FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES AL

Comisión de Regulación de Energía y Gas

FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES AL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍA EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

-Resultados Proceso de Consulta-

d o c u m e n t o CREG-09017 de Diciembre de 2012

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y

Sesión No.545

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES..................................................................................................................131

2. LA FÓRMULA PROPUESTA.............................................................................................. 131

2.1. Suministro (Gm) .......................................... 132

2.2. Transporte (Tm) .......................................................................................................135

2.3. Distribución (Dm) .....................................................................................................136

2.4. Comercialización (Cm) ............................................................................................ 136

2.5. Confiabilidad (Ccm)..................................................................................................137

2.6. Cargo por revisiones periódicas de las instalaciones internas............................137

3. COMENTARIOS RECIBIDOS.............................................................................................137

3.1. Gases de Occidente....................................................... 138

3.2. Isagen......................................................................................................................143

3.3. Gas Natural............................................................................................................. 144

3.4. Naturgas.......................................................................................................... 147

4. POR QUÉ NO ES VIABLE LA OPCIÓN Y POR QUÉ SE REQUIERE AJUSTAR LAFÓRMULA TARIFARIA......................................................................................................... 150

4.1. Aspectos jurídicos.................................................................................................. 151

4.2. Propuesta............................................................................................................... 152

5. ANÁLISIS............................................................................................................................................ 153

5.1 FÓRMULA DEL COSTO DE COMPRAS DE GAS (Gm)........................................... 153

5.2 FÓRMULA DEL COSTO DE TRANSPORTE DE GAS COMBUSTIBLE (Tm) 156

5.3 FACTURACIÓN AL USUARIO FINAL........................................................................157

5.4 PÉRDIDAS DE GAS EN DISTRIBUCIÓN................................................................. 157

5.5 GESTOR DEL MERCADO.......................................................................................... 158

6. PROPUESTA REGULATORIA......................................................................................................... 158

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Sesión No.545

NUEVAS FÓRMULAS GENERALES EN LAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO DE GAS NATURAL

-Resultados del Proceso de Consulta-

1. ANTECEDENTES

La Comisión de Regulación de Energía y Gas emitió la Resolución CREG donde se ordena publicar un proyecto de resolución por la cual se establee];' tarifaria para la prestación del servicio público domiciliario de gas combust de tubería en las Áreas de Servicio Exclusivo (ASE).

El objetivo de esta resolución fue el de ofrecer una opción tarifaria para costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible tubería a usuarios regulados en áreas de servicio exclusivo, sin modificj distribución pactado a través de contratos celebrados por el Ministerio de M y empresas concesionarias.

Concluido el plazo otorgado por la CREG para efectos de recibir come agentes interesados en esta propuesta de regulación, la Comisión analizó lej recibidos y a continuación se atienden los mismos.

032 de 2010, e una opción ble por redes

determinar el por redes de r el cargo de ñas y Energía

ntarios de los s documentos

En este documento se incorporan algunas de las recomendaciones presi Universidad Tecnológica de Pereira (UTP), en relación con el cálculo de los de suministro (Gm) y de transporte (Tm), las cuales fueron objeto de un an para ajustar las mismas a la realidad del mercado y las mejores prácticas in

^ntadas por la componentes

áüsis detallado ernacionales.

Adicionalmente, se consideran las disposiciones del Decreto 2100 “Pestablecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional degas natural y se dictan otras disposiciones”, el cual establece en su artíCREG evaluará la necesidad de implementar la prestación del servicio de gestión de lainformación operativa y comercial del sector de gas natural, en cuyo caso metodología para seleccionar y remunerar dichos servicios y las propues que sobre el particular ha expedido la CREG.

or el cual se

;ulo 20 que la

establecerá la as regulatorias

2. LA FÓRMULA PROPUESTA

En términos generales, la fórmula propuesta mediante la Resolución CREÓ 032 de 2010 y aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías y por mercado relevante, fue la siguiente;

Cargo variable de prestación del servicio, expresado en $/m3,

C Uvm = Gm + Tm + Dm + Cmv + Cc,,, +AJm + Kst

Cargo fijo de prestación del servicio, expresado en $/factura,

CUfn ~ C mf+Crim

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Sesión No.545

Donde:

m Mes de prestación del servicio.

Gm Costo de suministro del gas combustible.

Tm Costo de transporte que incluye: i) Sistema Nacional de Transporte - SNT; ii)sistema de ductos de GLP; iii) transporte terrestre y flete; y iv) costo decompresión de GNC.

Dm Cargo de distribución. El cargo es el que se encuentra contenido en el respectivocontrato de concesión celebrado entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.

Cmv Componente variable del Cargo máximo de Comercialización.

Ccm Cargo máximo de Confiabilidad.

AJm Factor de ajuste que se aplica al costo unitario variable (CUvjm) de prestación delservicio expresado en $/m3 aplicable al mes m. Este factor se aplicará para mitigar posibles incrementos del costo unitario variable de prestación del servicio, por la entrada en vigencia de las nuevas metodologías de remuneración de las actividades de distribución y transporte de gas combustible y/o las fórmulas tarifarias generales, es decir cuando la variación mensual del CUVjm sea superior al 8%.

Cmt Componente fijo del Cargo máximo de Comercialización. Mientras sea definidoserá cero.

Crím Costo de revisión periódica de instalaciones internas.

Kst Factor de corrección en $/m3 en el año t. Puede ser positivo o negativo.

Cuando el distribuidor de un área de servicio exclusivo requiera suministrar un combustible diferente al gas natural, solamente podrá ajustar la fórmula tarifaria una vez cuente con la autorización del Ministerio de Minas y Energía de conformidad con lo establecido en la Cláusula 28 de los contratos de concesión.

2.1. Suministro (Gm)

Para cada una de las alternativas de tipos de gas se propuso una fórmula que permite determinar el costo que se trasladará al usuario final.

Gas natura!

Gm = CT- m-] * PCm_x * TRMm - 1

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Donde.

Gm

CTGm_i

Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural para el mercado relevante, aplicable en el mes m.

deCosto total de compras de gas en el mes m-1, en USD, destinar de Usuarios Regulados, sin incluir pérdidas de gas, costos penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otro(s regulados.

Em-1 Cantidad de gas medida en el mes m-1 en las Estaciones de Pu^ con destino al mercado regulado, expresada en términos de ei con el Poder Calorífico promedio del gas medido en dichas Puerta de Ciudad.

s m-1.TR M ^ Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último día del mé:

PC,,,.? Poder Calorífico del gas en el mes m-1, expresado en MBTU/rrr, calculado deacuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CRE(j3-067 de 1995 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen.

o al mercado transporte, cargos no

rta de Ciudad Hergía (MBTU) Estaciones de

Teniendo en cuenta que existen diferentes alternativas para la adquisición que el comercializador requiere para abastecer su mercado, entre ella bilaterales que garantizan firmeza; ii) contratos bilaterales interrumpióle^ primario o secundario; y iii) subastas del productor, en el compone consideró incluir el costo del gas ponderado por las cantidades adquirid^ cada uno de los mecanismos de compra.

Adicionalmente, cuando en un mercado relevante se llegara a suministrproveniente de diferentes campos de producción, se propuso que el componente Gm secalculará considerando la ponderación del precio de cada gas con base en poderes caloríficos.

qel gas natural i) contratos

del mercado CTGm., se

s a través deHte

ar gas natural

El gas natural proveniente de los campos que estén sujetos a regulación valor del componente Gm deberá corresponder al precio máximo reguladp Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la modifiquen, co sustituyan1.

de precios, el definido en la

inplementen o

ü) Gas licuado del petróleo

1 Mediante Resolución 097 de 2012, se ordenó publicar un proyecto de resolución de carái cual se libera el precio para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nadosegún el cual con excepción del gas proveniente del campo de Opón se da partir de la enti dicha Resolución, el precio para el gas natural colocado en cualquier Punto de Entrada al S Transporte será libre.

D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

os respectivos

Para el caso del GLP, se propuso que el costo de suministro del comtiustible que se trasladará al usuario final correspondería al precio máximo de suministro para el gas licuado del petróleo, calculado con base en las metodologías definidas vigentes durante el mes m-1. En ese momento, se consideró que éste valor está expresado en $/galón, por lo cual se propuso convertirlo a $/m3, aplicando un factor de corrección.

,<jrter general “Por la tal de Transporte'1,

ijada en vigencia de stema Nacional de

133

Sesión No.545

Gm = PMSm_x * Em_x * FCV

Donde:

Gm Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas licuado delpetróleo para el mercado relevante, aplicable en el mes m.

PMSm-i Corresponde al precio máximo de suministro de GLP, calculado con base en lasmetodologías definidas por la CREG2 y vigentes durante el mes m, expresado en $/Galón.

Em-i Galones de GLP inyectados a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados.

FCV Factor de corrección volumétrica de acuerdo con lo establecido en el Anexo 3de este documento.

Considerando que es posible que se compre GLP proveniente de diferentes orígenes (importado, refinería de Barrancabermeja, refinería de Cartagena) para abastecer un solo mercado, en cuyo caso se estableció que el comercializador incorporará en este componente un promedio ponderado por cantidad de los precios asociados a las diferentes procedencias.

iii) Gas aire propanado o gas natural sintético

La propuesta consideró que los activos requeridos para la producción del gas aire propanado o GNS y capital de trabajo correspondiente al almacenamiento operativo de producto o combustible, serían remunerados al distribuidor-comercializador en el componente de la fórmula que está relacionado con la confiabilidad.

El costo del combustible que se traslade al usuario final corresponderá al precio máximo de suministro para el gas licuado del petróleo, calculado con base en las metodologías definidas por la CREG y vigentes durante el mes m-1.

Grn = PMSm_l *E m_l *FCV

Donde:

Gm Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas licuado delpetróleo para el mercado de Comercialización, aplicable en el mes m.

PMSm Corresponde al precio máximo de suministro de GLP, calculado con base en lasmetodologías definidas por la CREG y vigentes durante el mes en que fue facturado al distribuidor-comercializador, expresado en $/Galón.

Em-t Galones de GLP inyectados al sistema de producción del aire propanado o gasnatural sintético en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados.

2 Resoluciones CREG 066 de 2007 y 059 de 2008 o aquellas que las modifiquen, complementen o sustituyan.

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FCV Factor de corrección volumétrica de acuerdo a lo establecido en 1̂ Anexo 3 de este documento.

