FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES …apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf...C * s G Comisión de Regulación de Energía y Gas FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES AL SERVICIO PÚBLICO

C * s G

Comisión de Regulación de Energía y Gas

FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES AL SERVICIO PÚBLICO DE GAS

COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍAS

DOCUMENTO CREG-135 15 de diciembre de 2009

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No.433

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN........................................................................................................................ 236

2. OBJETIVOS Y CRITERIOS GENERALES...........................................................................236

3. FUNDAMENTOS LEGALES................................................................................................... 237

4. COMENTARIOS DE LOS AGENTES A LAS BASES EN RELACIÓN CON LAFÓRMULA TARIFARIA.............................................................................................................238

4.1, Cargo por C onfiab ilidad................................................................................................... 238

4.2, Costo de transporte de g as ..............................................................................................239

4.3, Revisiones periód icas....................................................................................................... 239

5. SITUACIÓN DE ABASTECIMIENTO Y SU EFECTO EN LA CONTINUIDAD DELSERVICIO.....................;........ <................................................................................................... 240

6. COMPONENTES DE LA FÓRMULA TARIFARIA............................................................... 244

6.1. Suministro (Gm) ...................................................................................................................245

6.2. Transporte (Tm) ...................................................................................................................249

6.3. Distribución (Dm) .................................................................................................................250

6.3.1. Estructura del Cargo Promedio de Distribución...................................................250

6.3.2. Cargos Promedio de Distribución Equivalentes...................................................251

6.4. Comercialización (Cm) .......................................................................................................252

6.5. Confiabilidad {Ccm) ............................................................................................................252

6.6. O tros...................................................................................................................................... 253

6.6.1. Reconocimiento del valor de pérdidas de gas......................................................253

6.6.2. Cargo por revisiones periódicas de las instalaciones in ternas........................254

7. ANEXO S.......................... o......................................................................................................... 258

PROYECTO DE RESOLUCIÓN................................................................................................................ 269

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Sesión No.433

FÓRMULAS TARIFARIAS GENERALES APLICABLES AL SERVICIO PÚBLICO DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍAS

1. INTRODUCCIÓN

Mediante la Resolución CREG 011 de 20031, vigente desde el 6 de marzo del mismo año, se establecieron las fórmulas generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería. Esta regulación contempla tres fórmulas tarifarias de acuerdo con la tecnología utilizada para la prestación del servicio: (i) gas natural, (ii) gas natural comprimido y (iii) gas licuado del petróleo.

Transcurridos cinco de años de la aplicación de estas fórmulas, y conforme lo establece la Ley 142 de 1994, la Comisión estableció en la Resolución 136 de 2008, las bases sobre las cuales se efectuarían los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tuberías y la fórmula tarifaria para el siguiente período tarifario.

En las bases se propuso revisar las fórmulas contempladas en la Resolución CREG 011 de 2003, teniendo en cuenta la posible utilización de otros combustibles, así como de otras tecnologías que puedan garantizar o complementar la obligación de continuidad en la prestación del servicio ante eventos de falla en el suministro o transporte del producto. Con este fin, se propuso mantener las fórmulas actuales con algunas modificaciones o utilizar una sola fórmula que cotisidere cualquier posibilidad de gas combustible como la remuneración de todas las tecnologías posibles para prestar el servicio.

El presente documento desarrolla la propuesta de fórmula tarifaria aplicable a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible para el próximo período tarifario, los objetivos y los comentarios de los agentes a la Resolución CREG 136 de 2008 en relación con la fórmula tarifaria.

La Comisión ha decidido desarrollar en diferentes documentos y resoluciones de consulta, los aspectos que componen la metodología. En primer lugar se presenta la fórmula y posteriormente se pondrán en consideración de los agentes y terceros interesados, las metodologías tarifarias para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tuberías,

2. OBJETIVOS Y CRITERIOS GENERALES

Con base en los análisis realizados por la Comisión en relación con el comportamiento de la metodología tarifaria establecida en la Resolución CREG 011 de 2003 y las bases publicadas por medio de la Resolución CREG 136 de 2008, se han establecido los siguientes objetivos en relación con la fórmula tarifaria que regirá durante el próximo período tarifario: ?

y• Reconocer el costo eficiente de las compras y del transporte del gas combustible.

1 Por la cual se establecen los criterios generales para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería.

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• Garantizar la suficiencia financiera de los comercializadores a usuario final, permitiendo la recuperación de los costos en que incurren para la prestación del servicio, en condiciones de eficiencia económica,

• Incorporar dentro del costo de prestación del servicio, un cargo por confiabilidad que permita darle cumplimiento a los establecido por el M inisterio de Minas y Energía en los Decreto 2687 y 4670 de 2008,

• Diseñar un esquema de fórmula tarifaria que le permita al prestador del servicio contar con las herramientas tarifarias suficientes para cumplir con su obligación de ofrecer un servicio en las condiciones de continuidad exigidas por la Ley 142 de 19942.

■ Introducir dentro de la fórmula un cargo por la actividad de revisiones periódicas a las instalaciones internas de gas con el fin de garantizar la realización de dicha actividad y elim inar los inconvenientes que se han venido presentando entre las empresas y los usuarios.

3. FUNDAMENTOS LEGALES

El numeral 11 del artículo 73 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la facultad de establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible.

Por su parte, el artículo 87 de la misma Ley 142 estableció que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia, principios aplicados en la elaboración de la presente propuesta regulatoda.

Igualmente, la Ley 142 en el numeral 1 del artículo 88 establece como regla general que las empresas prestadoras de servicios públicos se someterán a "las fórmulas que defina periódicamente la respectiva comisión para fija r sus tarifas, salvo en los casos excepcionales que se enumeran adelante. De acuerdo con los estudios de costos, la comisión reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplim iento po r parte de las empresas; igualmente, podrá defin ir las metodologías para determinación de tañías s i conviene en aplicar el régimen de libertad regulada o vigilada."

Según lo dispone el artículo 90 de la Ley 142 ibidem, las comisiones de regulación al definir sus tarifas pueden definir varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarias que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.

2 Articulo 2.4, Prestación continua ininterrumpida, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan.

Artículo 136, Concepto de falla en la prestación del servicio. La prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos.

El incumplimiento de la empresa en la prestación continua del servicio se denomina, para los efectos de esta ley, falla en la prestació¡n del servicio.


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El articulo 126 de la Ley 142 ¡bídem determina que las fórmulas tarifarias tendrán una vigencia de cinco años, salvo que antes haya acuerdo entre la empresa de servicios públicos y la comisión para modificarlas o prorrogarlas por un período igual. (...) Vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.

