Por la cual se hacen unos ajustes a la Resolución CREG 152 de 2017
Nota: Derogada tácitamente por la Resolución CREG 102 009 de 2022.
La Comisión de Regulación de Energia y Gas
En ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 1524 y 2253 de 1994, y 1260 de 2013, y
CONSIDERANDO QUE:
El 26 de mayo de 2015, se profirió el Decreto 1073 de 2015, Por medio del cual se expide el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía.
A través del Decreto 2345 de 2015 se adicionó el Decreto Único Reglamentario del Sector Administrativo de Minas y Energía, Decreto 1073 de 2015, con lineamientos orientados a aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento de gas natural, estableciendo ordenamientos para la identificación, ejecución y remuneración de los proyectos requeridos con este fin.
El Artículo 5 del Decreto 2345 de 2015, que a su vez modifica el Artículo 2.2.2.2.29 del Decreto Único Reglamentario del sector administrativo de Minas y Energía, Decreto 1073 de 2015, delega en la CREG la expedición de la regulación aplicable a los proyectos incluidos en el plan de abastecimiento de gas natural, la definición de los mecanismos necesarios para el desarrollo de los proyectos por los transportadores o por mecanismos abiertos y competitivos, la metodología de remuneración y las obligaciones de los agentes en la ejecución de proyectos.
Continúa el mencionado artículo, y para la definición de las metodologías de remuneración de los proyectos de confiabilidad y/o seguridad de abastecimiento, estableció que la CREG tendría en cuenta los costos de racionamiento, la consideración de cargos fijos y cargos variables, y otras variables técnicas que determine en el ejercicio de sus funciones. Así mismo, estableció que todos los usuarios, incluyendo los de la demanda esencial, deberán ser sujetos de cobro para remunerar los proyectos de confiabilidad y seguridad de abastecimiento de los que son beneficiarios.
Finalmente, y en relación con el artículo en mención, el parágrafo del mismo establece que “La UPME será responsable de la aplicación de los mecanismos abiertos y competitivos a los que se refiere este artículo”.
Mediante la Resolución CREG 107 de 2017, la Comisión estableció los procedimientos que se deben seguir para ejecutar proyectos del plan de abastecimiento de gas natural.
En el Parágrafo 3 del Artículo 5 de la Resolución CREG 107 de 2017 se establece que “En Resolución aparte la CREG podrá adoptar regulación complementaria para ejecutar proyectos prioritarios del plan de abastecimiento de gas natural, o del plan transitorio de abastecimiento de gas natural, que por sus características requieran desarrollo regulatorio adicional al establecido en la presente Resolución”.
Con base en lo anterior, se expidió la Resolución CREG 152 de 2017, la cual tiene por objeto establecer procedimientos particulares que deben aplicarse en la ejecución mediante procesos de selección de la infraestructura de importación de gas del Pacífico incluida en el plan transitorio de abastecimiento de gas natural adoptado por el Ministerio de Minas y Energía mediante la Resolución 40006 de 2017, o aquellas que la modifiquen o sustituyan.
Por su parte, la anterior resolución fue ajustada por parte de la Resolución CREG 113 de 2018, en relación con lo dispuesto en el Artículo 5 respecto a los participantes en el proceso de selección para la infraestructura de importación de gas del Pacífico.
La Unidad de Planeación Minero Energético identificó, en el documento “Análisis de Abastecimiento y Confiabilidad del Sector Gas Natural” de julio de 2018, la necesidad de incluir un inventario mínimo como parte del almacenamiento de gas natural licuado de los servicios asociados a la planta de regasificación, con el fin de contar con un volumen interno de inventario con el cual se pueda contar en caso de contingencias, como aspecto de confiabilidad. Se hace necesario incluir el manejo de dicho inventario por parte del adjudicatario y de los agentes que hagan uso del mismo.
En cumplimiento de lo previsto en el Decreto 2345 de 2015, que adiciona el Decreto Único Reglamentario del sector administrativo de Minas y Energía, 1073 de 2015, el Ministerio de Minas y Energía, mediante Resolución 40304 de 2020, adoptó el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019 – 2028, y derogó la Resolución 40006 de 2017.
