Propuesta Regulatoria sobre indexador de gas previsto en la Res CREG 089 de 2013 desde la visión de la demanda de gas natural

Bogotá, 15 de Junio de 2014 Doctor AMYLKAR ACOSTA MEDINA Ministro de Minas y Energía MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA- MME Doctor CARLOS ERASO CALERO Director Ejecutivo COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS CREG Ciudad Asunto: Propuesta Regulatoria sobre indexador de gas previsto en la Res CREG 089 de 2013 desde la visión de la demanda de gas natural Respetados Doctores: Los sectores de demanda térmica y no térmica representados en ANDESCO, ANDEG, ACOLGEN, ANDI, así como las empresas distribuidoras abajo firmantes, consideramos que el mecanismo de actualización de precio de gas natural previsto en el Anexo 4 de la Res CREG 089 de 2013, genera inconvenientes a largo plazo respecto a la evolución de los precios pactados en el mercado de comercialización mayorista. En síntesis, vemos que el mecanismo de actualización de precios de la normativa vigente no es el adecuado por las características y el estado del mercado de gas natural en Colombia, y el propósito final de su implementación en relación a mitigar la incertidumbre y evitar limitaciones a las inversiones de oferta y demanda no sólo no se cumple sino que se acentúa. Igualmente, por principio general, cuando se establece un indexador de precios en los contratos se prevé que ninguna de las partes pueda incidir en él. Vemos que estas consideraciones no se cumplen en la propuesta de la Res CREG 089 de 2013, lo cual hace muy arriesgado para los compradores realizar contratos de más de un año. Para soportar estas conclusiones presentamos a continuación nuestros argumentos y planteamientos: I. Análisis del esquema de indexación bajo las condiciones de mercado en Colombia

El mecanismo de actualización de precios previsto por la CREG en los documentos soporte del marco regulatorio de la comercialización mayorista de gas natural 1, fue planteado sobre la base de mitigar la incertidumbre en los precios, en especial, dado que se limita el desarrollo de proyectos de nuevas industrias y nuevas fuentes de producción. Igualmente, según lo expresado por la CREG, este mecanismo fue planteado para i) actualizar el precio de los contratos con las condiciones económicas vigentes; ii) minimizar la incertidumbre alrededor del precio y de los futuros flujos de caja tanto para compradores como para vendedores; y iii) reflejar la situación del mercado de gas (subrayado fuera del texto). En nuestra opinión el actual indexador por el contrario maximiza dicha incertidumbre, por las consideraciones que se exponen a continuación: 1.1 Comparación del indexador de la Res CREG 089 de 2013 frente a la experiencia Internacional En mercados europeos se han utilizado usualmente índices asociados al comportamiento de los precios del petróleo. Sin embargo, en años recientes, la escasez del petróleo generó alta inestabilidad en los precios de gas, por lo cual, se desarrollaron índices adicionales que han permitido reflejar en mayor medida las condiciones de mercado de gas natural. En ese sentido, se ha popularizado la utilización de índices asociados al spot price del National Balancing Point NBP, que es el mercado de mayor liquidez en Europa para contratos de gas natural, en el cual se transan múltiples operaciones, con numerosos participantes de mercado, situación que permite reflejar una tendencia aceptable de precios sobre las perspectivas del mercado. Comparativamente, las operaciones de corto plazo derivadas del proceso de comercialización mayorista desarrollado en Colombia durante 2013 fueron 35 (16 transadas en los campo de Guajira, 14 en Cusiana y 5 en Cupiagua), lo cual, consideramos no es el reflejo de un mercado amplio, maduro y confiable para encomendar en dicho tamaño la definición del índice de la actualización de precios de contratos de largo plazo, como lo sugiere la Res CREG 089/13. Lo anterior, reviste mayor relevancia dado que para el caso colombiano un solo productor está presente como comercializador mayorista en los tres campos principales del país, y su 1 Documento CREG 063 de 2013

