El hecho de que la remuneración del proyecto incluido en el plan de abastecimiento estuviera dada por el pago que realizan los beneficiarios, lo cual, podría generar un incentivo a que los proyectos no entren en operación de forma oportuna afectando potencialmente a los consumidores.

Por lo anterior, esta Superintendencia recomendó a la CREG:

“Modificar el numeral a) del artículo 5 del Proyecto de tal forma que los proponentes interesados en participar en algún proceso de selección puedan acreditar su experiencia e idoneidad con diversas alternativas tales como el número de proyectos construidos o proyectos ejecutados cuyos valores totalizados estén próximos al valor estimado del proyecto, entre otras.

Considerar la posibilidad de incluir en el Proyecto, mecanismos que mitiguen la carga de los beneficiarios de tener que remunerar la construcción de un proyecto de infraestructura de gas, aún en circunstancias en las que la utilidad inicial del mismo sea nula”.

2.7. Concepto de Abogacía de la Competencia identificado con el radicado 17-345758

En dicho concepto la Superintendencia de industria y Comercio llevó a cabo el análisis del proyecto regulatorio que hoy corresponde a la Resolución CREG 152 de 2017. Tras haber realizado una caracterización del mercado de gas natural en Colombia esta Superintendencia concluyó en el referido concepto que “(...) las limitaciones incluidas en el Proyecto buscan anticipar y evitar la configuración de una falla de mercado que puede enmarcarse en la categoría de la competencia imperfecta”, y por lo tanto, “(...) pretende evitar que ciertos agentes controlen todos los eslabones antes señalados -una integración vertical- y actúen posteriormente en detrimento de otros agentes del mercado y de los consumidores, particularmente de aquellos no regulados.”

No obstante, esta Superintendencia identificó que podrían presentarse problemas y controversias en cuanto al cumplimiento de las condiciones técnicas relacionadas con la seguridad y calidad del gas natural al darle dicha facultad resolutiva al adjudicatario de la planta de regasificación, convirtiéndolo en “juez y parte”. Por esa razón esta Superintendencia recomendó a la CREG:

“Incluir, respecto del literal c) del artículo 6 y también del literal d) del mismo artículo, una disposición que, en lugar de permitir al adjudicatario evaluar la conformidad del gas natural antes de regasificado, establezca la necesidad de la intervención de terceros debidamente acreditados que de manera ágil garanticen la imparcialidad en la certificación o verificación de la calidad y seguridad del gas natural importado".

2.8. Concepto de Abogacía de la Competencia identificado con el radicado 18-173500

Este concepto corresponde al análisis del proyecto de resolución que terminaría correspondiendo a la Resolución CREG 113 de 2018, por la cual se ajustó el artículo 5 de la Resolución CREG 152 de 2017. Dicha modificación consistió esencialmente en reducir las limitaciones establecidas para la participación en el proceso de selección para la ejecución de la planta de regasificación del pacífico. La modificación consistía en flexibilizar la participación de personas jurídicas que tuvieran relación con productores-comercializadores o comercializadores de gas importado, incrementando la potencial concurrencia de agentes al proceso de selección.

No obstante, a juicio de esta Superintendencia, dicha flexibilización “(...) podría aumentar a su vez el riesgo de un posible efecto anticompetitivo en uno de los eslabones “aguas abajo” (...)”. Específicamente, consideró esta Superintendencia que permitir la participación de dichos agentes podría derivar en potenciales efectos exclusorios de usuarios o de potenciales competidores, productores o comercializadores de gas que requieran el combustible importado. Por lo anterior esta Superintendencia recomendó a la CREG:

1. “Aclarar el primer inciso del artículo 5o de la modificación a la Resolución CREG 152 de 2017, incluyendo la adjudicación de la operación, por considerar que tiene mayores implicaciones en materia de libre competencia.

2. Prohibir expresamente la participación de productores comercializadores y comercializadores de gas natural importado.

3. Eliminar la expresión “societaria” del literal a) del artículo 5o.

4. Considerar y evaluar los riesgos para la libre competencia económica al flexibilizar la prohibición del artículo 5 de la Resolución CREG 152 de 2017, por lo que es necesario estudiar la pertinencia de regulaciones que mitiguen potenciales prácticas restrictivas de la competencia en el mercado de gas en el país”.

2.9. Concepto de Abogacía de la Competencia identificado con el radicado 20-239911

Este concepto se ocupó de analizar, desde la perspectiva de la libre competencia económica, los documentos de selección del inversionista de la planta de regasificación del pacífico. En este sentido, esta Superintendencia identificó que podrían presentarse algunos puntos en dichos documentos que demandarían mayor concreción, de suerte que con ello se pudiera contar con información clara y precisa por parte del mercado que incentive la concurrencia y reduzca cualquier eventual asimetría entre los agentes que se tradujera en una eventual ventaja comparativa al momento de concurrir al proceso de selección. Por ello, esta Superintendencia recomendó a la UPME:

(i) “Establecer condiciones más precisas que establezcan las restricciones bajo las cuales la UPME avalaría las modificaciones en la FPO y en las condiciones técnicas del proyecto.

(ii) Indicar expresamente en el Proyecto mecanismos rigurosos de control en conjunto con el auditor externo, bien sea operativos o tecnológicos, que garanticen que durante el proceso de adjudicación no se podrá transmitir información entre los proponentes asociada a las propuestas, con el fin de minimizar el riesgo de concertación entre participantes.

(iii) Definir ex ante los mecanismos a través de los cuales se atendería cualquier contingencia tecnológica u operacional durante el proceso de presentación de propuestas y divulgación de los resultados con el fin de prevenir los posibles efectos negativos derivados de una situación de esa naturaleza, y a su vez dar certidumbre del desarrollo del proceso de adjudicación.

(iv) Remitir el presente concepto de abogacía a la CREG, con objeto de incorporar en las demás regulaciones complementarias al Proyecto, instrumentos de mitigación del riesgo cambiario que pueda trasladarse a los consumidores de gas natural, en consonancia con lo preceptuado en el parágrafo 3 del artículo 8 de la Resolución CREG 107 de 2017 que dispone:

"

Parágrafo 3. La CREG podrá pronunciarse sobre los documentos de selección cuando considere necesario realizar ajustes en los documentos de selección para aumentar la concurrencia, o cuando considere que no se cumple con los criterios de eficiencia económica en la escogencia de los proyectos”.