Cuando en un mercado relevante de comercialización se suministre gas n (GNS) y gas natural en forma simultánea, el componente Gm deb^n ponderando por cantidad el precio de cada uno de los combustibles ad prestar el servicio a los usuarios regulados.

iv) Gas metano en depósitos de carbón

En este concepto se ubicaron aquellos gases que provienen de fuentes no convencionales. Entre ellos se pueden encontrar el gas metano en depósitos de carbón.

gtural sintético á calcularse quiridos para

Teniendo en cuenta que este combustible está sujeto al régimen de libertac costo promedio máximo para compras de este gas metano provenien alternativas se propuso se calculará con base en la siguiente expresión:

Gm = CTG^ 1 * PC m -1' m -1

Donde:

Gm Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas mercado de Comercialización, aplicable en el mes m.

de precios, el :e de fuentes

latural para el

C T G ^ Costo total de compras de gas en el mes m-1, en la moneda definida en el respectivo contrato de suministro, destinado al mercado de Usuarios Regulados, sin incluir pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados.

zm.i Cantidad de gas medida en el mes m-1 en las Estaciones de Pu con destino al mercada regulado, expresada en términos de en con el Poder Calorífico promedio del gas medido en dichas Puerta de Ciudad.

2.2. Transporte (Tm)

i) Gas natural

erta de Ciudad ergía (MBTU)

Estaciones de

El costo de transporte corresponde a la tarifa resultante por la conducción desde los sitios de producción hasta las estaciones de puerta de gasoductos del Sistema Nacional de Transporte. El costo que se traslada por este concepto se calcula con la siguiente fórmula:

CTTTm = m L * TRM m - i

VI

de gas natural cjiudad, por los

al usuario final

m - l

Donde:

Tm Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte d^ gas natural al mercado de Comercialización, aplicable en el mes m.


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CTTm.i Costo total de transporte de gas en el mes m-1, causados por el volumen efectivamente transportado incluyendo los cargos por capacidad y los cargos por volumen, en USD, destinado a Usuarios Regulados, sin incluir penalizaciones, compensaciones o intereses de mora. Se deben incluir los pagos por concepto de impuesto de transporte y otras contribuciones relativas al mismo. En el caso en que el Comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de capacidad contratada con anterioridad, el CTTm-1 será: i) los costos totales por concepto de transporte; menos ii) los ingresos por venta de capacidad; más iii) el 60% del margen obtenido en la venta de la capacidad excedentaria.

Lo anterior pretende incentivar a que el comercializador libere las capacidades de transporte excedentarias permitiendo que capture el 40% del margen obtenido en las ventas que haga en el mercado secundario.

Wm.f Volumen de gas medido en condiciones estándar en las Estaciones de Puerta de Ciudad en el mes m-1.

TRMm-i Tasa de Cambio Representativa del Mercado en el último día dei mes m-1.

En esta tecnología puede existir la posibilidad de prestar el servicio con gas natural comprimido en cuyo caso deberán incluirse los correspondientes componentes de transporte terrestre (TVm) y de compresión (Pm) que han sido definidos por la CREG en resoluciones separadas3

En caso de prestar el servicio con gas natural y gas natural sintético en forma simultánea, el Tm resultante será un ponderado entre los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al Sistema de Distribución y los costos de transporte de cada gas por el Sistema Nacional de Transporte (SNT) y por ductos de GLP, considerando además el flete.

ii) Gas licuado del petróleo

Corresponde al Ingreso Máximo por Transporte de GLP vigente en el mes m, entre los sitios de producción/importación hasta las terminales de entrega del producto, de acuerdo con lo establecido en la regulación de la CREG para remunerar la actividad de transporte de GLP por ductos, expresado en $/galón. Para su expresión en $/m3 se multiplica por el factor de corrección definido en el Anexo 3 de este documento.

2.3. Distribución (Dm)

Es el cargo de distribución pactado en el área de servicio exclusivo entre el concesionario y el Ministerio de Minas y Energía.

2.4. Comercialización (Cm)

El Cargo de Comercialización se consideró con un componente fijo y un componente variable. Las empresas de las áreas de servicio exclusivo si se acogen a opción de aplicar

3 Resolución CREG 008 de 2005, Por la cual se regula el costo de compresión de gas natural y se determina Ja metodología para establecer el costo máximo unitario para el transporte de gas natural comprimido en vehículos de carga de que trata el artículo 34 de la Resolución CREG-011 de 2003.

136D-090-12 TARIFAS AREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO io

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la formula tarifaria propuesta, deberán solicitar los cargos de comercialización de acuerdo con la metodología que proponga la CREG, mientras se aprueba el cargp máximo de comercialización, el cargo fijo será igual a cero.

2.5. Confiabilidad (Ccm)

142En su momento y conforme a lo establecido en el artículo 136 de la Ley el Decreto del Ministerio de Minas 2687 de 2008 y en la Resolución CREG se incluyó en Ja propuesta de fórmula tarifaria una variable por concepto con el fin de reconocer las inversiones que garantizan la continuidad del se de otros mecanismos alternativos o complementarios a los contratos de firmé;

d€'

de 1994, en 075 de 2008, confiabilidad

rvicio a través za.

En cuanto a este tema era claro que seria estudiado y se definiría la metodplogia para su remuneración.

2.6. Cargo por revisiones periódicas de las instalaciones intern

Teniendo en cuenta la problemática relacionada con la actividad de revisio de las instalaciones internas de gas, la fórmula tarifaria propuesta en la Res 178 de 2009 consideró incluir una componente por este concepto y además

as

íes periódicas elución CREG

losRegular el cargo máximo que pueden cobrar los distribuidores a concepto de las revisiones periódicas de las instalaciones internas, o resultados del estudio de Divisa Ingenieros Asociados Ltda.

usuarios por ón base en los

• Regular la periodicidad con la que se deben realizar estfis revisiones, complementando lo estipulado en el Código de Distribución.

• Incluir la fórmula tarifaria un componente por concepto de revisión q cuando ésta tenga ocurrencia.

• Determinar que mientras se establecía este cargo, su valor será igual

ue se activaría

a cero.

Conforme a los análisis efectuados posteriormente, se expidieron las Resoluciones 054 de 2011 y 059 de 2012, adoptándose un nuevo esquema para la actividad, que no aplica para las áreas de servicio exclusivo actualmente establecidas.

3. COMENTARIOS RECIBIDOS

Durante el proceso de consulta, se recibieron comentarios de los siguientes agentes:

'i [■ Agente - l I f Radicado CREG ! 'ríGases de Occidente E-2010-004670Isagen E-2010-004141Gas Natural E-2010-004234Naturgas E-2010-004252

A continuación se presenta un resumen de los principales comentario s recibidos, porparte de los diferentes agentes, con la respectiva respuesta por parte de la Comisión.


&

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3.1. Gases de O ccidente

Comentario 1. “(...) Se considera que las alternativas de suministro que provee laregulación para complementar la obligación de continuidad por parte del prestador, deberán ser sostenibles, tener en cuenta la escala de los sistemas de distribución, y ser técnica y financieramente viables, a fin de no sacrificar competitividad en los mercados atendidos.

Respuesta 1. La propuesta de fórmula tarifaria pretende ofrecer las herramientas suficientes a los comercializadores para que puedan cumplir su obligación legal de asegurar la continuidad del servicio. Es importante tener en cuenta que la Comisión no está definiendo de antemano la manera como se debe atender la demanda de gas combustible en los diferentes mercados relevantes, y por lo tanto la evaluación de los impactos en la competitividad y la estabilidad financiera continuará siendo responsabilidad del comercializador.

La regulación debe propender por generar las condiciones para que los agentes puedan tomar las mejores decisiones de inversión. En el caso de la continuidad, a la fecha la estrategia generalizada era la contratación en firme de suministro y transporte, pero a medida que los mercados avanzan, la demanda se incrementa y por lo tanto la utilización de la infraestructura en general se aumenta y se reducen los excedentes disponibles para afrontar situaciones de consumos picos.

En este contexto, la fórmula solo genera los espacios para permitir la aplicación de las soluciones que los agentes consideren más aplicables en los diferentes mercados relevantes que atienden, buscando garantizar la continuidad del servicio en todo momento como lo exige la ley.

Comentario 2. De otro lado, respecto a la expresión de cálculo del componente Costo de Compras de Gas Combustible, en los términos del principio de suficiencia financiera de la Ley 142 de 1994, es adecuado que la variable CTGm~1 de la fórmula tarifaria incorpore explícitamente la totalidad de los conceptos variables directamente relacionados a los costos de suministro, incluyendo impuestos y costos asociados a procesos particulares de compras de gas, caso del gas fuera de especificaciones, los cuales, deben ser trasladados al usuario como pass-through en el componente CTGm-1.

Respuesta 2. En efecto la Comisión ha permitido, en ocasiones pasadas, que se trasladen los costos asociados al recibo y transporte de gas natural por fuera de las especificaciones de calidad establecidas en el RUT. No obstante, esta disposición se basó en lo ordenado por el Ministerio de Minas y Energía (Resolución 18 2074 de 2009) con ocasión del racionamiento programado.

Este tipo de situaciones son coyunturales y justificadas por razones de abastecimiento de la demanda nacional. En este sentido, el RUT permite que las partes acuerden el traslado de los costos asociados al transporte de gas por fuera de especificaciones como se muestra a continuación:

“(...) Si el Gas Natural entregado por el Agente no se ajusta al contenido máximo de C02 establecido en el RUT, el Transportador podrá rehusarse a aceptar el gas en el Punto de Entrada, o podrá solicitar al Remitente el pago de los costos que demande transportar gas por fuera de la especificación establecida en el presente Reglamento. Dichos costos se establecerán respetando el principio de neutralidad que señala la Ley. (...)”

138D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

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Para efectos de atender la solicitud, se considera que este tipo de costos debería poderse trasladar a la tarifa final ya que en dichos casos hacen parte de los costos de prestación del servicio. No obstante lo anterior, la entrega de gas por fuera de especificaciones debe ser la excepción y no la regla, asi que se acepta generar el espacio para inc uir los costos adicionales que surgen en estos casos (aquellos directamente relacionados), en cualquier caso sujeto a que exista una declaración de racionamiento programado por parte del Ministerio de Minas y Energía.

Comentario 3. Así mismo, solicitamos se dé más claridad a los siguientes puntos: Poder Calorífico del Gas: dentro de la fórmula del cálculo del componente Gm se incorporan dos poderes caloríficos, el primero, se refiere al PC medido en /í is estación de puerta de ciudad con el cual se calcula la energía E^,, el segundo es con el cual llevamos las unidades de energía a volumen, este poder calorífico en particular es al que solicitamos se dé una aclaración y se refiera a él como el poder calórico de referencia (1.000 BTU/PC), ya que con su actual definición se crea ambigüedad y conduciría a que se utilice el poder calorífico ponderado de las compras gas en boca de pozo.

