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Bogotá, D.C., mayo 24 de 2019

CIRCULAR No.039

PARA: EMPRESAS PRODUCTORAS, TRANSPORTADORAS, DISTRIBUIDORAS Y COMERCIALIZADORAS DE GAS NATURAL Y TERCEROS INTERESADOS

DE: DIRECCIÓN EJECUTIVA

ASUNTO: CONCEPTOS SOBRE DISPOSICIONES DE LA RESOLUCIÓN CREG 114 DE 2017, MODIFICADA POR LA RESOLUCIÓN CREG 021 DE 2019

Se adjunta un documento con el que se emite concepto sobre algunas consultas recibidas por la Comisión en relación con las disposiciones adoptadas en la Resolución CREG 114 de 2017, modificada por la Resolución CREG 021 de 2019, mismas que se recibieron en el taller realizado el 15 de marzo de 2019 en Bogotá D.C. y en comunicaciones radicadas en la Comisión.

Cordialmente,

CHRISTIAN JARAMILLO HERRERA

Anexo: Documento

Circular039 Mayo de 2019 2 / 23

Anexo

En el presente documento se emite concepto sobre algunas consultas recibidas por la Comisión en relación con las disposiciones adoptadas en la Resolución CREG 114 de 2017, modificada por la Resolución CREG 021 de 2019. Estas inquietudes se recibieron por escrito en el taller realizado el 15 de marzo de 2019, en las oficinas de la Comisión de la Calle 116 No. 7-15 Int. 2 Piso 9, Bogotá D.C., y a través de comunicaciones radicadas en la Comisión con posterioridad al taller.

El presente concepto se emite en los términos del numeral 73.24 del artículo 73 de la ley 142 de 1994 y con el alcance del artículo 28 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo sustituido por el artículo 1 de la Ley 1755 de 2015.

Previo a dar respuesta a las inquietudes planteadas informamos que de acuerdo con lo dispuesto por la Ley 142 de 1994, a la CREG, aparte de las funciones genéricas que toda Comisión de Regulación tiene, se le asignaron la regulación económica de los servicios públicos domiciliarios de energía eléctrica y gas combustible. Adicionalmente, la Ley 143 de 1994 le asignó funciones de carácter regulatorio a la CREG, de manera específica en lo concerniente a la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica.

Por tal razón, es importante precisar que en desarrollo de la función consultiva, la CREG no resuelve casos particulares o concretos, pues ello corresponde a las autoridades competentes mediante los procedimientos de rigor y, en tal virtud, tanto las preguntas como las respuestas deben darse o entenderse en forma genérica, de tal manera que puedan predicarse de cualquier asunto en circunstancias similares.

De otra parte, la función de control del cumplimiento de las resoluciones expedidas por parte de la CREG, las leyes y demás actos administrativos a que están sujetos los prestadores de servicios públicos domiciliarios, le competen por ley a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y a la Superintendencia de Industria y Comercio en temas de derecho de la competencia.

Procedemos a transcribir las inquietudes (en cursiva) y a dar respuesta como sigue.

1. Gases de Occidente (Luisa Fernanda López – Radicado E-2019-003308)


“Para los contratos perfeccionados mucho antes de la entrada de la 089 que no tienen mercado específico, para cumplir con la exigencia de nominación por mercado, ¿hay que cambiar los contratos? ¿Cómo se maneja el balance de estos?”.

Respuesta

Entendemos que esta inquietud se refiere a la información sobre nominaciones y renominaciones de que tratan los literales d) y e) del numeral 4.1. del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado con la Resolución CREG 021 de 2019, y en particular las declaraciones de energía al gestor por sectores de consumo.

Al respecto, el literal d) anotado establece, entre otros aspectos, lo siguiente:

“Cuando el productor-comercializador o el comercializador de gas importado no disponga de la información para declarar al gestor la energía por sectores, estos participantes del mercado exigirán que en la nominación el comprador les señale la desagregación por tipo de demanda de la energía nominada. El remitente deberá entregar la desagregación el mismo día de la nominación y en el formato que establezca el productor-comercializador o el comercializador de gas importado”.

y en el literal e) anotado se establece, entre otros aspectos, lo siguiente:

“Cuando el transportador no disponga de la información para declarar al gestor la energía por sectores, este podrá exigir que en la nominación el remitente le presente una estimación de la desagregación por sectores de consumo de la energía nominada. El remitente deberá entregar la estimación el mismo día de la nominación y en el formato que establezca el transportador”.

De estas disposiciones se deduce que el productor-comercializador, el comercializador de gas importado y el transportador tienen la responsabilidad de declarar al gestor del mercado la energía nominada y renominada por sectores de consumo, y en caso de que estos participantes del mercado no dispongan de la información por sectores de consumo, podrán exigir que en la nominación de suministro de gas el comprador señale la desagregación por tipo de demanda de la energía nominada, y en la nominación de transporte el remitente presente al transportador una estimación de la desagregación por sectores de consumo de la energía nominada.

De lo anterior entendemos que (i) no es necesario cambiar el contenido de los contratos vigentes de suministro y/o de transporte para cumplir con el reporte de información sobre nominaciones y renominaciones; y (ii) cuando el productor-comercializador, el comercializador de gas importado y el transportador no disponen de la información por sectores de consumo los compradores de gas y de capacidad de transporte estiman la

Circular039 Mayo de 2019 4 / 23 desagregación por sectores y la reportan en la nominación al vendedor de gas o al transportador.

2. Termobarranquilla (Andrea Maury y Hernando Ramírez – Radicado E-2019-003309)

“1. Artículo 12: Entrega a usuarios finales. Si bien el cambio observado en el reporte de información de entrega a usuarios finales cuando esta (sic) conectados a la red de distribución, será el responsable de este reporte el distribuidor? ¿Qué pasará con los usuarios que se conectan directamente al SNT y se contrata con un comercializador en un punto estándar del SNT y que no conoce el consumo del usuario? ¿Quién es el responsable de este reporte?

