Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 213 DE 2015 

(Noviembre 30)

“Por la cual se establece una opción para acoger valores predeterminados de los factores alfa (α) y beta (β) definidos en el numeral 2º del Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificada por la Resolución CREG 105 de 2015”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 1260 de 2013, y

CONSIDERANDO:

Mediante la Resolución CREG 89 de 2013, la CREG expidió disposiciones relacionadas con los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural que hacen parte del reglamento de operación de gas natural. La resolución mencionada contiene el conjunto de disposiciones aplicables a las negociaciones del suministro y del transporte de gas natural utilizado efectivamente como combustible que se realicen en el mercado primario y en el mercado secundario.

Con posterioridad, la Comisión expidió la Resolución CREG 105 de 2015, la cual modifica el artículo 16 y el Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013, en donde se determinó una nueva ecuación para la actualización de precios y se dispuso que en aquellos contratos cuyas partes se acogieron a las opciones dadas en las resoluciones CREG 183 de 2014 y CREG 17 de 2015 y aquellos con cláusula de ajuste regulatorio, tendrían estas la opción de escoger de mutuo acuerdo el mecanismo de actualización de precios y, en caso de no llegar a un acuerdo, se acogerían a las determinaciones de la CREG frente a la fórmula de actualización propuesta.

Igualmente se estableció que en aquellos contratos cuyas partes no se acogieron a las opciones antes citadas o que no dispusieran de una cláusula de ajuste regulatorio, tendrían la opción de escoger de mutuo acuerdo el mecanismo de indexación y, en caso de no llegar a un acuerdo, estarían sujetas al mecanismo de actualización de precios original consignado en el Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013.

En el Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013, a su vez modificado por la Resolución CREG 105 de 2015, se establecen ecuaciones de actualización de precios que contienen los factores alfa (α) y beta (β) que ponderan la incorporación de índices de precios de referencia.

Por otra parte se estableció que las partes de los contratos que resulten de negociaciones directas celebradas a partir de la fecha de entrada en vigencia de la Resolución CREG 105 de 2015 contarían con la opción de decidir de mutuo acuerdo un valor entre cero y uno del factor beta (β). También se estableció que en los contratos nuevos que resulten de subastas las partes estarán sujetas al valor del factor beta (β) de la fórmula de actualización de precios establecida por la CREG.

La Dirección Ejecutiva de la Comisión expidió la Circular CREG 113 de 2015, de conformidad con lo dispuesto en los parágrafos 3º, 4º, 6º y 7º del artículo 16 de la Resolución CREG 89 de 2013, adicionados mediante la Resolución CREG 105 de 2015, modificados por las resoluciones CREG 139 y 140 de 2015, en donde se procedió a publicar el valor del factor beta (β) y el mecanismo para determinar el valor del factor alfa (α) de las ecuaciones contenidas en el numeral 2º del Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificado por el artículo 2º de la Resolución CREG 105 de 2015.

De otra parte, en diversos escenarios la demanda no regulada de gas natural ha manifestado que para gestionar mejor los riesgos fundamentales de mercado requiere incorporar en el mecanismo de actualización de precios las variaciones relacionadas con los precios internacionales del petróleo, y por tanto está dispuesta a asumir los riesgos de volatilidad que implica incluir dentro de la formación de precios del gas natural el componente del WTI.

La Comisión encuentra que en la medida en que los ajustes a que haya lugar dependan de la voluntad de las partes, la oferta inmersa dentro de los contratos está en libertad de aceptar o no la negociación propuesta.

De acuerdo con los análisis realizados, para el caso de la demanda regulada no es pertinente incorporar la volatilidad del WTI en la actualización del precio del gas natural.

Cualquier ajuste del mecanismo de actualización de precios que resulte del acuerdo libre entre las partes de un contrato propende a mejorar la eficiencia del mercado asignando la gestión de los riesgos asociados de forma adecuada.

Adicionalmente, la Ley 142 de 1994, en el numeral 87.1 del artículo 87 establece en relación con los criterios para definir el régimen tarifario, contempla el de la eficiencia económica, entendido como: 87.1. Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por este.

Con base en lo anterior, después de haber revisado diferentes escenarios por parte de la Comisión y considerando que distintos actores de la demanda tienen distintas posibilidades de gestionar riesgo, en el presente acto administrativo se adopta una opción, cimentada en la autonomía de la voluntad de las partes como principio fundamental de la teoría de los contratos en la legislación colombiana, que las mismas pueden acoger de mutuo acuerdo.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la Sesión 691 del 30 de noviembre de 2015,

RESUELVE:

ART. 1º—Opción para acoger valores predeterminados de los factores alfa (α) y beta (β) definidos en el numeral 2º del Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificada por la Resolución CREG 105 de 2015. Las partes de los contratos de suministro de gas natural bajo las modalidades firme, de firmeza condicionada y de opción de compra podrán, de mutuo acuerdo, aplicar un factor alfa (α) igual a cero (0) y un factor beta (β) según la siguiente tabla, por el resto de la vigencia del contrato.

Fecha de actualización en la que aplica esta opción1º/dic/20151º/dic/20161º/dic/20171º/dic/2018
Beta (β)0,350,350,350,35

La opción de que trata este artículo solo podrá acogerse para los contratos que cumplan con las siguientes condiciones:

a) Contratos con duración de más de un (1) año, celebrados en 2013 y 2014 como resultado de la aplicación de los mecanismos de comercialización establecidos en el artículo 24 de la Resolución CREG 89 de 2013;

b) Contratos suscritos para la atención exclusiva de demanda industrial no regulada y/o GNV;

c) Contratos en los que la actualización de precios requiera de la aplicación de las ecuaciones de actualización de precios establecidas en el numeral 2º del Anexo 4 de la Resolución CREG 89 de 2013, modificado por la Resolución CREG 105 de 2015, únicamente con los factores alfa y beta determinados en la Circular CREG 113 de 2015.

Las partes de los contratos que se acojan a los valores de los factores alfa (α) y beta (β) predeterminados en el presente artículo los aplicarán en todo caso para las actualizaciones de precios que se realicen con posterioridad al 30 de noviembre de 2015, siempre y cuando los acuerdos se reporten según lo dispuesto en el artículo 2º de la presente resolución.

ART. 2º—Reporte de información. Los productores enviarán copia de los acuerdos a la Comisión a más tardar el 15 de diciembre de 2015. Asimismo, deberán declarar esta información y el precio actualizado al gestor del mercado en el mismo plazo.

ART. 2º—(sic) Vigencia. La presente resolución rige a partir de su publicación en el Diario Oficial.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 30 de noviembre de 2015.