Bajo estos principios generales, la CREG expidió la Resolución CREG 011 de 2003 por la cual se establecen los criterios para remunerar las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, y las fórmulas generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tuberías.

Durante el período de aplicación de la fórmula tarifaria para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías, la CREG ha observado que el esquema regulatorio aprobado en el 2003 ha dado cumplim iento a los objetivos propuestos de penetración del servicio, ampliación de la cobertura, mejoramiento de la calidad, asignación de costps:; eficientes, identificación de mercados relevantes, separación de actividades de distribución y comercialización, entre otros3.

Así mismo la CREG ha identificado la necesidad de actualizar algunas componentes de la fórmula tarifaria vigente, al igual que la inclusión de nuevos criterios regúlatenos tales como la confiabilidad y seguridad en la prestación del servicio de gas combustible por redes de tuberías.

Considerando estos lineamientos, la Comisión desarrolló la fórmula tarifaria para el cobro del servicio público de gas combustible por redes de tuberías a usuario regulado como se muestra en el siguiente numeral.

4. COMENTARIOS DE LOS AGENTES A LAS BASES EN RELACIÓN CON LA FÓRMULA TARIFARIA

Mediante la Resolución CREG 136 de 2008, la Comisión puso en conocimiento de las entidades prestadoras del servicio de gas combustible por redes de tuberías, los usuarios y demás interesados, las bases para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes de tuberías y la fórmula tarifaria para el siguiente periodo tarifario.

A continuación, se presentan los comentarios de los agentes en relación con la fórmula tarifaria planteada en dicha resolución, con las correspondientes aclaraciones de la CREG:

4.1. Cargo por Confiabilidad

Gas Natural S.A. ESP.:

“...Solicitam os que se definan esquemas que víabilicen las inversiones en confiabilidad lo antes posible, de forma que los distribuidores comercializadores dispongan de los elementos suficientes para satisfacer las obligaciones regulatorias y legales en materia de continuidad y calidad en la prestación del servicio"

3 Tal como se presenta en los análisis realizados por la CREG y que fueron publicados a través de la Resolución CREG 136 de 2008

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Respuesta:

La Comisión ha considerado conveniente incorporar en la fórmula tarifaria un cargo por confiabilidad, el cual permita asegurar la continuidad y confiabilidad de la prestación del servicio de gas natural a los usuarios de los mercados de distribución, en aquellos casos donde se requiera infraestructura adicional. La remuneración de dicho cargo será determinado de acuerdo con los resultados del estudio: “Determinación y valoración económica de alternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad del la prestación del servicio de gas natural a los usuarios de los mercados de distribución’’, en el desarrollo del convenio ANH-FEN 01 2007 suscrito entre la Financiera Energética Nacional (FEN) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

4.2. C os to de tra nsp o rte de gas

Gas Natural S.A. ESP.:

“ ...Dado que los excedentes de capacidad se pueden vender en et mercado secundario, solicitamos establecer que el costo total de transporte de gas en el mes m-1 sea el neto entre los costos totales po r concepto de transporte y los costos po r venta de capacidad, dejando fuera de la fórmula los márgenes de comercialización que puedan generarse, con el objeto de dinam izar y fortalecer,el mercado secundario de contratos, máxime cuando el distribuidor-com ercializador se ha visto abocado a la contratación de transporte a largo plazo, sin contar con contratos de suministro para estos períodos”.

Respuesta:

La comisión considera conveniente cambiar la forma de calcular e! costo total de transporte de gas, puesto que actualmente es el usuario quien corre con el riesgo de demanda. La propuesta es compartir con los usuarios los márgenes de comercialización de la venta de los excedentes de contratación en firme de capacidad de transporte, de esta forma sólo se descontaría el 50% del margen obtenido de la venta de la capacidad excedentaria que se obtengan en el mercado secundario. Esta situación se ha dado porque al exigirse por parte de la Comisión una contratación en firme del transporte del 100% de la demanda regulada, las empresas para no estar en una situación de incumplimiento de la regulación se sobrecontratan. De no darse ningún incentivo simplemente este costo adicional sería a cargo de la demanda. Para evitar el incentivo de la sobrecontratación, la propuesta es exigir en gasoductos con Factor de Utilización menor o igual al 80% aceptar una contratación en firme del 90% y en los otros gasoductos exigir un 100%, de esta forma en gasoductos sin riesgo de congestión se da el riesgo del precio en el mercado secundario hasta en un 10% de la demanda. Se mantiene el incentivo de compartir la productividad (por ejemplo si se contrata a un valor inferior al del mercado primario), ; ,,,, ..

4.3. R evis iones periód icas

Gas Natural S.A. ESP :

“ ...Es oportuno que el Regulador revise las diferencias en las estructuras de costos entre compañías por concepto de la revisión periódica, dadas las asimetrías en composición de

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los mercados y los distintos procesos adoptados por las compañías para el desarrollo de las operaciones".

Naturqas:

“...En cumplim iento de la Resolución CREG 067 DE 1995 respecto a la obligación de inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, se presenta para los distribuidores una gran dificultad en la medida que el usuario final percibe el costo asociado a la revisión como un componente independiente de la actividad de distribución y su cobro puede im plicar un impacto que conlleva a que e! usuario se rehúse a la revisión obligatoria a su instalación, en ese sentido consideramos que e l Regulador debe contribuir con soluciones que propicien !a revisión de las instalaciones internas".

Respuesta:

La Comisión contrató con la firma consultora DIVISA Ltda.- el “Estudio para la definición de procedimientos, costos, plazos y responsabilidades para llevar a cabo la actividad de revisión periódica de las instalaciones internas de gas natural”, D e acuerdo con los resultados del estudio, ¡a Comisión considerará dentro de la fórmula tarifaria un componente por concepto de revisión de las instalaciones de los usuarios. El costo de revisión de las instalaciones internas será definido por la Comisión teniendo en cuenta la información de los costos de las revisiones periódicas reportadas por los distribuidores, y que fueron analizados en el estudio, y los costos sugeridos por el consultor.

Además de las visitas de campo realizadas en desarrollo del estudio, se pudo demostrar empíricamente que durante el periodo de tiempo analizado en el estudio (12 años), en zonas de clima cálido no han ocurrido accidentes fatales, caso contrario para poblaciones con clima frió. Lo anterior como consecuencia de la ventilación de las áreas donde se localizan ios gasodomésticos en las viviendas de tierra caliente versus las de tierra fría. Esto permite no sólo diferenciar por costos sino por tiempo en la periodicidad a exigir para las revisiones de las instalaciones internas.

