Por Mónica Torres Sierra
A propósito de los proyectos que buscan garantizar en el corto y mediano plazo el abastecimiento de gas natural y la confiabilidad en la prestación del servicio de gas natural en Colombia, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en las últimas semanas han publicado cambios en los documentos de selección y la regulación aplicable a los procedimientos de adjudicación, ejecución y operación de tales proyectos. Estos cambios tienen un propósito común: aumentar la participación de interesados en los procesos de selección de los inversionistas que se harán cargo de su ejecución, y crear los incentivos suficientes para que los proyectos entren en operación en tiempo.
Y sí, llevamos hablando tantos años de los proyectos de ampliación de capacidad de transporte y de importación de gas en el Pacífico, que los potenciales inversionistas han perdido interés, sobre todo en este último proyecto. Por ello, las autoridades competentes consideraron que era necesario dar mayor claridad a las reglas de los procesos de adjudicación y remuneración, crear más incentivos para la entrada en operación total anticipada de los proyectos, y permitir la entrada en operación parcial anticipada. Y, esto, motivó los cambios que en esta entrega destacamos. Antes, recordaremos cuál es la discusión que se ha suscitado sobre estos proyectos en los últimos años y que no han permitido su ejecución oportuna, y, después, revisaremos las modificaciones más relevantes que se han dado en las últimas semanas.
La discusión: abastecimiento y confiabilidad
Ya hemos mencionado en otras oportunidades que, desde el año 2010, en Colombia se han discutido los riesgos del desabastecimiento de gas natural y las acciones que deben ejercerse para mitigar y contrarrestar sus efectos en la confiabilidad y continuidad del servicio público de gas combustible en el corto y mediano plazo. Entre esas acciones se ha insistido, por un lado, en la diversificación de las fuentes de suministro debido a la disminución de la actividad exploratoria y a las dificultades para aumentar las reservas probadas de dicho energético. Y, por el otro, la ampliación del Sistema Nacional de Transporte en el que se presentan cuellos de botella ocasionados, entre otras razones, por los pocos incentivos que la actual metodología tarifaria de transporte trae para promover la expansión de los sistemas de transporte por tubería.
Para contrarrestar los riesgos mencionados, el Ministerio de Minas y Energía con la recomendación de la UPME, ha adoptado dos planes. El primero, en 2017 el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural en el que aprobó la realización de 7 obras que debían ejecutarse en el corto plazo, esto es, dentro de los 5 años siguientes a su adopción. Y, el segundo, en 2020 el Plan de Abastecimiento de Gas Natural en el que, después de una revisión de mercado, técnica y jurídica, aprobó, las obras que, ahora sí, se necesitan. En la actualidad el plan vigente es el del año 2020. Veamos:
Así, entonces, hay proyectos que están embebidos, hacen parte del, o están conectados al, Sistema Nacional de Transporte de gas natural ya existente, y otros que no. Los proyectos que no están embebidos al sistema son los que componen la Infraestructura de Importación de Gas del Pacífico que deberá ejecutarse por el inversionista que sea seleccionado por la UPME. Los demás hacen parte de la infraestructura de transporte ya existente que requiere ser expandida, y podrán ser realizados a través del denominado IPAT. Es decir, que los transportadores incumbentes de los sistemas en los que están embebidos podrán realizar las inversiones necesarias para ejecutar dichos proyectos sin que, para el efecto, deba realizarse un proceso de selección.
En relación con el plan transitorio de 2017 desde diciembre de ese año la UPME declaró todos los proyectos susceptibles de IPAT como prioritarios, y procedió a emitir los actos administrativos a favor de los transportadores incumbentes, quienes manifestaron su interés en ejecutarlos. De ahí, solo faltaba que la CREG iniciara la actuación administrativa para definir el ingreso regulado a favor de dichos transportadores, para que estos manifestaran su voluntad irrevocable de ejecutar los proyectos, e iniciar su construcción.
