. Flexibilización del cronograma de comercialización

El cronograma de comercialización busca darle un orden al funcionamiento eficiente del mercado mayorista, equilibrar las posiciones de negociación entre la oferta y la demanda, y hacer más claro para todos los agentes las cantidades de gas que se encuentran disponibles en el mercado para los contratos anuales y de largo plazo.

Ahora bien, considerar flexibilizaciones en este aspecto debe permitir en todo caso, la realización periódica de balances nacionales de las cantidades disponibles de oferta y las cantidades requeridas por la demanda para la contratación del suministro futuro, y a partir de los resultados de dichos balances periódicos el desarrollo, bien sea de negociaciones directas o de otros mecanismos como el de subastas para aquellos períodos en que la oferta es menor a la demanda.

En este sentido, se propone una flexibilización intermedia que logre alcanzar un mayor equilibrio entre las ventajas que ofrece el contar con un cronograma predeterminado y la necesidad de flexibilizarlo de manera que haya más períodos de negociación en el año. Para ello se propone un esquema de negociación similar al establecido para la comercialización de la capacidad de transporte en la Resolución CREG 185 de 2020, de manera que adicionalmente se puedan negociar simultáneamente tanto el suministro como la capacidad de transporte, ya sea mediante negociaciones directas o, dado el caso de oferta insuficiente para los períodos de suministro futuros, mediante subastas.

5.1.2. Flexibilización de los plazos de inicio de los contratos

Contratación en el Mercado Primario mediante negociaciones directas de contratos que garantizan firmeza, con plazo para inicio de suministro de entre 1 y 3 años, para cualquier duración mayor a 1 año Una alternativa para flexibilizar la contratación de nueva demanda es la de permitir el inicio de los contratos con un horizonte mayor a un (1) año respecto del registro del contrato, cuyo consumo pueda iniciarse en dicho período. Para esto, se podría permitir en el Mercado Primario la suscripción de contratos más flexibles y con las siguientes condiciones:

➢ Con garantía de firmeza, en las modalidades establecidas

➢ Mediante negociación directa, siempre y cuando las cantidades disponibles para la venta superen o iguales las cantidades requeridas por la demanda ➢ Inicio del suministro en el momento que pacten las partes, en todo caso si el consumo no se inicia dentro de los dos (2) años siguientes al registro se deberá dar por terminado el contrato o se podrá actualizar con uno nuevo.

➢ Término de suministro mínimo de tres (3) años para los contratos cuyo consumo se inicia dentro de los dos (2) años siguientes al registro

➢ El precio del gas al momento de iniciar el suministro deberá corresponder al precio pactado por las partes al momento de la suscripción del contrato.

➢ Las ecuaciones establecidas en la regulación para la actualización de los precios de los contratos se aplicarían, tanto a los precios resultantes de las negociaciones directas como a los de la asignación mediante subasta, dado el caso en que haya períodos de oferta insuficiente.

5.1.3. Flexibilización de los contratos

Contratación en el Mercado Primario mediante negociaciones directas en contratos que garantizan firmeza de cantidades variables trimestrales Considerando que existen comercializadores y Usuarios No Regulados, incluidos los generadores termoeléctricos, que pueden tener determinados ciclos de la demanda final o de autoconsumo en el año que no corresponden a un valor constante durante el mismo y, con el fin de hacerlo concordante con lo establecido en las reglas de comercialización de capacidad de transporte, se considera como propuesta alternativa la contratación de cantidades variables trimestrales.

Para esto se propone: Permitir en el Mercado Primario la suscripción de contratos con las siguientes condiciones:

➢ Duración de los contratos será como mínimo de un (1) Trimestre Estándar y como máximo diez (10) años.

➢ Con garantía de firmeza, en las modalidades establecidas de suministro

➢ Mediante negociación directa siempre y cuando las cantidades disponibles para la venta superen o iguales las cantidades requeridas por la demanda

➢ Cantidades que pueden ser idénticas en cada trimestre de ejecución del contrato o variables; pero entre cada uno de los meses de cada trimestre no podrán variar las cantidades del gas. ➢ El precio del gas deberá ser igual para todos los trimestres de suministro cuando resulte de negociaciones directas.

➢ Inicio del suministro puede ocurrir en cualesquiera de los primeros días calendario de los 12 primeros Trimestres Estándar. ➢ Los contratos deberán terminarse en el último día calendario de un Trimestre Estándar.