Respuesta 3. Ver numeral 5.1 del presente documento para un mayor détalle sobre la respuesta a este comentario.

Comentario 4. En el parágrafo 2 de la explicación del componente, donde se refiere a las compras de Guajira y Opón, existe la percepción que el unitario resultante de la totalidad de las compras de gas no debe superar el costo regulado de las compras realizadas en estos campos, por lo que solicitamos se aclare que solo 'as cantidades demandas de los campos de la Guajira y Opón estarán sujetas al precio regulado. (...)”

Respuesta 4. El objeto del parágrafo se limita al gas que tiene precio r manera que si se recibe gas proveniente de campos en los cuales aplicar precios diferentes (precios libres), es posible que la ponderación final res precio máximo regulado. Se aclara lo pertinente en la redacción definitiva

'4gulado, de tal esquemas de

ulte superior al la resolución.de

Comentario 5. “(...) Respecto a la expresión de cálculo del componente Costo deTransporte de Gas Combustible, en los términos del principio de suficiencia financiera de la Ley 142 de 1994, es adecuado que la variable CTTm-1 de la fórmula tarifaria incorpore costos asociados a los servicios que ofrece el transportador al comercializador que atiende usuarios regulados para asegurar la continuidad en la prestación del servicio, especialmente durante situaciones de grave emergencia, caso del servicio de parqueo y transporte de gas fuera de especificaciones, entre otros. Además, en tratamiento del volumen (m3) utilizado para el cálculo del costo unitario consideramos que la Comisión debe aclarar que la energía que llega a las estaciones de puerta de ciudad debe tratarse similar al cálculo del volumen en el componente Gm. (...)”

Respuesta 5. El tema de la confiabilidad está siendo analizado por la CREG en el marco

lo referente al de transporte.

álculo del costo e transporte se

de lo establecido en el Decreto 2100 de 2011. En cuanto a la fórmula de dé de transporte, se debe tener en cuenta que la facturación del servicio ds hace en volumen por lo que no se involucra el poder calorífico para efectos de establecer el costo unitario de transporte que se traslada al usuario final. En todo casq, en el numeral5.2 se revisa la fórmula de cálculo del Tm.

Comentario 6. “(...) Sobre el particular, señalamos que no sedocumento de trabajo desarrollado por la Comisión para la expedición de Resolución, ningún argumento que sustente la propuesta para modific


encuentra en el la propuesta de ar las pérdidas

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reconocidas en el sistema de distribución. Respetuosamente señalamos que los planteamientos de la CREG para desarrollar ¡a propuesta de tratamiento de las pérdidas no son consistentes con la operación diaria de la infraestructura de las distribuidoras. En este sentido, se solicita a la CREG mantener el esquema actual de tratamiento del nivel de pérdidas reconocido en la Res CREG 011 de 2003. Esta solicitud es consistente con las recomendaciones dadas en el Anexo 4 del Documento CREG 135 de 2009 que señala: “...ante la ausencia de datos confiables en el caso colombiano, se recomienda reconocer la cifra actual de pérdidas en distribución como un máximo del 2.5%...” (Pág 267). Esta solicitud se sustenta en que para poder hacer un cálculo confiable de las pérdidas reales en un sistema de distribución habría que contar previamente con: un inventario inicial, las entradas, las salidas y un inventario final, lo cual es muy complejo por cuanto a que las presiones de operación de las redes son muy variables de hora a hora, existe dificultad de alcanzar a tomar las lecturas de todos los clientes en un periodo inferior a 24 horas y la mayor parte de los clientes no residenciales no cuentan con medición remota en tiempo real y tampoco están interesados en invertir en estos dispositivos. Adicionalmente, los daños en el sistema originados por terceros son muy frecuentes y calcular el gas perdido dependería de diferentes factores (i.e. presión), los cuales varían en cada punto de la red. Por otra parte, es importante tener en cuenta que la Norma NTC 2728 que trata sobre medidores volumétricos tipo diafragma, utilizados en Colombia para la medición del gas de usuarios residenciales y comerciales, permite que los errores de medición oscilen entre -6% y 3% para caudales bajos y entre el -3% y 3% para caudales mayores. Esta amplitud en los errores permitidos dificulta el cálculo preciso de las pérdidas de un sistema de distribución. En este sentido, esta nueva metodología haría que las ASE renuncien al 4% de pérdidas en distribución contemplada en la Resolución Creg 057 de 1996.(...)”.

Respuesta 6. Una respuesta detallada a este comentario se encuentra en e! numeral 5.4 donde se analiza en detalle el tema de las pérdidas con base en el estudio realizado con la UTP.

Comentario 7. “(...) Al respecto, consideramos que la CREG debería mantener elesquema actual (Resolución CREG 011 de 2003), es decir, permitirle al comercializador establecer el cargo de distribución en componentes fijas y variables. Lo anterior, se considera le permite al comercializador disponer de herramientas tarifarias para incentivar consumos en segmentos elásticos del mercado. (...)’’

Respuesta 7. Como se indicó en el análisis jurídico sobre los contratos de concesión de las áreas de servicio exclusivo (Documento CREG 028 de 2010), el cargo de distribución está definido en el respectivo contrato, tanto el valor como la metodología de actualización. En ese orden de ideas, la Comisión ha considerado improcedente modificar aspectos relativos a este cargo en la medida que el que se debe aplicar en la definición de la tarifa al usuario final, corresponde específicamente al valor definido contractualmente para cada concesionario.

Comentario 8. “(...) La propuesta contenida en la Resolución CREG 032 de 2010plantea que el cargo por comercialización esté compuesto por un componente fijo y un componente variable. Consideramos que al igual que la aplicación del cargo de distribución, debería continuar estando a discreción alidad del comercializador asignar las componentes fijas y variables del cargo de comercialización tal y como lo expresa la Resolución 11 de 2003. De otro lado, solicitamos a la Comisión celeridad en la definición de los cargos por comercialización para las ASE y que de acuerdo con lo señalado por la Resolución CREG 136 de 2008 (5.2.3), consideramos que en la actualidad el margen de comercialización reconocido (Res CREG 011 de 2003) no refleja la problemática asociada

140 ,D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO

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al riesgo de cartera, y en este sentido, solicitamos que el Regulador ajuste en el margen de comercialización el riesgo de cartera, acorde con la coyuntura socio-eeonómica del país en donde se obsen/a una alta composición de usuarios de gas natwal con bajos ingresos, que son los que más contribuyen al déficit en el recaudo por concepto de consumo de gas. (...)"

Respuesta 8. Este tema está siendo abordado por la Comisión a través de la Resolución CREG 103 de 2010 que publicó para consulta la metodología con la cual se calcularán los cargos de comercialización asociados a la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías a usuarios regulados tanto en os mercados diferentes a las ASE como en las ASE.

“(...) El proyecto de Resolución CREG 032 de 2010 está orientadaas compañías

Comentario 8.a crear un nuevo Kst, el cual, tendría aún más efectos negativos tanto para como para los usuarios finales, ya que, un eventual sobrecosto (el cual tiene variables exógenas como precio internacional de petróleo, TRM, etc.) seria diferido en el tiempo, acarreando problemas de cartera y liquidez en las empresas. Esta propuesta interviene mediante un factor de ajuste (Aj) el mecanismo de traslado actual de costos de gas al usuario, pass-through; que corresponde a un esquema de transferencia gradual a las tarifas de los mayores costos por compra de gas y/o cambios en las condiciones de los contratos. Al respecto, no acompañamos la propuesta de la Comisión dado que para que haya consistencia en el tratamiento de costos entre los distintos eslabones de la cadena, los consumidores deben estar en capacidad de percibir la señal de precio del mercado. Esto solamente es factible si el precio de compra se traslada directamen "e al usuario a través de la fórmula tarifaria, tal como se viene aplicando con la Res CREG 011 de 2003, esquema que solicitamos se mantenga. Finalmente, es importante consideramos que conceptualmente este componente propuesto no es ade empresas porque pudiera afectar la suficiencia financiera de las mismas principio fundamental de la ley de servicios públicos. Lo anterior, debidopropuesto en el ajuste está construido a partir de incrementos de costos en las compañías los cuales controlables). (...)"

reiterar que cuado para las la cual es un

a que el techo la inflación, a diférencia de los están asociados a variables (no

Respuesta 9. Se acepta el comentario, resolución definitiva.

El factor de ajuste AJm será éliminado de la

Comentario 10. “(...) En particular, las ASE creemos que es conveniente que seincorpore dentro de la fórmula tarifaria un componente que remunere los cusios asociados al proceso de revisión periódica de las instalaciones internas. Al respecto:

Se considera oportuno que se mantenga la actividad de revisione las empresas.

Por su naturaleza este costo debe tener la connotación de cargo fíj

El Cr que se defina deberá recoger las diferencias en estructuras las empresas, dada la asimetría en composición de mercados.

s en cabeza de

El esquema que se adopte deberá estar por fuera de la base del FS generar un déficit mayor al actual en el Fondo de Solidaridad de Gas Com

de costos entre

SRI, para evitar bustible. (...)”

D-090-12 TARIFAS AREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO141

Sesión No.545

Respuesta 10. El componente de las revisiones periódicas será retirado de la fórmula tarifaria propuesta en la Resolución CREG 032 de 2010. Esto teniendo en cuenta que esta actividad no se puede incluir dentro del costo de prestación del servicio debido a que:

• Esta actividad no está comprendida dentro de la actividad de distribución ni con la cadena de prestación del servicio.

o El mismo Naturgas indicó que esta “Actividad se relaciona con la de Distribución no como una unidad de negocio, sino por una condición de seguridad”; Radicado (CREG E-2010-001586)

o La actividad de revisiones no se relaciona con el consumo ni con la infraestructura de distribución que se remunera en la tarifa,

o Esta actividad no está sujeta al cálculo y aplicación de subsidios y contribuciones.

• Hay que tener en cuenta que de acuerdo con lo establecido en el Articulo 144 de la Ley 142 de 1994, no se pueden cobrar servicios no prestados.

o Ninguna empresa puede cobrar ni establecer dentro de sus facturas servicios que no hayan sido prestados”: TRIBUNAL DE C/MARCA (2012) Sentencia Acción Popular

o Si se reconoce el costo y factura cuando efectivamente se haga la revisión (C/5 años) no coincidirán las metodologías o los periodos tarifarios vs principio de neutralidad de la Ley 142/94.

