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Los retos de las plantas de regasificación en Colombia

Por Ángel Castañeda Manrique/ Castañeda & Velasco Abogados

Cuando tuvimos la oportunidad de participar en la estructuración e implementación de la Planta de Regasificación de Cartagena, desarrollada por la empresa SPEC LNG, una de las preguntas que constantemente hacían tanto los financiadores, como los interesados en proveer servicios, era la siguiente:

¿Por qué Colombia está exportando gas natural a Venezuela, y al mismo tiempo está construyendo plantas de regasificación para la entrada de gas natural licuado?

Sin duda la pregunta resultaba totalmente válida, fundamentalmente porque expone una contradicción; de un lado, el hecho que el país estuviera exportando, implicaba que tenía excedentes de producción (es decir, que la demanda interna no era capaz de consumir la totalidad de la producción nacional), y de otro lado, la construcción de una planta de regasificación mostraba que no había producción local suficiente para atender la demanda interna.

Oficialmente, las cifras de las entidades estatales, como la UPME, mostraban y aún muestran, que en efecto la Planta de regasificación de Cartagena, era necesaria para atender la demanda, y mucho más si nos encontrábamos ante fenómenos del Niño, fundamentalmente por el consumo que requerían las plantas térmicas de gas. Lo anterior puede verse claramente en la siguiente gráfica:

UPME PROYECCION

Sin embargo, las cifras oficiales no respondían adecuadamente la pregunta de la doble condición de país exportador e importador.

Otra explicación, ésta un poco más sofisticada, partía del hecho según el cual, si bien había reservas de gas suficientes para atender la demanda, los productos que ofrecían los Productores de gas (básicamente a través de contratos) eran inflexibles, o en otras palabras, no le daban la “flexibilidad” que los generadores térmicos requerían, para efecto de poder tener el gas disponible, para cuando fueran requeridos para atender la demanda eléctrica.

¿A que tipo de flexibilidad se referían?

Básicamente a que los térmicos, por tener mayores costos marginales que un generador hidráulico, solo salen despachados de manera excepcional, esto es, cuando el sistema no puede funcionar de manera normal (por ejemplo cuando se cae una línea de transmisión por cualquier motivo) o cuando se presentan fenómenos como los del Niño; en otras palabras, cuando hay agua suficiente para los embalses, los generadores térmicos se requieren para situaciones de seguridad del sistema eléctrico, y cuando los embalses se van desocupando, entra la energía térmica a respaldar al sistema, para garantizar la continuidad del servicio.

Esta forma de funcionamiento del mercado eléctrico, donde los generadores térmicos con un mayor costo marginal sean despachados de último, lo que garantiza que el usuario final de energía eléctrica, pague por la energía más barata durante la mayor parte del tiempo, y solo en eventos excepcionales, pague un poco más, para mantener la continuidad del servicio.

La inflexibilidad se da entonces, porque el térmico requiere que le garanticen firmeza del gas el 100% del tiempo, pero solo puede pagar por ella cuando lo llamen a generar, en tanto que el interés del Productor es exactamente el contrario, es decir, requiere que le paguen en función de la firmeza que otorga dentro de cada contrato.

Fue finalmente a partir de esta última teoría que se construyó la planta de regasificación de Cartagena, esto es, principalmente para atender los consumos de los generadores térmicos de la Costa, aunque legal y regulatoriamente, es una planta de acceso abierto, a la que cualquier persona puede acceder, siempre y cuando existan capacidades de almacenamiento o de regasificación sin utilizar.

Pero nada de lo anterior explica las razones por las cuales se justificaría la Planta de Regasificación del Pacífico, es decir, no es claro si la demanda interna de gas natural realmente la necesita, ni cuando puede necesitarse, ni tampoco que sea destinada para atender el consumo térmico; es fundamentalmente una decisión política, que busca, al decir de las autoridades, garantizar el abastecimiento futuro de gas natural, ante la declinación de la reservas internas de gas.

El problema puede explicarse de la siguiente manera, lo cual explica las diferentes posiciones:

El país no tiene un ritmo de recuperación de reservas de gas, que permita establecer con certeza que la demanda tendrá garantizado el abastecimiento de gas; en otras palabras, estamos consumiendo gas, pero no estamos encontrando al mismo ritmo, lo cual es claramente un problema de política pública. La gráfica siguiente muestra la declinación:

Imagen1

Fuente UPME

De otro lado, los productores anuncian la existencia de reservas, que esperan sean suficientes para atender el país, y esperan que cuando tengan el gas, exista un mercado al cual venderle la producción.IMG-20161010-WA0012

La diferencia entre las dos posiciones, es que los Productores no han declarado la totalidad de las reservas que tienen, en parte porque algunas de estas están atrapadas en complejos procesos de licenciamiento ambiental o de comunidades, que hace que el gas probablemente no pueda ser extraído en el momento en que el país lo requiere.

En lo que tiene que ver con el gas “off shore”, que se viene explorando en el Caribe colombiano, es claro que existen reservas, pero estás son demasiado costosas de sacar; algunos hablan de un “lifting cost” de alrededor de US$8.5 por MBTU, sin tratar, lo que lo hace inviable frente al mercado de LNG, que puede fácilmente mejorar esa cifra; en otras palabras, para que un Productor invierta en producir gas “off shore” a US$8.5/MBTU, si la demanda puede conseguir LNG a un precio menor y con cantidades creciendo en la medida que Estados Unidos sigue progresando en su tecnología de fracking, es bastante improbable.

En ese sentido, el Estado, y más precisamente el Gobierno debe tomar una decisión; de un lado, dejar que la “divina providencia” agilice los trámites y de manera mágica se aumenten las reservas de gas, o tomar medidas que garanticen que en efecto la demanda de gas va a tener garantizado sus necesidades.

Como suele ocurrir, Colombia no es el único, ni el primero en enfrentarse a este tipo de dicotomía; el Reino Unido que es productor de gas natural, es igualmente importador, y el esquema funciona, porque las cantidades de gas importado, compiten con el gas nacional, generando un ambiente de competencia totalmente sano, y eso es lo que podría ocurrir en Colombia, si la regulación se ajusta para volverse de verdad, un inductor de competencia.