5. SITUACIÓN DE ABASTECIMIENTO Y SU EFECTO EN LA CONTINUIDAD DEL SERVICIO

Es relevante analizar la situacióp actual de abastecimiento del mercado de gas natural, para efectos de determ inar su impacto en la continuidad del servicio y de esta forma identificar alternativas regulatorias para facilitar el cumplim iento de las obligaciones legales de continuidad.

En los últimos años, el crecimiento de la demanda de gas natural ha copado los excedentes de capacidad de producción disponibles, lo cual ha reducido significativamente las posibilidades de contratación de suministro en firme a largo plazo. Sumado a lo anterior, el ritmo de incorporación de nueva oferta no ha sido coherente con las necesidades de consumo e incluso se ha hecho inminente el inicio de la declinación natural del campo que abastece la mayor parte de la demanda del país, con lo cual en la actualidad, a pesar de los esfuerzos del Ministerio de Minas y Energía por revelar la disponibilidad real del recurso, el mercado se enfrenta a una gran incertidumbre con respecto a la oferta (Ver Figura).


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POTENCIALDE PRODUCCION

OTROS

> M A 6 0 A . I ÍN A

MEDIO■ SUR

m PROVINCIA- PAVO A

* LA CRECIENTE- GUEPAJE

■ GIBRALTAR

CUSI ANA

2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2012 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2018

Fuente: Plan de Abastecimiento de Gas Natural, UPME, 2009.

Esta situación se ha reflejado en la práctica en algunos mercados. A continuación se presentan algunos casos de interrupciones de! servicio de gas combustible que se han registrado durante el período tarifario actual, en ocasiones motivados por aspectos geológicos de agotamiento de las reservas y en otros casos por las condiciones de suministro ofrecidas por los productores que no cuentan con la capacidad para garantizar a los comercializadores la continuidad requerida en la prestación del servicio al mercado regulado.

Yopal

• El municipio de Yopal dispone de un gasoducto de transporte desde un pozo cercano (Morichal) hasta dicha población. No existe conexión física de gasoductos entre esta población y ei resto del Sistema Nacional de Transporte,

■ El mercado de Yopal habla sido atendido históricamente con gas natural proveniente del campo Morichal, el cual produce gas natural asociado al petróleo.

• El contrato de suministro suscrito entre el productor y el distribuidor-comercializador para la atención de dicho mercado, era ocasional y sujeto a disponibilidad (no garantizaba firmeza).

• Recientemente (Febrero de 2006), el suministro de gas natural a este municipio fue suspendido por parte del productor-comercializador.

■ La suspensión del servicio tuvo lugar durante el período tarifario del mercado de Yopal (mediante Resolución CREG 100 de 2004 se aprobó la fórmula tarifaria para la distribución de gas natura! por redes de tuberías en el municipio de Yopal).

• El distribuidor-comercializador solicitó a la CREG la aprobación de la fórmula tarifaria de GLP para garantizar la continuidad del servicio al usuario que fue atendido, a unos mayores costos, por causa de la sustitución del servicio de gas natural por gases licuados del petróleo (GLP), originada en la suspensión del suministro de gas natural por parte del productor del pozo Morichal.


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• El contrato de servicios públicos definido por el distribuidor-comercializador para prestar el servicio a sus usuarios, es a término indefinido y no estableció la posibilidad de sustitución por otro combustible.

• Mediante Resolución CREG 062 de 2006 se rechazó la solicitud de aprobación de lafórmula tarifaria para GLP, dado que el distribuidor-comercializador había asumido elriesgo de interrupción (el contrato de suministro preveía esta eventualidad), lo cual no lo eximía de la obligación dé garantizar la prestación continua del servicio de gas natural al mercado.

San Vicente de Chucurí

• El municipio de San Vicente de Chucurí dispone de un gasoducto de transporte desdeun pozo cercano hasta dicha población. No existe conexión física de gasoductos entreesta población y el resto del Sistema Nacional de Transporte,

• El distribuidor-comercializador proyecta la prestación del servicio de gas natural por redes de tuberías en esta población, con producción proveniente del campo Lisama.

• Conforme lo expresado por el distribuidor-comercializador a la CREG, después de las gestiones para negociar el suministro requerido para esta población, el productor no cuenta con la capacidad para comprometerse a entregar el gas natural en condiciones de firmeza, lo cual no le permite al distribuidor-comercializador, garantizar la continuidad del servicio como lo establece la regulación.

• Esta situación no fue revelada por el distribuidor-comercializador en la solicitud tarifaria que presentó a la CREG, en la que proyectó la prestación del servicio con suministro de gas natural. .

• En este caso, es evidente que el ofrecimiento del servicio de gas natural no se encuentra cubierto ante eventuales interrupciones del suministro de gas, y por lo tanto el distribuidor-comercializador estaría asumiendo el riesgo de la continuidad del servicio en dicho mercado.

Cúcuta

■ El mercado comprendido por los municipios de Cúcuta, Villa del Rosario y Los Patiosno dispone de gasoductos de transporte que interconecten estas poblaciones con el Sistema Nacional de Transporte.

• Este mercado había sido atendido históricamente con gas natural proveniente del campo Cerrito.

• Las reservas del campo desde el cual se suministraba el gas natural a dichos municipios se agotaron por la declinación natural del yacimiento, lo que generó el racionamiento del servicio en este mercado,

• A pesar de ser previsible el agotamiento de las reservas en el campo Cerrito, esta situación no se reflejó en- la solicitud tarifaria y no se previeron alternativas de suministro del gas combustible..


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• En su momento, el distribuidor-comercializador del mercado, garantizó la continuidad del servicio, complementando el suministro de gas natural con gas natural comprimido (transportado desde Bucaramanga) y con gases licuados del petróleo (GLP) mezclado con aire, conocido como aire propanado o gas natural sintético.

Área metropolitana de Bucaramanga

• El mercado del área metropolitana de Bucaramanga ha sido atendido históricamente con gas natural proveniente de los campos Payoa/Provincia,

■ A diferencia de los anteriores casos, el mercado de Bucaramanga dispone de interconexión con el resto del Sistema Nacional de Transporte. Sin embargo, por restricciones de capacidad én algunos tramos del Sistema Nacional de Transporte, el suministro de gas desde otrbs pozos (e.g. Guajira o Cusiana) es limitado.

• El comercializador cuenta con un contrato de suministro ocasional con respaldo de entrega de gas faltante con producción proveniente de la Guajira.

■ La presión de entrega del gas natural en el campo Payoa está limitada, lo cual ha generado problemas de abastecimiento del mercado de Bucaramanga. Así mismo, las entregas de gas han tenido problemas de calidad (contenido de COs por fuera de las especificaciones del RUT), lo cual ha amenazado la continuidad del servicio por los efectos que esto tiene en la infraestructura de transporte,

• En 2006, el comercializador realizó una convocatoria para el suministro de gas natural en firme, y de las propuestas recibidas ninguna le permitía garantizar la continuidad del servicio.