➢ Las ecuaciones para la actualización de los precios de los contratos se aplicarán a los precios resultantes de las negociaciones directas y de la asignación mediante subasta.

➢ Para efectos de determinar la duración permisible para suspensiones del servicio en los contratos se estudiará y analizará, para cada Trimestre Estándar de duración del contrato, la cuarta parte de la duración máxima establecida en el Artículo 12 de la Resolución CREG 186 de 2020.

Contratación en el Mercado Primario mediante negociaciones directas de contratos con plazo de ejecución de uno (1) o más años

Actualmente, la regulación permite en las negociaciones directas del Mercado Primario sujetas a las reglas de comercialización de la Comisión, que la duración de los contratos que garantizan firmeza (CF95, OCG y CFC) sea, como mínimo, de 3 años.

Teniendo en cuenta las necesidades de la demanda, durante la pandemia se permitió mediante la Resolución CREG 138 de 2020, para el período de suministro 2020 – 2021, la suscripción de contratos CF95, OCG y CFC de, como mínimo, un año de duración.

Con el fin de dar opciones a la demanda para periodos de un (1) año o más, se propone que esta medida se mantenga en el tiempo. Esta alternativa también permite facilitar la participación de CIDVF provenientes de la planta de regasificación, o de otros recursos de importación que eventualmente se presenten, quienes han comentado su limitación comercial para obtener precios favorables en el mercado internacional para plazos superiores a 1 año.

Para esto se contemplaría permitir en el Mercado Primario la suscripción de contratos con las siguientes condiciones:

➢ Modalidades CF95, OCG y CFC

➢ Mediante negociación directa, siempre y cuando las cantidades disponibles para la venta superen o iguales las cantidades requeridas por la demanda.

➢ Duración de uno (1) o más años

Contratación en el Mercado Primario mediante negociaciones directas de contratos firmes con pago mínimo fijo de X%

Actualmente la regulación permite la suscripción de contratos de suministro denominados CF95, en el que la parte compradora paga como mínimo el 95% de la cantidad firme contratada, así no lo nomine, pero tiene la opción de nominar hasta un 100% de la cantidad contratada, caso en el cual el vendedor debe atender el suministro y el comprador debe pagar esa cantidad adicional.

Considerando que hay agentes y/o usuarios finales que presentan consumos de cantidades variables a lo largo del año de gas y que pueden presentarse variaciones en la demanda final, que pueden llegar a ser de más del 5%, se propone como una alternativa suscribir contratos CFX, adicionales a los CF95, donde el X refleja el porcentaje de pago mínimo del contrato firme, con el X en todo caso igual o superior a 80%. Lo anterior con el objetivo de permitir un mejor equilibrio de cantidades fijas que, a pesar de resultar eventualmente en un mayor precio por el riesgo adicional de demanda que asume e productor, permitan obtener una mayor eficiencia en la disponibilidad, suministro y consumo final de gas.

En este sentido se permitiría que los vendedores del Mercado Primario puedan vender cantidades firmes CFX en las mismas condiciones de obligación de suministro y obligación de pago establecidas para los contratos CF95, solo que en vez del ser 95 el porcentaje de pago mínimo fijo, puede ser otro el porcentaje, como mínimo 80%. Ahora bien, es muy importante observar que esta alternativa reduce la estandarización de los contratos.

Esto conlleva a contemplar eventuales situaciones que se deben considerar a pesar de la mayor flexibilidad que le puede servir a usuarios finales que presentan consumos muy variables en el tiempo. Un caso previsible se presenta cuando las cantidades disponibles para la venta en firme de los productores-comercializadores y comercializadores de gas importado son inferiores a las cantidades requeridas para atender la demanda.

Esta alternativa CFX reduce aún más las cantidades disponibles para la venta en firme dado el caso de un valor X cada vez menor, agravando la insuficiencia de oferta de gas en aquellos períodos trimestrales/anuales donde ya el balance nacional muestra dicha insuficiencia. Adicionalmente, el uso de diferentes porcentajes en CFX dificulta la efectividad de las subastas cuando sea necesario acudir a la asignación de cantidades mediante dicho esquema.

Finalmente, la posibilidad de suscribir contratos CFX con el porcentaje de X cada vez menor, resulta en menor participación de nuevos compradores, por el atrapamiento de cantidades firmes que pueden resultar de dichos porcentajes.