En efecto, el mercado de gas natural es un mercado oligopólico, con agentes que determinan precios y cantidades en determinados mercados; si bien la regulación ha intentado la introducción de reglas que mitiguen esa posición, la falta de control por parte de las autoridades de los comportamientos de los agentes de producción, hace que las reglas sean inocuas.

La posibilidad que la demanda pueda importar gas, como una alternativa de consumo, sería el instrumento perfecto para controlar de facto la posición dominante de los productores en el mercado; esto es así porque el precio máximo al cual un agente compraría gas natural a un productor, sería el precio de importación, y por lo mismo, el Productor tendría que vender a un menor precio que la importación, si quiere colocar el gas que produce.

Esto afectaría al mercado de manera positiva, en la medida que la demanda podría predecir de mejor manera el precio del combustible, los proyectos de largo plazo que requieran gas de largo plazo tendrían un parámetro para ser calculados y en general, podríamos avanzar a una nueva época dentro de lo que denominamos el mercado de gas.

¿Qué se necesita para esto?

 

Entender en primer lugar, que importar gas no es lo mismo que abrir una llave para inyectar gas al sistema; el mercado de LNG es uno de características complejas, con reglas de facto que lo dominan, y que no van a cambiar por atender el mercado en Colombia; entre más amigable sea la regulación con las reglas de mercado de importación, más fácil será conseguir LNG y por supuesto a mejores precios.

En segundo lugar, se requiere que el regulador ajuste la regulación para que la terminal de Cartagena, pueda ser efectivamente utilizada para atender la demanda local, sin afectar a los agentes térmicos que contrataron su capacidad de regasificación; en esto, la doctrina de las “facilidades esenciales” pudiera dar los parámetros para que el regulador determine las condiciones sobre las cuales un tercero, cualquiera, pudiera importar gas, para atender una demanda local.

Veremos que ocurre entonces con la planta de Buenaventura.

 

 

 

 

 

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Las reglas de juego del nuevo marco de comercialización de gas natural en Colombia; un entendimiento necesario para el buen funcionamiento del mercado

Por Ángel Castañeda Manrique

 

Recientemente la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- expidió una modificación a las reglas aplicables a la actividad de comercialización de gas natural en el mercado mayorista, mediante la Resolución 114 de 2017, buscando corregir algunas fallas del mercado, derivadas de la aplicación de la Resolución 089 de 2013, que regía con anterioridad.

Más allá de los cambios que se desprenden de una lectura simple de las nuevas condiciones regulatorias para el desarrollo del mercado, resulta interesante conocer cuáles son los incentivos implícitos de dicha regulación o en otras palabras, los efectos que se desprenden de la forma como los agentes toman diferentes posiciones y aplican las reglas y los esfuerzos que requerirán de cada una de las partes involucradas.

No me voy a detener en el detalle de los cambios involucrados por el regulador, sino que haré un recuento de la forma como venía funcionando, y la razón de ser de los cambios propuestos, por lo menos considerando la posición pública expresada por el mismo regulador, para luego ahondar en un par de escenarios sobre las reglas, de la siguiente manera:

1.    Reglas especiales para los Productores

En el año 2007 aproximadamente, las reglas existentes para los Productores, le permitían determinar libremente el precio el precio del gas natural, para lo cual, la regulador solamente los obligaba a realizar subastas individuales por campo y por cantidad ofertada de gas, subastas donde en teoría, la demanda pudiera revelar adecuadamente su disponibilidad a pagar.

Para el efecto entonces, cada productor de cada campo, cuando a bien tuviera, realizaba ofertas de venta de gas para ser asignadas a través de subastas, donde la demanda no sabía si la cantidad de gas ofertada era toda la que había disponible en el campo de oferta o en otro campo; esa asimetría, aunada a una sensación de escasez de gas, llevó a que los precios de dichas subastas subieran de forma desorbitante, al punto que con el tiempo, muchos de los contratos cerrados en esas subastas, tuvieron que ser renegociados, básicamente porque los precios estaban muy por encima de lo que la demanda estaba en capacidad de pagar.IMG-20161010-WA0012

El Gobierno de turno, que no conocía la industria, se le ocurrió que para corregir la falla percibida del mercado, era necesario corregir la falla del mercado, asociada a las cantidades disponibles de gas, obligando a todos los productores a que las perspectivas de producción fueran declaradas y vendidas en el mercado; esta señal – que realmente duró muy poco – tuvo el efecto contrario al deseado, en la medida que los productores, al estar obligados a vender las reservas de gas proyectadas, resolvieron no correr riesgos, reduciendo las cantidades dentro del mercado; en otras palabras, como tenían que vender todo el gas que físicamente tenían disponible, resolvieron que las cantidades físicas eran menores que las que originalmente habían anunciado al mercado, aumentando con esto la sensación de escasez. 

Esto fue resuelto finalmente, y el gobierno se tuvo que contentar con que cada Productor tuviera que declarar anualmente la Producción Total Disponible para la Venta en Firme, ante el Ministerio de Minas y Energía, cantidad ésta que estaba obligado a ofrecer al mercado, cuando quiera que éste así se lo solicitara. 

2.    Los Reglas de la Resolución 089 de 2013

La Resolución CREG 089 de 2013, como la mayoría de las resoluciones expedidas por la CREG en los últimos 10 años, fue el resultado de un proceso de consulta (y por lo mismo de presiones de grupos de interés), que de alguna manera desdibujó la intención original del regulador, que era el de corregir una falla de mercado, derivado de la posición dominante que los productores comercializadores tenían (y que han incrementado) en el mercado de gas. 

Así, la CREG mediante Resolución 113 de 2012, puso a consideración de los agentes un texto de resolución según el cual, el precio del gas sería el resultado de la aplicación de una subasta, que se realizaría con la participación de la totalidad de la demanda y la totalidad de la oferta, para de esta manera tratar de obtener un verdadero precio de mercado, en condiciones de competencia que si bien no eran perfectas, eran mucho mejores que lo en su momento existía. 