(v) Indicar conforme al mandato de la Resolución CREG 107 de 2017, que la presentación de contraofertas solo será posible para otros proponentes previamente habilitados y no cualquier tercero, como está consignado actualmente en el Proyecto.

(vi) Adoptar un plazo adecuado de conformidad con las justificaciones técnicas para la preparación y presentación de las contraofertas.

(vii) Adoptar un mecanismo de desempate basado en criterios técnicos, y no, en la celeridad en la cual los proponentes plantean sus contraofertas”.

3 RAZONES PRESENTADAS POR EL REGULADOR PARA LA EXPEDICIÓN DE LOS PROYECTOS

En relación con el Proyecto 1 la CREG expone^[8] que el objetivo de la iniciativa regulatoria es aportar al desarrollo oportuno de los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas (en adelante “PAG”) con el fin de lograr una oferta confiable y suficiente para atender las necesidades de la demanda en el mediano y largo plazo. Como objetivos específicos se plantean los siguientes:

“1. Introducir modificaciones a la resolución CREG 107 de 2017 que permitan a los inversionistas interesados tener las reglas claras de participación, adjudicación y remuneración de los proyectos PAG.

2. Incentivar la participación de interesados en los procesos de selección con el objeto de promover la competencia en los mismos.

3. Promover la entrada anticipada de los proyectos con la capacidad y disponibilidad necesaria para aumentar la confiabilidad y seguridad del abastecimiento a los usuarios beneficiarios de los mismos, en las condiciones establecidas en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural."^[9]

Por su parte, en los considerandos del Proyecto 2 se expone que: "De acuerdo con las características de los proyectos incluidos por el Ministerio de Minas y Energía en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural se hace necesario realizar ajustes a algunos de los aspectos contenidos en la Resolución CREG 152 de 2017”. Específicamente, la CREG afirma que “La regulación general vigente para la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, es decir, la resolución CREG 107 de 2017 no contiene algunos aspectos importantes que coadyuven en la claridad y contexto para que los proyectos de los planes de abastecimiento que el MME identificó en la Resolución 40304 de 2020 se puedan ejecutar en los tiempos previstos en esa resolución”.^[10]

4 DESCRIPCIÓN DE LOS PROYECTOS

4.1. Proyecto 1

Es iniciativa regulatoria se encuentra compuesta por 24 artículos y un anexo técnico. Los artículos 1 y 2 se ocupan esencialmente de modificar una serie de definiciones contenidas en la Resolución CREG 107 del 2017 (artículo 1) e incorporar unas nuevas (artículo 2). Dichos artículos están encaminados fundamentalmente a incorporar los términos definidos respecto a la posibilidad de que los proyectos propios del plan de abastecimiento de gas natural puedan entrar en operación de forma anticipada a la fecha prevista inicialmente.

Por su parte, los artículos 4, 5 y 6 del Proyecto 1 se ocupan de los procesos de selección de los IPAT, iniciando con la posibilidad de que el agente incumbente pueda ejecutar en primera instancia dichos proyectos (artículo 5), seguido del procedimiento a seguir cuando se realizan procesos de selección para la ejecución del IPAT. Esto es, cuando el incumbente no se encuentra inicialmente interesado en la ejecución de tales proyectos (artículo 6). En tercer lugar, se señalan los participantes de los procesos de selección, dentro de los que se excluye al incumbente (artículo 6).

Del artículo 4 del Proyecto 1 se destaca la mención respecto del escenario en el que existan dos o más incumbentes que se encuentren interesados en la ejecución del IPAT, el cual, debe resolverse mediante un acuerdo entre los incumbentes, quienes definirán quién desarrollará el IPAT. En caso de ausencia de acuerdo la CREG definirá quién podrá desarrollar el IPAT previo el agotamiento de un análisis de costo- beneficio. Igualmente vale la pena destacar que el Proyecto en el artículo 4 (literal c) dispone que las inversiones y los costos por administración, operación y mantenimiento corresponderán a aquellos que defina la CREG en la modificación que se tiene prevista a la Resolución CREG 126 de 2010 que regula la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural.

Del artículo 5 del Proyecto 1 relativo a las reglas de participación en los procesos de selección para la ejecución de IPAT se destaca igualmente la prohibición de participación del incumbente, así como la aplicabilidad de las disposiciones sobre separación de actividades de las que trata la regulación vigente. Señala el Proyecto 1 que, con la presentación de un interesado en el proceso de selección, se entiende que acoge en su integridad los documentos de selección que en su momento expida la UPME. Finalmente, el Parágrafo del artículo 5 del Proyecto 1 establece que “Los transportadores incumbentes no deberán entorpecer la ejecución de proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, que estén embebidos o se conecten a sus sistemas de transporte, y que estén a cargo de adjudicatarios de procesos de selección, so pena de las acciones legales y económicas que pueda adelantar el adjudicatario afectado''.

Entre los artículos 7 y 11 del Proyecto 1 se abordan las condiciones de remuneración a favor del adjudicatario del IPAT. En el artículo 7 se establece la tasa de descuento aplicable a los IPAT, la cual, se definió en el 10%. Dicha tasa se debe utilizar por los proponentes del proceso de selección para el cálculo del valor presente del flujo de su oferta. En complemento con lo anterior, el artículo 8 del Proyecto 1 especifica que los valores anuales ofertados por los proponentes, los cuales componen el Ingreso Anual Esperado a favor del oferente, no pueden variar en un porcentaje mayor al 5% entre cualquiera de los años del flujo proyectado, y en ningún caso el Ingreso Anual Esperado de un año podrá ser superior al del año anterior.

El artículo 9 del Proyecto 1 se ocupa del esquema de incentivos asociado a la puesta en operación anticipada del proyecto IPAT adjudicado, o, que sea realizado por el incumbente. En líneas generales el Proyecto 1 aborda dos escenarios en los cuales aplica el esquema de incentivos. Por una parte, el Proyecto hace referencia al ingreso que recibiría el agente cuando el IPAT entra en operación en su totalidad antes de la fecha de entrada. Por otra parte, el Proyecto 1 hace referencia al ingreso que recibiría el agente cuando el proyecto entra en operación parcial antes de la fecha de entrada.