Sin embargo, la metodología de remuneración de transporte que debía aplicar la CREG tiene casi 11 años de vigencia. De acuerdo con el régimen legal aplicable, estas metodologías deben tener una vigencia de 5 años que, si bien son prorrogables o las metodologías pueden aplicarse por más años, la de transporte, según los análisis del mismo regulador, estaba ocasionando sobre costos injustificados a los usuarios finales. La modificación a esta metodología se ha discutido desde el año 2016 y la resolución definitiva será publicada en las próximas semanas. Esto, debido a la instrucción que el Congreso de la República le dio a la CREG en la Ley 2128 emitida en agosto pasado a través de la cual se promueve el abastecimiento, continuidad, confiabilidad y cobertura del gas combustible en el país. El viernes pasado, el regulador publicó un análisis jurídico sobre el proceso de discusión que ha surtido la metodología, lo que indica que pronto será publicada la definitiva.
Probablemente, por la necesidad de la materializar cambios estructurales a dicha metodología se justifican las demoras en la realización de los proyectos que nos protegerán del desabastecimiento y de las potenciales fallas en la continuidad del servicio. Los cambios a la metodología de remuneración de transporte tienden a trasladar el riesgo cambiario al transportador (los cargos regulados ya no tendrán componentes en dólares), a mejorar las señales para incentivar la expansión del sistema de transporte, y, específicamente, definen las reglas de remuneración aplicables a los proyectos IPAT y a la infraestructura de Importación del Pacífico.
¿En qué estamos?
Con el plan definitivo del año 2020 volvimos a empezar. Así, la UPME al principio del mes de septiembre de 2021 publicó el proyecto de resolución a través del cual define cuáles son los proyectos IPAT que pueden ser ejecutados sin proceso de selección, en primera instancia por el transportador incumbente. Una vez publique la resolución definitiva, los transportadores incumbentes deberán manifestar su intención de ejecutar tales proyectos en los siguientes 3 meses. Si no se manifiesta dicha intención, la UPME deberá abrir procesos de selección para que un tercero los desarrolle (caso en el cual difícilmente entrarán en operación en diciembre de 2022).
Sobre la infraestructura de importación y regasificación de Gas Natural Licuado que se proyecta en el Pacífico colombiano, la UPME publicó los documentos de selección en octubre de 2020 y, de acuerdo con las modificaciones publicadas ayer 13 de septiembre, la fecha de adjudicación sigue siendo la misma. Es decir, se adjudicará en noviembre o diciembre del año 2021. Los interesados tienen hasta el próximo 21 de octubre para presentar las ofertas. Y deberá entrar en operación a los 58 meses siguientes a la adjudicación, es decir, aproximadamente en agosto del 2025. Sin embargo, como lo veremos, hay incentivos económicos si entra antes de diciembre del 2024.
Ahora, también hemos mencionado las dificultades sociales, ambientales, técnicas y jurídicas a los que se enfrenta la infraestructura de importación, así como las dudas que todavía no se resuelven sobre el proyecto. Retos que, además, se acentúan con las advertencias -no vinculantes- que la Contraloría General de la República publicó a principios de agosto pasado sobre los efectos tarifarios del proyecto por el aumento de tarifas a los usuarios finales, la posibilidad de que la infraestructura sea improductiva porque puede que el déficit esperado para el 2024 no se presente, las dificultades ambientales y portuarias que representa, entre otros.
Sin embargo, pese a lo anterior, todo indica que las autoridades competentes tienen interés en realizar todas las mejoras y cambios que sean necesarios para que, tanto los proyectos IPAT como la infraestructura de importación sean una realidad. Y, claro, garantizar la prestación del servicio público de gas combustible es lo primordial. Por ello el viernes pasado, la CREG publicó las resoluciones que hacen modificaciones a las reglas que establecen los procedimientos para la adjudicación, desarrollo y operación de esos proyectos. Veamos:
¿Qué modificó la CREG?
Además de la posibilidad de que próximamente la CREG publique la nueva metodología tarifaria de la actividad de transporte, la CREG el viernes pasado publicó las modificaciones a las Resolución 107 y 152 del año 2017. Estas modificaciones tienen el propósito de crear más incentivos para (i) promover la participación de la mayor cantidad de inversionistas en los procesos de selección para su desarrollo y (ii) promover su entrada en operación temprana. Estos cambios se proponen porque, según el regulador, las bases regulatorias originales no eran suficientes para garantizar la concurrencia de inversionistas en aquellos proyectos que se adjudicarán a través de procesos de selección. Y, además, consideró que no contenían los incentivos suficientes para garantizar su entrada en operación en las fechas requeridas para garantizar la prestación del servicio.