Los industriales en cabeza de la ANDI, atacaron fuertemente la medida, en parte porque venían de la aplicación de los esquemas de subastas aisladas que hacían los productores (que se mencionaron con anterioridad), que escalaron el precio del gas llegando a valores realmente absurdos, considerando las cantidades de gas en el mercado y la demanda existente en el momento; en otras palabras, los productores aplicaron la regulación existente en su momento en su propio beneficio, maximizando el precio mediante la implementación de subastas individuales, donde la demanda no sabía la totalidad del gas que se ofertaba en el país, y por lo mismo, las opciones que tenía. En otra parte, percibían que podían ejercer presión para que el precio del gas vendido a este segmento de demanda fuera menor al que paga el mercado de usuarios residenciales, comerciales y pequeños industriales. 

La CREG, muy influenciada por el Ministro de Minas y Energía de turno, cedió a la presión, y estableció que el gas se iría a vender, dependiendo de si la oferta era mayor o no que la demanda; si la oferta era mayor, entonces los productores podían libremente fijar el precio del gas a quien quisiera comprarlo, y de otro lado, si la oferta era menor que la demanda, entonces tanto oferta como demanda, se sometería al resultado de la aplicación de una subasta de reloj ascendente; esto significaba que en tiempos de abundancia, el productor ejercía de manera autónoma su poder de mercado, fijando el precio que más le conviniera, y en momentos de escasez, los productores se sometían a una subasta, para que fuera la propia demanda la que se matara a sí misma, por el poco gas que existía, como en efecto ocurrió, sobre todo en periodos de ocurrencia del Fenómeno del Niño

Este mecanismo fue implementado desde el 2013 hasta el 2016, lo que permitió evidenciar lo obvio; que los productores con poder de mercado, estaban fijando precios que irían a afectar al mercado. 

La CREG, con nuevos miembros altamente calificados en asuntos tan importantes como la economía, se dio a la tarea de investigar la falla de mercado, y de proponer los cambios que en su opinión contribuyen para a una mejor formación del precio, tan importante tanto para la demanda, como para la entrada de nueva oferta. 

3.    Los cambios de la Resolución 114 de 2017 

La CREG entonces, con un criterio mucho más técnico y sin duda, sin la improvisación propia que tuvo la expedición de la Resolución 089 de 2013, propuso entonces las siguientes etapas y tipos de contrato. 

En primer lugar, mantuvo el alcance y efectos que tenía la declaración de PTDVF, en el sentido que si bien cada Productor era autónomo en declarar la PTDVF, esta era la única cantidad de gas que podía poner a disposición del mercado; así entonces, si un Productor decide “esconder” cantidades de gas al mercado, no podía comprometerlas en contratos de duración igual o mayor a un año, por lo menos durante el año que estuviese vigente la declaración.

Esta medida, como resulta obvio, tiene una gran importancia frente al mercado y frente a las reglas de competencia del mismo, en la medida que el respeto a dicha regla garantiza la materialización del incentivo de revelar las verdaderas cantidades de gas disponibles.

A partir de la PTDFV, la Resolución 114 permitió que los Productores pudieran ofrecer todos los años, en la época que el regulador así indique, contratos de 3 años o más, denominados “CF95”, que básicamente son contratos en los cuales el Productor se obliga a tener disponible una capacidad contratada, y el comprador está obligado a pagar por el 95% de ésta aún y cuando no haga uso de la misma, o por cualquier cantidad adicional, cuando haga uso de ella.

Las cantidades de gas que sobraran de estas contrataciones, se someten a un nuevo mecanismo de subasta, para la contratación de dos tipos de contratos; el contrato denominado C1 y el contrato C2, que describimos brevemente de la siguiente manera:

El contrato C1, parte del supuesto según el cual el Productor está obligado a entregar la totalidad de la Capacidad contratada, cuando el comprador así se lo solicite, dentro de esquema de “ejecución del contrato” previsto por el mismo regulador. El Comprador por su parte tiene derecho a nominar la totalidad de la capacidad contratada, pero con las siguientes restricciones:

       Si nomina hasta el 30% de la capacidad contratada del contrato C1, puede venderla en el mercado secundario.

       Si nomina más del 30% de la capacidad contratada del contrato C1, solamente puede utilizarla para abastecer su propio consumo.

Sobre este contrato me propongo hacer un documento específico, por lo que no me detendré a más detalles.

El contrato C2 por su parte, es de carácter complementario, es decir, depende del uso del contrato C1. En este contrato, el Comprador tiene derecho y está obligado a pagar por lo menos el 75% de esa cantidad, y el restante 25% corresponderá a la cantidad de gas que le sobre al productor de la nominación del contrato C1.

Tanto el Contrato C1 como el Contrato C2, se asignan por subasta, donde el Productor solamente establece las cantidades de gas que destina al Contrato C1 y el precio de reserva asociado al mismo.

La evolución de la señal regulatoria, puede verse en el siguiente infograma:

INFOGRAMA SEÑAL DE PRECIO

 

 4.    Los Incentivos Derivado de La Aplicación de la Señal Regulatoria 

Los incentivos que se desprenden de la aplicación de este tipo de esquemas, se ubican dentro de la teoría de juegos, donde cada jugador plantea una estrategia, según el comportamiento de los demás.

Así, en primer lugar, el juego se inicia con la declaración de gas que hace cada uno de los productores; en efecto la declaración de la PTDVF de manera individual determina la cantidad de gas que un agente puede colocar en los diferentes contratos; si un determinado productor vende sin haber hecho la declaración de PTDVF, habrá incumplido la regulación, lo mismo que si vende más allá de la PTDVF, con independencia de cuál sea su demanda.

La suma de todas las declaraciones de la PTDVF, de todos los productores, será la totalidad del gas disponible para un año (es decir la cantidad total disponible para venta, y es a partir de ese momento, donde empieza el juego de la demanda.

Si las cantidades de gas son superiores a la demanda, para un año determinado, es de esperarse que el precio del gas que ofrezcan los productores sea bajo, para incentivar la contratación del gas, y además por ser una regla básica de mercados según la cual, cuando la oferta es mayor que la demanda, el precio tiende a reducirse.

Si el Productor en efecto opera con esta racionalidad, la demanda tendrá entonces un incentivo a contratar las mayores cantidades de gas, por un periodo de 3 años, cubriéndose de esa manera de cualquier variación posterior.

¿Qué ocurre si el Productor en vez de bajarlo lo sube?