Cuando el IPAT entra en operación en su totalidad antes de la fecha de puesta en operación, el Proyecto indica que la remuneración del agente corresponderá al ingreso anual esperado mensual del primer año proyectado. En adición a ello, y previa aprobación de la CREG, el agente podrá recibir una remuneración adicional como incentivo previa evaluación del costo-beneficio de dicho reconocimiento.

Ahora bien, en el caso de la entrada en operación parcial anticipada del IPAT igualmente habrá lugar a una remuneración a favor del agente, la cual, será calculada tomando como referente el Ingreso Anual Esperado mensualizado del primer año de operación del IPAT, ponderado por la capacidad en funcionamiento del IPAT. En igual modo, y previa aprobación de la CREG, el agente podrá recibir una remuneración adicional como incentivo previa evaluación del costo-beneficio de dicho reconocimiento.^[11] Los procedimientos para el pago a los ejecutores de proyectos IPAT, sea que se trate de incumbentes o adjudicatarios, serán adelantados por los transportadores, quienes serían los responsables de actualizar, facturar y recaudar el valor de los pagos de los beneficiarios y transferirlos al adjudicatario (artículo 11). Lo anterior en consonancia con lo descrito en el artículo 19 del Proyecto 1 y en el Anexo 4 del mismo que se incluye a la Resolución CREG 107 de 2017 por virtud del artículo 22 del Proyecto.

En tercer lugar, el Proyecto 1 contempla un esquema de compensaciones por indisponibilidad del IPAT, y a favor de los beneficiarios. Dicho esquema de compensaciones parte de unos umbrales de disponibilidad los cuales se calculan con base en la formulación contenida en el Proyecto 1 y que deberá tener como fuente de solución, las unidades de medida establecidas en los documentos de selección del inversionista que resulten aplicables para cada IPAT.^[12] Calculado el factor de indisponibilidad para cada IPAT, se establece la compensación por indisponibilidad a través de la siguiente ecuación:

Donde:

I

-  COP_PAGN.m es el valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes m, del proyecto PAGN. Este valor estará expresado en pesos actualizados y liquidados como se dispone en el Error! Reference source not found de la presente Resolución.

IMT_PAGN,_m,_t es la porción del IAE que corresponde pagar a los beneficiarios atendidos en el sistema t del transportador para el mes m, del proyecto PAGN. Este valor estará expresado en pesos actualizados y liquidados como se dispone en el Artículo 17 de la presente Resolución. En el caso de la Operación Parcial corresponderá a la remuneración establecida para efectos del ingreso regulado durante la Operación Parcial del proyecto.

- %adicional es el valor del porcentaje adicional reconocido al adjudicatario o al transportador incumbente que ejecuta un proyecto IPAT, por una entrada en operación en fecha anticipada o por una entrada en operación parcial en fecha anticipada, de acuerdo con lo establecido en el numeral i) del literal c) y el literal d) del Artículo 12 de la presente Resolución.

De acuerdo con el Proyecto 1, la anterior expresión se sustituye a partir del mes 7 de indisponibilidad por la que a continuación de transcribe:

Donde:

mi: Número de meses calendario completos transcurridos después del mes 6 de la ocurrencia del evento, durante los cuales el proyecto PAGN ha estado indisponible.

En cuarto lugar, el Proyecto 1 incluye una modificación al régimen de auditoria de los IPAT aclarando el alcance de la redacción originalmente contenida en la Resolución CREG 107 de 2017 (artículos 14 y 15). Con el mismo alcance se modifica el régimen de incumplimiento insalvable en la ejecución de los proyectos IPAT (artículos 17 y 18).

Finalmente, los artículos 20 a 24 se ocupan de varios puntos conexos como lo son: la remuneración de los servicios adicionales (tarifa no regulada), la vigencia de las garantías de cumplimiento que debe presentar el desarrollador del IPAT y su ejecución.

4.2. Proyecto 2

Esta iniciativa regulatoria modifica algunos aspectos de la Resolución CREG 152 de 2017.^[13]

El artículo 1 modifica la definición de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, contenida en el artículo 3. Por su parte, el artículo 2, adiciona las siguientes definiciones al artículo 3: (i) Fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico; (ii) Fecha anticipada de entrada en operación parcial de la infraestructura de importación de gas del Pacífico; (iii) Inventario mínimo de confiabilidad; (iv) Operación parcial de la infraestructura de importación de gas del Pacífico y (v) Servicios adicionales de la infraestructura de importación de gas del pacífico.

El artículo 3 agrega el Parágrafo 2 al artículo 4 el cual se refiere a los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico. Y el artículo 4, modifica el literal f) y el parágrafo 2 del artículo 6 el cual se refiere a las obligaciones del adjudicatario y adiciona información a los literales g) y h).

El artículo 5 del Proyecto 2 modifica el artículo 8 de la misma Resolución CREG el cual establece la remuneración de la infraestructura de importación de gas del Pacífico. El artículo 6, adiciona el parágrafo 3 al artículo 9 el cual establece la liquidación, facturación y recaudo de ingresos por la prestación de los servicios asociados a la infraestructura de importación de gas del Pacífico.

El artículo 7 adiciona el siguiente artículo: “Ingreso regulado por fecha anticipada de entrada en operación de la infraestructura de importación del gas del pacífico”. Describiendo que el ingreso regulado por cada mes de operación, para el período contemplado entre la fecha anticipada de entrada en operación y la fecha de puesta en operación, establecida por el Ministerio de Minas y Energía, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 12 de la Resolución CREG 107 de 2017 y aquellas que la modifiquen o sustituyan; se calculará aplicando la siguiente ecuación:

Donde:

- IMT_m es el Ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada del proyecto, en el mes m.

- %adicional: es el porcentaje de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación, el cual fue establecido por la CREG en el veinticinco por ciento (25%).

- IM₁ es el valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el valor del IAE total del adjudicatario para el primer año del PEP.

El artículo 8 adiciona el siguiente artículo: “Ingreso regulado durante la operación parcial anticipada de la infraestructura de importación del gas del pacífico”.

Describiendo que el ingreso regulado durante la operación parcial anticipada, por cada mes de operación¹⁴, se calculará, aplicando la siguiente ecuación:

- IMT_m es el ingreso mensual a pagar durante la operación anticipada parcial, en el mes m.