participación tiende a acrecentarse debido al incremento de participación en la propiedad del campo Cusiana y la menor participación a futuro del campo Guajira 2. Es más, en otros mercados de países con tradición generalizada en el uso del gas natural como Argentina, Brasil, México, Chile y recientemente Perú, se recurre a indexadores externos, transparentes y neutrales a su formación de precios, que reflejan el costo de oportunidad de inversiones y precios de hidrocarburos, como el PPI, Residual Fuel Oil RFO-, BRENT, WTI, NBP, Henry Hub, etc. Adicionalmente, es importante señalar que si bien la búsqueda de nuevos índices de actualización han derivado en el desarrollo de indicadores como el Spot Price de NBP u otras combinaciones que reflejen las condiciones de mercado, el uso del índices asociado a precios del petróleo sigue marcando una preferencia (utilizado en el 70% de los nuevos contratos a largo plazo) 3, dado que, como lo señala la CREG en el Documento 063-13, los productores comercializadores tienen especial preferencia por su utilización. En conclusión, desde nuestro punto de vista, el uso de un índice basado en el mercado interno no es una decisión adecuada teniendo en cuenta el tamaño y conformación del mercado (producción concentrada y demanda moderada). Por ello, un índice de precios de gas se debería basar en una referencia internacional. Otro aspecto a considerar en la comparación internacional, es que los contratos de gas en el mercado internacional se suscriben por periodos de 15 a 20 años frente a contratos de largo plazo en Colombia de 5 años, lo que de alguna manera permiten a los vendedores locales actualizar sus precios a condiciones de mercado de manera más rápida y directa a través de la suscripción de nuevos contratos de suministro. 1.2. Condiciones de mercado Si bien la intención del Regulador es adecuada, es importante relacionar cuál es la perspectiva del mercado colombiano en el mediano plazo, a fin de garantizar el objetivo señalado por la CREG de mitigar la incertidumbre en los precios que propicie flujos de caja estables para oferta y demanda. En ese sentido, presentamos las siguientes reflexiones: No hay señales claras de que al menos en un periodo de mediano plazo ingresen nuevos campos que incremente la oferta de gas natural, las operaciones y en si la competencia entre vendedores. 2 Declaración de Producción por parte de los productores comercializadores año 2013 en el marco de las directrices del Decreto MME 2100 de 2011. 3 Melling, Anthony. Natural Gas Pricing and Its Future, Carnegie Endowment, 2010

ene.-13 abr.-13 jul.-13 oct.-13 ene.-14 abr.-14 jul.-14 oct.-14 ene.-15 abr.-15 jul.-15 oct.-15 ene.-16 abr.-16 jul.-16 oct.-16 ene.-17 abr.-17 jul.-17 oct.-17 ene.-18 abr.-18 jul.-18 oct.-18 ene.-19 abr.-19 jul.-19 oct.-19 ene.-20 abr.-20 jul.-20 oct.-20 ene.-21 abr.-21 jul.-21 oct.-21 ene.-22 abr.-22 jul.-22 oct.-22 La declaración de producción del año 2013 señala que bajo las condiciones de mercado actual tendremos escasez de oferta firme. Si bien es posible que se agreguen capacidades no convencionales y de campos menores, la señal de mediano plazo es una baja oferta de firmeza y casi inexistente oferta de contratos de largo plazo (Ver gráfica 1) 1,800 1,700 Balance Oferta Demanda del Plan de Abastecimiento (Cifras en GBTUD) 1,600 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 700 Oferta Nacional Demanda Alta Demanda Media Demanda Baja Gráfica 1. Balance Oferta y Demanda de la Propuesta Preliminar Plan de Abastecimiento de Gas Natural Preliminar 2014. Fuente: UPME La participación mayoritaria de un solo agente en la oferta de gas natural se verá acrecentada por el incremento de participación en la propiedad de los campos de Cusiana en los próximos años, el incremento de capacidad de producción para los campos Cupiagua y Gibraltar de propiedad del mismo producto mayoritario y la caída en la producción del campo Guajira que resta participación a uno de los productos tradicionales de ese campo. En ese sentido, la concentración en la oferta no es el estado ideal para determinar precios de mercado, bajo la metodología prevista en la Resolución CREG 089-13. La existencia de restricciones de transporte y compresión en los campos del Casanare y Gibraltar hacia el interior. Si bien hubo capacidad de producción no comercializada en los campos Cupiagua, es importante señalar que sólo se comercializó la capacidad que era posible transportar hacia el interior, sólo hasta el año 2016 se tendrá 30 MPCD adicionales que posibilitarán la comercialización adicional de estos campos 4. En este sentido llamamos la atención del Regulador sobre la necesidad de dar señales 4 Información entregada por la Transportadora de Gas Internacional - TGI - al mercado sobre proyectos de ampliación de su red de gasoductos en reunión del día 4 de marzo de 2014.