A continuación, nos pronunciaremos sobre los cambios más relevantes, no sin antes advertir que no son los únicos:
- La remuneración tanto de los proyectos IPAT como de la Infraestructura de Importación del Pacífico tendrá como base la nueva metodología de remuneración de la actividad de transporte, como ya se mencionó.
- La remuneración que garantiza el retorno de la inversión tanto de los proyectos IPAT como de la Infraestructura de Importación del Pacífico se pagará a través de componente “T” de la tarifa (transporte) y estará a cargo de: (i) los compradores de capacidad (ingresos de corto plazo y que reducen la carga de pago de los usuarios finales) conforme a las reglas de comercialización actualmente vigentes, y (ii) los beneficiarios de los proyectos que sean definidos por la UPME.
- Se dio, parcialmente, claridad sobre quiénes son los beneficiarios que pagarán la remuneración, al incluirse una definición al respecto. Así, los beneficiarios de los proyectos serán los usuarios finales o los comercializadores que atiendan usuarios finales, que tienen suscritos contratos de capacidad de transporte en el mercado primario, y que sean identificados por la UPME como tal (todavía falta esto último).
- En los procesos de selección ya no podrán participar uniones temporales, por razones relacionadas con los riesgos que esta figura representa de manera previa a la constitución de la empresa de servicios públicos que recibirá la remuneración. De esta forma, se podrán presentar personas jurídicas, sucursales de sociedad extranjera con domicilio en Colombia o consorcios.
- En relación con la experiencia de los participantes en los procesos de selección, se amplió en el sentido de que podrá ser acreditada por la persona jurídica que se presenta, por las filiales, por las matrices o por cualquier otra sociedad que haga parte del grupo económico; esto aplica también a favor de los miembros de los consorcios.
- La tasa de descuento se disminuyó; pasó de 12% al 10%.
- Para la entrada anticipada de los proyectos se definieron diferentes incentivos:
- Para la entrada en operación anticipada de la totalidad de la capacidad del proyecto se definió el reconocimiento de ingresos equivalentes al ingreso anual esperado mensualizado del primer año del periodo esperado de pagos, desde la entrada en operación parcial y hasta la fecha de puesta en operación. En este caso, si la fecha anticipada no se establece en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el adjudicatario del proyecto o el trasportador que ejecute el IPAT puede poner en operación el proyecto, sin recibir los incentivos mencionados. En ese sentido, podrá comercializar a su propio riesgo los servicios de acuerdo con lo que la CREG defina para el efecto.
- Para la entrada en operación anticipada parcial el adjudicatario también recibirá pago desde la entrada en operación parcial y hasta la fecha de puesta en operación, de un valor equivalente al ingreso anual esperado mensualizado del primer año del periodo de pagos, ponderado por la capacidad parcial que entra en operación. En caso de que la fecha anticipada no se establezca en el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, el adjudicatario del proyecto o el trasportador que ejecute el IPAT puede poner en operación el proyecto, sin recibir los incentivos mencionados. Sin embargo, no quedó claro cuáles serán las reglas para comercializar la capacidad parcial.
- En cualquiera de esos casos, según lo considere conveniente la CREG y siempre que la relación beneficio – costo sea positiva para los usuarios finales, esta podría reconocer un porcentaje adicional como incentivo, que compense los costos adicionales asociados a la entrada en operación anticipada.
- Para el proyecto de Infraestructura de Importación del Pacífico para dicho incentivo se fijó un factor multiplicador del 25% si el adjudicatario ponga en operación la infraestructura entes de diciembre de 2024. Y, si la entrada es parcial, ese mismo factor del 25% multiplicado por la capacidad que fue puesta en operación.
- Para la entrada en operación parcial se autorizó el uso de modos de transporte de gas diferentes al transporte por gasoducto.
- Y, en todo caso, la entrada en operación parcial está sujeta a que la UPME emita un concepto sobre la conveniencia de la propuesta del adjudicatario para entrar en operación de manera anticipada, y el cumplimiento de los requisitos para la entrada en operación anticipada deberá ser certificado por el auditor.