- % adicional es el porcentaje de incentivo por operación parcial, el cual fue establecido por la CREG en el veinticinco por ciento (25%).

- COPYPOP_m es la capacidad puesta en operación parcial para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte, en un punto de entrega ubicado en el límite geopolítico del municipio de Yumbo - Valle del Cauca; en el mes m, dado en MPCD.

- CDSIY es la capacidad de regasificación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico, de acuerdo con la establecida en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, dada en MPCD.

IM₁ es el valor mensualizado del primer año del período estándar de pagos, que se obtiene de dividir por 12 el IAE adjudicado del primer año del PEP.

Por su parte, el artículo 9 adiciona el siguiente artículo sobre “compensaciones por indisponibilidad”. En el cual se establece que el valor de las compensaciones por indisponibilidad de la infraestructura de importación de gas del Pacífico¹⁵ se determinará de la siguiente manera, en el caso de que se presente una fecha anticipada de entrada en operación, ya sea parcial o total.

a) En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico: el adjudicatario informará al transportador responsable del recaudo de la porción del IAE del sistema de transporte t que atiende beneficiarios del proyecto, el valor de indisponibilidad en el mes m de prestación del servicio. Este valor lo calculará con base en la siguiente ecuación:

Donde:

- COP_m es el valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes m, de la Infraestructura de Importación del Gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.

- % adicional es el porcentaje de incentivo por operación parcial, el cual fue establecido por la CREG en el veinticinco por ciento (25%).

b) En el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación parcial de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico, se calculará de la siguiente manera:

Donde:

COP_m es el valor de las compensaciones por indisponibilidad durante la operación parcial en el mes m, del proyecto de infraestructura de regasificación del gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.

- COPYPOPI_i es la máxima capacidad indisponible de la capacidad puesta en operación parcial para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el municipio de Yumbo - Valle del Cauca, durante el día i del mes m, dada en MPCD.

- D es el número de días del mes m.

Ahora bien, el artículo 10 del Proyecto 2 adiciona el siguiente artículo relacionado con “Servicios adicionales” estableciendo que el valor a utilizar en los cálculos establecidos en su anexo 4 será del diez por ciento (10%).

Finalmente, el artículo 11 adiciona un artículo relacionado con la comercialización del gas natural licuado requerido para la puesta en operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico, describiendo que el gas natural licuado requerido para la puesta en operación de la infraestructura de importación de gas del Pacífico deberá ser suministrado por el adjudicatario, y de manera excepcional, podrá ser comercializado por el propio adjudicatario o quien él designe para tal fin. En esos términos, se establece que los ingresos provenientes de la comercialización del gas requerido para la puesta en operación se considerarán como ingresos de corto plazo, para efectos del cobro a los transportadores y a los beneficiarios del proyecto.^[16]

5. ANÁLISIS DE LOS PROYECTOS DESDE LA PERSPECTIVA DE LIBRE COMPETENCIA ECONÓMICA

Una vez revisados los Proyectos y los demás documentos adjuntos a la solicitud de concepto de abogacía de la competencia mencionada en la referencia, a continuación, esta Superintendencia se pronunciará frente al efecto que tienen sobre la libre competencia económica algunas de las disposiciones y procedimientos para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural, así como algunas de las reglas complementarias para el desarrollo de la infraestructura de importación de gas del Pacífico.

5.1 Sobre las posibles asimetrías de información

Esta Superintendencia observa que algunas de las disposiciones, procedimientos y reglas contenidas en ambos Proyectos traen consigo una posible creación de asimetrías de información producto de la falta de claridad y justificación de su inclusión dentro de los articulados respectivos. Es preciso señalar que, en la teoría económica, se entiende por asimetría de información ^[17] aquella falla de mercado en la cual una de las partes que interviene en el mercado no cuenta con la misma información que las demás, creándose así, ineficiencias técnicas^[18] y económicas.^[19] Específicamente, dentro del Proyecto 1, la autoridad de competencia identificó que:

a) El artículo 4 que modifica el artículo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, se refiere, particularmente en el texto propuesto para el literal h), a que la CREG ajustará: (i) La Resolución mediante la cual se oficializaron los flujos de ingresos anuales para remunerar la inversión y los gastos de AOM del proyecto IPAT, a partir de la información de costos de los servicios del auditor y del patrimonio autónomo reportados y (ii) El valor ajustado de inversiones, cuando sea necesario incluirlo, de acuerdo con la metodología que reemplace la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010.

Al respecto, esta Superintendencia nota la ausencia de la justificación técnica asociada a prever, en el Proyecto 1, un ajuste a una metodología que aún no ha quedado en firme, es decir, prever un cambio al valor ajustado de inversiones de conformidad con una metodología que, en teoría, reemplaza la metodología de remuneración de la actividad de transporte de gas natural contenida en la Resolución CREG 126 de 2010, pero que no se describe en el Proyecto 1.

b) El artículo 7 que modifica el artículo 10 de la Resolución CREG 107 de 2017, describe que dicho artículo, el cual se refiere a la “Tasa de descuento”, establecerá la tasa de descuento para calcular el valor presente del flujo que hayan ofertado cada uno de los proponentes en el 10%. Frente a este establecimiento, esta Superintendencia no identificó justificación técnica alguna.

Es preciso señalar que en el documento soporte,^[20] la CREG aclaró que: (i) “la tasa de descuento propuesta en la resolución en consulta no tiene otro propósito que permitir la comparación de las distintas ofertas que presenten los interesados en participar en los procesos de selección que se adelanten para la adjudicación de los proyectos. El costo de oportunidad que un interesado asocie a sus recursos a invertir estará reflejado en su oferta de ingreso anual esperado” y (ii) “En el caso de transporte de gas natural, la tasa de descuento vigente se encuentra dispuesta en la Resolución CREG 126 de 2010. En este sentido, dicha señal de hace 11 años no es adecuada pues no refleja las condiciones actuales del mercado que motivaron al ajuste propuesta del 12% al 10%. Así las cosas, los comentarios recibidos no se acogen y no conducen modificaciones a las disposiciones consultadas''.