2. Si bien en esta resolución menciona que se realizará un estudio para la pertinencia en la duración permisible para la suspensión del servicio por mantenimientos programados, ponemos a consideración de la CREG en el evento en que un comercializador no pueda trasladar el evento eximente al productor (cuando el comercializador recibe el evento eximente)? ¿Esto está contenido en el documento soporte de esa resolución?”.

Respuesta

En el literal c) del numeral 4.1 del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece, entre otros aspectos, lo siguiente:

“c) Entregas a usuarios finales

A más tardar a las 12:00 horas del día D+1, los comercializadores y los distribuidores deberán declarar al gestor del mercado la siguiente información operativa del día de gas:

i. Cantidad total de energía tomada en el punto de salida del SNT para ser entregada a usuarios finales, desagregada por tipo de demanda regulada y no regulada. El distribuidor será el responsable de declarar esta información cuando el punto de salida del SNT corresponda a una estación de puerta de ciudad. En los demás casos el responsable será el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda.

(…)

El distribuidor, el comercializador o el usuario no regulado, según corresponda, declarará el número del contrato bajo el cual se transportó dicho gas”.

De estas disposiciones se deduce que (i) el distribuidor será el responsable de declarar al gestor del mercado la cantidad total de energía tomada en el punto de salida del SNT que corresponda a una estación de puerta de ciudad; y (ii) el comercializador o el

Circular039 Mayo de 2019 5 / 23 usuario no regulado será el responsable de declarar al gestor del mercado la cantidad total de energía tomada en puntos de salida del SNT distintos a estaciones de puerta de ciudad.

Es así como:

i) Cuando un usuario no regulado compra directamente el transporte con el transportador, este usuario no regulado debe declarar al gestor del mercado la cantidad total de energía tomada del punto de salida del SNT.

ii) Cuando el usuario no regulado toma el gas en un punto de salida del SNT y es atendido por un comercializador, este comercializador debe declarar al gestor del mercado la cantidad total de energía tomada por el usuario no regulado en el punto de salida del SNT. En tal caso el comercializador y el usuario no regulado coordinan la obtención de la información para declararla al gestor del mercado.

Finalmente, los aspectos relacionados con la duración permisible para la suspensión del servicio por mantenimientos programados serán analizados posteriormente.

3. MC2 SAS ESP (Yadira Rodríguez – Radicado E-2019-003310)

“1) Es posible firmar ya un contrato de transporte cuya negociación viene hace varios meses y está listo para firma y registro ya, se puede firmar y registrar ya teniendo en cuenta que inicia en 01 de diciembre de 2019”.

2) No tenemos certeza de que se puedan negociar cantidades variables en un solo contrato, no obstante, en el gestor del mercado y en el instructivo del SEGAS de la información transaccional sí está permitido. ¿Se puede registrar un contrato con cantidades variables?NOTA: La pregunta 2 no hacer parte de la 021, pero necesitamos tener claridad”.

Respuesta

Ver respuestas a las preguntas de los numerales 4 y 5 del presente anexo.

4. MC2 SAS ESP (Francisco J. Bendeck – Radicado E-2019-004313)

“… la reciente Resolución CREG 021 de 2019, en su artículo 5 se estableció lo siguiente: ‘Parágrafo 5. Con excepción de los contratos con interrupciones, durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán


permanentes y por el 100% de gas natural o de la capacidad contratada’ (Negritas, cursiva y subrayas fuera de texto).

Respecto del citado Parágrafo destacamos su presencia en la regulación así: (i) el citado Parágrafo estuvo durante la vigencia de la Resolución CREG 089 de 2013, (ii) El Parágrafo fue retirado por la Resolución CREG 114 de 2017 y, (iii) el Parágrafo volvió a tener vigencia en la reciente Resolución CREG 021 de 2019.

A partir de lo anterior, solicitamos a la CREG su opinión sobre los siguiente: ¿Desde el punto de vista regulatorio es posible firmar contratos de suministro y transporte de gas en el mercado secundario con cantidades variables durante la vigencia de dichos contratos?”.

Respuesta

Aclaramos que el parágrafo al que se refiere esta inquietud aplica para los contratos de suministro y de transporte del mercado secundario y el contenido de dicho parágrafo ha estado y está vigente en la regulación así:

i) Se incluyó en el Artículo 31 de la Resolución CREG 089 de 2013, publicada en el Diario Oficial No. 48.833 del 15 de agosto de 2013.

ii) Se incluyó en el Artículo 30 de la Resolución CREG 114 de 2017, publicada en el Diario Oficial No. 50.343 del 1 de septiembre de 2017.

iii) Está incluido en el Artículo 30 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado por el Artículo 5 de la Resolución CREG 021 de 2019 publicada en el Diario Oficial No. 50.875 del 22 de febrero de 2019.

De acuerdo con lo anterior no es claro por qué en esta inquietud se anota que “El Parágrafo fue retirado por la Resolución CREG 114 de 2017”.

Con respecto a la posibilidad de firmar contratos de suministro y de transporte de gas en el mercado secundario con cantidades variables durante la vigencia de dichos contratos es necesario remitirnos a lo manifestado por la Comisión en concepto sobre el entendimiento de los contratos firmes, así:

i) Respuesta a la pregunta 2.2 de la Circular CREG 065 de 2013, en la que se manifestó que “… a través del contrato firme se debe garantizar una cantidad de gas o una capacidad de transporte fija durante el período de vigencia del respectivo contrato, excepto en los días establecidos para mantenimiento y labores programadas, y no varias cantidades máximas”.