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El Productor cuando no se comporta de manera racional, actúa como un depredador buscando su alimento, que es teóricamente protegido por la regulación

 La demanda entonces debe pensar de manera estratégica y reaccionar de manera acorde con la posición del productor; una forma de reaccionar, es reducir las cantidades de gas a comprar en para contratos CF95 (incluso a 0), aumentando el riesgo del productor a dejar gas enterrado, y aumentando las posibilidades de que el precio del gas en la subasta se reduzca de manera acorde.

Una vez en enfrentados a la subasta, el Productor solamente debe decidir cual es su precio de reserva, es decir, el precio del gas por debajo del cual no está dispuesto a vender ni un MBTU de gas, y las cantidades de gas que destinaría al contrato C1, la cual debe ser como mínimo el 25% de la PTDFV descontado lo que hubiese contratado bajo la modalidad CF95.

Un primer elemento, que refleja el temor de algunos, es que los productores se pongan de acuerdo para determinar un precio de reserva alto, de manera que la subasta parte ese precio, y por lo tanto el Productor maximice su beneficio; una primera respuesta a esta inquietud es que ese acuerdo constituye claramente una práctica restrictiva de la competencia y sería investigada por la SIC como un cartel propiamente dicho.

Con independencia de las consecuencias jurídicas, el Productor correría dos riesgos importantes; de un lado, que la demanda se restrinja, reduciendo al máximo las cantidades de gas a contratar, con los efectos que esto tendría no solo para los niveles de producción, sino para el país en general; de otro lado, los Productores se arriesgarían a que el regulador, ante semejante falla de mercado, haga una regulación más estricta, buscando un comportamiento racional por parte de dichos agentes.

Un segundo elemento, es que existe un agente que tiene participación mayoritaria en el mercado, es una empresa industrial y comercial del Estado20170101_134135, y puede poner el precio que a bien tenga; incluso, podría tomar ventaja que tiene participación en los principales campos del país, y tomar una decisión coordinada, sin necesidad de involucrar a terceros dentro de la estrategia; este riesgo es cierto, y en caso de que esto pasara, sería prueba suficiente para que el regulador tomara medidas especiales para este agente, ejerciendo las facultades que le otorga el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994.

Ahora bien, el Productor debe tener cuidado con la forma como se comporta en la subasta, en la cual, como dijimos, establece el precio de reserva, y de otro lado, debe determinar las cantidades mínimas de gas que estaría destinando a los contratos C1. En este sentido, la CREG obliga al Productor a poner como mínimo el 25% de la PTDVF en el C1 y el resto en el C2, lo que no implica que no quede con gas enterrado, mucho más si quisiera abusar del mercado, poniendo un precio de reserva alto o incongruente con el balance de gas.

Si el productor coloca más del 31.5% de la PTDVF, tiene asegurado que no va a colocar todas las cantidades de gas disponible, en la medida que lo que le sobre del contrato C1, no será absorbido por el contrato C2.

De la misma manera, es posible (aunque improbable) que solo venda contratos C2, muy a pesar de los beneficios que tendría tener un contrato C1

De acuerdo con lo anterior, si el Productor vende a un precio que no considera que la oferta es superior a la demanda, la demanda tiene instrumentos para contrarrestar la posición, que se resumen en:

       Disminuir las cantidades a cobrar con en el CF95, al punto de no comprar nada

       Tener una estrategia en la subasta, para comprar el gas necesario para el año respectivo, bien bajo contrato C1 o C2, según la característica de la demanda, a lo cual me referiré en otro documento.

 Todo lo anterior es válido, si y solo sí, lo organismos de control que son la Superintendencia de Servicios Públicos y la Superintendencia de Industria y Comercio, hacen un adecuado control de este tipo de procedimientos, fundamentalmente en lo siguiente:

        Que los Productores no estén vendiendo sin declarar la PTDVF

       Que los Productores que hayan declarado PTDVF no vendan cantidades no declaradas.

       Que entre los Productores no existan acuerdos que tengan por objeto o por efecto la restricción de la competencia, en cualquiera de sus formas.

       Que las condiciones particulares de los Productores, no limiten a la demanda, en alguno de sus derechos más básicos, como es la venta de las capacidades adquiridas.

 De otro lado, y frente a la demanda, es claro que deben tener claro una estrategia de contratación me largo, mediano y corto plazo, construir modelos de reacción según cambien las circunstancias, y entrar en las diferentes instancias con objetivos de cantidades y precios claros, que consideren los impactos que dicho precio tendría en la demanda.

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Las reglas de juego del nuevo marco de comercialización de gas natural en Colombia; un entendimiento necesario para el buen funcionamiento del mercado

Por Ángel Castañeda Manrique

 

Recientemente la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- expidió una modificación a las reglas aplicables a la actividad de comercialización de gas natural en el mercado mayorista, mediante la Resolución 114 de 2017, buscando corregir algunas fallas del mercado, derivadas de la aplicación de la Resolución 089 de 2013, que regía con anterioridad.

Más allá de los cambios que se desprenden de una lectura simple de las nuevas condiciones regulatorias para el desarrollo del mercado, resulta interesante conocer cuáles son los incentivos implícitos de dicha regulación o en otras palabras, los efectos que se desprenden de la forma como los agentes toman diferentes posiciones y aplican las reglas y los esfuerzos que requerirán de cada una de las partes involucradas.

No me voy a detener en el detalle de los cambios involucrados por el regulador, sino que haré un recuento de la forma como venía funcionando, y la razón de ser de los cambios propuestos, por lo menos considerando la posición pública expresada por el mismo regulador, para luego ahondar en un par de escenarios sobre las reglas, de la siguiente manera:

1.    Reglas especiales para los Productores

En el año 2007 aproximadamente, las reglas existentes para los Productores, le permitían determinar libremente el precio el precio del gas natural, para lo cual, la regulador solamente los obligaba a realizar subastas individuales por campo y por cantidad ofertada de gas, subastas donde en teoría, la demanda pudiera revelar adecuadamente su disponibilidad a pagar.