• Según la solicitud realizada por el comercializador, en el Sistema de Ecogás no fue posible encontrar capacidad disponible para transporte en firme con destino al mercado de Bucaramanga.

En general, los términos de los contratos pactados en los casos descritos anteriormente,no aseguran la continuidad del> servicio. Así mismo, las particularidades de la fuente delsuministro imponían la necesidad de determ inar alternativas para complementar la continuidad del servicio que se obligan a ofrecer los diferentes comercializadores (Ver Tabla siguiente).

MercadoTérminos del contrato de suministro

Particularidades

Yopal Ocasional Sin interconexión al resto del Sistema Nacional de Transporte. Campo de Gas Asociado

Cúcuta Ocasional Sin interconexión al resto del Sistema Nacional de Transporte. Campo en declinación

Bucaramanga Ocasional Campo en declinación. Respaldo con gas proveniente de otro campo

San Vicente de Chucurí Inexistente Campo insuficiente para garantizar la firmeza requerida


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Además de los casos anteriores, durante 2009 con el inicio de un nuevo fenómeno de “El Niño” , se ha incrementado la utilización de las plantas térmicas a base de gas natural, llevando a la activación de las cláusulas de interrupción previstas en los contratos de suministro de este tipo, que llevó a que el Ministerio de Minas y Energía declarará un racionamiento programado de este combustible con el fin de proteger la atención de la demanda residencial de gas natural y la generación eléctrica.

Como se señaló en la Resolución CREG 136 de 2008, por medio de la cual se publicaron las bases de la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible, para el próximo período tarifario se pretende diseñar una fórmula tarifaria que le permita a los comercializadores recurrir a diferentes alternativas tecnológicas, en caso de requerirse, para efectos de prestar el servicio en las condiciones exigidas por la ley y la regulación11, considerando el panorama de incertidumbre en relación con la oferta de gas natural. En este sentido, si por razones de continuidad o confiabilidad del servicio es necesario combinar dos o más de estas tecnologías, la fórmula tarifaria no debe ser una restricción para el comercializador.

Ahora bien, se busca también que el usuario regulado tenga conocimiento previo de la manera como el comercializador le garantizará la continuidad durante el período tarifario. De esta forma, el comercializador deberá asegurar la continuidad del servicio de gas combustible con gas natural,,.gases licuados del petróleo o una combinación durante el horizonte de tiempo de los 5 a ño s .'

Adicionalmente, existe la posibilidad de que aparezcan fuentes de gas combustible y para las cuales no existe en la actualidad una fórmula tarifaria, como es el caso del gas metano que se encuentra asociado a los mantos de carbón. Por lo anterior, se requiere contar con una fórmula tarifaria más flexible que permita incorporar de manera rápida estas fuentes alternativas de gas combustible.

6. COMPONENTES DE LA FÓRMULA TARIFARIA

En términos generales, la fórmula tarifaria debe tener los componentes que permitan construir el precio de venta al público del gas combustible. Con base en la cadena de valor del servicio, el precio que debe pagar un usuario considera los siguientes conceptos:

■ Costo de suministro del gas combustible (Gm).• Costo de transporte desde el sitio de producción hasta las estaciones de puerta de

ciudad (Tm).• Costo de distribución a través de las redes urbanas y de baja presión (Dm).• Costo de comercialización minorista (Cm).• Otros costos eficientes necesarios para la prestación del servicio (confiabilidad,

revisiones, pérdidas de gaséete).

Teniendo en cuenta tanto los comentarios de los agentes, los análisis realizados por el grupo técnico de la Comisión, y los objetivos planteados, a continuación se desarrolla la

4 La prestación del servicio domiciliario de gas combustible en condiciones de continuidad ycalidad, es uno de los principios del régimen legal de los servicios públicos domiciliarios (Ley 142de 1994) La CREG ha materializado esta obligación a través de varias disposiciones, en particularlas Resoluciones CREG 057 de 1996 (Artículo 100), CREG 108 de 1997, CREG 011 de 2003(Artículo 37), CREG 100 de 2003, CREG 070 y 114 de 2006.


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propuesta de fórmula tarifaria. En términos generales, la fórmula tarifaria aplicable a los Usuarios Regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías y por mercado relevante, debe tener los siguientes componentes, diferenciando en primer lugar el cargo fijo y el variable:

Cargo variable de prestación dél servicio, expresado en $/m3,t i ' « :

CUvjm ~ Gm +Tm + Dím +CfflU + Cc„+AJm

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

CUfm - Cm j + Crim

Donde:

y Rango j de la canasta de tarifas.

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 de compresión de GNC.

D;m Cargo de distribución correspondiente al rango /d e la canasta de tarifas.

Cmv Componente variable del Cargo máximo de Comercialización.

Ccm Cargo máximo de Confiabilidad.

A Jm Factor de ajuste que se aplica al costo unitario variable (CUvjm) de prestación del servicio expresado en $/m3 aplicable al mes m. Este factor se aplicará para m itigar 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 CUvtrr, sea superior al 8%. La metodología de cálculo se describe en el Anexo 5 de este documento.

C mf Componente fijo del Cargo máximo de Comercialización.

Cr/m Costo de revisión periódica de instalaciones internas.

A continuación se desarrollan en detalle los procedimientos para la determinación de cada uno de los componentes, en función de las diferentes tecnologías de prestación del servicio,

t

6.1, Suministro (Gm)

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Existen diferentes alternativas para el suministro del combustible, entre las que se pueden identificar: i) gas natural producido en yacimientos donde se encuentra libre o asociado al petróleo; ii) gas licuado del petróleo (GLP) producido a través de un proceso de refinación en el país o importado del mercado internacional, e inyectado directamente a la red en forma de vapor; iii) aire propanado o gas natural sintético, que es producido a partir del GLP y mezclado con aire para obtener un combustible de características químicas similares a las del gas natural (Ver Anexo 1); iv) gas metano en depósitos de carbón (Ver Anexo 2).

Para cada una de estas alternativas se propone una fórmula que permite determ inar el costo que se trasladará al usuario final.

i) Gas natura!

El costo promedio máximo para compras de gas natural se calculará con base en la siguiente expresión:

Gm = * P C m , * T R M m - xE m-i

Donde,

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

CTGm.i Costo total de compras de gas en el mes m-1, en USD, destinado al mercado de Usuarios Regulados, sin incluir pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados.