• El tema de competencia

o La Superintendencia de Industria y Comercio, ha pedido desde el 2005 que se permita la libre elección del OIA.

o La SIC dio concepto favorable a propuesta ajustada de 2012 (res 54/11 ajustada luego del período de consulta) e Informa la existencia de investigaciones contra distribuidoras.

La Comisión a través de la Resolución CREG 059 de 2012, estableció un nuevo esquema para la revisión periódica de la instalación interna. Sin embargo, debido a que en este esquema se establecen unas obligaciones al distribuidor y los costos asociados a estas actividades se remunerarán en el cargo de distribución, este esquema no aplicará para las áreas de servicio exclusivo, considerando que no se puede modificar el cargo de distribución de la concesión.

Comentario 11. En ei tratamiento de este componente, proponemos que sedeje a discrecionalidad del distribuidor su devolución o cobro en un periodo de 3 a 9 meses, con el objeto de disminuir ei impacto cuando !a diferencia de Kst es positiva. Por otro lado, sugerimos que los datos utilizados para el cálculo del Kst, se refieran expresamente a ingreso y volumen residencial tal y como lo contempla la resolución CREG 057 de 1996 y la Resolución CREG 011 de 2003. (...)”

Respuesta 11. Se acepta la solicitud. El esquema del Kst se mantendrá como venía establecido en la Resolución CREG 011 de 2003 y por lo tanto se ajustará lo pertinente en la resolución definitiva.

142D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO K t

Sesión No.545

Comentario 12. “(...) Consideramos que el planteamiento delequivocado al pretender que el concesionario renuncie a los desequilibrio^ establecidos en el contrato y relacionados con los temas tarifarios, por cua modificación regulatoria posterior podria afectar la suficiencia operativa o fina ASE, lo cual, es contrario a los principios de igualdad y de reconocimiento de establecidos en la ley y en contrato, además es importante mencip, encontramos antecedente alguno de renuncia a derechos de otra u otras servicios públicos cuando estas se han acogido a una opción tarifaria. Por acompañamos la propuesta particular de renuncia a los desequilibrios por cambio que no sabemos en la actualidad y a futuro que tipo de consecu traer a las compañías. (...)"

Regulador es económicos

nto, cualquier nciera de las los derechos nar que no

Compañías de o anterior, no ratarse de un encías podría

ta

Respuesta 12. Esta condición fue establecida en la medida que regulatoria se planteó como una opción tarifaria que podrían o n concesionarios, y principalmente responde a una solicitud realizada por e Minas y Energía. Ahora bien, por las razones y consideraciones que Comisión y que se presentarán en el numeral 4, la nueva propuestá modificación a la fórmula tarifaria que en la actualidad aplican las A principalmente unificar en todos los mercados, la manera como se estable^ prestación del servicio de gas natural.

Respuesta 13. Tal como se indica en el documento soporte de la consulta (D-028 de 2010), en el aparte donde se analiza el alcance de la la concesión (Numeral 3.3), se indica que:

“ (■■■)

la propuesta acoger los

Ministerio de revisado la

implica una SE buscando e el costo de

3.2. Isagen

Comentario 13. Isagen resalta la propuesta de opción tarifaria para fin de resolver los problemas de equilibrio económico de los concesiona áreas, por los cual redundara en su sostenibilidad y la consolidación del rr, natural, no obstante creemos pertinente manifestar que el esquema p, exclusivamente para el servicio público domiciliario de gas combustible tuberías en áreas de servicio exclusivo a usuarios regulados y que en ningú, establece disposiciones para usuarios no regulados de dichas áreas.

as ASE con el ríos de dichas ercado de gas

repuesto aplica por redes de

>n momento se

resolución en Exclusividad de

- Únicamente la actividad de distribución será objeto de la exclusividad.

- Los grandes consumidores podrán conectarse libremente a un gas* transporte.

- La actividad de comercialización ser hará por cuenta y ri< concesionario.

oducto de

:ésgo del

- Los usuarios exclusivos del concesionario son los pequeños consu¡ aquellos grandes consumidores que se conecten al sistema de di¡ del área de servicio exclusivo.

unidores y 'istribución


&

Sesión No.545

En este orden de ideas, los grandes consumidores (usuarios no regulados) ubicados en áreas de servicio exclusivo, pueden seleccionar libremente el comercializador que los atienda.

3.3. Gas Natural

Comentario 14. “(...) En la propuesta contenida en las Res CREG 032 2010 plantearemunerar la actividad de comercialización mediante un cargo máximo con una componente fija y otra variable. La comisión establece en la en la Res. 032 (art 4 pg 10) que "hasta que la CREG no indique ¡o contrario, este valor corresponderá a! cargo o margen máximo establecido en las Res CREG 057 de 1996. En este sentido, se considera apropiado que la CREG defina en el corto plazo el esquema de remuneración de la comercialización mediante el cual se establecerán los cargos definitivos de las ASE, dado que conviene armonizar el inicio de la aplicación de la opción tarifaria con el reconocimiento de los costos de comercialización para estas áreas, debido a la necesidad de desarrollar igualdad tarifaria en las condiciones de la actividad de comercialización respecto a las áreas de servicio no exclusivas. De hecho, la misma comisión mediante comunicación s-2010-00645 planteo la posibilidad de establecer un régimen independiente de comercialización para las áreas, dado que “.. .la dinámica del sector ha cambiado generando nuevas condiciones en el mercado...” (pag 7). Por lo anterior, la propuesta de esquema de remuneración que se defina deberá remunerar las actividades del comercializador como facturación, lectura, critica, precritica, recaudo, cobro, ajuste de medidores, medición de consumo, publicidad, propaganda, difusión, atención a! diente, gastos personales, gestión del gas y otros gastos generales, que pueden variar por condiciones particulares del mercado, como la dispersión de los clientes, la cultura de pago y el grado de acceso a la tecnología. (...)”

Respuesta 14. Estos aspectos están siendo abordados por la Comisión en la Resolución CREG 103 de 2010 cuyo ámbito de aplicación incluye la remuneración de las actividades de comercialización de gas combustible a usuarios regulados a través de sistemas de distribución, en cualquier municipio del país, incluyendo aquellos donde la prestación del servicio se haga bajo el esquema de áreas de servicio exclusivo.

Comentario 15. Definición del mercado relevante. Sugerimos, para mayor claridad,que la comisión comente si el "cargo respectivo" que se refiere es el de comercialización.

Respuesta 15. Se acepta la sugerencia. El ajuste se reflejará en el texto de lanorma definitiva.

Comentario 16. “(...) Esta propuesta es conveniente dado que se eliminaría el riesgoasumido por el comercializador originado por la predicción anual, que genera incertidumbre en los ajustes correspondientes del Kst, y por ende, complejidad en el manejo de la formula, sin embargo tenemos las siguientes apreciaciones: El artículo 9 de la Res 032/10 define el ingreso total bruto (NRt-1) por ventas de gas natural sobre usuarios regulados en el año t-1. Consideramos que la propuesta regulatoria debe ajustarse de tal manera que se mantenga el alcance de lo establecido en la Res CREG 057 de 1996 en el sentido que el Kst causado aplica únicamente sobre los pequeños consumidores residenciales. El factor QRt-1 deberá corresponder a los volúmenes vendidos a usuarios residenciales, de la misma manera en que se definió la opción tarifaria de las Res CREG 07 de 2000, en la que la comisión mantuvo la aplicación del Kst causado sobre los usuarios residenciales. Lo anterior a fin de dar consistencia al nuevo mecanismo de traslado o recuperación de costos no considerados en las proyecciones, con la aplicación actual de la Res 057 de 1996 y más cuando la aplicación del Kst

144 ,D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO ^

Sesión No.545

causado dentro de la opción tarifaria planteada tendrá vigencia finita. Creemos que la aplicación de Kst sobre la totalidad de los usuarios regulados generaría cambios estructurales en los procesos actuales de facturación de la compañía que pe temporal no se requieren y que generan necesidad de adaptaciones operativas con implicaciones de costos para las empresas.

Finalmente, respecto a lo planteado sobre en número de periodos comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones c siguiere que el comercializador tenga mayor flexibilidad en la temporalidad pa. de la opción tarifaria, y no estrictamente sobre seis (6) facturaciones cons< está planteado en la resolución. Lo anterior, a fin de que el usuario perc impacto en los valores a cobrar y/o devolver por concepto de kst. (...)”

en donde el recaudos, se <ra aplicación

ecutivas como <ba un menos

Respuesta 16. Ver Respuesta 11.

Comentario 17. “(...) Se considera que las alternativas de suministro que provee laregulación para contemplar la obligación de continuidad por parte del presi ador, deberán ser sostenibles, tener en cuenta la escala de los sistemas de distribución, y ser técnica y financieramente viables, a fin de no sacrificar competitividad en los mercados atendidos. Al respecto del parágrafo 2 del artículo 5 de la res 032 de 2010, solicitamos que la resolución definitiva aclare los costos que se trasladen al usuario regulado por concepto de adquisición del producto deberán corresponder al promedio de los obtenidos por las compras de gas, tal como está definido en el parágrafo 1 del artículo 1 de 07 de 2009, independiente del campo y del tipo de contrato que se establei como está planteado en la resolución 032, se interpreta que cuando se natural de campos con precio regulado, el costo de compras de gas no deberá ser mayor al precio máximo regulado (PMR). En este sentido los valores de la compras de gas con destino al mercado regulado asociados a contratos de compra de gas definidas en la resolución CREC 070 del 2006, deberán trasladarse en su totalidad en el componente de compras de gas (Gm). (...)”

'as Res CREG zea, dado que suministra gas

Respuesta 17. Ver Respuestas 1 y 4.

Comentario 18. “(...) Respecto a la expresión de cálculo de componente costo detransporte de gas combustible, en los términos de principio de suficiencia financiera de la ley 142 del 1994, es adecuado que la variable CTTm-1 de la formula tarifaria incorpore costos asociados a los servicios que ofrece el trasportador al comercializador que atiende usuarios regulados para asegurar la continuidad en la prestación especialmente en las situaciones de grave emergencia, caso del servicio de parqueo y transporte de gas fuera de especificadores entre otros. Adicionalmente vemos adecuado que les permita a las empresas apropiarse de los excedentes que obtenga/ gestión de venta de capacidad de transporte en el mercado secundario. (.