Esta alternativa se complementaría con la alternativa que se expone en el siguiente numeral

Contratación en el Mercado Primario mediante suministro con interrupciones de las cantidades del porcentaje variable de los contratos CF95

Actualmente la regulación no ha establecido ningún mecanismo mediante el cual la parte variable no nominada por el comprador de los contratos CF95, pueda ser ofrecida por el vendedor al resto de participantes del Mercado Mayorista.

Ello lleva a pensar que el precio pactado en este tipo de contratos toma en consideración esa situación o riesgo de demanda que asume el vendedor y lo mitiga mediante un mayor precio. Adicionalmente, dado el caso de Usuarios No Regulados o comercializadores que requieran atender consumos de gas en niveles superiores a los contratados en firme, no contarían con ese gas en el mercado que podría ser de mucha utilidad, más cuando se trata de grandes cantidades de gas que hoy en día están contratadas mediante la modalidad CF95.

Esta medida sería de mayor impacto visto el caso de reducir el X de pago mínimo de los contratos CF. Como ya se ha mencionado previamente, los comercializadores de gas tienen varias herramientas muy flexibles para la venta de sus excedentes en el Mercado Secundario, con las que no cuentan los Usuarios No Regulados y los mismos productores – comercializadores.

Estas eventuales cantidades no nominadas por los compradores de los contratos CF95 o CFX propuestos, podrían ser ofrecidas por los vendedores del Mercado Primario en las subastas de contratos con interrupciones, sometidas a las mismas reglas de participación que actualmente existen (la oferta de precio y de cantidades se coloca después de la oferta más alta que presenten los comercializadores y Usuarios No Regulados).

La alternativa entonces sería permitir que los vendedores del Mercado Primario puedan vender las cantidades variables (adicionales al porcentaje X de pago mínimo) no nominadas de los contratos CF95 u otros que se establezcan, con las siguientes condiciones:

➢ En subastas mensuales de contratos con interrupciones ➢ Duración de los contratos: un mes

➢ Reglas de participación en la subasta de contratos con interrupciones idénticas a las existentes

Contratos con modalidades de suministro establecidas por los agentes en negociaciones directas del Mercado Primario

Teniendo en cuenta que se han establecido las reglas de comportamiento mediante la Resolución CREG 080 de 2019 y que la Comisión considera importante una mayor participación de los agentes en la construcción de la regulación de las actividades y autonomía en el desarrollo de mecanismos de comercialización, particularmente en el sector eléctrico, se contempla como una alternativa que los agentes propongan a la Comisión modalidades de suministro en el Mercado Primario a través de contratos que, en cualquier caso, deberán propender por la liquidez del Mercado Primario y del Secundario y deberán incluir los requisitos mínimos de los contratos de suministro, tal como están establecidos en el Capítulo II de la Resolución CREG 186 de 2020. Dado que se presente el caso, se seguiría el mismo procedimiento que surte una propuesta regulatoria, en el sentido de que se estudiaría por la CREG la propuesta, se harían los ajustes que se consideren pertinentes para ser publicada posteriormente como una propuesta para comentarios de los agentes y de los interesados en general.

Información relevante y estandarizada del contenido de los contratos

Actualmente se registra información transaccional de los contratos del mercado primario, del mercado secundario y de las denominadas “Otras Transacciones en el Mercado Mayorista” (que más adelante se menciona en una propuesta), de acuerdo con las condiciones establecidas para los contratos de suministro, en el Anexo 1 “Información transaccional y operativa” de la Resolución CREG 186 de 2020 y aquéllas que la modifican. Se considera necesario, en pro de contar con información de calidad que requiere el Gestor del Mercado, que los contratos contengan una ficha contentiva que establezca las condiciones esenciales y particulares que contiene el contrato, con nuevas variables definidas en el estudio

Mecanismos insuficientes para el aseguramiento del gas de la demanda regulada

Balances nacionales de oferta - demanda

Se propone como alternativa a la situación actual de comercialización en el mercado primario de gas, en que primero se avanzan negociaciones directas entre los productorescomercializadores y los comercializadores/usuarios no regulados, establecer por parte del gestor del mercado balances nacionales periódicos de oferta – demanda de gas con el fin de conocer si la oferta total en firme de gas nacional y de gas importado es suficiente para atender las necesidades de la demanda nacional para suministro en periodos futuros, o no. Actualmente dichos balances se realizan directamente por parte de los agentes vendedores en el mercado primario, sin que el gestor del mercado conozca o pueda realizar un balance inicial.