Cantidad de gas medida en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad con destino al mercado regulado, expresada en términos de energía (MBTU) con el Poder Calorífico promedio del gas medido en dichas Estaciones de Puerta de Ciudad.

T R M ^ Tasa de Cambio Representativa del Mercado del último dia del mes m -1,

PCm.1 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.

Es necesario tener en cuenta que existen diferentes alternativas para la adquisición del gas natural que el Comercializador requiere para abastecer su mercado, entre ellas: i) contratos bilaterales que garantizan firmeza; ii) contratos bilaterales interrumpibles del mercado primario o secundario; y iii) subastas del productor. Por lo anterior, en el componente CTGm.-, se deberá incluir el costo del gas ponderado por las cantidades adquiridas a través de cada uno de los mecanismos de compra. En el caso de las compras en subastas del productor donde se adjudiquen diferentes productos, deberá incluirse un ponderado por cantidad adquirida de cada uno de ellos con destino al mercado regulado.


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Adicionalmente, cuando en un mercado relevante se suministre gas natural proveniente de diferentes campos de producción, el componente Gm deberá calcularse considerando la ponderación del precio de cada gas con base en los respectivos poderes caloríficos.

En cuanto al gas natural proveniente de los campos que están sujetos a regulación de precios, el valor del componente Gm deberá corresponder al precio máximo regulado definido en la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

ii) Gas licuado del petróleo

En este caso, el costo de suministro del combustible que se trasladará 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. Teniendo en cuenta que este valor está expresado en $/galón, es necesario convertirlo a $/m 3, para lo cual se deberá aplicar el factor de corrección definido en el Anexo 3 de este documento. La fórmula de cálculo propuesta es la siguiente:

Gm = * E m__,*FCV

Donde,

Gm Costo promedio máximo unitario en $/m 3 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 CREG5 y vigentes durante el mes m, expresadoen $/Galón.

Em_-t 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.

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 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

Este combustible requiere un proceso específico para su producción, en la medida que el distribuidor-comercializador debe adquirir el GLP en el mercado (nacional o internacional) y debe contar con la infraestructura necesaria para mezclarlo con el aire en las proporciones adecuadas para producir un combustible que sea intercambiable con el gas natural (por lo general se utiliza el índice de W obbe para determ inar la intercambiabilidad

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


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de los gases), proceso que generalmente se lleva a cabo en el punto donde se inyecta el combustible a la red de distribución.

Los activos requeridos para la producción del gas aire propanado o GNS y capital de trabajo correspondiente al almacenamiento operativo de producto o combustible, serán remunerados al distribuidor-comercializador en el componente de la fórmula que está relacionado con la confiabilidad y que se explica más adelante.

Por su parte, 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. Teniendo en cuenta que este valor está expresado en $/ga!ón, es necesario convertirlo a $/m3, para lo cual se deberá aplicar factor de corrección definido en el Anexo 3 de este documento,

Gm = PMSm_x * * 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., Galones de GLP inyectados al sistema de producción del aire propanado o gasnatural sintético en éf mfes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados.

FCV Factor de corrección volumétrica de acuerdo a lo establecido en el Anexo 3 deeste documento.

Cuando en un mercado relevante de comercialización se suministre gas natural sintético (GNS) y gas natural en forma simultánea, el componente Gm deberá calcularse ponderando por cantidad el precio de cada uno de los combustibles adquiridos para prestar el servicio a los usuarios regulados.

iv) Gas metano en depósitos de carbón

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

Teniendo en cuenta que este combustible está sujeto al régimen de libertad de precios, el costo promedio máximo para compras de este gas metano proveniente de fuentes alternativas se calculará con base en la siguiente expresión:

Gm - CTG'>I-] * PC M i■ • S F m 1

. <■ m -1

Donde,


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

CTGm_t 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.

Cantidad de gas medida en el mes m-1 en las Estaciones de Puerta de Ciudad con destino al mercado regulado, expresada en términos de energía (MBTU) con el Poder Calorificó promedio del gas medido en dichas Estaciones de Puerta de Ciudad.

En caso de pactarse la facturación del suministro en una moneda diferente, se aplicará la tasa de cambio del último día del mes m-1 para hacer la conversión del componente Gm a pesos colombianos.En caso de que en un mercado se suministre gas natural y gas metano en depósitos de carbón de manera simultánea, el componente Gm deberá ponderarse con base en las cantidades suministradas de cada uno de ellos.

6.2. Transporte (Tm)

En función de la alternativa de suministro, se determina el costo de transporte que se debe trasladar a los usuarios finales en la fórmula tarifaria.

i) Gas natura!

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

CTTTm = - * TRM m - i

VI m ,m - j

Tm Costo promedio máximo unitario en $/m3 para el transporte de gas natural almercado de Comercialización, aplicable en el mes m,

CTTm., 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.

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249

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

TRMv-i Tasa de Cambio Representativa del Mercado en el último día del 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 separadas5.

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 $/m 3 se multiplica por el factor de corrección definido en el Anexo 3 de este documento.

6.3. Distribución (Dm)

Corresponde al cargo de distribución aprobado por la CREG de conformidad con la metodología de remuneración que será definida en resolución posterior.

Mientras la CREG define la nueva metodología y se aprueban los respectivos cargos, se aplicarán aquellos que tenga aprobado el distribuidor para su sistema (a través de las resoluciones particulares que dieron aplicación a la Resolución CREG 011 de 2003). La actualización mensual de estos cargos se realizará de acuerdo a lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, hasta tanto la Comisión defina una nueva metodología.

6.3.1. Estructura del Cargo Promedio de Distribución.

En la Resolución CREG 011 de 2003, se establecía la posibilidad de que el distribuidor definiera libremente una discrim inación del cargo promedio en una componente fija y en otra variable. No obstante, de acuerdo con lo observado durante el período tarifario se

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


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pudo concluir que los cargos fijos son usados solo por la mitad de las empresas, manteniendo los cargos variables para todos los rangos (SANIG, 2009).

Teniendo en cuenta que en la/práctica no ha sido utilizada la posibilidad que tenían los distribuidores de discrim inar el cargo en componentes fijas y variables, se propone dejar el 100% del cargo de distribución 'como parte de las componentes variables de la tarifa final.

6.3.2. Cargos Promedio de Distribución Equivalentes.

Cuando un Mercado Relevante tenga un Cargo Promedio de Distribución aprobado con base en un determinado gas combustible y se requiera prestar el servicio total o parcialmente con un gas combustible de diferente poder calorífico (BTU por unidad de volumen de gas), la empresa distribuidora podrá calcular el Cargo Promedio de Distribución Equivalente con base en los factores de equivalencia energética fe, descritos a continuación.