Comentario 19. “(...) Tratamiento del porcentaje reconocido deartículo 8 de la resolución CREC 032 del 2010 plantea que para calcular el sistema de distribución, el agente las determinara con base en el balanc 12 meses anteriores al mes m, y trasladara al usuario final el valor re balance, con un límite de 2.5%. En este sentido, se solicita a la CREG qué de discusión de las Res 178 de 2009, lo que se adopte respecto a tratamie para las empresas de distribución de áreas no exclusivas en el siguiente debería aplicarse en las áreas exclusivas. Esta solicitud es const


n a partir de sur

pérdidas (P). El las perdidas en e de gas de los

Quitante de este en el contexto

■nto de pérdidas periodo tarifario, istente con las

145

W

Sesión No.545

recomendaciones dadas en el anexo 4 del documento CREC 135 de 2009 que señala; ante al ausencia de datos confiables en el caso colombiano se recomienda reconocer la cifra actual de perdidas en distribución con un máximo de 2.5%...”. La anterior solicitud se sustenta en que para poder hacer un cálculo confiable del balance de gas y por ende de las pérdidas reales en un sistema de distribución habría que contar con: un inventario inicial, las entradas, las salidas y un inventarío final, lo cual es muy complejo por cuanto las presiones de operación de las redes son muy variables de hora a hora; existe dificultad en ¡a toma de lecturas de todos los clientes en un periodo inferior a 24 horas y la mayor parte de los clientes no residenciales no cuentan con medición remota en tiempo real ni tampoco están interesados en invertir en estos dispositivos. Adicionalmente, los daños en el sistema originados por terceros son muy frecuentes y calcular el gas perdido, dependería de diferentes factores (i.e presión) los cuales varían en cada punto de la red.(...)”


Comentario 20. "(...) La CREG señala que el cargo de distribución es aquelcontenido en el respectivo contrato de concesión celebrado entre el ministerio de minas y energía y el concesionario. Si bien, la clausula 36 del contrato de concesión establece el mecanismo de ajuste del cargo promedio máximo unitario de distribución (Dm), solicitamos a la comisión que la actualización del Dm sea de carácter mensual. Esto, a fin de armonizar los mecanismos de ajuste de los diferentes componentes y permitirle trasladar al usuario las señales de precio por efecto de las variaciones de las variables macroeconómicas. Adicionalmente, consideramos que el mismo tratamiento deberá darse al cargo de comercialización, actualmente definido en el artículo 107.1.4 de la Res CREG 057 de 1996. Finalmente, se solicita a la CREG permitirle al comercializador establecer el cargo de distribución en componentes fijos y variables. Lo anterior, le permitiría al comercializador disponer de herramientas tarifarias para incentivar consumos en segmentos elásticos del mercado. (...)”

Respuesta 20. El objeto de la propuesta contenida en la resolución era ofrecer a losconcesionarios de (as ASE acogerse a una opción tarifaria para apficar las mismas fórmulas del resto de los mercados donde se comercializa el gas natural a usuarios regulados. No obstante, la propuesta se plantea considerando las limitaciones contractuales que existen, en particular lo relativo al cargo de distribución y su actualización, aspectos que están definidos por el contrato de concesión y por lo tanto no pueden ser modificados por la regulación.

Comentario 21. “(...) La propuesta de la Res CREG 178 de 2009 incorpora un factorde ajuste (Aj) como mecanismo de traslado de costos a través de un esquema de transferencia gradual a las tarifas de los mayores costos por compra de gas y/o cambios en las condiciones de los contratos. A i respecto, consideramos que la propuesta de ¡a comisión no es conveniente, dado que para que haya consistencia en el mecanismo de costos entre los distintos eslabones de la cadena los consumidores deben estar en la capacidad de percibir la señal del precio del mercado. Esto solamente es factible si el precio de compra se traslada directamente al usuario a través de la formula tarifaria. (...)”


Comentario 22. “(...) En el contexto de las disposiciones regulatorias sobre lanecesidad de incorporar alternativas de confiabilidad, el regulador contempla la posibilidad de tener en cuenta en la formula tarifaria un componente de confiabilidad (Ce), el cual será determinado con base en el estudio “determinación y valoración económica de

146D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO vy.

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alternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad del se, natural a los usuarios del mercado de distribución" (convenio ANH-FENrespecto, nos permitimos señalar la conveniencia de esta propuesta dado que losmecanismos de confiabilidad que se adopten permitirán garantizar la com prestación del servicio para los mercados de distribución en los términos de

vicio de gas 01 2007). Al

inuidad en la la ley 142 de

1994. En tal sentido, se sugiere que el cargo por confiabilidad sea cobrado a todos losusuarios que conforman el mercado de distribución, esto, dado que la beneficiaría a todos los usuarios que hacen uso de la red de distribución.(...)

Respuesta 22. Como se establece en el proyecto de resolución, confiabilidad y su remuneración será desarrollado por la Comisión en reg por lo que serán considerados estos aspectos en dicho análisis.

el tema de la .ilación aparte

Comentario 23. “(...) Acorde con los planteamientos de los agentes dicomisión prevé incorporar dentro de la formula tarifaria los costos asociadosrevisión periódica de las instalaciones internas. Al respecto: Se considera oportuno que semantenga la actividad de revisiones en cabeza de las empresas. En Cr deberá recoger las diferencias en las estructuras de costos entre las emp asimetría en composición de mercado. El esquema que se adopte deberá del FSSRI. (...)’’

confiabilidad

stribuidores la al proceso de

que se defina r'esas, dada la estar por fuera


Comentario 24. “(...) El numeral 5 del artículo 4 establece que el concesionario queacoja la opción tarifaria deberá renunciar a solicitar al concedente cualquier tipo de reconocimiento de un desequilibrio económico por efecto de modificaciones regulatorias. Al respecto, consideramos que la resolución definitiva deberá dejar explícito que la renuncia al reconocimiento de desequilibrio económico está asociada estrictamente a los cambios de la estructura de la formula tarifaria, tal como está definido en la clausula 50 del contrato de concesión. En este sentido, se deben conservar las demás causales de solicitud de restablecimiento económico del contrato de concesión. Finalmente gas natural considera fundamental para la sostenibilidad y desarrollo del sector de gas natural, contar con una regulación que otorgue incentivos adecuados para garantiza\ la expansión

amiento de lasnatural del servicio en condiciones de viabilidad financiera, con el aprovect economías de escala, las cuales, se trasladarían al usuario via menor cesto en la tarifafinal, en términos de los criterios de eficiencia económica y suficiencia fina, 142 de 1994. (...)”

nciera de la ley

Respuesta 24.

3.4. Naturgas

Ver Respuesta 12.

Comentario 25. Destacamos la inclusión de normas que regulen un cargo por confiabilidad y la remuneración de los costos asociados a las revisiones internas. Sobre este último aspecto anotamos que la opinión del sector se enmarca dentro del documento que Naturgas elaboró y presentó para este tema. Consideramos que las actividades de revisión no presentan diferencias en los mercados exclusivos y no exclusivos por lo cual nuestra consideración es que se regulen en la forma propuesta en mencionado con anterioridad.

Respuesta 25. Ver respuesta 10


el documento

147

Sesión No.545

Comentario 26. "(...) Como previamente lo indicamos la propuesta regulatoria esuna aproximación positiva para el tema de las ASE, sin embargo, la propuesta debe acompañarse de normas que regulen el cargo por comercialización eficiente que remunere las actividades, lo cual, debe darse, con una propuesta metodológica que sea susceptible de amplia discusión."

Respuesta 26. Ver respuesta 8

Comentario 27. "(...) Desarrollo de los comentarios presentados con anterioridadpara la propuesta de formula tarifaría contenida en la Resolución CREG 178 de 2009.’’

Respuesta 27. Los comentarios realizados por Naturgas a la propuesta contenida en la Resolución 178 de 2009 fueron atendidos en el documento soporte de la resolución que establece Ja nueva propuesta de la fórmula tarifaria.

Comentario 28. “Factor Kst. Consideramos que el alcance de aplicación propuesto de cubrir la totalidad de la demanda regulada no es el más adecuado, dado que actualmente las distribuidoras calculan para sus mercados de áreas exclusivas, de acuerdo a la normatlvidad vigente, un factor kst con base en los ingresos y el gas vendido a usuarios residenciales únicamente. Definir un alcance mayor generaría cambios estructurales que dificultan los procesos de facturación de las empresas. En atención a lo anterior solicitamos se conserve el alcance actual de aplicación correspondiente únicamente al mercado residencial.

Otro aspecto que solicitamos se analice es la pertinencia de que el factor kst se incorpore al cargo variable de la fórmula tarifaria. Lo anterior teniendo en cuenta el que kst, como está concebido, se entiende será un valor fijo que se devolverá o cobrará durante un período de tiempo a los usuarios que tuvieron cobro por el servicio durante el año t-1. Al sumarlo al cargo variable y multiplicar este factor por el consumo del usuario se estaría cobrando o devolviendo un mayor o menor valor al calculado.

Finalmente, respecto a lo planteado sobre el número de periodos en donde el comercializador efectuará los ajustes correspondientes a las devoluciones o recaudos, se sugiere que el comercializador tenga mayor flexibilidad en la temporalidad para aplicación de la opción tarifaria, y no estrictamente sobre seis (6) facturaciones consecutivas como está planteado en la propuesta de Resolución. Lo anterior, a fin de que el usuario perciba un menor impacto en los valores a cobrar y/o devolver por concepto de K s t"


Comentario 29. “Dentro de la fórmula del cálculo del componente Gm propuesta, se incorporan dos poderes caloríficos, el primero se refiere al PC medido en las estación de puerta de ciudad con el cual se calcula la energía Em-1, el segundo corresponde al que permite transformar las unidades de energía a volumen. Consideramos conveniente precisar con mayor precisión su definición si bien, entendemos, se refiere al poder calorífico de referencia (1000 BTU/PC). ”


Comentario 30. “Consideramos conveniente que la resolución definitiva genere una claridad en que los costos que se trasladen al usuario regulado por concepto de adquisición del producto deberán corresponder al promedio de los costos obtenidos por compras de gas, tal como está definido en el Parágrafo 1 del Articulo 1 de la Res CREG

148D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO fcx

Sesión No.545

007 de 2009, independiente del campo y del tipo de contrato que se establezca, dado que como está planteado en la Resolución CREG 032/10, se interpreta que cuando se suministre gas natura! de campos con precio regulado, el costo de compras de gas no deberá ser mayor al Precio Máximo Regulado (PMR)

Respuesta 30. Ver Respuestas 1 y 4.