El balance como ya se mencionó anteriormente, es necesario con el fin de establecer si hay o no hay necesidad del uso de subastas para el suministro en períodos futuros en que la oferta es menor que la demanda. Adicionalmente, el balance es necesario con el fin de establecer las cantidades de la Demanda Esencial a priorizar, dado el caso de balances negativos (oferta menor que demanda) en periodos futuros de suministro. Para realizar el balance se requiere de puntos de balance. Se propone como opción para ello el uso de cada uno de los puntos de entrada al SNT, que pueden agregar uno o varios campos de producción y uno o varios vendedores, para lo cual es muy importante tener en consideración por parte de los agentes, los plazos y efectos esperados de los proyectos incluidos en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40304 de 2020 publicada por dicho Ministerio. En el caso de campos de suministro aislados, que no están conectados al SNT, se usaría la información del campo de suministro para realizar el balance nacional.

Mecanismos complementarios de comercialización

Como ya se mencionó previamente la regulación debe contener mecanismos que permitan a los agentes que atiendan a la demanda esencial y regulada, tener acceso a los contratos de suministro de gas natural con Respaldo Físico. Se considera necesario fortalecer el mecanismo de acceso a dichos contratos, sobre todo en el caso en que las cantidades de gas disponibles para la venta en firme sean menores a las cantidades de gas requeridas para atender la demanda total esencial y regulada de gas en uno o varios períodos de suministro futuro. Más aún cuando particularmente, como se mencionó previamente, en el Estudio Técnico del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019 – 2028 publicado por la UPME, se encuentran en los escenarios de abastecimiento de referencia, períodos futuros en el que el abastecimiento con las fuentes nacionales y capacidad actual de venta en firme de gas importado no es suficiente para atender las necesidades de la demanda nacional. Es por ello que se plantea, como complemento a los mecanismos actuales, la realización de subastas de suministro de gas para aquellos períodos en los que, en un horizonte de 10 años, las cantidades disponibles para la venta en firme de los productores comercializadores nacionales y de gas importado sean inferiores a las cantidades requeridas por la demanda nacional para esos mismos períodos. Dada dicha situación se establece un esquema de priorización del gas disponible para la venta en firme, para atender la demanda esencial y regulada. La anterior propuesta se complementaría adicionalmente, de manera que los campos de suministro exceptuados de los mecanismos de comercialización establezcan sus propias medidas para que a los agentes que atienden demanda esencial y regulada se les garantice acceso y puedan suscribir contratos firmes con dichas fuentes, ante una insuficiencia en el balance de gas nacional e importado

Mecanismos para la comercialización de gas costa fuera (off shore)

En este punto la propuesta considera autorizar la Comercialización Conjunta de gas proveniente de proyectos offshore en aguas profundas en general, sin necesidad de la actuación administrativa particular previa que se establece en la Resolución CREG 093 de 2006, bajo el supuesto inicial de que la producción de gas natural proveniente de dichos recursos es necesaria para garantizar la seguridad en el suministro y que la Comercialización Independiente de la producción de gas natural en estos proyectos, no hace factible la ejecución de las inversiones requeridas para desarrollar el potencial de las reservas.

PROPUESTAS PARA LA PROBLEMÁTICA REGLAS DE COMERCIALIZACIÓN DIFERENCIALES ENTRE CAMPOS DE PRODUCCIÓN

Como se mencionó anteriormente, se propone la realización de balances periódicos de oferta versus demanda, con el fin de establecer el mecanismo de comercialización a utilizar para el suministro en el Mercado Primario. Para ello es necesario conocer las cantidades disponibles para la venta en firme de toda la producción del gas nacional y de gas importado, pues de otro modo el balance no es posible hacerlo completo.

Ello no significa que dado un resultado de balance en que se encuentran períodos futuros con una oferta insuficiente para atender la demanda, todas las fuentes de suministro deben seguir los mecanismos de comercialización de subasta que se propone establecer, pues hay unos tipos de campos de producción que se encuentran excluidos, por el Decreto 1073 de 2015, del uso obligatorio de los mecanismos de comercialización establecidos por la CREG.