Circular039 Mayo de 2019 7 / 23 A partir de lo anterior, y al considerar que:

i) Los contratos firmes y otros que garantizan firmeza durante períodos determinados, como la firmeza condicionada y la opción de compra, hacen parte de las modalidades de contratos permitidas en el mercado secundario, y

ii) El parágrafo 5 del artículo 30 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado por la Resolución CREG 021 de 2019, establece que “Con excepción de los contratos con interrupciones, durante la vigencia de los contratos señalados en este artículo, las obligaciones de dichos contratos se considerarán permanentes y por el 100% del gas natural o de la capacidad contratada”,

entendemos que, desde el punto de vista regulatorio:

i) No se establece la posibilidad de pactar contratos que garanticen firmeza de suministro y de transporte de gas en el mercado secundario con cantidades variables durante la vigencia de dichos contratos, y

ii) En el contrato con interrupciones se pacta una cantidad máxima para la vigencia del contrato, pero las interrupciones que se presenten durante su ejecución hacen que la cantidad no sea fija durante la vigencia del contrato. En el caso de los contratos de suministro con interrupciones, pactados a través de negociaciones directas, las partes acuerdan la cantidad máxima diaria para la vigencia del contrato y durante la ejecución diaria del contrato las partes fijan la cantidad de gas a entregar por parte del vendedor durante el día de gas, según se establece en el literal B del Artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017.

5. MC2 SAS ESP (Francisco J. Bendeck – Radicado E-2019-004314)

5.1 “¿Es posible la negociación, firma y registro de contratos de suministro y transporte a partir de la fecha hasta el 29 de noviembre de 2019, con fecha de inicio 1º de diciembre de 2019?”

5.2 “Si la norma exige que la fecha de inicio del servicio de suministro y transporte de los contratos del mercado secundario debe darse durante el año en que se realiza el registro, ¿quiere decir que el 1º de diciembre de 2019 debe darse el registro de los contratos que inician el 1º de diciembre de 2019? ¿Qué pasa con la nominación que debe realizarse el 29 de noviembre de 2019 para las entregas y transporte del 1º de diciembre de 2019 (D-1) si aún no existe contrato registrado?”.

Respuesta

Circular039 Mayo de 2019 8 / 23 En el parágrafo 5 del Artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado por la Resolución CREG 021 de 2019, se establece:

“Parágrafo 5. Los contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas que inicien el primero de diciembre del siguiente año de gas se deberán registrar entre el 20 y el 25 de noviembre del año de gas vigente”.

Esta disposición establece el período en el que se deben registrar los contratos de suministro con interrupciones negociados a través de negociaciones directas que inicien el primero de diciembre del siguiente año de gas.

De acuerdo con lo establecido en el Artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado por la Resolución CREG 021 de 2019, para el caso de los contratos de suministro, distintos a contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas, y de transporte negociados directamente se deduce que en la regulación no se establece un período durante el año de gas para registrar ante el gestor del mercado estos contratos del mercado secundario que inicien los primeros días del siguiente año de gas.

Entendemos que con la regulación vigente no hay posibilidad, desde el punto de vista regulatorio, para pactar contratos de suministro, distintos a contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas, y de transporte negociados directamente antes del 1 de diciembre de 2019 con fecha de inicio el 1 de diciembre de 2019 o fecha posterior.

5.3 “Cuando la norma hace referencia a ‘siempre y cuando la fecha del servicio de transporte inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato’, a qué se refiere la CREG con año? ¿Año fiscal?, ¿Año regulatorio?”.

Respuesta

Ver respuesta a la pregunta 9.5 del numeral 9 del presente anexo.

6. DINAGAS S.A. E.S.P. (Edgar Francisco París Santamaría – Radicado E-2019-003316)

6.1 “Frente al parágrafo 2 nuevo, del artículo 6 de la Resolución CREG 021 de 2109 (sic) que modificó el artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017, a letra dice así:

(…)


Se pregunta:

2.1. ¿Cómo se armoniza este parágrafo con el Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 que trae unos tiempos definidos de días, a veces de horas para el registro ante el Gestor de los Contratos, una vez suscritos?

2.2. ¿Si se quiere firmar un contrato en el mercado secundario de venta de capacidad de transporte, se podría suscribir en el año 2019, para que su ejecución sea por ejemplo en el año 2021? ¿Cuándo se registra?

2.3. ¿Será válida la suscripción del contrato, pero sería necesario esperar el inicio de año de gas para su registro ante el Gestor?”.

Respuesta

Ver respuesta a las preguntas 5.1 y 5.2 del numeral 5 del presente anexo.

6.2 “2.4. ¿Cuál norma regulatoria prevé el año de gas en Transporte, si los contratos de transporte se pueden suscribir y ejecutar en cualquier momento del año, sólo supeditado a que su terminación deberá ser un 30 de noviembre?”.

Respuesta

Ver respuesta a la pregunta 9.5 del numeral 9 del presente anexo.

Se aclara que los contratos de transporte que deben terminar un 30 de noviembre son los contratos del mercado primario, como se establece en el parágrafo 2 del Artículo 29 de la Resolución CREG 114 de 2017. Desde el punto de vista regulatorio no se establece que los contratos del mercado secundario deban terminar un 30 de noviembre.

7. Vanti (Giovanni Suarez Garzón – Radicado E-2019-003496)

7.1 “El artículo 6 de la mencionada resolución, que modifica el artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017, establece que los contratos para el servicio de suministro de gas que se pacten en el mercado secundario podrán tener la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de suministro inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato. Del mismo modo, el parágrafo 2 del mismo artículo establece el equivalente para los contratos de capacidad de transporte.


Si bien este ajuste regulatorio representa una gran mejora para el mercado, gracia a la flexibilidad de la duración de contratos, se debe considerar que la restricción en cuento al inicio de ejecución de los contratos está limitada al año de gas en que se registra el contrato representa en una afectación al mercado y a las relaciones contractuales. La planeación de suministro y transporte en el mediano-largo plazo conlleva cierta antelación y requiere del registro ante el gestor del mercado, para su efectivo cumplimiento.