En consecuencia, el cambio en la tasa de descuento que propone el Proyecto 1 no se encuentra justificado, generando imprecisiones o posibles confusiones en aquellos agentes económicos receptores de la iniciativa regulatoria que eventualmente quieran conocer las razones técnicas que llevaron a la no adopción de los comentarios realizados sobre dicho cambio.

c) El artículo 8, que modifica el Artículo 11 de la Resolución CREG 107 de 2017, establece frente al Perfil de pagos, que la diferencia entre los porcentajes que representan cada uno de los valores anuales ofertados del IAE con respecto al valor presente de la serie de los valores anuales del IAE, no podrá ser mayor a cinco puntos porcentuales (5%) entre cualquier par de años. Al respecto, no se encontró justificación técnica alguna frente al establecimiento de este valor techo.

d) El artículo 12, que modifica el Artículo 18 de la Resolución CREG 107 de 2017, relacionado con “compensaciones por indisponibilidad”, establece dos fórmulas para efectos de aplicar las compensaciones mencionadas en el literal e) del artículo 17 del Proyecto 1. Específicamente, la ecuación para calcular las compensaciones por indisponibilidad en el mes m, por el adjudicatario o el transportador incumbente que ejecute proyectos IPAT, contempla un término denominado “% adicional” o un valor del porcentaje adicional reconocido al adjudicatario o al transportador incumbente que: (i) Ejecuta o inicia la operación de un proyecto IPAT en una fecha anticipada o (ii) Ejecuta o inicia la operación parcial en una fecha anticipada. Al respecto, esta Superintendencia nota la ausencia del valor específico asociado a dicho porcentaje en esa ecuación en particular. O si se quiere, el valor máximo o mínimo que tendría, tal y como se establece en otras ecuaciones dentro del Proyecto 1 las cuales incluyen tal término denominado “% adicional”.

e) El parágrafo 2 del artículo 18 que modifica el artículo 31 de la Resolución CREG 107 de 2017, no especifica el número de la Resolución del Ministerio de Minas y Energía que hace referencia al evento en el cual, si el Ministerio aprueba una solicitud del adjudicatario de no continuar con el proyecto por la ocurrencia de eventos irresistibles, imprevisibles y ajenos a su control, debidamente verificables; la CREG no iniciará la actuación administrativa o la dará por terminada y el adjudicatario perderá el derecho a cualquier ingreso regulado y el patrimonio autónomo se abstendrá de ejecutar la garantía de cumplimiento.

f) La ecuación propuesta para calcular la compensación por indisponibilidad contiene el componente: COP_PAGN,m el cual se describe como el valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes m, del proyecto PAGN.

Adicionalmente, en la descripción se especifica que este valor estará expresado en pesos actualizados y liquidados como se dispone en el “0 de la presente Resolución”. En este punto otorgaría claridad hacer referencia en la regulación a qué hace referencia el 0.

Adicionalmente y con respecto al Proyecto 2, la autoridad de competencia identificó que:

a) El artículo 7 que adiciona el artículo relacionado con el “Ingreso regulado por fecha anticipada de entrada en operación de la infraestructura de importación del gas del pacífico” a la Resolución CREG 152 de 2017; estable dentro de la ecuación para calcularlo, un término denominado “% adicional” el cual se describe como un porcentaje de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación del veinticinco por ciento (25%). Nota esta Superintendencia que el valor asignado a este incentivo por la entrada en operación anticipada no se encuentra debidamente justificado desde el punto de vista técnico.

En el documento soporte,^[21] específicamente en el numeral 8.3, la CREG menciona que “el porcentaje del incentivo se eleva al 25% en consideración a comentarios recibidos e información adicional utilizada por la Comisión en la estimación de dicho porcentaje. Para este incentivo es claro que el proyecto debe estar culminado al 100%'' pero no describe cuál fue la información adicional usada para su estimación, así como para su aumento. Lo mismo sucedió con la fórmula establecida para calcular el “Ingreso regulado durante la operación parcial anticipada, por cada mes de operación” la cual establece también un porcentaje del veinticinco por ciento 25% de incentivo por operación parcial.

b) El artículo 9 que adiciona a la Resolución CREG 152 de 2017 el valor de las compensaciones por indisponibilidad de la infraestructura de importación de gas del Pacífico establece una ecuación para calcular las compensaciones por indisponibilidad, en el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico. En dicha fórmula no se describen los siguientes elementos: im₁ COPYPI_i, D y COPYP.

Por su parte, en la fórmula para calcular las compensaciones por indisponibilidad en el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación parcial de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico, tampoco se describen los elementos: %adicional, IM₁, COPYP_m, CDSIY Y COPYPOP_m.

c) El artículo 10 que adiciona el valor de los servicios adicionales al artículo 16 de la Resolución CREG 152 de 2017 y que se titula: “Servicios adicionales. Valor del componente PSA''; establece que el valor a utilizar en los cálculos descritos en el anexo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, será del diez por ciento (10%). Se observa que no se describe la justificación técnica correspondiente al establecimiento de este porcentaje.

De conformidad con lo descrito, esta Superintendencia recomendará a la CREG que incluya las justificaciones y descripciones mencionadas anteriormente, dentro de las consideraciones y articulado de cada Proyecto, respectivamente. Lo anterior, con el fin de eliminar las posibles asimetrías de información que genera su exclusión o ausencia. Adicionalmente, es recomendable que una vez incluidas, analice la conveniencia de someter nuevamente ambos Proyectos a observaciones de terceros interesados con el objetivo de dar a conocer los nuevos aspectos técnicos y justificaciones que fueron incluidas. Todo lo anterior atendería los siguientes propósitos: (i) Imprimir mayor claridad en las disposiciones, procedimientos y reglas dispuestas en ambos Proyectos; (ii) Eliminar las posibles asimetrías de la información que genera su ausencia en ambos proyectos; (iii) Recibir las observaciones de los agentes del mercado con el fin de incentivar su concurrencia y (iv) Evitar ineficiencias económicas y técnicas en los mercados relacionados con ambos Proyectos.

De no incluirse las mencionadas justificaciones y descripciones, la intensidad y la eficacia de la competencia en los mercados relacionados se podría ver afectada por cuanto, de un lado, se podría impactar o limitar el número de competidores potenciales interesados en participar dados unos criterios de competencia determinados, y, del otro, se podría incidir directamente en la claridad de la decisión de adjudicación de un proceso determinado, que es considerado por el Gobierno Nacional como una herramienta estratégica que favorece la asignación adecuada de los recursos.