- Creó reglas más claras sobre la forma en que los transportadores responsables de los sistemas de transporte utilizados por los beneficiarios de los proyectos del Plan de Abastecimiento de Gas deberán liquidar, actualizar, facturar, recaudar y pagar la remuneración a favor de los adjudicatarios. El riesgo de cartera sigue siendo del transportador; este debe constituir a favor del adjudicatario o del transportador incumbente que desarrolle un IPAT una garantía bancara por el 100% del ingreso mensual a pagar.
- También se estableció la oportunidad de que se ofrezcan servicios adicionales, esto es, servicios asociados a capacidad adicional a la adjudicada y que se desarrollan a riesgo por el adjudicatario. En todo caso, estos no serán objeto de remuneración a través del ingreso regulado, y pueden comercializarse después de que se asigne la totalidad de los servicios objeto del proyecto. Su remuneración será fijada por la CREG en resolución posterior.
- Específicamente sobre la infraestructura de importación, resaltamos:
- En relación con el inventario mínimo de confiabilidad (34.000 m3) estableció las condiciones a través de las cuales se devolverá el GNL retirado por los agentes. Así, si se presentan restricciones en la oferta de gas natural el agente que retire el inventario mínimo tendrá un término de 15 días corrientes para reponerlo a través del comercializador de gas natural importado. Y, si, agotado dicho inventario, se requiere gas para atender dichas restricciones y hay cantidades de GNL almacenadas, el propietario de este gas deberá ponerlo a disposición del agente que representa la demanda esencial, al precio promedio ponderado de venta de las cantidades de los contratos de suministro no atendidos.
- Se aclaró que el adjudicatario podrá comprar GNL para cubrir el gas que requiere para su operación, para cubrir pérdidas y para el llenado inicial del inventario mínimo de confiabilidad. En concordancia, adicionó la posibilidad de que el adjudicatario adquiera el GNL para las pruebas de puesta en marcha y, excepcionalmente, podrá ser comercializado por este o por una persona designada por él. Los ingresos asociados a la comercialización de este gas serán considerados ingresos de corto plazo.
- También aclaró que las pérdidas ocasionadas por envejecimiento del GNL no serán responsabilidad del adjudicatario. Sin embargo, todavía no se han creado las reglas correspondientes. Esto será objeto de regulación posterior.
Las dudas que siguen quedando en el aire
A un poco más de un mes de que los interesados en participar en el proceso de selección del inversionista que se encargará de la construcción y operación de la Infraestructura de Importación del Pacífico, la CREG publica las modificaciones regulatorias que, desde antaño, se esperaban. Si bien estas modificaciones son pertinentes, crean incentivos, y mejoran la situación de los usuarios que pagarán la infraestructura, no está claro si son oportunas. Las dudas sobre este proyecto en particular siguen presentes.
Nos preguntamos si los cambios regulatorios son tardíos. Si esos cambios serán suficientes para garantizar una amplia concurrencia en el proceso de selección de la infraestructura de importación; o para que se dé el cierre financiero del proyecto; o, en su defecto, para que se superen las preocupaciones que la Contraloría manifestó en su informe. Sobre los IPAT, no está claro si los transportadores incumbentes lograrán entrar en operación en diciembre del 2022, con el plan del 2017 contaban con 2 o 3 años para su construcción, ahora cuentan con un año.
También nos causa preocupación si la creación de incentivos económicos para garantizar la concurrencia en los procesos de selección y para motivar la entrada en operación temprana causarán un mayor incremento en la tarifa del servicio público de gas combustible. No se han publicado estudios económicos juiciosos que evidencien cuáles van a hacer los aumentos que asumiremos todos los ciudadanos por ese proyecto. Y, por su puesto que, entre todos debemos aportar para garantizar la prestación del servicio. Sin embargo, no hay claridad sobre cuánto será ese incremento y esto crea dudas. Además, quizás el incremento tarifario asociado a los nuevos incentivos pudio evitarse con una actividad regulatoria y de planeación más temprana.
Las respuestas a estas inquietudes solo podrán ser contestadas cuando finalice el proceso de adjudicación del proyecto de la Infraestructura de Importación del Pacífico, cuando lleguen las fechas de entrada en operación o el tan temido desabastecimiento.
Mónica Torres Sierra