Lo anterior particularmente en el caso del Úselo o Véndalo de largo plazo, toda vez que de no ser posible registrar contratos para el siguiente año de gas, cuando el gestor del mercado verifique las capacidades contratadas y los contratos de suministro correspondientes para determinar capacidades excedentarias podría poner a subasta de capacidades con las cuales los agentes deberían tener la oportunidad de gestionar previamente, bien sea porque haga una negociación de venta en el mercado secundario de dicha capacidad o porque realice una negociación de compra de suministro de gas y utilice la capacidad para atender una demanda.

Por ejemplo, si un participante del mercado cuenta con una capacidad de transporte de largo plazo que cubre con un contrato de suministro que se vence el próximo 30 de noviembre del año de gas actual, podría negociar en el mercado secundario el suministro para el siguiente año de gas. Sin embargo, bajo la restricción del artículo 6 de la Resolución 021 de 2019, no podría realizar la compraventa de suministro y registrar el contrato ante el gestor. Esto implicaría que su capacidad de transporte sería ofrecida en el úselo o véndalo de largo plazo, lo cual se convierte en una restricción al libre mercado y a la oportunidad de gestión de sus contratos.

Así mismo, se debe considerar que los contratos de OCG (y por ende los contratos de firmeza condicionada) en el mercado secundario son una alternativa importante para las plantas térmicas para cubrir sus obligaciones de energía en firme, OEF. Por este motivo, estos contratos requieren ser firmados para una vigencia futura (e.g. 2021-2022) y ser presentados a XM SA ESP para su validación.

Por lo expuesto anteriormente, muy respetuosamente solicitamos a la CREG la revisión de este artículo y eliminar la limitación en cuanto a la fecha de inicio de los contratos dentro del mismo año de gas”.

Respuesta

Ver respuesta a las preguntas 5.1 y 5.2 del numeral 5 del presente anexo.

También se reitera que, como se anota en el documento CREG 013 de 2019, soporte de la Resolución CREG 021 de 2019, no es adecuado permitir el inicio de contratos del mercado secundario en años siguientes al año de gas en el que se registró el contrato pues esto facilita acaparar cantidades y el mercado secundario es un mercado de cierres de corto plazo.


7.2 “Por otra parte, y teniendo en cuenta que durante el taller se anunciaron próximos ajustes regulatorios relacionados con la comercialización de capacidad de transporte, nos permitimos reiterar algunos aspectos relacionados con el transporte mencionados en comunicaciones anteriores.

Al igual que los contratos de suministro con interrupciones en el mercado secundario, para el mercado es más eficiente poder celebrar contratos de transporte interrumpibles con vigencias mayores a un mes, teniendo así la libertad en cuanto a la definición de la fecha de inicio y fin de vigencia. Esto eliminaría un costo de transacción y carga operativa que ha resultado de gran relevancia, por lo que levantar esa restricción beneficiaría a todo el mercado.

Adicionalmente, en cuanto a contratos de transporte que garantizan firmeza no es claro el motivo de la modificación (incorporada en la resolución 114 de 2017), por la que los contratos deben finalizar un 30 de noviembre, por lo que solicitamos se puedan celebrar contratos que finalicen en cualquier momento del año”.

Respuesta

Estos aspectos serán analizados y desarrollados en la regulación sobre comercialización de capacidad de transporte que adopte la Comisión próximamente.

8. GECELCA S.A. E.S.P. (Carolina Palacio Garcerant – Radicado E-2019-003711)

“El artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 modificado por el artículo 8 de la Resolución CREG 021 de 2019 permite la negociación directa de contratos de suministro de gas con interrupciones, por lo que la duración, fecha de inicio y terminación será acordada entre las partes.

Así mismo, en el Documento CREG-013 se indica que para este tipo de contratos, las partes deberán pactar un precio máximo, expresado en USD por MBTU. Este precio será único y no se actualizará durante la vigencia del contrato.

Al revisar lo estipulado en el numeral 2, literal B del artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 observamos que no se hace mención a un precio máximo sino a un precio único. De igual forma, en las reglas sobre la ejecución del contrato y el reporte de información al gestor del mercado de esta modalidad, tampoco se menciona la declaración de un precio máximo.

Por tanto, agradecemos que nos indiquen si el precio mencionado en el numeral 2, literal B del artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 corresponde al precio máximo del contrato que delimita el precio de las ejecuciones diarias”.

Respuesta

En el literal B del Artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen las reglas a seguir para pactar contratos con interrupciones a través de negociaciones directas. En particular, en el numeral 2 de este literal B se establece:


“2. Precio: las partes deberán pactar un precio único expresado en dólares americanos por MBTU y no se actualizará durante el plazo de duración del contrato”.

Y en el literal b) del numeral 2.1 del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece la información contractual y de ejecución de contratos con interrupciones pactados a través de negociaciones directas. En particular se establece que diariamente las partes deben declarar al gestor del mercado la siguiente información sobre la ejecución de los contratos:

“iii. Valor facturado por la cantidad de gas autorizada para el día de gas, expresado en dólares de los Estados Unidos de América. En ningún momento el precio unitario acordado para el día de gas, podrá superar el precio único al que hace referencia el numeral 2 del literal B del artículo 49 de la presente Resolución”.

De estas disposiciones se tiene que en los contratos con interrupciones a través de negociaciones directas las partes deben (i) pactar un precio único expresado en dólares por MBTU que no se actualizará durante la duración del contrato; y (ii) declarar al gestor el valor facturado por la cantidad de gas autorizada para el día de gas, expresado en dólares americanos. También se establece que en ningún momento el precio unitario acordado para el día de gas podrá superar el precio único pactado en el contrato.