Para el efecto entonces, cada productor de cada campo, cuando a bien tuviera, realizaba ofertas de venta de gas para ser asignadas a través de subastas, donde la demanda no sabía si la cantidad de gas ofertada era toda la que había disponible en el campo de oferta o en otro campo; esa asimetría, aunada a una sensación de escasez de gas, llevó a que los precios de dichas subastas subieran de forma desorbitante, al punto que con el tiempo, muchos de los contratos cerrados en esas subastas, tuvieron que ser renegociados, básicamente porque los precios estaban muy por encima de lo que la demanda estaba en capacidad de pagar.IMG-20161010-WA0012

El Gobierno de turno, que no conocía la industria, se le ocurrió que para corregir la falla percibida del mercado, era necesario corregir la falla del mercado, asociada a las cantidades disponibles de gas, obligando a todos los productores a que las perspectivas de producción fueran declaradas y vendidas en el mercado; esta señal – que realmente duró muy poco – tuvo el efecto contrario al deseado, en la medida que los productores, al estar obligados a vender las reservas de gas proyectadas, resolvieron no correr riesgos, reduciendo las cantidades dentro del mercado; en otras palabras, como tenían que vender todo el gas que físicamente tenían disponible, resolvieron que las cantidades físicas eran menores que las que originalmente habían anunciado al mercado, aumentando con esto la sensación de escasez. 

Esto fue resuelto finalmente, y el gobierno se tuvo que contentar con que cada Productor tuviera que declarar anualmente la Producción Total Disponible para la Venta en Firme, ante el Ministerio de Minas y Energía, cantidad ésta que estaba obligado a ofrecer al mercado, cuando quiera que éste así se lo solicitara. 

2.    Los Reglas de la Resolución 089 de 2013

La Resolución CREG 089 de 2013, como la mayoría de las resoluciones expedidas por la CREG en los últimos 10 años, fue el resultado de un proceso de consulta (y por lo mismo de presiones de grupos de interés), que de alguna manera desdibujó la intención original del regulador, que era el de corregir una falla de mercado, derivado de la posición dominante que los productores comercializadores tenían (y que han incrementado) en el mercado de gas. 

Así, la CREG mediante Resolución 113 de 2012, puso a consideración de los agentes un texto de resolución según el cual, el precio del gas sería el resultado de la aplicación de una subasta, que se realizaría con la participación de la totalidad de la demanda y la totalidad de la oferta, para de esta manera tratar de obtener un verdadero precio de mercado, en condiciones de competencia que si bien no eran perfectas, eran mucho mejores que lo en su momento existía. 

Los industriales en cabeza de la ANDI, atacaron fuertemente la medida, en parte porque venían de la aplicación de los esquemas de subastas aisladas que hacían los productores (que se mencionaron con anterioridad), que escalaron el precio del gas llegando a valores realmente absurdos, considerando las cantidades de gas en el mercado y la demanda existente en el momento; en otras palabras, los productores aplicaron la regulación existente en su momento en su propio beneficio, maximizando el precio mediante la implementación de subastas individuales, donde la demanda no sabía la totalidad del gas que se ofertaba en el país, y por lo mismo, las opciones que tenía. En otra parte, percibían que podían ejercer presión para que el precio del gas vendido a este segmento de demanda fuera menor al que paga el mercado de usuarios residenciales, comerciales y pequeños industriales. 

La CREG, muy influenciada por el Ministro de Minas y Energía de turno, cedió a la presión, y estableció que el gas se iría a vender, dependiendo de si la oferta era mayor o no que la demanda; si la oferta era mayor, entonces los productores podían libremente fijar el precio del gas a quien quisiera comprarlo, y de otro lado, si la oferta era menor que la demanda, entonces tanto oferta como demanda, se sometería al resultado de la aplicación de una subasta de reloj ascendente; esto significaba que en tiempos de abundancia, el productor ejercía de manera autónoma su poder de mercado, fijando el precio que más le conviniera, y en momentos de escasez, los productores se sometían a una subasta, para que fuera la propia demanda la que se matara a sí misma, por el poco gas que existía, como en efecto ocurrió, sobre todo en periodos de ocurrencia del Fenómeno del Niño

Este mecanismo fue implementado desde el 2013 hasta el 2016, lo que permitió evidenciar lo obvio; que los productores con poder de mercado, estaban fijando precios que irían a afectar al mercado. 

La CREG, con nuevos miembros altamente calificados en asuntos tan importantes como la economía, se dio a la tarea de investigar la falla de mercado, y de proponer los cambios que en su opinión contribuyen para a una mejor formación del precio, tan importante tanto para la demanda, como para la entrada de nueva oferta. 

3.    Los cambios de la Resolución 114 de 2017 

La CREG entonces, con un criterio mucho más técnico y sin duda, sin la improvisación propia que tuvo la expedición de la Resolución 089 de 2013, propuso entonces las siguientes etapas y tipos de contrato. 

En primer lugar, mantuvo el alcance y efectos que tenía la declaración de PTDVF, en el sentido que si bien cada Productor era autónomo en declarar la PTDVF, esta era la única cantidad de gas que podía poner a disposición del mercado; así entonces, si un Productor decide “esconder” cantidades de gas al mercado, no podía comprometerlas en contratos de duración igual o mayor a un año, por lo menos durante el año que estuviese vigente la declaración.

Esta medida, como resulta obvio, tiene una gran importancia frente al mercado y frente a las reglas de competencia del mismo, en la medida que el respeto a dicha regla garantiza la materialización del incentivo de revelar las verdaderas cantidades de gas disponibles.

A partir de la PTDFV, la Resolución 114 permitió que los Productores pudieran ofrecer todos los años, en la época que el regulador así indique, contratos de 3 años o más, denominados “CF95”, que básicamente son contratos en los cuales el Productor se obliga a tener disponible una capacidad contratada, y el comprador está obligado a pagar por el 95% de ésta aún y cuando no haga uso de la misma, o por cualquier cantidad adicional, cuando haga uso de ella.

Las cantidades de gas que sobraran de estas contrataciones, se someten a un nuevo mecanismo de subasta, para la contratación de dos tipos de contratos; el contrato denominado C1 y el contrato C2, que describimos brevemente de la siguiente manera:

El contrato C1, parte del supuesto según el cual el Productor está obligado a entregar la totalidad de la Capacidad contratada, cuando el comprador así se lo solicite, dentro de esquema de “ejecución del contrato” previsto por el mismo regulador. El Comprador por su parte tiene derecho a nominar la totalidad de la capacidad contratada, pero con las siguientes restricciones:

       Si nomina hasta el 30% de la capacidad contratada del contrato C1, puede venderla en el mercado secundario.