En el numeral 1.2 del artículo 1 de la Resolución 40304 de 2020 se incluye la fecha de entrada de la infraestructura de importación de gas del Pacífico, así:
El Artículo 2 de la resolución en mención establece que la CREG incluirá en la regulación a la que se refiere el artículo 2.2.2.2.29 y siguientes del Decreto 1073 de 2015, mecanismos para incentivar el cumplimiento de fechas anticipadas de entrada en operación de los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas Natural.
La Comisión ha identificado la necesidad de realizar ajustes a algunos de los aspectos contenidos, tanto en la Resolución CREG 107 de 2017, como en la Resolución CREG 152 de 2017, de acuerdo con las características de los proyectos incluidos por el Ministerio de Minas y Energía en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, y la introducción de mecanismos que incentiven el cumplimiento de las fechas anticipadas de entrada en operación.
Mediante la Resolución CREG 007 de 2021 la Comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “Por la cual se hacen unos ajustes a la Resolución CREG 152 de 2017””.
En cumplimiento de lo establecido en la Ley 1340 de 2009 y el Decreto 2897 de 2010, este último compilado por el Decreto 1074 de 2015, mediante la comunicación S-2021-003129 del 21 de julio de 2021, la Comisión informó a la Superintendencia de Industria y Comercio, SIC, sobre el proyecto de la Resolución CREG 007 de 2021.
De igual manera, mediante la Circular CREG 044 de 2021, La Dirección Ejecutiva de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, informó que mediante radicados SIC 21-288256 y CREG S-2021-003129 de 21 de julio de 2020, se envió para concepto de abogacía de la competencia el proyecto de resolución respectivo.
En la comunicación con radicado CREG E-2021-008966 de agosto 6 de 2021, la SIC emitió su concepto sobre la propuesta regulatoria puesta a su consideración.
En su concepto, la SIC recomendó a la Comisión:
1. Incluir los aspectos señalados en el numeral 5.1 del presente concepto en los considerandos de ambos Proyectos y en el articulado de estos, según corresponda.
Esos comentarios, señalados en el numeral 5.1 que se titula “sobre las posibles asimetrías de información”, en relación con lo que comprende la presente resolución, hacen referencia a:
a) El artículo 7 que adiciona el artículo relacionado con el “Ingreso regulado por fecha anticipada de entrada en operación de la infraestructura de importación del gas del pacífico” a la Resolución CREG 152 de 2017; estable dentro de la ecuación para calcularlo, un término denominado “% adicional” el cual se describe como un porcentaje de incentivo por fecha anticipada de entrada en operación del veinticinco por ciento (25%). Nota esta Superintendencia que el valor asignado a este incentivo por la entrada en operación anticipada no se encuentra debidamente justificado desde el punto de vista técnico.
En el documento soporte21, específicamente en el numeral 8.3, la CREG menciona que “el porcentaje del incentivo se eleva al 25% en consideración a comentarios recibidos e información adicional utilizada por la Comisión en la estimación de dicho porcentaje. Para este incentivo es claro que el proyecto debe estar culminado al 100%” pero no describe cuál fue la información adicional usada para su estimación, así como para su aumento. Lo mismo sucedió con la fórmula establecida para calcular el “Ingreso regulado durante la operación parcial anticipada, por cada mes de operación” la cual establece también un porcentaje del veinticinco por ciento 25% de incentivo por operación parcial.
Comentario CREG. Frente a la presunta asimetría de información que plantea la SIC, en opinión de la CREG no corresponde, en la medida en que el porcentaje de incentivo para el adelanto de la fecha de entrada en operación del proyecto es la información que tendrá cualquiera de los interesados en participar en el proyecto correspondiente, en forma previa a la presentación de su oferta a la UPME. Adicionalmente, es una opción voluntaria que no se declara en las ofertas, ni se tiene en cuenta para la selección del adjudicatario por parte de dicha entidad.
La forma de cálculo del respectivo porcentaje será acorde con las particularidades de cada proyecto y siempre siguiendo, entre otros, los criterios de cálculo que se adicionan en el Artículo 12 de resolución que modifica la Resolución CREG 107 de 2017.