De lo anterior entendemos que, en el contrato con interrupciones a través de negociaciones directas, se presenta lo siguiente:

i) El precio único pactado no es máximo para la ejecución del contrato durante el día de gas, y este precio único no se puede cambiar durante la duración del contrato.

ii) En la ejecución del contrato durante el día de gas los precios pueden ser distintos para distintas cantidades, y las partes deben declarar al gestor del mercado el valor facturado por la cantidad de gas autorizada para ese día de gas, expresado en dólares americanos.

iii) La relación entre el valor facturado y la cantidad total autorizada para el día de gas arroja el precio unitario acordado para el día de gas, el cual no puede superar el precio único pactado en el contrato.

Por ejemplo, si el precio único pactado en un contrato es de 1,5 USD/MBTU y se autorizan 10 MBTU por hora, para un total autorizado en el día de gas de 240 MBTUD, y de las 0 a las 12 horas el precio acordado para ese día de la ejecución


del contrato es de 1 USD/MBTU y de las 12 a las 24 horas el precio acordado para ese mismo día es de 2 USD/MBTU se tendría lo siguiente para ese día:

- Precios acordados durante el día de gas: 1 y 2 USD/MBTU - Valor facturado: USD 360 (120 MBTU a 1 USD/MBTU y 120 MBTU a 2

USD/MBTU)- Precio unitario resultante dela ejecución del contrato: 1,5 USD/MBTU resultante de

360 USD ÷240 MBTUD

De este ejemplo se observa que el precio unitario resultante durante el día de la ejecución del contrato es igual al precio único pactado en el contrato. En este caso se cumple la condición regulatoria de que el precio resultante de la ejecución diaria del contrato no puede ser superior al precio único pactado en el contrato.

9. Gestor del Mercado (Leydi Diana Rincón Rincón – Radicado E-2019-003773)

9.1 “… es claro que para el cálculo de las cantidades a reservar por los comercializadores que atienden al mercado regulado se debe restar a la PTDVF y/o CIDVF declarada por los productores-comercializadores y comercializadores de gas importado las cantidades que se negocien a largo plazo en las modalidades firme al 95%, firmeza condicionada y opción de compra en cada una de las fuentes.

(…)

Sin embargo, no es clara la forma en que se deberían descontar en la PTDVF y/o CIDVF los contratos de firmeza condicionada (CFC) y opción de compra de gas (OCG), dadas las características de estas modalidades contractuales, mencionadas anteriormente.

En ese sentido, el Gestor del Mercado de Gas, expone dos propuestas para realizar el cálculo de las cantidades remanentes, así:

Propuesta 1:

PTDVF ó CIDVF remanente = PTDVF ó CIDVF – (Contratos CF95 + CFC + OCG)

Propuesta 2:

PTDVF ó CIDVF remanente = PTDVF ó CIDVF – [Contratos CF95 + Máx(CFC, OCG)]

De esta manera, agradecemos que la Comisión nos precise cuál de las propuestas referidas, corresponde a la indicadas para calcular las cantidades remanentes”.

Respuesta


Para analizar esta inquietud se deben observar las siguientes disposiciones:

En el parágrafo 6 del Artículo 9 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece que:

“Parágrafo 6. Todos los contratos del mercado primario serán de entrega física”,

y en el Artículo 27 de la misma resolución se establece:

“Artículo 27. Cantidades disponibles en el mercado. Los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 17 de esta Resolución deberán declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, según sea el caso. El gestor del mercado hará pública esta información. Lo anterior dentro de los plazos establecidos en el cronograma citado en el Artículo 25.

(…)

Parágrafo 1. La oferta de PTDVF o la oferta de CIDVF, según corresponda, no deberá contener oferta comprometida firme, OCF . En el Anexo 10 de esta Resolución se establece la forma de cálculo de la oferta comprometida firme, OCF.

(…)”.

De las disposiciones transcritas se puede anotar que (i) los contratos del mercado primario serán de entrega física; (ii) la oferta de gas disponible en el mercado, a través de la PTDVF y de la CIDVF, no deberá contener oferta comprometida firme; y (iii) la oferta comprometida firme se calcula de acuerdo con lo establecido en el Anexo 10 de la Resolución CREG 114 de 2017.

El Anexo 10 contiene la ecuación para calcular la oferta comprometida firme, y en esa ecuación se muestra la forma en que se incluyen, entre otros, la oferta comprometida firme de contratos de suministro con firmeza condicionada, CFC, y la oferta comprometida firme de contratos de opción de compra de gas, OCG. En este anexo también se precisa que la diferencia positiva entre la oferta comprometida firme de contratos CFC y OCG estará disponible únicamente para ofrecerla en contratos OCG, y la diferencia positiva entre la oferta comprometida firme de contratos OCG y CFC estará disponible únicamente para ofrecerla en contratos CFC.

De lo anterior se deduce que:

Circular039 Mayo de 2019 15 / 23 1. La exigencia de que la oferta de PTDVF y de CIDVF no contenga oferta

comprometida firme es consecuencia de que los contratos del mercado primario son de entrega física, lo cual hace que el mercado mayorista de gas natural sea un mercado físico. Si se permitiera la venta de cantidades que ya están comprometidas en firme, la entrega física no se podría garantizar.

2. En el Anexo 10 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece la ecuación general para determinar la oferta comprometida firme teniendo en cuenta todas las modalidades de contratos de suministro del mercado mayorista de gas.

De lo anterior entendemos que:

1. Para garantizar que todos los contratos del mercado primario sean de entrega física, las cantidades remanentes, después de las negociaciones bilaterales, que determina el gestor del mercado, sobre las que se aplica la negociación de contratos CF95 de un año a través de reserva de cantidades a usuarios regulados y de contratos C1 y C2 de un año a través de subastas, no pueden incluir oferta comprometida firme.