       Si nomina más del 30% de la capacidad contratada del contrato C1, solamente puede utilizarla para abastecer su propio consumo.

Sobre este contrato me propongo hacer un documento específico, por lo que no me detendré a más detalles.

El contrato C2 por su parte, es de carácter complementario, es decir, depende del uso del contrato C1. En este contrato, el Comprador tiene derecho y está obligado a pagar por lo menos el 75% de esa cantidad, y el restante 25% corresponderá a la cantidad de gas que le sobre al productor de la nominación del contrato C1.

Tanto el Contrato C1 como el Contrato C2, se asignan por subasta, donde el Productor solamente establece las cantidades de gas que destina al Contrato C1 y el precio de reserva asociado al mismo.

La evolución de la señal regulatoria, puede verse en el siguiente infograma:

INFOGRAMA SEÑAL DE PRECIO

 

 4.    Los Incentivos Derivado de La Aplicación de la Señal Regulatoria 

Los incentivos que se desprenden de la aplicación de este tipo de esquemas, se ubican dentro de la teoría de juegos, donde cada jugador plantea una estrategia, según el comportamiento de los demás.

Así, en primer lugar, el juego se inicia con la declaración de gas que hace cada uno de los productores; en efecto la declaración de la PTDVF de manera individual determina la cantidad de gas que un agente puede colocar en los diferentes contratos; si un determinado productor vende sin haber hecho la declaración de PTDVF, habrá incumplido la regulación, lo mismo que si vende más allá de la PTDVF, con independencia de cuál sea su demanda.

La suma de todas las declaraciones de la PTDVF, de todos los productores, será la totalidad del gas disponible para un año (es decir la cantidad total disponible para venta, y es a partir de ese momento, donde empieza el juego de la demanda.

Si las cantidades de gas son superiores a la demanda, para un año determinado, es de esperarse que el precio del gas que ofrezcan los productores sea bajo, para incentivar la contratación del gas, y además por ser una regla básica de mercados según la cual, cuando la oferta es mayor que la demanda, el precio tiende a reducirse.

Si el Productor en efecto opera con esta racionalidad, la demanda tendrá entonces un incentivo a contratar las mayores cantidades de gas, por un periodo de 3 años, cubriéndose de esa manera de cualquier variación posterior.

¿Qué ocurre si el Productor en vez de bajarlo lo sube?

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El Productor cuando no se comporta de manera racional, actúa como un depredador buscando su alimento, que es teóricamente protegido por la regulación

 La demanda entonces debe pensar de manera estratégica y reaccionar de manera acorde con la posición del productor; una forma de reaccionar, es reducir las cantidades de gas a comprar en para contratos CF95 (incluso a 0), aumentando el riesgo del productor a dejar gas enterrado, y aumentando las posibilidades de que el precio del gas en la subasta se reduzca de manera acorde.

Una vez en enfrentados a la subasta, el Productor solamente debe decidir cual es su precio de reserva, es decir, el precio del gas por debajo del cual no está dispuesto a vender ni un MBTU de gas, y las cantidades de gas que destinaría al contrato C1, la cual debe ser como mínimo el 25% de la PTDFV descontado lo que hubiese contratado bajo la modalidad CF95.

Un primer elemento, que refleja el temor de algunos, es que los productores se pongan de acuerdo para determinar un precio de reserva alto, de manera que la subasta parte ese precio, y por lo tanto el Productor maximice su beneficio; una primera respuesta a esta inquietud es que ese acuerdo constituye claramente una práctica restrictiva de la competencia y sería investigada por la SIC como un cartel propiamente dicho.

Con independencia de las consecuencias jurídicas, el Productor correría dos riesgos importantes; de un lado, que la demanda se restrinja, reduciendo al máximo las cantidades de gas a contratar, con los efectos que esto tendría no solo para los niveles de producción, sino para el país en general; de otro lado, los Productores se arriesgarían a que el regulador, ante semejante falla de mercado, haga una regulación más estricta, buscando un comportamiento racional por parte de dichos agentes.

Un segundo elemento, es que existe un agente que tiene participación mayoritaria en el mercado, es una empresa industrial y comercial del Estado20170101_134135, y puede poner el precio que a bien tenga; incluso, podría tomar ventaja que tiene participación en los principales campos del país, y tomar una decisión coordinada, sin necesidad de involucrar a terceros dentro de la estrategia; este riesgo es cierto, y en caso de que esto pasara, sería prueba suficiente para que el regulador tomara medidas especiales para este agente, ejerciendo las facultades que le otorga el artículo 74.1 de la Ley 142 de 1994.

Ahora bien, el Productor debe tener cuidado con la forma como se comporta en la subasta, en la cual, como dijimos, establece el precio de reserva, y de otro lado, debe determinar las cantidades mínimas de gas que estaría destinando a los contratos C1. En este sentido, la CREG obliga al Productor a poner como mínimo el 25% de la PTDVF en el C1 y el resto en el C2, lo que no implica que no quede con gas enterrado, mucho más si quisiera abusar del mercado, poniendo un precio de reserva alto o incongruente con el balance de gas.

Si el productor coloca más del 31.5% de la PTDVF, tiene asegurado que no va a colocar todas las cantidades de gas disponible, en la medida que lo que le sobre del contrato C1, no será absorbido por el contrato C2.

De la misma manera, es posible (aunque improbable) que solo venda contratos C2, muy a pesar de los beneficios que tendría tener un contrato C1

De acuerdo con lo anterior, si el Productor vende a un precio que no considera que la oferta es superior a la demanda, la demanda tiene instrumentos para contrarrestar la posición, que se resumen en:

       Disminuir las cantidades a cobrar con en el CF95, al punto de no comprar nada

       Tener una estrategia en la subasta, para comprar el gas necesario para el año respectivo, bien bajo contrato C1 o C2, según la característica de la demanda, a lo cual me referiré en otro documento.