para que se realice la expansión en transporte en el tramo Porvenir Vasconia que permita un mayor flujo de gas hacia otros mercados del interior. De acuerdo con la información de la UPME la demanda de gas natural crecería del orden de 4% anual promedio hasta 2018 5. Los segmentos más dinámicos son la generación térmica que como mínimo debe mantener un participación de consumo del orden de 300 GBTUD, autogeneración para productores de petróleo y requerimientos propios de Ecopetrol que según la UPME crecerían a un ritmo de 18% anual para ubicarse de 133 a 300 GBTUD y por último la demanda industrial con crecimiento previstos del orden de 5% anual. En conclusión, la demanda de gas natural sigue creciendo a ritmos acordes con el desarrollo del país y el fortalecimiento del sector, siendo la más dinámica la demanda de gas del sector petrolero, que para 2018 sería la segunda más representativa y que tiene actualmente mayor capacidad de pago por los beneficios de sustitución de combustibles más costosos. En contraste, demandas representativas, con un alto aporte al desarrollo nacional, como el sector industrial, no tiene la misma capacidad de trasladar mayores costos de energía en los productos manufacturados. Por último creemos que la presión de la demanda creciente frente a una oferta comercial en declive, por efectos naturales de mercado, tendrán una respuesta al alza en los precio de gas natural. 1.3. Oferta primaria La gráfica que se muestra a continuación por campo, compara las capacidades de producción disponibles para la venta, frente a los contratos de suministro suscritos en el proceso de comercialización. Se observa que el campo Guajira tiene alta participación de contratos a 1 año, porque no hay respaldo físico para suscribir contratos a mayor plazo. Es decir, los contratos de largo plazo son inexistentes en este campo y los 14 contratos de corto plazo suscritos por 113 GBTUD tendrán que renovarse en el siguiente periodo con el agravante de que la disponibilidad del campo decrece un 25% anual por efecto de la declinación observada en los últimos años y que el escenario de Fenómeno de El Niño ejercerá presión al alza en la comercialización de ese campo. 5 Propuesta Preliminar del Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2014 - UPME

300 250 200 150 100 50 0 5 Disponibilidad Campo Guajira (Cifras en MBTUD) 76 40 13 1 2014 2015 2016 2017 2018 PTDVF Contratos Sobrantes 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0-20 Disponibilidad Campo Cupiagua (Cifras en MBTUD) 3 65 44 2014 2015 2016 2017 2018 PTDVF Contratos Sobrantes 300 Disponibilidad Campo Cusiana (Cifras en MBTUD) 250 200 72 95 93 104 150 100 50 0 2014 2015 2016 2017 2018 PTDVF Contratos Sobrantes Gráfica 2. Disponibilidad de gas vs PTDVF 2013. Fuente: CREG, UPME, MME En adición, de acuerdo con la contratación actual que se vence en el año 2014 y las necesidades de generación de seguridad en el sector eléctrico, el sector térmico requeriría entre el 30% y 35% de las cantidades de gas natural a comercializar para el período 2015. Esta participación presiona el precio ponderado del mercado al alza por la mayor disponibilidad a pagar de este segmento de demanda, afectando a otras demandas como la esencial e industrial que se contrataron de largo plazo para el período 2014 2018. De otro lado, en los campos del Casanare pareciera que existe una mayor capacidad de comercialización de largo plazo. No obstante, hay tres dificultades que no lo permiten: 1) No hay capacidad de transporte que viabilice la suscripción de los contratos hacia el interior del País, 2) el campo Cupiagua está apalancando en el largo plazo el consumo de la refinería y otros usos propios del producto, por tanto no tiene capacidad de suscribir contratos en el largo plazo y 3) en Cusiana, si bien hay capacidad disponible para el largo plazo, no es posible materializar la venta porque la propiedad del campo cambia drásticamente a favor