Comentario 31. "Solicitamos se evalúe lo relacionado al tratamiento (m3) utilizado para el cálculo del costo unitario de transporte, es convenient) la energía que llega a las estaciones de puerta de ciudad debe tratarse de al cálculo del volumen en el componente Gm.

del volumen 'e aclarar que

manera similar

Por otro lado solicitamos sea aclarado si el término estándar en la definición Vlm-1 que hace parte de la fórmula del costo del componente de Transport< la definición contenida en la resolución CREG 067 de 1996 que posteriormente por la resolución CREG 008 de 2009 en donde se determi las condiciones de presión de referencia para determinar los volúmenes a usuarios finales. ”

de la variable e se refiere a se modificó

na entre otras facturar a los


Comentario 32. Ta definición de la variable Dm presentada en el proyecto de resolución hace referencia al contrato de concesión celeb Ministerio de Minas y Energía y el concesionario. Al respecto solicit actualización de este componente se defina de forma mensual con e armonizar los mecanismos de ajuste propuestos para los demás componen


artículo 4 del rado entre el amos que la propósito de

es.

Comentario 33. “Teniendo en cuenta el origen de la situación comerá la devolución de cobros, solicitamos que este componente no sea incluido tarifaria, dado que la inclusión del mismo implicaría la aplicación a usuarios no es consistente."

úal que conlleva en la formula

nuevos lo cual

Respuesta 33. Se considera necesario dejarla dentro de la fórmula tarifaria con el fin de facilitar la aplicación por parte del comercializador durante la transición de la aplicación de este factor. Igualmente, como la actualización del cargo de distribución continuará realizándose anualmente conforme a lo establecido en los contratos de concesión, este factor seguirá estando dentro de la fórmula mientras se condiciones de dichos contratos.

Comentario 34. “El numeral 5 del Artículo 4 de la Resolución e concesionario que acoja la opción tarifaria deberá renunciar a solicitar cualquier tipo de reconocimiento de un desequilibrio económico modificaciones regulatorias.

mantengan las

ptablece que el al concedente

por efecto de

Entendemos el sentido de la norma busca generar una seguridad jurídica voluntad discrecional para que los agentes puedan acogerse a la propu encuentre en firme. Sin embargo, para que manifestación de voluntad se norma debe ser clara sobre su alcance y los efectos que se derivan. Asi que la renuncia opera solamente respecto al desequilibrio económico qu por los cambios en la estructura de la fórmula tarifaria, tal como estq


respecto a la ésta una vez se pueda otorgar la

debe ser claro 9 pudiese darse

definido en la149

Sesión No.545

Cláusula 50 del Contrato de Concesión. Así mismo, ¡os efectos que se producen por la renuncia no cobija los posibles desequilibrios que pudiesen causarse por situaciones y hechos distintos a los previstos en el Artículo 50 del contrato de ASE. Esta claridad debe ser expresa y contenida tanto en los documentos soportes como en las correspondientes resoluciones. ”

Respuesta 34. Estos aspectos se encuentran analizados en el numeral 4 de este documento y el comentario ha sido considerado en la nueva propuesta regulatoria.

4. POR QUÉ NO ES VIABLE LA OPCIÓN Y POR QUÉ SE REQUIERE AJUSTAR LA FÓRMULA TARIFARIA

Según el Documento CREG 028 de 2010, la propuesta de modificación de la fórmula tarifaria aplicable en las áreas de servicio exclusivo se sustentó en los siguientes elementos de mercado que habían cambiado desde 1996 cuando se expidió la Resolución CREG 057.

- El nivel de desarrollo y penetración del gas en el interior del país.El balance oferta vs demanda de gas natural.El esquema de negociación del suministro de gas.Los nuevos requerimientos de confiabilidad.

Ahora bien, desde la expedición de la propuesta regulatoria se han sumado nuevos elementos que justifican también el ajuste de la fórmula tarifaria de la Resolución CREG 057 de 1996, los cuales se presentan a continuación.

En junio de 2011 se expidió el Decreto 2100, por el cual se establecen mecanismos para promover el abastecimiento nacional de gas natural. En el artículo 18, se establece que los agentes podrán incluir dentro de su plan de inversiones aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad del servicio de gas natural.

Con base en lo anterior, la Comisión se encuentra trabajando en definir el mecanismo para incorporar este tipo de Inversiones en la tarifa al usuario final y en cualquier caso, dicha regulación será aplicable a todos los mercados del país incluyendo las áreas de servicio exclusivo.

El mismo decreto en el artículo 20, indica que la CREG deberá evaluar la necesidad de implementar la prestación del servicio de gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural. El objetivo de este servicio, como se establece en el mismo decreto, es propender por el uso eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, y al mismo tiempo mejorar la coordinación entre los agentes operacionales.

Este servicio deberá ser remunerado y la CREG debe establecer la metodología tanto para seleccionar este agente como para remunerar los servicios que se presten. Por lo anterior se debe Incluir un componente en la fórmula tarifaria para remunerar los costos de este servicio al agente seleccionado. Mientras la CREG establece estos parámetros (en resolución y documento independiente) el valor de este componente en la fórmula tarifaria será igual a cero.

D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO150 ,

Sesión No.545

Finalmente y teniendo en cuenta el estudio realizado por la UTP sobré medición e instrumentación, se identificaron ajustes específicos a la forma como deben calcularse el componente G, el T y las pérdidas (según lo expuesto en las secciones í> y 6 de este documento). Es importante tener en cuenta que el porcentaje de pérdidas no se incorpora de manera explícita en la fórmula tarifaria de la Resolución CREG 057 de 1996, razón por la cual también debe ser ajustada y unificada la fórmula que utilizarán lo^ agentes del resto del mercado.

4.1. Aspectos jurídicos

Tal y como se indicó en el Documento CREG 028 de 2010, soporte de la Resolución CREG 032 del mismo año, el régimen tarifario aplicable a las áreas de servicio exclusivo corresponde al definido en la Resolución CREG-057 de 1996 en lo relacionado con la fórmula tarifaria y los demás componentes de la misma, distintos al cargo eje distribución, el cual fue pactado en los respectivos contratos de concesión.

A pesar de que el cargo de distribución hace parte del contrato de cono para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas na forma exclusiva en las áreas de servicio exclusivo, la CREG conserva legales para determinar, revisar, modificar y/o prorrogar las fórmulas tarifariá

esión especial itüral por red en $us facultades s.

En este orden de ideas, conviene mencionar que la Cláusula 35 de lo^ contratos de concesión establecen que:

“Régimen tarifario general: (...)

Cuando la CREG modifique la fórmula tarifaria general de manera equilibrio económico del contrato se procederá a su restablecí términos de las cláusulas 50 y 51 de este contrato, según sea el caso

que afecte el viento en los

En igual sentido, la Cláusula 38 de los contratos de concesión determina que: “En todocaso, el CONCESIONARIO deberá cumplir con las disposiciones de lev u las expedidaspor la Comisión de Regulación de Energía y Gas que obliguen al CONCESIONARIO enmateria de tarifas. Cuando estas disposiciones afecten el equilibrio econó. objeto de restablecimiento por parte del CONCEDENTE, de confon estipulaciones de este contrato”. (Subrayado fuera del texto original)

mico, éste será midad con las

Y, de manera concordante, los contratos de concesión establecen en la cláusula 50cuándo procede el restablecimiento del equilibrio económico del contrato la estructura de la fórmula tarifaria general determinando que:

"Cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas modifique la composición, o estos dos elementos de la fórmula tarifaria general cláusula 30 de este contrato sin alterar el cargo promedio máximo unitarli distribución pactado en ese contrato en esa cláusula, v esta modificaciónaltere el equilibrio económico de tal manera que el CONCESIONARIO nc

)or cambios en

estructura, la contenida en la

o de la red de de la fórmula

pueda cumplirn la cláusula 10 NTE un estudio

con los compromisos de expansión de la cobertura del servicio pactados e de este contrato, el CONCESIONARIO podrá presentar ante el CONCEDE que demuestre la forma en que el cambio afecta la capacidad del CONCESIONARIO para alcanzar las coberturas pactadas; con base en el análisis del estudio presentado, las partes acordarán la modificación de las coberturas pactadas, si este evento ocurre durante los ocho (8) rimeros años contados a partir de la fecha máxima de prestación del servicio prevista en la cláusula 24 de este contrato y si


iniciación de la las coberturas

151 tN

Sesión No.545

pactadas no han sido ya alcanzadas por el CONCESONARIO. En todo caso, para restablecer el equilibrio económico del contrato, se aplicará el factor de ajuste establecido en la cláusula 44 de este contrato". (Subrayado fuera del texto original)

De acuerdo con lo establecido en los contratos de concesión y según información del Ministerio de Minas y Energía4, las metas de expansión de los concesionarios han sido superadas, por lo que se descarta la posibilidad de que se configure un desequilibrio económico del contrato, derivado de modificaciones en la estructura, la composición, o estos dos elementos de la fórmula tarifaria general contenida en la cláusula 30 de este contrato, según lo establecido en el artículo 50 de los contratos de concesión antes citada.

De otra parte, el contrato de concesión establece en la cláusula 51 la forma en que el CONCEDENTE deberá, con cargo a su presupuesto compensar anualmente al CONCESIONARIO cuando la Comisión de Regulación de Energía y Gas expida regulaciones aplicables al CONCESIONARIO en la ejecución del contrato que modifiquen ías condiciones pactadas en relación con el cargo promedio máximo unitario de distribución pactado y esta modificación altere el equilibrio económico de tal manera que el CONCESIONARIO no pueda recibir la remuneración prevista por los consumos de los usuarios por él atendidos dentro del área. Además, establece que en este caso deberá acordarse la forma de modificación de estas fórmulas, de tal manera que el equilibrio económico del contrato se pueda restablecer en los eventos relacionados con el ajuste del cargo promedio máximo unitario de distribución en una forma sustancialmente equivalente a la originalmente prevista.

Al respecto, como se verá más adelante (numeral 6), la propuesta no modifica el cargo promedio máximo unitario de distribución pactado, por lo que también se descarta un eventual desequilibrio económico del contrato.