 Todo lo anterior es válido, si y solo sí, lo organismos de control que son la Superintendencia de Servicios Públicos y la Superintendencia de Industria y Comercio, hacen un adecuado control de este tipo de procedimientos, fundamentalmente en lo siguiente:

        Que los Productores no estén vendiendo sin declarar la PTDVF

       Que los Productores que hayan declarado PTDVF no vendan cantidades no declaradas.

       Que entre los Productores no existan acuerdos que tengan por objeto o por efecto la restricción de la competencia, en cualquiera de sus formas.

       Que las condiciones particulares de los Productores, no limiten a la demanda, en alguno de sus derechos más básicos, como es la venta de las capacidades adquiridas.

 De otro lado, y frente a la demanda, es claro que deben tener claro una estrategia de contratación me largo, mediano y corto plazo, construir modelos de reacción según cambien las circunstancias, y entrar en las diferentes instancias con objetivos de cantidades y precios claros, que consideren los impactos que dicho precio tendría en la demanda.

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LA HISTERIA COLECTIVA…LA PEOR DE LAS LOCURAS

Una defensa por la institucionalidad

Por Ángel Castañeda M.

De cuando en vez, las sociedades en general atraviesan por periodos de crisis en las cuales, como en las situaciones individuales, se reacciona de manera impulsiva, sin pensar en las consecuencias y respondiendo más a sentimientos de ira, odio, revancha y demás productos miserables de la condición humana, que a señales racionales resultantes de un proceso analítico, que lleven verdaderamente a la solución de los problemas.

La crisis energética por la que pasa el país, es un ejemplo más de esta histeria colectiva, donde las masas son llevadas como borregos, por voces que en la mayoría de los casos, no saben si esa acción que lideran es la correcta, y ni siquiera si lo que consideran como justificado, tiene una verdadera causa en la realidad.

En efecto, el Ministro de Minas Tomás Gonzalez renunció, asumiendo la responsabilidad política que le correspondía como jefe de la cartera, lo que implicaba teóricamente que tanto la oposición, como aquellos críticos de la situación, asumirían como válida y suficiente, que es lo que pasaría en cualquier país con una democracia consolidada; increíblemente, pareciera que el Presidente Santos se equivocó al aceptarle tan rápido la renuncia, debiendo esperar para ver el momento oportuno en que esa presa fuera lo suficientemente apetecida por los lobos, como para saciar su hambre de venganza.image_content_23344470_20150507171455[1]

En Colombia sin embargo, se le ocurrió a un brillante senador de la oposición pedir la cabeza de la totalidad de los miembros de la CREG, como un acto “necesario” para reconocer la responsabilidad que le cae a sus miembros, por la crisis por la que atraviesa el país …. Locura, de la más fina, y de la más torticera.th87791UK0

Si en realidad fuera un acto de responsabilidad política lo que el ilustre senador Duque buscara, debería tener en cuenta que los errores de regulación que estamos pagando en la actualidad, se gestaron durante el Gobierno de Alvaro Uribe, cuando se les ocurrió que la generación térmica podía ser abastecida de forma permanente con combustibles líquidos, decisión que fue acompañada por todos los ministros de esa administración… de manera que la locura del Senador Duque, no lo deja ver que él, como miembro de un partido que representa un gobierno del pasado, está sin duda pidiéndose responsabilidad a sí mismo, y al jefe natural de su partido.

Pero no solo eso; 3 de los miembros de la CREG, que además incluyen personas que participaron activamente en el diseño del Cargo por Confiabilidad, fueron elegidos por el mismo Presidente Uribe; de manera que también al Gobierno Uribe, debería caberle responsabilidad “in eligendo” como decimos los abogados, respecto de estos miembros de la CREG.

Sin perjuicio de lo anterior, que solo busca encontrar contradicciones en las afirmaciones aparentemente puras y bien intencionadas del novato Senador, es importante tener en cuenta lo siguiente:

La CREG es una institución que nos ha sabido llevar durante más de 3 Niños, sin que nos tuviéramos que preocupar por el tema de desabastecimiento eléctrico; esos resultados son claros y contundentes, y forman parte de la historia de éxito que el país debe reconocer y sobre todo recordar,  antes de salir como borregos detrás de los las personas que piden un linchamiento público.

Esas personas también deberían recordar, que la CREG es una entidad que regula el sector de gas combustible, incluyendo gas natural y GLP, además de los combustibles líquidos, así como la transmisión eléctrica y la distribución, que serían sectores que se verían seriamente afectados por la renuncia de los expertos, quienes tienen a cargo el desarrollo de dichos temas.

De la misma manera, es importante recordar que la CREG implementa las políticas públicas, y en ese sentido, antes de juzgar si hubo o no errores, es importante determinar si estos fueron el resultado de una política pública, definida incluso en el mismo Congreso de la República, que falló, no porque los señores expertos de la CREG así lo quisieran, sino porque ese es un riesgo que se asume al momento de tomar decisiones de ese tipo, sin la evaluación correspondiente.

La renuncia de los expertos le haría mucho más daño que bien al país; sin duda serviría para que el Senador Duque se pusiera una estrellita, y para que las asesoras que lo tienen dateado cumplan con el propósito de bloquear la regulación, pero no sería la solución al problema.

Nada de lo anterior significa que no haya lugar a reformas en la institucionalidad de la CREG, que no solamente han sido solicitadas por varios agentes del sector, sino además por algunos de los miembros de la Comisión misma; tampoco significa que no haya responsables, porque claro que los hay, pero es importante determinarlos con nombre propio, para evitar caer en injusticias y exageraciones que al final van a costar mucho más de lo que se lograría con su renuncia.

En este momento, el país y sus líderes, deberían estar pensando en la solución, en cómo lograr que el país logre las metas de ahorro que se requieren, en fomentar la entrada de nueva generación, en presionar para que Venezuela nos devuelva el gas que el Señor Presidente Uribe tercamente le vendió al Hugo Chavez, cuando éste era el mejor amigo, y continuó vendiéndole cuando era el peor enemigo.

Si se accede a la petición de la turba, liderada por voces llenas de contradicciones, de solicitar la renuncia de los expertos, se retrasarán millones de dólares en inversiones que son necesarias, ya no únicamente para poder pasar el próximo Fenómeno del Niño, sino para algo mucho más básico, que es garantizar los servicios de gas, energía eléctrica y combustibles líquidos.