2. La oferta comprometida firme se determina con base en la ecuación general establecida en el Anexo 10 de la Resolución CREG 114 de 2017 observando que la diferencia positiva entre la oferta comprometida firme de contratos CFC y OCG estará disponible únicamente para ofrecerla en contratos OCG, y la diferencia positiva entre la oferta comprometida firme de contratos OCG y CFC estará disponible únicamente para ofrecerla en contratos CFC. Esto implica que las cantidades remanentes a ofrecer en contratos CF95 a través de reservas de cantidades a usuarios regulados y en contratos C1 y C2 se obtienen de restar, a la PTDVF y la CIDVF declarada por los vendedores: (i) las cantidades negociadas directamente en contratos CF95 de tres o más años; y (ii) el valor máximo entre la oferta comprometida firme de contratos CFC y la oferta comprometida firme de contratos OCG de tres o más años.

9.2 “De acuerdo con lo establecido en el Artículo 17 de la Resolución CREG 021 de 2019, los vendedores y compradores del mercado primario de suministro podrán negociar bilateralmente ‘a partir de la entrada en vigencia de la presente regulación y hasta el 30 de junio de 2019, mediante contratos de suministro con firmeza condicionada y contratos de opción de compra de gas de cualquier duración que no pase del 30 de noviembre de 2019’. En este sentido, es claro que el gas proveniente de los campos sujetos a negociación por cronograma CREG podrá ser comercializado bajo las modalidades mencionadas anteriormente hasta el 30 de junio del año en curso.


Agradecemos aclarar si para las negociaciones correspondientes a la mencionada transición el Gestor del mercado deberá controlar que las cantidades negociadas en OCG y/o CFC no excedan la PTDVF y/o CIDVF declaradas, una vez descontadas las cantidades negociadas en contratos CF95, de acuerdo con el Cronograma CREG de 2018, publicado mediante las Circulares CREG 040 y 057 de 2018”.

Respuesta

En el Artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen reglas para negociar directamente contratos de suministro firme, CF95, firmeza condicionada, CFC, y opción de compra, OCG, de largo plazo (tres o más años). Dentro de estas reglas están las siguientes: i) los vendedores deben declarar al gestor del mercado la oferta de PTDVF y CIDVF dentro del plazo establecido en cronograma anual que adopta la CREG mediante circular; ii) el gestor del mercado debe publicar esta oferta; y iii) las cantidades de energía negociadas no podrán ser superiores a las declaradas al gestor del mercado. Es decir, las cantidades negociadas a largo plazo en contratos CF95, CFC y OCG deben estar dentro de la oferta de PTDVF y CIDVF.

Las reglas del mercado mayorista de gas establecidas en la Resolución CREG 114 de 2017 no fijan disposiciones que permitan negociar cantidades de energía en contratos CFC y OCG de duración inferior a 3 años. Sin embargo, en el Artículo 17 de la Resolución CREG 021 de 2019 se establece una transición para negociar directamente cantidades de energía en contratos CFC y OCG de duración inferior a 3 años cumpliendo los siguientes requisitos: i) el período durante el cual se pueden negociar estos contratos va desde la entrada en vigencia de la Resolución CREG 021 de 2019 y hasta el 30 de junio de 2019; y ii) los contratos CFC y OCG pueden tener cualquier duración que no pase del 30 de noviembre de 2019.

De lo anterior se puede concluir que la transición establecida en el Artículo 17 de la Resolución CREG 021 de 2019 no modificó el origen de las cantidades de energía que se pueden negociar en contratos CFC y OCG durante el período de transición. En consecuencia, entendemos que las cantidades de energía que se pueden negociar en contratos CFC y OCG durante el período de transición deben estar dentro de la oferta de PTDVF y CIDVF disponible. Es decir, esas cantidades deben estar dentro de las cantidades disponibles de PTDVF o CIDVF declaradas por los vendedores al gestor del mercado dentro del plazo establecido en el cronograma adoptado en 2018 por la CREG mediante circular.

9.3 “… agradecemos dar claridad de, si en los contratos con interrupciones negociados bilateralmente el punto de entrega tenga que ser alguno de los puntos estándar de entrega o si puede


ser diferente, por ejemplo, un punto de inicio de un tramo regulatorio no listado dentro de los puntos estándar; o si esta disposición sólo aplica para las negociaciones de la subasta mensual administrada por el Gestor del mercado”.

Respuesta

En el literal A del Artículo 32 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado por la Resolución CREG 021 de 2019, se establece, entre otros aspectos, lo siguiente:

“A. Puntos estándar de entrega. En los contratos de suministro de gas natural que se suscriban en el mercado secundario, distintos de los contratos con interrupciones negociados como se establece en el literal B del Artículo 49 de la presente Resolución, se deberá pactar el punto estándar de entrega, establecido en listado que adoptará la CREG en circular de la Dirección Ejecutiva.

(…)”.

De acuerdo con esta disposición, en los contratos con interrupciones negociados como se establece en el literal B del Artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 no se pactan puntos estándar de entrega.

Los contratos del literal B del Artículo 49 de la Resolución CREG 114 de 2017 corresponden a los contratos con interrupciones negociados a través de negociaciones directas.

Ahora bien, en el numeral 4 del literal B se fijan las siguientes reglas sobre la ejecución diaria de los contratos con interrupciones a través de negociaciones directas:

“4. Ejecución:a) En el día D-1, antes del inicio del ciclo de nominación de suministro, las partes fijarán la

cantidad de gas en MBTU a entregar por parte del vendedor durante el día de gas y los puntos de entrega. El vendedor tendrá en cuenta esta información para realizar la nominación para el día de gas.

b) Durante el día de gas las partes podrán acordar modificar las cantidades y los puntos de entrega, en todo caso sujeto al proceso de renominaciones.

c) Durante el día D+1 las partes determinarán las cantidades de gas en MBTU autorizadas por el vendedor durante el día de gas y liquidarán el valor total por punto estándar de entrega de esas cantidades, en dólares americanos. La cantidad autorizada es aquella sobre la cual se realiza la facturación por parte del vendedor al comprador”. (hemos subrayado).