En conclusión, la modificación propuesta a la fórmula tarifaria contenida en la Resolución CREG 057 de 1996, aplicable en las áreas de servicio exclusivo, no puede configurar, a la luz de lo establecido en los contratos de concesión que rigen la prestación del servicio en las áreas de servicio exclusivo, un desequilibrio económico del contrato. Es decir, conforme a las cláusulas contractuales, las modificaciones propuestas no afectan el equilibrio económico del contrato y por tanto no podrían generarse reclamaciones por los concesionarios asociados a los cambios en la estructura de la fórmula tarifaria.

De otro lado, teniendo en cuenta lo establecido en la Cláusula 28 de los contratos de concesión de las áreas de servicio exclusivo establece que “(...) El CONCESIONARIO empleará gas natural en la ejecución del contrato. La utilización de otro tipo de gas combustible sólo podrá ser realizada de contarse con autorización escrita del CONCEDENTE, previa justificación de la necesidad de emplear otro tipo de gas. Se procurará el uso de gases intercambiables que no afecten el normal desempeño de los artefactos (...)’’, se hará una mención expresa a esta cláusula en la Resolución propuesta, toda vez que la misma contempla el uso de gas aire propanado, o gas natural sintético.

4.2. Propuesta

Cuando se establece una opción tarifaria debe ser atractiva para el mercado ya sea porque (leva a un menor costo para el usuario o un mejor servicio a mayor costo, lo cual

http //www minminas.Qov co/m¡nminas/downlciads/UserF¡les/File/GAS/Gas%20Natijral/Expansion%20Geoarafica.odf

D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO152 ,

Sesión No.545

no se cumple en este caso pues deben considerarse en la formula tarifaria componentes necesarios para determinar el costo real de prestación asegurar la confiabilidad del servicio, y recuperar todos los costos aso aprovisionamiento del gas natural para atender sus mercados. Adicic pretende que los usuarios de las ASE también se puedan beneficiar de esq los asociados a la gestión de información operativa y comercial del sector.

todos los del servicio,

tiados con el pálmente, se uemas como

De acuerdo con lo anterior, la Comisión ha considerado necesario modifip tarifaria que en la actualidad rige para las áreas de servicio exclusivo, de t las empresas de estos mercados tengan las herramientas suficientes para costo real del servicio.

Como se ha mencionado en documentos anteriores, es claro que la corrí establecer la fórmula tarifaria es exclusivamente de la CREG, con lo cual se al hacer la nueva fórmula obligatoria y modificar la vigente, no se estarían contratos de concesión.

ar la fórmula 1̂ manera que determinar el

petencia para confirma que afectando los

Por lo anterior, se propone a la Comisión modificar la Fórmula Tarifaria Resolución CREG 057/96 y aplicable en las áreas de servicio exclusivo, propuesta no altera el cargo máximo de distribución aplicable por los con las áreas de servicio exclusivo.

5. ANÁLISIS

5.1 FÓRMULA DEL COSTO DE COMPRAS DE GAS (Gm)

Dentro del estudio realizado por la CREG con la Universidad Tecnológ (UTP), se revisaron las fórmulas vigentes para determinar el componente gas natural (Gm) a trasladar al usuario final en la factura mensual.

Según los análisis realizados por la UTP, la fórmula que se estableció en e la Resolución CREG 011 de 2003, así como lo establecido en el Código (Resolución CREG 067 de 1995), no contemplan de manera precisa la debe hacerse por concepto de las diferencias de calidad del gas, especí; gases que tienen poder calorífico diferente a 1.000 BTU/pc.

contenida en la La modificación cesionarios en

ica de Pereira le compras de

Artículo 35 de de Distribución corrección que icamente para

En efecto, Ja Resolución 011 de 2003 contiene la siguiente fórmula (Ariículo 35) para determinar el costo de compras de gas (Gm) a trasladar al usuario final:

Gm = , * TR M m - im-1' m - 1

Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de ga^ natural para el mercado de Comercialización, aplicable en el mes m.

CTGm--f = Costo total de compras de gas en el mes m-1, en USD, destiná< de Usuarios Regulados, sin incluir pérdidas de gas, costos penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u oí regulados.


do al mercado de transporte,

tros cargos no

153

Sesión No.545

Em- 1 = Volumen de gas medido en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad, expresado en términos de energía con el Poder Calorífico promedio del gas medido en dichas Estaciones de Puerta de Ciudad (MBTU).

T R M ^, = Tasa de Cambio Representativa del Mercado dei último día del mes m~1.

PCm., = Poder Calorífico del gas en el mes m-1, expresado en MBTU/m3, calculado de acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución CREG-067 de 1995 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen.

Por su parte, el Código de Distribución establece que en caso de facturar el gas en volumen, este debe expresarse en metros cúbicos a temperatura de 15.56 grados centígrados, y a una presión atmosférica absoluta de 1.01325 Bar. En esta facturación se asume un gas de referencia con poder calórico de 37.253 kj/m3, (1000 BTU/pies3).

Ahora bien, si el cargo por metro cúbico consumido a facturar se determina multiplicando el número de metros cúbicos de gas entregado por el poder calórico del gas entregado expresado en k j dividido por 37.253, se obtiene un factor de corrección que es adimensional que termina por ajustar la cantidad de gas entregada con su correspondiente poder calorífico (el poder calorífico medido en la red de distribución, es decir, el valor más cercano a lo que recibe el usuario), es decir:

( ' T ('rzm —_____ * VOL * PC

r r s ' t ¡je t~) / 1 u SU t i f i o

atygate citygate

Donde,

VOLmuarto\ Es el volumen de gas combustible entregado al usuario y determinado a partir del medidor.

PCmwrm : Es el poder calorífico del gas combustible que está siendo distribuido en la red y medido en los calorímetros del distribuidor.

Con respecto a lo establecido en el Código de Distribución, la UTP afirma lo siguiente en sus informes:

"Con relación a la expresión “En esta facturación se asume un gas de referencia con poder calorífico de 37.253 kJ/m3 (1000 BTU/pie3) ”, no se indica en ninguna parte de ia reglamentación de la CREG porqué se toma este valor y porqué es necesario usar un poder calorífico de referencia para la facturación. Tampoco se conoce a nivel oficial cual (sic) es el valor único de [$/m3] de gas a un Poder Calorífico de referencia que le de sentido a este numeral. “

Nótese que los únicos pozos regulados son OPON y Ballenas y su fórmula tarifaria sólo se encuentra regulada en cuanto al precio máximo que tiene como referente el de New York Harbor Residual Fuel Oil 1.0% Sulfur LP Spot Price, según la serie publicada por el Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information Administration - www.eia.doe.gov). Además el precio del gas no está referencíado a un poder calorífico.

Con relación a la expresión “El cargo por metro cúbico consumido a facturar se determinará multiplicando el número de metros cúbicos de gas entregado, referidos a

154 '•D-090-12 TARIFAS ÁREAS DE SERVICIO EXCLUSIVO ^

http://www.eia.doe.gov

Sesión No.545

condiciones estándar, por el poder calorífico def gas entregado expresado dividido por 37.253 kJ/m3”, lo anterior no cuenta con significado, dado que lo que se corrija el volumen por el factor de corrección por poder calorífico, cu establece un costo de [$/m3] a un poder calorífico de referencia y este encuentra inmerso en los diferentes componentes tarifarios."

én

Para conocer la aplicación que hacen los diferentes agentes en lo esta Resoluciones CREG 067 de 1995 y 011 de 2003, la Comisión con el apo^ realizaron visitas a los diferentes agentes distribuidores-comercializadores se analizaron los siguientes aspectos:

kJ/m lógico es ando se

costo se

Ólecido en las o de la UTP, en las cuales

Aplicación de las fórmulas tarifarias según las Resoluciones CREG 011 de 2003 y sus correspondientes modificaciones.

Revisión del procedimiento para generar el balance volumétrico.

057 de 1996 y

Revisión de los procedimientos que establecen las exigencias distribución, Resolución CREG 067 de 1995 con relación a la clase sus procedimientos de calibración y sus sistemas de ¡nstrumentaciór

qel código de de medidores,

Revisión de los procedimientos que corrigen la lectura del voló consumidor de acuerdo a la Resolución CREG 067 de 1995 y sus m

En estas visitas se encontraron diferentes interpretaciones a la aplicación de) Articulo 35 de la Resolución CREG 011 de 2003, como se presenta tabla:

men leído al odificaciones.

de la fórmula én la siguiente

Agente CTGm-1 Em-1 PCm-1Gases de Occidente

Costo total de compra en el mes m-1 tal como lo factura el productor

Energía comprada en MBTU en el mes m-1 dividida por el poder calorífico de referencia

Poder calorífico (Je referencia, 000 BTU/pie3

SurtigasCosto total de compra tal como lo factura el productor

Volumen medido en puerta de ciudad en el mes m-1 por el poder calorífico entregado por el transportador

Poder calorífico e referencia, 000 BTU/pie3

Gas NaturalCosto total de compra tal como lo factura el productor

Volumen medido en puerta de ciudad en el mes m-1 por el poder calorífico en puerta de ciudad

Poder calorífico de referencia, I00O BTU/pie3

EPM

Costo total de compra tal como lo factura el productor

Energía expresada en términos del volumen medido en puerta de ciudad en el mes m-1 y el poder calorífico promedio en puerta de ciudad.

^der calorífico (Je referencia, I000 BTU/pie3

Fuente: Universidad Tecnológica de Pereira

Para efectos de facturación al usuario final, es necesario ajustar el Código de Distribución en lo relativo a la determinación del volumen, ya que se debe aclarar que el volumen medido a cada usuario y a facturar debe ser ajustado con el poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad de la red de distribución.

En el caso que se cuente con una red de distribución con dos o más punto^ gas, como es el caso de Bogotá, y con zonas dentro de la misma red do gases de diferentes poderes caloríficos, se requiere precisar algunos

de entrada de rjide se mezclan términos en la


&

Sesión No.545

fórmula tarifaria, en particular las fórmulas para el costo de compra de gas Gm y el costo de transporte Tm.

El costo se obtiene mediante la suma de los pagos por el gas recibido en las diferentes puertas de ciudad y los costos por pérdidas en el transporte calculados por el transportador en el Sistema Nacional de Transporte. El volumen es la suma de los volúmenes recibidos en las diferentes puertas de ciudad corregidos por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el reporte No 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter1’, 2006.

Teniendo en cuenta lo anterior, se considera necesario ajustar la fórmula la formula para el cálculo del costo de las compras de gas combustible (Gm) en los casos en que se suministre gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón. La fórmula que se propone es la siguiente:

tc T G m_uG_ = — * TRM,* -!m ti

2 X - u

Donde el Gm es el costo promedio unitario ($/m3) con destino a usuarios regulados.