Al respecto, el consejo de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (en adelante “OCDE”), recomienda que se desarrollen procedimientos que, satisfaciendo las necesidades de la administración pública y de los ciudadanos, impulsen la eficiencia a lo largo de todo del ciclo de la contratación. Para tal fin deberán: “Definir los requisitos con claridad y evitar las medidas predecibles''^[22] Específicamente, recomienda que las especificaciones deben diseñarse de tal forma que eviten sesgos, sean claras y no sean discriminatorias. Esto motivará la presentación de soluciones innovadoras y la obtención de mayor valor por el dinero^[23] invertido en la ejecución de los proyectos del plan de abastecimiento de gas natural y en el desarrollo de la infraestructura de importación de gas del Pacífico incluida en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural. Finalmente, se debe tener presente que “La redacción de los requisitos de una licitación afecta el número y tipo de proveedores que atrae el proceso y, por ende, incide sobre el éxito del proceso de selección. Cuanto más claros sean los requisitos, más sencilla será su comprensión para los participantes potenciales y más confianza tendrán cuando preparen y presenten ofertas''.^[24]

Por su parte, el Departamento Nacional de Planeación en la versión 2.0 de la “Guía Metodológica para la Elaboración de Análisis de Impacto Normativo (AIN)'' hace énfasis en que uno de los principios básicos que deben atenderse para alcanzar una armonía regulatoria es la “Participación y transparencia”. Al respecto, establece que las autoridades deben contar con la opinión y comentarios de los regulados e interesados en la medida en que la diversidad de posiciones y puntos de vista en torno a una problemática pueden aportar diferentes alternativas de solución y permiten identificar costos y beneficios que pueden omitirse por falta de conocimiento de alguna de las partes del mercado: oferta, demanda y entidades reguladoras de esos mercados. Por lo tanto, la consulta pública de los ajustes que se realicen a los proyectos regulatorios o de las justificaciones técnicas que se incluyan sin duda “mejorará la legitimidad de las decisiones de intervención que tome el regulador y a su vez, fortalecerá el debate técnico y transparente con los interesados, ayudando a diseñar regulaciones sólidas y consistentes con las problemáticas identificadas”,^[25]

5.2. Sobre la participación del incumbente en las convocatorias para la adjudicación de IPAT.^[26]

El Proyecto 1 expresamente excluye al incumbente de la participación de los procesos de selección. Ello, sin perjuicio de la opción con la que cuenta el incumbente de ejecutar IPAT en primera instancia antes del proceso de selección. Entiende esta Superintendencia que dicha regla se justifica en las posibles asimetrías de la información que pudieran presentarse entre el incumbente (quien conoce su sistema de transporte) y el posible interesado en resultar adjudicatario (que no conoce ni controla dicho sistema de transporte). No obstante, llama la atención de esta autoridad la ausencia de un análisis de otras alternativas que incorporen una menor restricción a la libre competencia económica y/o justifique la exclusión del incumbente en la participación de los procesos de selección.

Es preciso señalar que el Proyecto 1 incorpora una regla a partir de la cual el incumbente tiene la primera opción de ejecutar IPAT y podría resolver la restricción antes señalada, así como cualquier eventual problema de coordinación entre los actores que genere potenciales conductas exclusorias. Adicionalmente, entiende esta Superintendencia que la estructura de costos, cuando IPAT se pone en consideración del incumbente, y la estructura de costos cuando IPAT es ejecutado por un tercero adjudicatario; no resultan comparables. No obstante, a criterio de esta Superintendencia, vale la pena analizar la inclusión en los procesos de selección de otras alternativas que generen la mayor presión competitiva posible y la menor restricción a la participación de cualquier agente por el mercado de transporte de gas natural. Lo anterior, en la medida en que aumentar las fuerzas competitivas en un mercado o la presión competitiva incentiva la obtención de mejores precios y calidades de producto que benefician a los consumidores del mercado y, además, promueve una mayor concurrencia a los procesos de selección.

Adicionalmente, para esta Superintendencia, el argumento esgrimido por la CREG respecto a la dificultad de comparar estructuras de costos entre IPAT ejecutado por el incumbente e IPAT ejecutado por un tercero adjudicatario, no resulta claro. Lo anterior, toda vez que a la luz del Proyecto 1 podría entenderse que tanto el incumbente como un tercero que pueda ser adjudicatario, deberán atender a los preceptos establecidos en la metodología tarifaría que posteriormente establecería la CREG en la cual no se contemplan costos distintos de manera expresa.

Es fundamental que la CREG analice lo dicho anteriormente considerando que en la actualidad dispone de otros instrumentos de control para evitar problemáticas derivadas de la asimetría en la información entre el incumbente y el tercero adjudicatario, tales como los previstos en la Resolución CREG 080 de 2019,^[27] los cuales garantizarían que el incumbente no obtenga una ventaja competitiva gracias al conocimiento de su estructura de transporte. Adicionalmente, hacer uso de dichos instrumentos tendría como ventaja, previa evaluación de los costos y beneficios de excluir al incumbente, un posible desincentivo a la aparición de conductas monopolísticas en las que se privilegie al incumbente para el desarrollo de IPAT. En este sentido, esta Superintendencia recomendará a la CREG que justifique dentro del Proyecto 1 y a través de una relación costo-beneficio, la exclusión del incumbente de los procesos de selección para la ejecución de IPAT así como la prioridad para su ejecución.

5.3. Sobre el esquema de incentivos por la entrada en operación anticipada de los IPAT

Dentro del Proyecto 1 se dispone un esquema de incentivos por la entrada en operación anticipada, sea que se trate de una entrada total o parcial. Como se anotó en la descripción del Proyecto 1, cuando el IPAT entra en operación en su totalidad, antes de la fecha de puesta en operación, y previa aprobación de la CREG; el agente podrá recibir una remuneración adicional que funciona como un incentivo a su anticipación, previa evaluación del costo-beneficio de otorgárselo. Bajo el entendido que tiene esta Superintendencia, es importante llamar la atención frente al potencial incentivo que esto genera para que el ejecutor del IPAT, en términos de estructurar su ingreso anual esperado incluyendo tal reconocimiento puesto que podría ser distinto al que estructurara en su ausencia. Por lo tanto, producto de esta situación podría hacerse adjudicatario del IPAT.