Circular039 Mayo de 2019 18 / 23 Las disposiciones de los literales a), b) y c) transcritas establecen, entre otros aspectos, que en el día D-1 las partes fijan los puntos de entrega, durante el día de gas las partes pueden acordar modificar los puntos de entrega, y durante el día D+1 las partes liquidarán el valor total por punto estándar de entrega de las cantidades.

De lo anterior entendemos que:

1. En los contratos de suministro con interrupciones negociados a través de negociaciones directas en el mercado secundario no se pactan los puntos de entrega, pues dichos puntos se fijan en el día D-1 y pueden cambiar durante el día de gas. Es decir, los puntos de entrega se definen en la ejecución de los contratos.

2. Los puntos de entrega de los contratos de suministro con interrupciones negociados a través de negociaciones directas en el mercado secundario siempre deben corresponder a los puntos estándar de entrega establecidos en listado que adopte la CREG en circular de la Dirección Ejecutiva.

9.4 “Con el Artículo 12 de la Resolución CREG 021 de 2019, en el cual se incluyen aspectos referentes a la declaración de las nominaciones y renominaciones de capacidad de transporte, se establece que los transportadores deberán declarar:

‘ii. … la siguiente información de cada renominación ocurrida durante el día de gas, antes de las 12:00 horas del día D+1…’ (subrayado fuera del texto original9.

De acuerdo con lo anterior, agradecemos aclarar si de acuerdo con lo citado anteriormente, el transportador debe declarar las diferentes renominaciones que realice el titular de la capacidad de transporte durante el día de gas, o debe declarar únicamente la renominación final, la cual contendrá la capacidad que efectivamente se utilizó en el día de gas”.

Respuesta

En los numeral ii. de los literales d) y e) del numeral 4.1 del Anexo 2 de la Resolución CREG 114 de 2017 se fija la información sobre “cada renominación ocurrida durante el día de gas” que los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los transportadores deben declarar al gestor del mercado diariamente. Dentro de esta información está la hora en la cual el productor-comercializador, el comercializador de gas importado o el transportador recibió la renominación.

De esto entendemos que los productores-comercializadores, los comercializadores de gas importado y los transportadores deben declarar al gestor del mercado la información de todas y cada una de las renominaciones realizadas por el titular de los

Circular039 Mayo de 2019 19 / 23 derechos de suministro y de transporte durante el día de gas. Es decir, no solo se debe declarar la información de la última renominación, también se debe declarar la información de las renominaciones previas a la última realizadas durante el día de gas por el titular de los derechos de suministro y de transporte.

9.5 “Según lo establecido en el parágrafo 2 del Artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017, modificado por el Artículo 6 de la Resolución CREG 021 de 2019:

‘Los contratos para el servicio de transporte de gas que se pacten en el mercado secundario tendrán la duración que acuerden las partes, siempre y cuando la fecha del servicio de transporte inicie durante el año de gas en que se realizó el registro del correspondiente contrato’.

En ese sentido, agradecemos aclarar si para el caso de las negociaciones de capacidad de transporte con inicio el 01 de diciembre del año en que se negocia, habría restricciones para el registro ante el Gestor con antelación al 01 de diciembre del año que corresponda. Es decir que, ¿las negociaciones con inicio el 01 de diciembre tendrían que registrarse en la misma fecha de inicio?”.

Respuesta

Las disposiciones del parágrafo 2 del Artículo 31 de la Resolución CREG 114 de 2017 establecen, entre otros aspectos, que los contratos de transporte pactados en el mercado secundario deben iniciar durante el año de gas en que se realice el registro del correspondiente contrato.

Entendemos que el año de gas al que se hace referencia en este parágrafo es el mismo definido para los contratos que se negocian con las reglas establecidas en los artículos 25 y 26 de la Resolución CREG 114 de 2017. De acuerdo con esas reglas el año de gas inicia el 1 de diciembre y termina el 30 de noviembre del año calendario siguiente.

Como complemento ver la respuesta a las inquietudes de los numerales 5.1 y 5.2 del presente anexo.

10. Calamarí LNG (Luis Fernando Torres – Radicado E-2019-003798)

“Teniendo en cuenta las nuevas modalidades contractuales para el proceso de comercialización, ¿cualquier cantidad que no sea negociada bajo alguna de estas irá automáticamente a los mecanismos de subasta y reserva de gas para demanda regulada?”.

Respuesta

Circular039 Mayo de 2019 20 / 23 Entendemos que las nuevas modalidades de contratos a que se refiere esta inquietud son los contratos de suministro de firmeza condicionada, CFC, y de opción de compra de gas, OCG, que se incorporaron al marco regulatorio con la Resolución CREG 021 de 2019.Al respecto se debe considerar lo siguiente:

En el Artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen las reglas para negociar gas natural mediante los mecanismos de reserva de cantidades a usuarios regulados y de subastas de contratos C1 y C2.

En el numeral 3 del literal A de este artículo establece lo siguiente:

“3. Los comercializadores que atienden a usuarios regulados y que deseen reservar deberán solicitar las cantidades requeridas al gestor del mercado, en MBTUD, e indicar el campo de suministro del cual requieren dichas cantidades.

El gestor, con base en la información reportada por los vendedores a los que se hace referencia en el Artículo 17, de PTDVF y/o CIDVF y de los contratos suscritos en virtud de lo dispuesto en el Artículo 25, determinará las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes, es decir, la PTDVF o CIDVF después de restar las cantidades negociadas para tres (3) o más años, para cada vendedor y por cada campo.

Con base en lo anterior, el gestor del mercado definirá las cantidades a reservar por cada vendedor para cada campo, a prorrata de la de PTDVF o CIDVF remanente de cada vendedor.