Los factores fe determinados por los distribuidores serán de aplicación particular y deberán satisfacer las siguientes igualdades:

Dm egf = Cargo Promedio dé Distribución equivalente del. gas a distribuir finalmente, expresado en $/m3.

Dmg, = Cargo de Distribución calculado con el gas distribuido o inicialmente aprobado, en $/m3

Los poderes caloríficos deben estar expresados en las mismas unidades.

Para determ inar el poder calorífico del gas que estaba distribuyendo, se tomará el valor promedio de poder calorífico del gas distribuido en los últimos doce meses, con anterioridad a la fecha de información de conversión. En caso de no haberse iniciado la distribución de gas combustible, con la información de los últimos doce meses anteriores a la fecha de información de conversión, del valor promedio del poder calorífico del gas comercializado en la fuente de producción y/o importación del cual pensaba abastecerse con base en los reportes obtenidos de los productores o grandes comercializadores.

El distribuidor establecerá el valor promedio del poder calorífico del gas comercializado en la fuente de producción y/o importación del cual piensa abastecerse con base en la información obtenida de los productores o grandes comercializadores, durante los últimos

Donde,

Factor de equivalencia energética:

Poder _ C alorífico _ Gas _ F in a l

Poder C a lorífico Gas In ic ia l


251

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doce meses anteriores a su solicitud. En caso de no disponerse de lo anterior utilizarán la mejor información disponible.

Con base en los valores promedio de poder calorífico tanto del gas a reemplazar como del gas a distribuir, la empresa distribuidora determinará el factor de equivalencia energética fe correspondiente y calculará el nuevo Dm equivalente. Este Dm equivalente estará en pesos de la misma fecha del Dm original.

El distribuidor-comercializador podrá realizar la conversión del cargo promedio de distribución que tenga aprobado a su valor equivalente del nuevo combustible a suministrar sin requerir autorización de la CREG para aplicar el nuevo cargo. En todo caso, deberá informar a la CRÉG y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; i) su intención de cambio de energético; ¡i) las fuentes de suministro tanto del gas a reemplazar como del gas a suministrar; y ¡ii) los soportes de los cálculos realizados para determ inar el cargo de distribución equivalente.

6.4. Comercialización (Cm)

Corresponde al cargo de comercialización aprobado por la CREG de conformidad con la metodología de remuneración que será definida en resolución posterior. El Cargo de Comercialización estará compuesto por un componente fijo y un componente variable. Mientras la Comisión defina mediante resolución aparte el componente variable, este será igual a cero.

Mientras la CREG define la nueva metodología y se aprueban los respectivos cargos, se aplicarán aquellos que tenga aprobado el comercializador para su mercado (a través de las resoluciones particulares que dieron aplicación a la Resolución CREG 011 de 2003). La actualización mensual de estos cargos se realizará de acuerdo a lo establecido en la Resolución CREG 011 de 2003, hasta tanto la Comisión defina una nueva metodología.

6.5. Confiabilidad (Ccm) ¡

El artículo 136 de la Ley 142 de 1994, establece que la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos es "la prestación continua de un servicio de buena calidad". La ley puso específicamente en cabeza de las empresas prestadoras {comercializador en este caso) la obligación de prestar continuamente el servicio que ofrece, y les exige una debida diligencia en el cumplimiento de tal obligación.

De otro lado, el Decreto del Ministerio de Minas 2687 de 2008, determinó en su Artículo 14: “ Inversiones para Asegurar la Confiabilidad del Servicio. Los Transportadores de gas natural, ios distribuidores de gas natural y/o cualquier otro Agente que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas - CREG, podrán inclu ir dentro de su pian de inversiones, aquellas que se requieran para asegurar la confiabilidad en la prestación del servicio público de gas natura /.

Así mismo, la Resolución CREG 075 de 2008, da herramientas para que dicha continuidad la asegure el Comercializador no sólo con contratos en firme sino a través de otros mecanismos alternativos o complementarios a los contratos de firmeza tales como contratos de almacenamiento, contratos de respaldo, uso de combustibles técnicamente intercambiables con el gas combustible y la infraestructura requerida. Para esto se hace

252D-135-09 FÓRMULAS TARIFARIAS DISTRIBUCION DE GASCOMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍAS ,

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necesario incluir en la metodología tarifaria el reconocimiento de las inversiones que garantizan dicha continuidad, en los casos que sean definidos.

De acuerdo con todo lo anterior y con el propósito de definir los aspectos a regular, en la actualidad se adelanta un estudio7 que determinará, entre otras cosas: los mecanismos para asegurar la confiabilidad, los límites económicos que definirán los mecanismos complementarios que garanticen la continuidad del servicio, la metodología que establezca los programas que deben requerirse para el reconocimiento de la infraestructura que asegure continuidad del servicio, la metodología que debe contemplar las alternativas posibles para garantizar la continuidad y confiabilidad, las valoraciones de dichas alternativas, la inclusión de estos mecanismos dentro de la fórmula tarifaria y otras modificaciones regulatorias que sean necesarias.

Relacionado con este nuevo concepto que remunera la confiabilidad, se debe tener presente el esquema para compensaciones en caso de falla en la prestación del servicio, es decir, toda vez que en la tarifa final todos los usuarios están remunerando la confiabilidad en los términos^que se definirán posteriormente, es preciso considerar los consecuencias que tiene una interrupción.

Al respecto, se cuenta con lo establecido en la Resolución CREG 100 de 2003, por la cual se adoptan los Estándares de Calidad en el servicio público domiciliario de gas natural y GLP en Sistemas de Distribución por redes de tubería, en particular el Artículo 5 que define la metodología de compensación al usuario cuando se registra una interrupción del servicio. El comercializador respectivo reconocerá tales valores a cada uno de los Usuarios afectados, en la factura que se emita por el servicio, como un menor valor a pagar por parte de los respectivos usuarios. El valor de la compensación corresponde al definido por la Comisión en la Resolución CREG 017 de 20 058.

6.6. Otros

6.6.1. Reconocimiento del valor de pérdidas de gas.

Para el sistema de transporte se propone reconocer hasta el uno por ciento (1%) de pérdidas, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento Único de Transporte (RUT), Resolución CREG 071 de 1999 o de aquellas que la modifiquen o sustituyan. El distribuidor-comercializador deberá trasladar a la tarifa final, el mismo porcentaje de pérdidas facturado por el transportador con un límite máximo del 1%.