Si bien es cierto que la aprobación de dicho incentivo está sujeto a la demostración por parte del adjudicatario de una relación costo-beneficio positiva para el usuario tras recibir dicha remuneración, considera importante esta Superintendencia que el Proyecto 1 establezca reglas claras y objetivas tendientes a dar certidumbre respecto de la viabilidad de dicho incentivo de suerte que, de manera ex ante, la CREG pueda tener un control adicional al ya establecido, y adicionalmente, que los participantes de los procesos de selección no tengan el incentivo a presentar una estructura de costos que no refleje su capacidad real para el desarrollo de un proyecto, esto es, sin la necesidad de contar con dicho incentivo o remuneración adicional. Lo anterior, sin perjuicio del objetivo de esa regla y es que el agente adjudicatario supere sus propios esfuerzos en aras de poner en operación el proyecto y, por consiguiente, genere los beneficios esperados en materia de transporte de gas. En mérito de lo expuesto, esta Superintendencia recomendará a la CREG que incluya dentro del Proyecto 1 reglas claras y objetivas que justifiquen la procedencia de la remuneración adicional por puesta en operación anticipada del proyecto.

5.4. Sobre los posibles efectos del esquema de incentivos por entrada en operación anticipada para el caso de IPAT y de la planta de regasificación del pacífico

En relación con la planta de regasificación del pacífico y el esquema de incentivos que se destaca tanto el Proyecto 1 como en el Proyecto 2, a juicio de esta Superintendencia hay al menos dos aspectos centrales que deberían considerarse. En primer lugar, la relación entre la oferta y la demanda de gas estimada para la fecha de puesta en operación (total o parcial) de los IPAT y/o de la planta de regasificación y, su efecto sobre los consumidores. En segundo lugar y para el caso particular de la planta de regasificación del pacífico, el incentivo previsto en el Proyecto 2 que consiste en el 25% adicional por la puesta en operación en una anticipada a la fecha prevista.

Respeto de la relación entre la oferta y la demanda estimada de gas para la fecha de puesta en operación de un IPAT y/o de la planta de regasificación, resultaría fundamental considerar las necesidades y posibilidades del mercado de gas con el fin de que la inversión que se haga efectivamente responda a una necesidad identificada recientemente, de suerte que se pueda aminorar el riesgo de contar con capacidades instaladas ociosas o deficitarias que al final deberán ser asumidas por los usuarios finales, esto es, ineficiencias técnicas mencionadas en el numeral 5.1 del presente concepto. Así las cosas, y a manera de ejemplo, la entrada en operación, total o parcial, que responda a las necesidades actuales del mercado, incrementa las tarifas para los consumidores, dado que, no se estaría explotando la capacidad instalada, y la demanda por su parte, si estaría asumiendo los costos derivados de la puesta en operación.

En adición a lo anterior, tal como se mencionó en el numeral 5.1 del presente concepto, para esta Superintendencia no es clara la justificación técnica, para el caso particular de la planta de regasificación del pacífico, de establecer un incentivo por entrada anticipada de la planta del 25%. Esto podría tener un efecto, además del anteriormente mencionado, sobre los precios del gas y por consiguiente sobre los consumidores regulados como no regulados.

5.5. Sobre la integralidad de las reglas, definiciones y parámetros para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural y para el desarrollo del plan transitorio de abastecimiento de gas natural

Esta Superintendencia observa que las reglas, definiciones y parámetros establecidos para ejecutar los proyectos del plan de abastecimiento de gas natural y adicionalmente, para el desarrollo del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, no se encuentran en un solo acto administrativo. Por el contrario, la CREG las define a través de varias resoluciones, generando dispersión de éstas y, en consecuencia, podrían resultar no claras para algunos interesados o para las mismas autoridades regulatorias que intervienen entre ellas: el Ministerio de Minas y Energía, la misma CREG y la UPME. A juicio de esta Superintendencia, dicha dispersión o atomización de reglas, definiciones y parámetros puede ocasionar que algunos participantes decidan reducir sus esfuerzos por ejecutar los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural y que finalmente, se reduzca la competencia vigorosa y beneficiosa del mecanismo que busca, de manera eficiente y estratégica, abastecer el país de gas natural.

Es preciso señalar que, al respecto, esta autoridad le sugirió al Ministerio de Minas y Energía, en el Concepto de Abogacía de la Competencia 21-183633 que profirió frente al proyecto de Resolución “Por la cual se convoca a la subasta de contratación de largo plazo para proyectos de generación de energía eléctrica y se definen los parámetros de su aplicación'-, que era deseable que, en lo posible, las diferentes etapas de la tercera subasta de contratación de largo plazo de energía eléctrica se regularan en un solo acto administrativo cuyos criterios y reglas fueran tendientes a garantizar la concurrencia de diferentes agentes económicos en el proceso y pudieran ser consultadas de manera clara y eficiente con el fin de no generar un posible impacto negativo en las fuerzas competitivas del mercado de energía eléctrica.

En este orden de ideas, esta Superintendencia le sugiere a la CREG que para futuros diseños e implementaciones para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural y para el desarrollo del plan transitorio de abastecimiento de gas natural; todas las reglas, definiciones, parámetros tales como: fechas, porcentajes, tasas, plazos, topes máximos y demás, se establezcan de manera integrada y no dispersada con el fin de “facilitar su análisis por parte de los interesados, evitar posibles asimetrías de información que conlleven a un menor nivel de concurrencia de proponentes en los procesos de contratación pública de servicios, causando ineficiencias en el mecanismo de adquisición de estos para el Estado''.^[28]

6. RECOMENDACIONES

- Incluir los aspectos señalados en el numeral 5.1 del presente concepto en los considerandos de ambos Proyectos y en el articulado de estos, según corresponda.

- Analizar la conveniencia de someter a observaciones de terceros interesados los aspectos incluidos en ambos Proyectos con el fin de eliminar las asimetrías de la información señaladas en el numeral 5.1 del presente concepto.

- Justificar dentro del Proyecto 1 y desde la relación costo-beneficio, la exclusión del incumbente de los procesos de selección para la ejecución de IPAT así como la prioridad para su ejecución.

- Incluir dentro del Proyecto 1 reglas claras y objetivas que justifiquen la procedencia de la remuneración adicional por puesta en operación anticipada del proyecto.