(…)”.

Estas disposiciones establecen, entre otros aspectos, que el gestor del mercado determina las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes y que estas cantidades remanentes corresponden a la PTDVF y CIDVF después de restar, a la PTDVF y CIDVF declarada por los vendedores, las cantidades negociadas directamente en contratos CF95, firmeza condicionada y opción de compra de tres o más años como se dispone en el Artículo 25 de la Resolución CREG 114 de 2017. Se entiende que las cantidades de PTDVF o CIDVF remanentes son las cantidades disponibles para reservar por parte de los comercializadores que atienden a usuarios regulados, y para comercializar a través de contratos C1 y C2, Por su parte, en el Numeral 1 del literal B del Artículo 26 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establece:

“1. Los vendedores de que trata el Artículo 17 de esta Resolución declararán al gestor del mercado las cantidades a ofrecer mediante modalidad contractual C1, para todos los campos y/o fuentes de suministro, las cuales deberán ser mayores o iguales al 25% de su PTDVF o


CIDVF disponible para todo el año t una vez restadas las cantidades negociadas a largo plazo según el Artículo 25 de esta Resolución y las cantidades reservadas según lo dispuesto en el literal A del presente artículo. El gestor del mercado recibirá las declaraciones de acuerdo con lo dispuesto en el Anexo 5 de esta Resolución”.

De estas disposiciones se extrae que las cantidades a ofrecer mediante la modalidad contractual C1 deben ser mayores al 25% de la PTDVF o CIDVF disponible para todo el año t una vez restadas las cantidades (i) negociadas directamente en contratos CF95, firmeza condicionada y opción de compra de tres o más años; y (ii) las cantidades reservadas por parte de los comercializadores que atienden a usuarios regulados.

Ahora bien, en el Artículo 27 de la Resolución CREG 114 de 2017 se establecen, entre otros aspectos, las siguientes disposiciones:

“(…)

Las cantidades de energía a ofrecer mediante contratos de suministro C2 en los procesos de comercialización de que trata el numeral 4 del literal B del Artículo 26 deberán definirse según la siguiente ecuación:

QDC 2, s=MIN [ODVFs−CFLPs−ResRegs−QVC 1 , sFC 2;ODVF s−CFLPs−ResRegs−FC 1 ∙QV C 1, s]

donde

QDC 2, . s : Cantidad disponible para la venta mediante subasta de contratos de suministro firme C2, para el vendedor s, expresada en MBTUD.

ODVFss: Oferta disponible para todo el año de gas la venta en firme expresada en MBTUD, para cada vendedor s. Corresponde a la PTDVF en al caso de los productores-comercializadores y a la CIDVF en el caso de los comercializadores de gas natural importado.

CFLPs: Cantidad negociada mediante contratos firmes de largo plazo, por el vendedor s, mediante el proceso de comercialización establecido en el Artículo 25 de esta resolución, expresada en MBTUD.

ResRegs: Cantidades reservadas para usuarios regulados según se establece en el literal A del Artículo 26, por el vendedor s, expresada en MBTUD.

Circular039 Mayo de 2019 22 / 23 QV C 1, s: Cantidades del contrato C1 vendidas mediante la subasta de que trata el numeral 2

del literal B del Artículo 26 por parte del vendedor s, expresada en MBTUD.

FC 2: Según definición establecida en el Artículo 26.

FC1: Según definición establecida en el Artículo 26.

(…)”

Esta ecuación establece la forma en que el gestor del mercado debe determinar las cantidades de energía a ofrecer mediante contratos de suministro C2. La ecuación permite deducir que las cantidades a ofrecer en contratos C2 es la PTDVF o CIDVF disponible una vez restadas las cantidades (i) negociadas directamente en contratos firmes de tres o más años; (ii) las cantidades reservadas por parte de los comercializadores que atienden a usuarios regulados; y (iii) las cantidades vendidas en contratos C1. Entendemos que, a partir de la entrada en vigencia de la Resolución CREG 021 de 2019, que incorporó al marco regulatorio los contratos de suministro de firmeza condicionada, CFC, y de opción de compra de gas, OCG, las cantidades negociadas directamente en contratos firmes de tres o más años también incluyen las cantidades negociadas a través de los contratos CF95, CFC y OCG.

En conclusión, las cantidades que no se negocien directamente en contratos de suministro CF95, CFC y OCG de largo plazo pasan a ser comercializadas a través de los mecanismos de reserva de cantidades a usuarios regulados y de subastas de contratos C1 y C2.

Como complemento ver respuesta a la inquietud del numeral 9.1 del presente anexo.

11. EPM (Blanca Liliana Ruiz Arroyave – Radicado E-2019-004708)

“La Resolución CREG 021 de 2019 establece en el Articulo 8 respecto al precio en la negociación de contratos con interrupciones, a través de negociaciones directas que ‘...las partes deberán pactar un precio único expresado en dólares americanos por MBTU y no se actualizará durante el plazo de duración del contrato’.

De otro lado, en el documento soporte de la mencionada Resolución (Documento CREG-013 del 12-02-2019) se menciona que:

‘Las partes deberán pactar un precio máximo, expresado en USD por MBTU. Este precio será único y no se actualizará durante la vigencia del contrato.’ (...)‘...Asimismo, para cada ejecución del contrato se podrán acordar precios y cantidades diferentes, siempre que estos no superen los máximos registrados ante el gestor'.


Por lo anterior, se consulta lo siguiente:

¿El precio referenciado en el literal b del Articulo 8 de la norma citada, debe entenderse como un precio máximo? Igualmente, ¿es posible acordar entre las partes precios diferentes durante la ejecución del contrato, siempre y cuando no se superen el valor máximo del contrato registrado ante el Gestor de Mercado?”.

Respuesta

Ver respuesta a la inquietud del numeral 8 del presente anexo. FIN DEL ANEXO

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