de Ecopetrol y en contra de los demás productores asociados de ese campo, durante el periodo 2015-2018. Esto nos permite señalar que la oferta estará centrada en productos de corto plazo porque la capacidad real de suscribir contratos de largo plazo ya fue prácticamente agotada en el año 2013 y la demanda nueva tendrá que disputarse los contratos con los anteriores tomadores, en un escenario de declive de oferta y restricciones de infraestructura. 1.4. Posibilidades de arbitraje Como complemento, a la demanda de gas le preocupa la posibilidad de arbitraje que tiene la oferta, en precios de combustibles que son sustitutos del gas natural. Esta situación reviste especial relevancia en el GLP si se tiene en cuenta la sobreoferta de este combustible en los campos de Cusiana, que obliga a desarrollar estrategias que posibiliten su colocación en el mercado. A partir de lo anterior es razonable inferir que la fijación de precios altos del gas natural podría facilitar el consumo de GLP en mercados en los cuales compiten, y de manera directa elevar el precio ponderado del mercado con la consecuente sobrevaloración de los contratos de suministro de gas de largo plazo. En conclusión, la caracterización del mercado de gas en Colombia no favorecen la definición de índices de precios de mercado hasta que no se resuelvan barreras actuales, como: Oferta suficiente de largo plazo, Competencia en la oferta, Tamaño del mercado, Arbitraje mediante fijación de precios de combustibles sustitutos, Encaje de capacidad de producción con capacidad de transporte. Por lo anterior, se considera que no es el momento para adoptar el mecanismo de indexación propuesto por la CREG en la Res 089 de 2013, al menos hasta que las condiciones de mercado sean las adecuadas; y como propuesta respetuosamente se considera que la CREG adopte un índice distinto para la actualización de los precios de suministro de los contratos de largo plazo, tal como se plantea a continuación. II. Propuestas alternativas para la definición del indexador de precios de gas en Colombia 2.1 Indexadores de precio asociados a variables macroeconómicas

El concepto de volatilidad está definido como la variación del precio a lo largo del tiempo, es decir, el precio en t en relación a t-1. El espacio de tiempo puede ser definido tanto en meses, años o días y, por lo tanto, la volatilidad puede estar describiendo fenómenos distintos. En especial, la volatilidad de los precios genera incertidumbres sobre las expectativas de precios de los vendedores y compradores, desestabiliza flujos de caja y presupuestos y eleva las primas de riesgo de actividades económicas. Por lo anterior, se establecen indexadores de precios que contribuyan a minimizar los riesgos de volatilidad, y usualmente se acude a variables macroeconómicas dependiendo el perfil de riesgos de la actividad, como por ejemplo, el Producer Price Index-PPI de USA, entre otros. Lo anterior, a fin de a reducir la volatilidad y permitir mayor estabilidad en los flujos de caja tanto de la demanda como de la oferta. Como se ha señalado anteriormente, un objetivo para el uso de un indexador de los precios de cierre de cualquier negociación debería ser el de garantizar que los vendedores recuperen periódicamente el nivel de costos de su negocio y brindar estabilidad de precios al mercado desde el lado de los compradores. Partiendo de la premisa de que el mercado, y particularmente los vendedores, dentro de los análisis que realizan al momento de la firma de contratos, incluyen la valoración de todos aquellos riesgos en que puede incurrir y los factores que pueden incidir de manera considerable en su negocio como los respectivos flujos de caja, periodos de recuperación de inversión, incremento de costos y demás aspectos de la operación del negocio en general; se concluye que de ninguna manera el indicador debería permitir que vendedores o compradores obtengan rentas adicionales a las valoradas al momento de la negociación como consecuencia de los cambios naturales del mercado, más en un mercado de commodities que, como en el caso particular del gas natural en Colombia, está fuertemente concentrado en la oferta. Además de lo anterior, se considera que el indicador que se proponga para la indexación de precios de gas natural se debe regir por los siguientes principios generales: Neutralidad. Indicadores con los cuales ninguna de las partes tendrá una ventaja o una posición estratégica. Transparencia en el esquema de formación de precio para el indexador empleado. Publicidad oportuna de la información. La periodicidad de publicación de la información favorece al uso oportuno del indicador para la actualización de los precios.

Bajo el contexto previamente presentado, a continuación se expone respetuosamente la propuesta de los sectores de demanda térmica y no térmica que consideramos representan de mejor manera estos preceptos y, por lo tanto, serían favorable para el mercado de gas natural en Colombia. 2.1 Indexación referenciada a precios internacionales de combustibles Si bien, la propuesta de un indexador asociado a una variable macroeconómica que contribuya a mitigar la volatilidad de los precios, caso del Producer Price Index-PPI de USA, es conveniente de la visión de la demanda, no necesariamente recoge los intereses de los vendedores de gas desde la perspectiva de señales de precio, por lo cual, existe la alternativa de tener una referencia de indexador sustentada en la importancia que representa para los agentes, tanto de la oferta como de la demanda, que tenga en cuenta el costo de oportunidad de los sustitutos del gas natural en la mayoría de procesos térmicos y no térmicos. De otro lado, ante una futura integración del mercado productor de gas natural nacional con el gas natural importado, debido a la entrada en funcionamiento de una eventual planta regasificadora en el país, se aprecia la necesidad de usar un marcador internacional. En particular, la planta de importación de GNL serviría para que el país haga parte del mercado internacional de gas natural, ésta infraestructura no entraría en funcionamiento sino hasta el año 2016 y por consiguiente aún no sería adecuado utilizar un referente internacional de gas. Por ello, se plantea la opción de usar, en principio, un indicador asociado a los productos derivados del crudo para hacer un proceso de transición hacia un indicador asociado al mercado internacional de gas natural. Específicamente, se propone el uso inicial del Residual Fuel Oil -RFO- para, una vez Colombia se conecte al mercado internacional mediante plantas de importación o exportación, adopte el UK NBP como indexador definitivo. Es importante hacer énfasis en las bondades e inconvenientes que traen consigo estos indicadores. En primera instancia el Residual Fuel Oil es un indicador con el cual el país ya tiene experiencia, usándolo para indexar contratos de suministro de gas. En segundo lugar, se espera una estabilidad de precios en los derivados del petróleo para el mediano plazo; según datos de la AEI (2013) y algunos analistas, la proyección de los precios del Residual Fuel Oil tiene en promedio un crecimiento anual aproximado al 2%.