Finalmente, esta Superintendencia agradece a la CREG que, al momento de expedir la regulación en cuestión, remita una copia al correo electrónico amperez@sic. gov.co

Cordialmente,

JUAN PABLO HERRERA SAAVEDRA

Superintendente Delegado para la Protección de la Competencia

<NOTAS DE PIE DE PAGINA>.

1. Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones.

2. Por el cual se adiciona el decreto único reglamentario del sector administrativo de minas y energía, Decreto 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural.

3. Primero por parte de un agente como complemento de su infraestructura existente y cuáles se realizarán exclusivamente mediante mecanismos abiertos y competitivos. En el caso en que no sean desarrollados por el agente, los mismos deberán ser desarrollados como resultado de la aplicación de mecanismos abiertos y competitivos.

4. Para el caso de proyectos de confiabilidad y/o seguridad de abastecimiento

5. Por la cual medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía.

6. Por la cual se adopta el Plan de Abastecimiento de Gas Natural y se adoptan otras disposiciones.

7. Por la cual se establece los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del Plan de abastecimiento de gas natural

8. Documento titulado “MODIFICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 107 DE 2017. Procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural aportado al expediente 21 -288256. Pág, 7.

9. Documento titulado “MODIFICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 107 DE 2017. Procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural” aportado al expediente 21-288256. Pág., 7.

10. Documento titulado “MODIFICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 152 DE 2017. Reglas complementarias para el desarrollo de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico” aportado al expediente 21-288256. Pág., 6.

11. El Ingreso Anual Esperado o IAE es formalizado por la CREG mediante resolución, previo el lleno de una serie de requisitos documentales establecidos en la regulación aplicable, incluyendo lo que resulte del Proyecto.

12. La formulación del factor de indisponibilidad esta dado por la siguiente expresión:

	Factor de indisponibilidad del proyecto PAGN del plan de abastecimiento de gas natural, durante el mes ?? de prestación del servicio.
	Máxima capacidad indisponible del proyecto PAG del plan de abastecimiento de gas natural durante el día ?? del mes ??. Este valor estará expresado en las unidades de medida que se definan en los documentos de selección del inversionista.
	Capacidad adjudicada del proyecto PAG del Plan de Abastecimiento de Gas Natural. Este valor estará expresado en las unidades de medida que se definan en los documentos de selección del inversionista. En el caso de la operación parcial este valor corresponderá a la capacidad certificada por el Auditor utilizada para efectos del ingreso regulado durante la operación parcial del proyecto.
	Número de días del mes ??.

13. La cual quedó así: “Infraestructura de importación de gas del Pacífico: corresponde a la planta de regasificación del Pacífico ubicada en la Bahía de Buenaventura – Valle del Cauca y al gasoducto desde la Planta de Regasificación ubicada en la Bahía de Buenaventura hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte definido en el numeral 1.2 del artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, o aquellas que la modifiquen o sustituyan. El gasoducto Buenaventura – Yumbo hará parte del SNT”.

14. En el período establecido en el artículo 12 de la Resolución CREG 107 de 2017 y aquellas que la modifiquen o sustituyan.

15. La que se establece en el literal b) del Artículo 18 de la Resolución CREG 107 de 2017, o aquellas que la modifiquen, adicionen o sustituyan,

16. De acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

17. Akerlof, G.A., (1970) “The market of “lemons”: Qualitative uncertainty and the market mechanism”, Quarterly Journal of Economics 86, pp 488-500.

18. Sarmiento y Castellanos (Julio - Diciembre de 2008). Cuadernos Latinoamericanos de Administración - Vol. IV No. 7. Pág. 5. ISSN 1900-5016: “La eficiencia técnica ocurre cuando la firma tiene la habilidad de obtener el máximo producto posible dado un nivel de insumos; luego la ineficiencia técnica se define como la pérdida de ganancias al usar una combinación equivocada de insumos en el plan de producción correcto, o sea, la posibilidad de emplear más insumos de los necesarios para producir un nivel determinado de producto; mide la sobreutilización proporcional de los insumos".

19. Leibenstein, H. On the basic proposition of X-efficiency theory. American Economic Review, 68 (2), 1978, 328-332. Describe eficiencia económica como aquella condición en la cual una firma minimiza costos al producir cada nivel de producto; por consiguiente, la ineficiencia económica se caracteriza como la tolerancia por el desperdicio de recursos.

20. Documento titulado “MODIFICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 107 DE 2017. Procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural” aportado al expediente 21-288256. Pág, 16.

21. Documento titulado “MODIFICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN CREG 152 DE 2017. Reglas complementarias para el desarrollo de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico” aportado al expediente 21-288256. Pág, 14.

22. OCDE 2012, Recomendación del Consejo de la OCDE para combatir la colusión en la contratación pública. Recomendación VII. Numeral 3 Pág.9.

23. De acuerdo con la Agencia Nacional para la Contratación Pública - Colombia Compra Eficiente, “Valor por dinero” es una expresión de origen anglosajón (value for money) que, en el Sistema de Compra Pública, se refiere a la optimización de los recursos públicos en términos de tiempo, dinero y capacidad del talento humano y de la eficiencia en los procesos para satisfacer las necesidades de las Entidades Estatales y cumplir su misión. Definición disponible en: https://colombiacompra.gov.co/content/que-es-valor-por-dinero

24. OCDE 2012, Recomendación del Consejo de la OCDE para combatir la colusión en la contratación pública. Recomendación VII. Numeral 3 Pág.9.

25. (2021) Departamento Nacional de Planeación - DNP, “Guía Metodológica para la Elaboración de Análisis de Impacto Normativo (AIN)". Numeral 2.3.4. Pág., 15.

26. Inversiones en proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural en un sistema de transporte.

27. Por la cual se establecen reglas generales de comportamiento de mercado para los agentes que desarrollen las actividades de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible

28. Superintendencia de Industria y Comercio. Concepto de Abogacía de la Competencia 21-183633 dirigido al Ministerio de Minas y Energía frente al proyecto de Resolución “Por la cual se convoca a la subasta de contratación de largo plazo para proyectos de generación de energía eléctrica y se definen los parámetros de su aplicación”. Pág., 12.