Adicionalmente, no sólo se hace necesario poner en conocimiento de los agentes interesados en la compra de gas en el Mercado Primario la totalidad de las cantidades disponibles de la producción nacional de gas e importada con características de firmeza, sino que también es necesario, para efectos de seguimiento del Gestor del Mercado, conocer dichas cantidades con el fin de proceder al registro de los contratos de cualquier fuente de producción y/o importación, que impliquen el compromiso de suministro de gas en firme. Igualmente, es de gran importancia para la Comisión conocer, a través del Gestor del Mercado, la información concerniente a dichas cantidades, en función del seguimiento de las medidas que se establecen en pro de un mejor funcionamiento del Mercado Mayorista.

En este sentido, la Resolución CREG 138 de 2020 estableció unas obligaciones a los vendedores del Mercado Primario respecto de la declaración de PTDVF de todas las fuentes de suministro nacional para el año de gas 2020 – 2021 y se señalaron las excepciones a dicha obligación, considerando el nivel de conocimiento esperado de dicho potencial. Se propone como alternativa establecer de manera permanente la medida establecida en dicha Resolución. Los vendedores del Mercado Primario con esta propuesta, declararían al Gestor del Mercado la oferta de PTDVF u oferta de CIDVF, en las siguientes condiciones: ➢ En las fechas establecidas en el cronograma de comercialización que publique la Comisión, para cada año de gas ➢ La oferta de PTDVF o CIDVF deberá ser igual o inferior al valor vigente de la PTDV o CIDV, según corresponda

➢ La no declaración al Gestor del Mercado dentro del plazo señalado llevará a que no se acepte el registro de contratos de dichas fuentes por parte del Gestor del Mercado Puesto que se proponen excepciones a la información a entregar, el balance que se propone hacer periódicamente debe considerar un margen de diferencia entre la oferta y la demanda, pues no contará realmente con el 100% de la información de la oferta total disponible.

Es por ello que se plantea en el balance periódico un margen del 3% de diferencia aceptable entre las cantidades de oferta disponible y las cantidades de la demanda a atender.

Es decir, que si en el balance se obtiene un período de suministro (trimestral o anual dependiendo de la alternativa finalmente definida) en el que la oferta nacional es mayor al 97% de la demanda nacional, en ese caso se pueden realizar negociaciones directas sin necesidad de realizarse las subastas que se proponen con priorización de la Demanda Esencial.

3. PROPUESTAS PARA LA PROBLEMÁTICA DE CANTIDADES DISPONIBLES PARA LOS CONTRATOS CON INTERRUPCIONES Y SU ASIGNACIÓN

Para esto se propone:

➢ Contratos de suministro con interrupciones ➢ Aplica para negociaciones directas o subastas mensuales. ➢ Aplica para los vendedores del mercado primario.

➢ Aplica para cualquier tipo de fuente de suministro (campo menor, campo en pruebas extensas, campo aislado, yacimiento no convencional, campo en desarrollo, planta de regasificación, otras fuentes).

➢ Las cantidades ofrecidas pueden superar, en forma agregada, las cantidades que resultan para una fuente de suministro de la resta a la PTDV declarada al Ministerio, de las cantidades ya previamente comprometidas mediante contratos con garantía de firmeza, para el período para el que se ofrece el gas con interrupciones.

➢ Los agentes aplicarán, en el caso de nominaciones de suministro para atender la generación termoeléctrica del Sistema Interconectado Nacional, los siguientes criterios de asignación: -

El agente vendedor tendrá en cuenta en la asignación la prioridad para aquellas plantas de generación despachadas por seguridad del sistema. - Posteriormente, las plantas que tengan generación programada en el despacho económico programado, conforme a lo informado por el Centro Nacional de Despacho antes del cierre de las nominaciones del mercado de gas natural y hasta por una cantidad que se determinará como el menor valor entre la cantidad de gas contratado bajo esta modalidad y aquella cantidad que le permita cumplir con la generación programada.

- Se organizarán las plantas que no cuenten con respaldo de sus Obligaciones de Energía Firme con Gas Natural Importado y posteriormente, las plantas que cuenten con capacidad de regasificación de Gas Natural Importado

- El Centro Nacional de Despacho Eléctrico, CND, indicará cuál de la generación programada se requiere por seguridad del Sistema y el orden de mérito de las plantas térmicas que pueden operar con gas natural, resultante de los precios ofertados, de menor a mayor valor, sin que ello implique informar dichos precios.