Se entiende que el adjudicatario, durante el desarrollo del proyecto, evaluará si propone la opción de entrada anticipada, para lo cual necesitará conocer que remuneración tendría, la cual incluye el porcentaje del IAE, frente a las inversiones, gastos AOM adicionales y riesgos. Esto implica que no es necesario para los oferentes conocer el origen del porcentaje, sino cuál es el porcentaje.
b) El artículo 9 que adiciona a la Resolución CREG 152 de 2017 el valor de las compensaciones por indisponibilidad de la infraestructura de importación de gas del Pacífico establece una ecuación para calcular las compensaciones por indisponibilidad, en el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico. En dicha fórmula no se describen los siguientes elementos: 
Por su parte, en la fórmula para calcular las compensaciones por indisponibilidad en el evento de haberse cumplido con una fecha anticipada de entrada en operación parcial de la Infraestructura de Importación de Gas del Pacifico, tampoco se describen los elementos: 
Comentario CREG. Frente a lo aquí manifestado por la SIC, en la presente resolución se efectúa el ajuste solicitado sin afectar la fórmula de cálculo.
c) El artículo 10 que adiciona el valor de los servicios adicionales al artículo 16 de la Resolución CREG 152 de 2017 y que se titula: “Servicios adicionales. Valor del componente PSA”; establece que el valor a utilizar en los cálculos descritos en el anexo 4 de la Resolución CREG 107 de 2017, será del diez por ciento (10%). Se observa que no se describe la justificación técnica correspondiente al establecimiento de este porcentaje.
Comentario CREG. Frente a la presunta asimetría de información que plantea la SIC, en opinión de la CREG no corresponde, en la medida en que el porcentaje de los servicios adicionales del proyecto es la información que tendrá cualquiera de los interesados en participar en el proyecto correspondiente, en forma previa a la presentación de su oferta a la UPME, que no será criterio a tener en cuenta para la selección del adjudicatario por parte de dicha entidad.
La forma de cálculo del respectivo porcentaje será acorde con las particularidades de cada proyecto y para ello se tendrán en cuenta, entre otros, los aspectos mencionados en el documento de soporte que acompaña la presente resolución.
Se entiende que el adjudicatario evaluará si propone el desarrollo de servicios adicionales para lo cual necesitará conocer qué pagos a los beneficiarios tendría, frente a las inversiones, gastos AOM adicionales y riesgos. Esto implica que no es necesario para los oferentes conocer el origen del porcentaje, sino cuál es el porcentaje.
2. Analizar la conveniencia de someter a observaciones de terceros interesados los aspectos incluidos en ambos Proyectos con el fin de eliminar las asimetrías de la información señaladas en el numeral 5.1 del presente concepto.
La Comisión no considera necesario someter a consulta los aspectos planteados por la SIC en el numeral 5.1 de su concepto, en consideración a las respuestas dadas en la recomendación 1 anterior.
De esta manera, de parte de la Comisión se atendieron y analizaron las recomendaciones presentadas por la SIC, y se incluyen los ajustes que consideró pertinentes en la presente resolución. Adicionalmente, en el documento soporte de la presente resolución se hará el pronunciamiento adicional realizado por la SIC en relación con los puntos que se llaman la atención.
Según lo previsto en el artículo 8 del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, y en el Decreto 1078 de 2015, la regulación que mediante la presente resolución se adopta ha surtido el proceso de publicidad previo correspondiente.
En el Documento CREG 106 de 2021, el cual soporta la presente Resolución, se presenta el análisis a los comentarios recibidos sobre la propuesta regulatoria sometida a consulta mediante la Resolución CREG 007 de 2021.
La Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el presente acto administrativo en la sesión 1119 del 30 de agosto de 2021.
RESUELVE:
Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante el mes 
, de la Infraestructura de Importación del Gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.
Máxima capacidad indisponible de la capacidad para entrega de gas natural regasificado al Sistema Nacional de Transporte en un punto de entrega ubicado en el municipio de Yumbo – Valle del Cauca, durante el día i del mes m, dada en MPCD.
Valor de las compensaciones por indisponibilidad durante la operación parcial en el mes 
, del proyecto de infraestructura de regasificación del gas del Pacífico. Este valor estará expresado en pesos.
, para efectos del cobro a los transportadores y a los beneficiarios del proyecto, de acuerdo con lo establecido en el artículo 17 de la resolución CREG 107 de 2017 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.”