Linchamiento[2]

Histeria… claro que si… pero con un poquito de coherencia y de ponderación.

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marzo 10, 2016 · 4:03 am

POLÍTICA SOCIAL O COMPETITIVIDAD, El dilema de la Energía Eléctrica en Colombia

POLITICA SOCIAL O COMPETITIVIDAD

El Dilema de la energía eléctrica en Colombia

Por

Ángel Castañeda Manrique

Derivado de los precios de la energía eléctrica en Colombia, y de la creciente necesidad que tiene el país de ganar una mayor competitividad de cara a los Tratados de Libre Comercio que se encuentra negociando y suscribiendo, Colombia está en la mitad de una muy interesante discusión sobre si el precio de la energía es competitivo o no, si existen o no distorsiones, y en últimas, porque no podemos tener el mismo precio de la energía que en Estados Unidos.

En ese sentido, el reciente congreso de Andesco (agremiación de empresas de servicio público en Colombia) dedico gran parte de la discusión al asunto, y de las diferentes intervenciones, es posible sacar algunas conclusiones, o por lo menos de proponerlas para discusión.

En primer lugar, la energía eléctrica es un insumo necesario para por lo menos 95% de las actividades económicas del país, y en algunas de las industrias con mayor potencial de exportación, la energía podría tener un peso de aproximadamente de 35% del total de los costos de producción.

En segundo lugar, el precio de la energía eléctrica, ha subido en el país de forma importante en los últimos 5 a 7 años, pero al mismo tiempo el país ha sobrevivido 3 fenómenos del Niño sin necesidad de implementar medidas de racionamiento, y mejorando la calidad del suministro.

El problema, como resulta obvio cuando de competitividad se trata, es que el precio de la energía para la industria, resulta más alto que en otros países, algunos de las cuales son países con los cuales puede hacerse comparaciones válidas y otros, con los que simplemente no es posible determinar el precio real de la energía, dado el peso del subsidio estatal que se recibe (Venezuela, Ecuador, Bolivia y algunos Estados de los Estados Unidos).

¿Qué comporta entonces el precio de la energía?

En teoría, el precio refleja el costo de prestación del servicio que incluye la totalidad de la cadena y dos conceptos adicionales; uno denominado “seguridad en el suministro” y el otro “equidad” en la prestación del servicio, los cuales vale la pena discutir de manera breve.

La seguridad en el suministro, es aquella que nos ha permitido sobrevivir a 3 Fenómenos del Niño, sin tener que llegar a un racionamiento de energía eléctrica, como si lo hubo en Venezuela, Ecuador, y muchos de los países en Centro América.

Sin embargo, ese seguro, materializado en el Cargo por Confiabilidad, puede estar sobredimensionado, o en términos de seguros, el país podría estar sobre asegurado; este sobre seguro, se da fundamentalmente porque la CREG, de buena fe, sobredimensiona la demanda futura, y en ese mismo sentido, la generación necesaria para cubrirla, y por lo mismo, el costo final al usuario.

La actuación de la CREG es la obvia, si se tiene en cuenta los incentivos y desincentivos propias de una entidad pública; en efecto, si el regulador se pone de listo, a tomar una demanda baja para ser cubierta, y acierta, el precio de la energía será menor; pero si no acierta con la demanda baja, y por tanto, la demanda real es mayor que la proyectada, habrá racionamiento, y muy seguramente los sabios que obran en los organismos de control, encontrarán los argumentos para hallar responsables a los expertos que tomaron la decisión.

En otras palabras, la CREG no tiene incentivos para tomar el escenario más eficiente, sino por el contrario, el más conservador posible, aún y cuando éste resulte más costoso.

El tema de la equidad es aún más interesante; el Gobierno Nacional bajo la administración del Presidente Uribe, decidió ir en contra de la eficiencia económica, y creó las Áreas de Distribución, que en realidad es una forma de subsidio cruzado en la que los usuarios urbanos, con un costo de prestación del servicio menor, subsidien a las área rurales, que tienen un costo de prestación del servicio mucho mayor, por tener una menor concentración de usuarios.

¿Cuál es el resultado de esta política “equitativa”?

Pues que los centros industriales, ubicados en su mayoría en los centros urbanos, sufrieron un incremento significativo en el precio, lo que implica que tengamos un país más “equitativo” pero menos competitivo.

Lo curioso de este concepto de equidad, es que beneficia por igual a la totalidad de los usuarios rurales, sean estos de estrato 1 o 6, asunto que deja dudas además de la legalidad de la figura.

De los dos componentes antes mencionados, sería posible intentar las siguientes salidas:

La decisión sobre el escenario respecto del cual debería cubrirse la demanda en el Cargo por Confiabilidad, no debería ser tomada por la CREG, sino por un órgano de carácter político, que permita discutir cuales son los efectos que cada punto de seguridad adicional tiene en la competitividad del país.

Esa discusión, que debería involucrar la totalidad de las carteras del Gobierno, permitiría no solo aglutinar los intereses respectivos en un objetivo común (la expansión de generación eléctrica necesaria), sino que podría solventar discusiones ambientales, de financiación, etc.; este ente podría ser sin duda el Conpes.

Lo anterior permitiría que el regulador tomara la decisión de que generación se requiere, para cubrir la demanda definida en el Conpes; este esquema no garantiza que el escenario escogido por el Conpes no sea el más conservador, pero por lo menos será una decisión que consideraría la totalidad de los costos y los beneficios de la medida, y le daría una legitimación política a la figura.

En lo que respecta al tema de la equidad, es claro que no es posible hacer política con las tarifas de los servicios públicos, o mejor, que tales políticas terminan teniendo un costo demasiado alto para la economía del país.

Los subsidios cruzados, impiden que la demanda pueda tomar decisiones racionales, tales como ubicación, nivel de tensión, consumo horario, etc, señales todas que desaparecieron con la implementación de las áreas de distribución.

Sin duda existen otros temas que serían susceptibles de ser mejoradas, para lo cual solo se requiere la disposición técnica y política de revisar, para corregir, siempre dentro del concepto según el cual, es posible y válido que el regulador se equivoque, lo que no resulta válido es que conociendo la existencia de un problema, el regulador lo corrija.

Veremos cómo evoluciona la discusión.

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