➢ Los Productores y Productores – Comercializadores deberán establecer, de manera conjunta, el procedimiento de asignación dentro del proceso de nominaciones con base en las condiciones anteriores.

En las negociaciones directas y subastas en que participen ofertas de suministro de los vendedores del Mercado Primario, en cualquier condición de producción de una fuente de suministro, las cantidades ofrecidas para contratos con interrupciones no pueden superar, en forma agregada, las cantidades que resultan de la resta a la PTDV declarada al Ministerio, de las cantidades ya previamente comprometidas mediante contratos con garantía de firmeza para el período para el que se ofrece el gas con interrupciones.

El Gestor del Mercado hará la verificación de dicha restricción antes de la realización de las subastas mensuales o al momento en que los agentes registren el contrato con interrupciones negociado en forma directa y, en caso de no cumplirse la condición anteriormente señalada, no podrá aceptarse su oferta o su registro respectivamente.

PROPUESTAS PARA LA PROBLEMÁTICA DE FALTA DE INFORMACIÓN OPERATIVA EN TIEMPO REAL

La medición en tiempo real está relacionada con las cantidades (volumen y energía) que se realiza en los puntos de entrega donde se enajena la propiedad del gas y/o los puntos de transferencia de custodia (puntos de entrada y/o Puntos de salida) en los sistemas de transporte, y, en los puntos de transferencia donde se conectan los transportadores entre sí. Así las cosas, dichos datos reposan en los Boletines Electrónicos de Operación, BEO y poseen una limitada divulgación al mercado.

La alternativa que se plantea es que el Gestor del Mercado disponga de la información resultante del procesamiento de las mediciones en tiempo real de las cantidades de gas en los puntos de venta, puntos de entrada, puntos de salida y puntos de transferencia del Sistema Nacional de Transporte y realice un balance diario con base en dichas mediciones, que pueda ser cotejado contra la información transaccional con la que cuenta el gestor del mercado. Esta replicación permitirá tener precisión en la información que conlleva la toma de decisiones de índole comercial y operativa

PROPUESTAS PARA LA PROBLEMÁTICA DE INSUFICIENCIA DEL MERCADO SECUNDARIO

Transparencia en la información de la nominación y uso final del gas natural) Respecto de contar con información suficiente que sirva de soporte para identificar situaciones que pueden considerarse de incumplimiento a la regulación vigente, particularmente, en lo que tiene que ver con la información previa necesaria para llevar a cabo las subastas diarias denominadas Úselo o Véndalo de Corto Plazo, UOVCP, se considera necesario establecer información de condiciones de nominación diaria que permitan conocer si se están colocando para la venta en la subasta cantidades nominadas por los comercializadores o los usuarios no regulados, que realmente no serán utilizadas por los usuarios. Para lo anterior, el Gestor del Mercado debe contar con la información que le permita hacer el balance necesario de consumo de cada agente o Usuario No Regulado, entre lo que nómina y lo que finalmente se consume. Asimismo, el Gestor del Mercado deberá recopilar la información necesaria para que la Comisión establezca el conjunto de puntos estándar de entrega del gas, considerando los puntos de venta, los puntos de entrada, los puntos de salida y los de transferencia mencionados anteriormente y la metodología para calcular los indicadores de formación de precios en esos puntos. La propuesta contempla que: ➢ Los vendedores del Mercado Secundario deberán informar al Gestor del Mercado, en el momento del registro de los contratos de venta los Puntos de Entrega (Puntos de Venta del gas) de cada uno de los contratos de venta en el Mercado Secundario, así como, los Puntos de Entrada y salida del sistema de transporte, si dicha intermediación involucra transporte, así como toda aquella información que requiera el Gestor para establecer el conjunto de puntos estándar de entrega del gas y la metodología para calcular los indicadores de formación de precios en esos puntos. ➢ Los vendedores del Mercado Secundario deberán informar al Gestor del Mercado, en el momento del registro de los contratos de venta en firme del Mercado Secundario, el contrato o los contratos del Mercado Primario que respaldan las cantidades vendidas en los contratos del Mercado Secundario que se están registrando. ➢ El comprador del mercado primario (comercializador/usuario no regulado), quien es el encargado de las nominación diaria de suministro al productor – comercializador, deberá declarar al Gestor del Mercado diariamente, en caso que la nominación esté destinada a consumos de terceros, el número de operación del contrato del mercado secundario o de otras transacciones del mercado mayorista; en caso de que la nominación este destinada a consumos de su propia demanda, el número de operación asignado al contrato del mercado primario. Se desagregará por sector de consumo. La misma declaración se deberá realizar al gestor del mercado dado el caso de presentarse renominaciones de suministro de gas.