Respecto al costo de gas natural y/o gas natural en depósitos de carbón (CTG), se considera necesario ajustar las alternativas de adquisición del gas natural teniendo en cuenta que con la propuesta de comercialización mayorista en el mercado primario no existirán los contratos interrumpióles, por lo tanto, dentro del texto de la resolución se hará referencia a los contratos bilaterales firmes y/o gas en firme adquirido en subastas del productor comercializador.

Respecto al costo de gas natural y/o gas natural en depósitos de carbón (CTG), se considera necesario ajustar las alternativas de adquisición del gas natural teniendo en cuenta que con la propuesta de comercialización mayorista en el mercado primario no existirán los contratos interrumpióles, por lo tanto, dentro del texto de la resolución se hará referencia a los contratos bilaterales firmes y/o gas en firme adquirido en subastas del productor-comercializador. Considerando el mecanismo de comercialización de largo plazo que ha expedido la CREG, se propone que cuando los contratos firmes hayan sido adquiridos por el comercializador a través de subastas realizadas por el productor- comercializador, no se podrá trasladar a los usuarios finales un precio mayor al precio de cierre de la subasta para cada tipo de productos, los cuales son definidos en la Resolución CREG 113 de 2012.

5.2 FÓRMULA DEL COSTO DE TRANSPORTE DE GAS COMBUSTIBLE (Tm)

Como resultado de las visitas realizadas por la CREG y la UTP a las empresas para revisar los procedimientos para la realización del balance volumétrico, se encontró que el costo de las pérdidas en transporte es declarado por el transportador de manera independiente a la facturación del servicio y resulta después de contar con toda la información para hacer el balance volumétrico en todo el sistema. En este sentido, se propone ajustar la fórmula para calcular el costo de transporte de gas (Tm) en la cual se incluya el costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por el transportador. De acuerdo con lo anterior, se propone la siguiente fórmula para el cálculo del costo de transporte de gas combustible:


Sesión No.545

C T T ^ + CPm^Tm = ----- ^ * TRMm_l

m -i

Donde el Tm es el costo promedio unitario en $/m3, C P ^ es el costo total d del sistema de transporte, el transportador sólo podrá facturar un valor má 1% y en el caso de que el componente de pérdidas supere el 1%, el asumirá el excedente.

Al igual que en el caso de las compras de gas, se propone que se traslade al usuario final parte de las ganancias que el comercializador obtenga cuando este venda capacidad excedentaria en el mercado secundario. Lo anterior, considerando que son los usuarios los que sumen el costo fijo del costo total de transporte (CTT). A diferencia de lo

e las pérdidas <imo hasta de transportador

propuesto en la Resolución 032 de 2010, esta nueva propuesta considera donde el comercializador recibe un margen positivo o negativo.

5.3 FACTURACIÓN AL USUARIO FINAL

Otro tema que se analizó por parte de la UTP fue la facturación al usuario en cuenta que existen casos donde se presentan mezclas de gases o diferentes calidades (por tener dos o más puntos de inyección o estacione^ ciudad) en las redes de distribución, es necesario ajustar el volumen a usuarios conectados a la red y que reciben la mezcla de gases. De s anterior se incluirá la siguiente fórmula para la facturación al usuario final:

PC,^u su a rio ~ ^usuario(P,T,Z") *

zona.,1ponrf,m

as situaciones

final, teniendo combustibles de

de puerta de facturar a los cuerdo con lo

Donde PCzona es el poder calorífico de la zona de la red de distribución donde seencuentra el usuario y donde existe una mezcla de gases y PCp0nd es el ponderado que se determina con base en la siguiente expresión:

PC-r u v ,m-l,k *PC,

pond,mZfc=i

Donde:

Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la esta de ciudad y/o puntos de inyección “k ” con destino a usuarios regulados metros cúbicos (m3), convertido a condiciones estándar y corregido temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el reporte t* “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.

joder calorífico

cíón de puerta expresado en por presión,

o 7 de la AGA,

PCk: Poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad y/o purjto de inyección entre sistemas de distribución “k”.

5.4 PÉRDIDAS DE GAS EN DISTRIBUCIÓN


Sesión No.545

El cálculo de las pérdidas de gas en distribución formará parte de una Resolución aparte que modificará el Código de Distribución Resolución CREG 067 de 1995. Mientras entre en vigencia las modificaciones del Código de Distribución el porcentaje a reconocer será igual a 3.7% de pérdidas en el sistema de distribución, este valor es resultado de los análisis realizados por la CREG y la UTP, el cual se encuentra sustentado en el documento soporte que acompaña la modificación al Código de Distribución.

Es importante mencionar que en la fórmula tarifaria establecida se encuentra incorporada de manera explícita el reconocimiento de un volumen de pérdidas de gas para transporte y distribución. Sin embargo, en la propuesta de remuneración de la actividad de distribución de gas combustible que expidió la CREG a través de la Resolución 090 de 2012, se propone calcular el cargo promedio de distribución con las ventas de gas, donde no se considera las pérdidas que tiene el distribuidor. En ia expedición de la resolución definitiva se ajustará el cálculo de cargo de distribución para que sea coherente con lo definido en la fórmula tarifaria.

5.5 GESTOR DEL MERCADO

Teniendo en cuenta la expedición del Decreto 2100 el pasado 15 de junio de 2011, se recomienda a la CREG considerar un componente adicional a la fórmula tarifaria. Según el Artículo 20 del mencionado decreto, la CREG debe evaluar la necesidad de ¡mplementar la prestación del servicio de gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural, lo cual ya fue propuesto mediante Resolución CREG 113 de 2012 .

El objetivo de este servicio, como se establece en el mismo decreto, es propender por el uso eficiente de la infraestructura de suministro y transporte de gas natural, y al mismo tiempo mejorar la coordinación entre los agentes operacionales.

Este servicio deberá ser remunerado y la CREG debe establecer la metodología tanto para seleccionar este agente como para remunerar los servicios que se presten. Mientras la CREG establece estos parámetros (en resolución y documento independiente) el valor de este componente en ia fórmula tarifaria será igual a cero.

6. PROPUESTA REGULATORIA

Con base en los comentarios y sugerencias atendidas, al igual que los análisis de la CREG del numeral anterior, se propone las siguientes modificaciones a la fórmula tarifaria:

Cargo variable:l -p

Cargo fijo: CUfm = Cm/

Donde:

CUvmt = Costo unitario variable en $/m3 aplicable en el mes m del año t.

CUfm = Costo unitario fijo en $/factura aplicable en el mes m.

m = Mes de prestación del servicio.


Sesión No.545

Costo unitario en $/m3 de las compras de gas combustible usuarios regulados, aplicable en el mes m.

Costo unitario en $/m3 correspondiente al transporte de gaé combustible, destinado a Usuarios Regulados aplicable en el mes m. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm) y/o compresión (Pm) de Gas Natural Comprimido (GNC).

, destinado a

Dm

Ccm

Dmv

GMm

Cmf

= Cargo de Distribución en $/m3 aplicable en el mes m. conexión al usuario final y es el establecido en el contrato entre el Ministerio de Minas y Energía y el concesionario.

Cargo de confiabilidad en $/m3 aplicable en el mes m de confjD valor definido por la CREG en resolución independiente, definido será cero.

No incluye la de concesión

irmidad con el Mientras sea

Componente variable del Cargo Máximo de Comercializacipn del mes m expresado en $/m3.

Componente que remunera los servicios de gestión de operativa y comercial del sector de gas natural, de confi establecido en el Artículo 20 del Decreto 2100 de 2011.

Componente fijo del Cargo máximo de Comercializacióh expresado en pesos por factura. Mientras sea definido será c

del mes m ero.

Pérdidas máximas reconocidas. Este valor corresponderá a establecido en el Código de Distribución de Gas Resolución 1995, o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituy

En resumen, las modificaciones que se proponen respecto a la Resoluciór 2010 son las siguientes:

a información drmidad con lo

pmo máximo al CREG 067 de a.

CREG 032 de

Se propone establecer la nueva fórmula tarifaria como una mo establecida en la Resolución CREG 057 de 1996 y de esta fomfi obligatoria aplicación por parte de los concesionarios de las ASE en firme la resolución definitiva.

qificación de la a quedaría de una vez quede

Eliminar el poder calorífico de referencia utilizado para determinar) el volumen de gas a facturar al usuario final.

Considerar dentro de la facturación al usuario, los casos donde se presentan mezclas de gases combustibles de diferentes calidades en el sistema de distribución.

Establecer una disposición explícita para que la Comisión pueda establecer un mecanismo que permita trasladar costos adicionales asociados ¡il transporte de gas por fuera de especificaciones. En todo caso, se condiciona está facultad a que exista una declaración de racionamiento programado por parte d<Minas y Energía.

el Ministerio de


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- Ajustar la fórmula para determinar el costo de transporte de gas combustibles (Tm) para incorporar (a facturación de pérdidas que realizar el transportador.

Eliminar el factor de ajuste (Ajm). En caso que se considere necesario mitigar las mitigar variaciones representativas en el componente de compras de gas (Gm), la CREG estudiará la implementación de una opción tarifaria.

Incluir dentro del concepto de costo de compras de gas los ingresos adicionales que pueda obtener el comercializador por la venta de gas excedentario.

- Considerar que cuando los contratos firmes hayan sido adquiridos por el comercializador a través de subastas realizadas por el productor-comercializador, no se podrá trasladar a los usuarios finales un precio mayor al precio de cierre de la subasta para cada tipo de productos, los cuales fueron definidos en la Resolución 113 de 2012.

- Eliminar el componente o cargo correspondiente a la remuneración de los costos de la revisión periódica de las instalaciones internas (Cri) de la fórmula tarifaria teniendo en cuenta que la Comisión definió un nuevo esquema mediante Resolución CREG 059 de 2012.

- Incluir un componente correspondiente a la remuneración del Gestor del Mercado.

- Modificar la fórmula de factor de conversión del GLP propuesta que contemplaba la modificación de galones a metros cúbicos, ya que de acuerdo con la nueva regulación de GLP toda la facturación es en kilogramos, por lo cual se hace necesario para el caso del suministro por redes de tubería hacer la modificación de pesos por kilogramo a pesos por metro cúbico.

De manera complementaria a los ajustes propuestos para la formula tarifaria, se propondrá una modificación al Código de Distribución (Resolución CREG 067 de 1995) para establecer el cálculo del nivel máximo de pérdidas a reconocer.


Documents

FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES AL