Por otro lado, es un indicador cuya formación refleja el comportamiento de precios de mercados de alta liquidez y transabilidad. Gráfica 3. Aplicación indexación RFO. Cálculos propios Seguidamente el NBP es un indicador que puede ser influenciado por nuevas explotaciones de gas mundial (como norteamericano, ruso, etc.). Concretamente, consideramos que el NBP es un indicador maduro y exclusivo para la industria de gas natural y que, según proyecciones de la UPME (2014) los precios del NBP se ubicarían en un rango tal que, sus variaciones, brindarían ingresos adecuados a los productores tanto en mediano como en el largo plazo. La siguiente gráfica ilustra la evolución del NBP para diferentes periodos de aplicación. Gráfica 4. Aplicación indexación NBP. Cálculos propios

Aun así, existe un riesgo en el uso de este indicador asociado a temas de carácter geopolítico y es de suma importancia tener en cuenta los elementos coyunturales que pueden incidir de manera drástica en el comportamiento de los precios. Por lo tanto, este podría ser un factor que pondría en peligro la estabilidad de los precios de gas para la demanda. 2.2. Periodicidad de aplicación de la indexación de precios Existe otro factor que se considera debería tener en cuenta el Regulador una vez defina la adopción del indicador, este tiene que ver con la periodicidad con la cual se debería aplicar la indexación de precios para incorporar las variaciones del indicador al precio del gas natural. Como se aprecia en las gráficas mostradas para cada uno de los indicadores propuestos, se concluye que indexar los precios con la metodología actualmente establecida en la Resolución CREG 089 de 2013 (periodicidad anual), rezaga la señal de los precios del gas frente a las variaciones del indexador. Es decir, la indexación anual trae consigo un retraso considerable en la señal de los precios en comparación con una indexación semestral o trimestral. III. Consideraciones finales Por lo expuesto anteriormente, consideramos que no es adecuada la aplicación del indexador previsto en la Res CREG 089 de 2013, al menos hasta que las condiciones de mercado sean las adecuadas. Como propuesta Intergremial de los representantes de los sectores de la demanda térmica y no térmica de gas natural, nos permitimos sugerir que la CREG adopte uno de los mecanismos asociados a las alternativas de referencia anteriormente planteadas para que soporten de manera individual o en una objetiva combinación de las mismas 6 : PPI (Producer Price Index de USA) RFO (Residual Fuel Oil) NBP (Spot price del National Balancing Point) En particular, se considera conveniente que la CREG adopte la alternativa de que la indexación se haga con el promedio móvil de los últimos 12 meses, aplicados a reajustes 6 La Cámara de Grandes Consumidores de la ANDI solicita establecer un rango máximo de variación del 8%EA para las propuestas de indexadores RFO y NBP, a fin de reducir la volatilidad de los precios de gas.

cada trimestre o semestre, con el fin de acercar la señal de los precios a la variación del indexador. Agradecemos su atención a nuestros planteamientos, los cuales esperamos que sean incluidos oportunamente en los ajustes a la reglamentación sobre la comercialización de gas natural en Colombia. Estamos a disposición de la Comisión para atender cualquier inquietud o aclaración al respecto. Cordialmente, ANGELA MONTOYA Presidente Ejecutiva ACOLGEN ALEJANDRO CASTAÑEDA Director Ejecutivo ANDEG GUSTAVO GALVIS Presidente - ANDESCO DANIEL ROMERO Director de la Cámara de Grandes Consumidores- ANDI EMPRESAS DISTRIBUIDORAS