. PROPUESTAS PARA LA PROBLEMÁTICA DE INFORMACIÓN ASIMÉTRICA ENTRE PRODUCTORES Y OTROS PARTICIPANTES DEL MERCADO

Se considera necesario el registro ante el Gestor del Mercado de los contratos de suministro de gas para autoconsumo de los productores, particularmente, para el uso en sus refinerías, con el fin de facilitar las transacciones de venta en el Mercado Mayorista que, eventualmente, surjan de cantidades excedentarias de ese gas de autoconsumo. Lo anterior debe cumplirse así el contrato o los contratos de gas de autoconsumo con las refinerías no se hayan transado dentro de las reglas establecidas por la Comisión para las compras en el Mercado Mayorista.

Ciertamente la participación del productor en el Mercado Mayorista con estos eventuales excedentes de autoconsumo destinados a las refinerías podría darse, bien sea como productor – comercializador (quien actúa como vendedor en los contratos) o como Usuario No Regulado (la refinería es quien actúa como comprador en los contratos). Esto no debe permitirse simultáneamente, solamente podría participar en su papel de productor – comercializador para la venta de eventuales excedentes de producción disponibles, pues el usuario no regulado no adquirió el contrato a través del Mercado Primario.

Para esto, los productores de gas deberán registrar ante el Gestor del Mercado, en el plazo señalado para ello, la información transaccional y operativa de las cantidades de gas de autoconsumo contratadas para atender el suministro de sus refinerías, que se especifica en el Numeral 1.1 del Anexo 2 de la Resolución CREG 186 de 2020.

7. PROPUESTAS PARA LA PROBLEMÁTICA DE TRANSACCIONES ENTRE COMERCIALIZADORES Y USUARIOS NO REGULADOS

Las relaciones comerciales entre comercializadores y usuarios no regulados, clasificadas como Otras Transacciones del Mercado Mayorista, deben ser estudiadas de manera sistémica con el fin de comprender los efectos que tienen sobre el mercado mayorista, las transacciones retail y, en general, sobre el servicio público domiciliario.

Así las cosas, se propone, a partir de análisis adicionales de esta Comisión, revisar y establecer criterios y reglas aplicables a los usuarios no regulados. Para ello, y utilizando como base el estudio realizado por Econometría Consultores S.A., publicado mediante la Circular CREG 128 de 2020, se propone revisar y compilar la regulación aplicable a estos usuarios, modificando a la baja los límites de consumos y estableciendo reglas específicas para la comercialización de suministro y capacidad de transporte, con entrega en el domicilio del usuario y no necesariamente en algún punto del sistema nacional de transporte. Así mismo, se propone como parte de este desarrollo regulatorio, revisar los derechos y deberes de estos usuarios.

Inflexibilidad en el proceso de contratación y en los tipos de contratos

Cronograma de negociaciones y registro de contratos de acuerdo a cronograma CREG limita la posibilidad de atraer nuevos sectores de demanda como vehicular e industrial.

Esto conlleva a menor competitividad por las tarifas de transporte por los requisitos y la excesiva intervención en la comercialización mayorista

Falta de coordinación para que la nueva oferta se conecte al STN.

Manifiestan que el gas que se comercializa con mayor facilidad es el proveniente de los campos menores o aislados que están exentos de cumplir parcialmente con lo previsto en la Resolución CREG 114 de 2017, hoy Resolución CREG 186 de 2020, y que es con el que se está dinamizando el mercado.

Posibles oferentes de gas natural señalan que el proceso de comercialización no tiene en cuenta las características operativas de las fuentes de suministro, tales como las necesidades mínimas para sus procesos operativos. También afirman que el mecanismo de negociación bilateral y, posteriormente las subastas C1 y C2, generan incertidumbres y riesgos operativos que no se pueden gestionar y que, por ende, los agentes terminan optando por no ofertar dichas cantidades, lo que implica una limitante en la cantidad de gas que potencialmente se podría comercializar en el mercado mayorista.