Como pérdidas de distribución rse propone reconocer el 2,5%, de acuerdo con las estadísticas contenidas en el Anexo 4, El distribuidor-comercializador determinará el porcentaje de pérdidas con base en el balance de gas de los doce (12) meses anteriores al mes m, y trasladará al usuario final el valor resultante de este balance, con un límite

7 “Determinación y valoración económica de alternativas técnicas para asegurar la continuidad y confiabilidad del la prestación del servicio de gas natural a los usuarios de los mercados de distribución”, en el desarrollo del convenio ANH-FEN 01 2007 suscrito entre la Financiera Energética Nacional (FEN) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).e ARTÍCULO 1o. COSTO DE INTERRUPCIÓN DEL SERVICIO DE GAS - Cl. Se adopta un Costo de Interrupción del Servicio a usuarios -C l- de tres mil cien pesos ($ 3.100 pesos de octubre de 2004) por metro cúbico. Parágrafo. Los Usuarios no Regulados pueden pactar contractualmente estándares diferentes a los establecidos regulatoriamente.


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superior de 2,5%. Cuando el resultado del balance sea menor o igual a cero, el valor reconocido será cero.

i) En el caso de la prestación del servicio con Gas Natural (GN) y/o Gas Metano en Depósitos de Carbóh (GM.DC):

G +T = G'«VT™ m " Í \ - P )

Donde,

p = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional de Transporte y en el Sistema de Distribución.

ii) En el caso de la prestación del servicio con Gas Natural Comprimido (GNC):

G + T TV + Pmí H T /W n i i mGm+T„ - — ---------------------- + — — —

\ - p l - p

Donde,

p = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas en el Sistema Nacional deTransporte y en el Sistema de Distribución.

p ’ = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas combustible en el SistemaDistribución. > T.

¡ii) En el caso de la prestación del servicio con Gas Licuado del Petróleo (GLP) y/o Gas Natural Sintético (GNS):

_ G_+T_+TV_0 „ + 7 ' =

l - p '

Donde,

p ' = Porcentaje reconocido de pérdidas de gas combustible en el Sistema de Distribución.

6.6.2. Cargo por revisiones periódicas de las instalaciones internas

A continuación se presenta el análisis sobre el tema de las revisiones periódicas a las instalaciones internas de gas combustible desarrollado por la CREG con base en los resultados del estudio para el diseño metodológico de la actividad de revisión periódica de las instalaciones internas de gas natural contratado con la firma Divisa ingenieros Ltda.

El numeral 4 dei artículo 73 dé la Ley 142 de 1994 asigna la competencia a la CREG de fijar las normas de calidad qué deben cumplir tas empresas en la prestación del servicio público domiciliario. Igualmente el numeral 21 del artículo 73 de la misma ley determina como función de la CREG el señalar, de acuerdo con ésta, criterios generales sobre abuso de posición dominante en los contratos de servicios públicos, y sobre la protección


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de los derechos de los usuarios en lo relativo a facturación, comercialización y demás asuntos relativos a la relación de la empresa con el usuario.

En cumplimiento de dichas funciones la CREG expidió el Código de Distribución de Gas Combustible por Redes, mediante la Resolución CREG 067 de 1995, determinando en el numeral 5.23 la obligación de las empresas distribuidoras de inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del usuario, consultando las normas técnicas y de seguridad. Señala que para ello el distribuidor realizará pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones del Código y de los contratos que se suscriban con el usuario.

El objeto de dicha revisión es garantizar la calidad, continuidad y seguridad del servicio que suministra cada distribuidor delgas combustible.

Igualmente, se ha entendido que la forma como se instalen, manejen y mantengan las redes internas, tiene efectos sobre la calidad del servicio y sobre la seguridad, en este caso para cada usuario y para otras personas vecinas o transeúntes, por los peligros que pueden ocasionar desperfectos en las instalaciones: explosiones, incendios, inhalaciones de emisiones tóxicas y otros.

Por otro lado, el artículo 11 de la Ley 142 de 1994, en su numeral 9 establece que las empresas de servicios serán civilmente responsables por los perjuicios ocasionados a los usuarios y están en la obligación de repetir contra los administradores, funcionarios y contratistas que sean responsables por dolo o culpa sin perjuicio de las sanciones penales a que haya lugar, determinado así una responsabilidad civil que a su vez se considera de tipo contractual.

Ahora bien, en relación directa con los usuarios, se tiene que la Ley 142 de 1994 en sus artículos 128 y 129 establece que toda persona tiene derecho a recibir el servicio, siempre y cuando el inmueble cumpla unas condiciones técnicas y de seguridad requeridas para la prestación del servicio. Para el caso del servicio público domiciliario de gas combustible se ha entendido que las instalaciones internas hacen parte del inmueble que recibe el servicio.

El artículo 129 de dicha Ley ¡e réfiere específicamente a las condiciones iniciales que debe reunir el inmueble para recibir la prestación del servicio las cuales también deben mantenerse con el fin de garantizar la disponibilidad y la seguridad en la prestación del mismo, pues se trata de un suministro prolongado y riesgoso en el tiempo.

Para el caso del gas combustible, la CREG ha considerado que esta verificación es mucho más crítica, teniendo en cuenta el riesgo que representan las instalaciones defectuosas, ya que un eventual accidente en las mismas puede afectar no solamente al inmueble y al usuario, sino al sistema general de suministro del servicio y a la ciudadanía.

Vale la pena señalar que para el año 1996 la CREG no determinó un cargo por la realización de la revisión periódica dando aplicación al régimen de libertad vigilada9, el cual debe ser asumido por el propietario de la instalación interna de cada inmueble.

9 El artículo 14.11 de la Ley 142 de 1994 de la define la Libertad Vigilada como el "régimen de tarifas mediante el cual las empresas de servicios públicos domiciliarios pueden determinar


(

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» <Es asi que la CREG en e jercidp de las funciones regulatorias relacionadas con la determinación de las condiciones de continuidad, seguridad y protección al usuario relacionadas con el servicio público domiciliario de gas combustible distribuido por redes de tubería y entendiendo la responsabilidad que mantienen las empresas distribuidoras consideró necesaria la revisión de las instalaciones internas de este servicio, sin definir una reglamentación que contenga las características, procedimientos, condiciones, requisitos y personal idóneo para su realización, puesto que dichos aspectos deben ser definidos por otras entidades públicas.

Bajo este contexto las empresas distribuidoras en sus inicios realizaban la revisión periódica consultando las normas técnicas y de seguridad, de conformidad con lo establecido en la Resolución CREG 067 de 1996, las cuales continuamente eran actualizadas por las entidades competentes, lo que presentaba conflictos en la normatividad aplicable.