En el tema contractual proponen revisar con atención:

• Los límites al ejercicio de interrupciones del contrato con interrupciones para el vendedor, valga la redundancia, dadas las restricciones para la venta del gas no nominado en el corto plazo.

• En la negociación bilateral, identificar las herramientas mediante las que se pueda ejercer discriminación pero que esta no sea arbitraria.

• Planeación de la expansión del transporte en coordinación con las nuevas fuentes de abastecimiento de gas natural.

• Fricciones del mercado primario y secundario que limitan una operación óptima del STN y, por ende, limitan el desarrollo de la industria de gas natural.

• Elementos regulatorios de índole operativo que son obsoletos y que no corresponden con las realidades de la operación.

Limitación en la comercialización de gas debido a las fricciones contractuales en la compra y venta de capacidad de transporte en el mercado secundario, así como las inflexibilidades operativas en el Sistema Nacional de Transporte (SNT)

Una de las grandes preocupaciones de los productores en cuanto al desarrollo del mercado de gas natural corresponde a los incentivos, remuneración y operación del transporte.

Respecto a los incentivos regulatorios y al esquema de remuneración de transporte, manifiestan que la señal de distancia en los cargos de transporte termina segmentando el mercado en dos regiones separadas, lo que imposibilita que las nuevas fuentes de suministro que se encuentran en la costa atlántica puedan acceder al mercado del interior del país.

Frente a la remuneración de las inversiones en la red de transporte comentan la necesidad de actualizar la metodología y los cargos actuales; revisar el que la remuneración de las nuevas inversiones permite que se realice antes de que la inversión y las obras se hayan realizado, por lo que los usuarios terminan pagando por una infraestructura que no existe; los agentes realizan swaps operativos para reducir sus costos de transporte y la sobre contratación de los comercializadores que son distribuidores que atienden la demanda regulada y no regulada de grandes ciudades restringe operativamente el gas que se puede transportar, en la medida que dicha capacidad contratada y no utilizada no se libera para el mercado.

Altos costos de transacción en los mecanismos de comercialización de suministro y transporte de corto plazo

La prohibición de la participación en el mercado secundario de los productores genera pérdidas en eficiencia en la medida que hay disponibilidad de gas para atender demandas en el corto plazo que no se utiliza, y los comercializadores que son distribuidores “sobrecontratados” actúan como monopolistas en este mercado.

En este sentido, afirman que la participación del productor generaría mayor liquidez en el mercado secundario y, por ende, una mejora en eficiencia.

En cuanto a la iliquidez del mercado secundario indican que los comercializadores que son distribuidores tienen incentivos para “sobre-contratar” suministro y transporte, puesto que los costos asociados al contrato, sea o no utilizado el gas o la capacidad de transporte, son completamente cubiertos por la demanda regulada, lo que no solamente limita las oportunidades de transar gas o capacidad excedentaria en el mediano y corto plazo sino que, adicionalmente, es un mecanismo de barrera de entrada a comercializadores puros a los usuarios comerciales e industriales inmersos en la red de distribución.

Por lo anterior, manifiestan la necesidad de revisar la regulación aplicable, que se da a los distribuidores que son comercializadores de demanda regulada, a través del reconocimiento de la totalidad de los costos de los contratos de suministro y transporte de gas en las tarifas que trasladan a los usuarios regulados.

Finalmente, afirman que la multiplicidad de mecanismos de transacción de corto plazo implica que las instancias de negociación terminan compitiendo entre sí. Por lo anterior, se observa que las subastas C1 y C2 terminan siendo inoperantes.

Potenciales ventajas y daños de la integración vertical para el desarrollo de nuevas fuentes de suministro

Uno de los temas que los productores de gas consideran importante de revisar son los límites a la integración vertical entre suministro y transporte, en la medida que los costos de coordinación de la cadena de suministro son elevados y, por ende, podrían optimizarse al interior de una misma empresa.

En el aspecto de la integración vertical, los productores señalan como pertinente estudiar un esquema regulatorio que permita incentivar a los transportadores y distribuidores a tener un acceso abierto a las redes y un tratamiento operativo neutral (sin discriminación arbitraria) a todos y reducir los costos de coordinación entre el suministro, transporte y distribución de cara al usuario final.

En el análisis de integración vertical, los productores proponen que se tenga en cuenta que, gracias a los avances tecnológicos, el gas natural puede ser transportado por medios diferentes a redes de gasoductos, como por ejemplo, comprimido o licuado por vía terrestre.