En el 2002, la Superintendencia de Industria y Comercio expidió la Resolución 14471 mediante la cual definió los requisitos mínimos que deben cumplir la construcción, ampliación, reforma o revisión de instalaciones para el suministro de gas combustible en edificaciones residenciales y comerciales, así como las condiciones que deben cumplir la protección de tuberías, la ventilación de los recintos donde se instalen tuberías y artefactos de gas, la evacuación de los gases y los requisitos de protección de la vida, la salud y la seguridad de los habitarles de dichas edificaciones.

Así mismo, la Superintendencia de Industria y Comercio se refirió a las revisión de las instalaciones internas en los siguientes térm inos “ ... /a revisión periódica contenida en el num eral 5.23 de ia Resolución CREG-067 de 1995 (Código de Distribución) se entenderá surtida con ia expedición del certificación de conform idad de la instalación existente, según lo señalado en este reglamento, y por lo mismo su costo se entiende comprendido en e l valor previsto para la revisión periódica".

Como tal el procedimiento de revisión de las instalaciones internas ha dado cumplimiento a las disposiciones contenidas en la Resolución SIC 14471 de 2002 y en la actualidad a la reglamentación expedida por el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo mediante su Reglamento Técnico de Gasodomésticos conformado por las Resoluciones MCIT 1023 de 2004, 0936 de 2008 y 1509 de 2009.

Los resultados de las revisiones internas se pueden analizar desde dos ópticas: i) por un lado, desde el estado real de las instalaciones internas verificado en sitio; y, ¡i) desde las diversas inconformidades presentadas tanto por los usuarios como por las empresas.

i. Estado real de las instalaciones internas:' f i i - k

Teniendo en cuenta la ¡nformé-cjón reportada por 21 empresas distribuidoras10, se obtuvieron las siguientes conclusiones:

libremente las tarifas de venta a medianos y pequeños consumidores, con la obligación de informar £or escrito a las comisiones de regulación, sobre las decisiones tomadas sobre esta materia”" In fo r m a c ió n s o lic i ta d a m e d ia n t e la s C i r c u la r e s C R E G 0 7 8 y 0 8 6 d e 2 0 0 8 .


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• En términos generales el porcentaje de instalaciones con defectos oscila entre el 10% y el 27% de las instalaciones revisadas. Los defectos más representativos son: fugas en conexiones y centros de medición, presencia de monóxido de carbono, mal instalación de gasodomésticos, fallas en la ventilación de recintos, derivaciones no permitidas, modificación de instalaciones con materiales inadecuados y evacuación inadecuada de productos de la combustión.

• Al 1.2% de las instalaciones revisadas les fue suspendido el servicio por la presencia de defectos críticos.

• • v-0,4• La manipulación de las instalaciones por parte del usuario está asociada al entorno

sociocultural regional e incide en el nivel de defectos encontrados.

• La intoxicación por inhalación de monóxido de carbono presente en la atmosfera y la alta concentración de gas combustible al interior de las viviendas, los cuales pueden ocasionar incendios o explosiones, son los riesgos más representativos.

■ El cumplim iento del programa de revisiones periódicas de usuarios residenciales porparte de los distribuidores, es del 84% en promedio, calculado para un periodo hasta de 5 años.

En este sentido, es importante que los usuarios sean conscientes de los riesgos asociados al uso de gas combustible en instalaciones internas y tomen las precauciones necesarias en materia de seguridad. El objetivo de las revisiones internas es detectar de manera preventiva todas las situaciones que impliquen un riesgo para el usuario, y así evitar oportunamente accidentes, pérdidas de vidas humanas y numerosos daños materiales.

ii. inconformidades presentadas tanto por los usuarios y las empresas:

Las principales quejas reportada^, a la CREG están relacionadas con el plazo entre revisiones, los costos cobrados por el distribuidor, la forma de pago, la adecuación de las redes internas en caso de encontrarse defectos y la resistencia de los usuarios a la revisión.En relación con el plazo de las revisiones periódicas se tiene que el numeral 5.23 de la Resolución CREG 067 de 1995 no es preciso en determ inar un término fijo entre las revisiones y se puede interpretar que las empresas distribuidoras deben realizar la revisión a las instalaciones de sus usuarios con una frecuencia no superior a 5 años, por lo que la revisión que se realice en un intervalo inferior a los cinco años cumple con los requerim ientos establecidos en la reglamentación.

De acuerdo con esto, mediante Resolución CREG-030 de 2005, se publicó un proyecto de resolución de carácter general para modificar el numeral 5,23 antes citado en lo relacionado con los plazos para las revisiones periódicas, con el propósito de precisar el periodo de tiempo entre revisión de las instalaciones internas del mismo inmueble, dar claridad sobre el contenido normativo y evitar diversas interpretaciones, en las que se generen abusos como la realización de estas actividades con una frecuencia que no se requiera. En relación con esa consulta se recibieron comentarios de los agentes, de las agremiaciones, de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y de la Superintendencia de Industria y Comercio.

■ . i - 257D-135-09 FÓRMULAS TARIFARIAS DISTRlBÚClóN DE GAS COMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍAS

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Otro aspecto sobre el cual se han presentado quejas es el costo de la revisión periódica al cual se le aplica el régimen de libertad vigilada. La consulta más frecuente frente a este tema se refiere a las actividades que se están remunerando y la posibilidad de incluirlo en la tarifa al usuario final de tal manera que su pago se difiera entre los periodos de cada revisión. Así mismo, se busca determinar un cargo que cumpla con los criterios tarifarios contenidos en la Ley 142 de 1994 y responda a costos eficientes en los que incurren los distribuidores.

En igual sentido, se tiene que la forma de pago de la revisión periódica ha causado traumatismos en la realización de la misma, pues los usuarios observan incrementos en la factura que reciben con posterioridad a la realización de la revisión, que superan el monto promedio cobrado a los usuarios. La CREG ha conocido que algunas de las empresas han diseñado esquemas de financiación para aminorar este impacto, no obstante debe buscarse una solución a estos inconvenientes.

Ahora bien, el Ministerio de Minas y Energía y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, han sugerido que mediante regulación se diseñen alternativas que permitan a los usuarios el pago de los costos de la revisión, en plazos adecuados para evitar traumatismos en el proceso y de este modo se pueda prever la eventual resistencia a la realización de este procedim iento,.cuyo propósito fundamental debe ser la preservación de la seguridad de los usuarios.

Igualmente, la CREG ha observado que una causa generalizada de las quejas está relacionada con la adecuación de las redes internas defectuosas. Los usuarios manifiestan que los costos de la reparación son elevados y los reparadores no realizan su gestión de conformidad con lo exigido por la empresa en su visita de revisión, lo cual genera demora en la puesta en servicio.

Por último, se tiene la resistencia de los usuarios a la realización de la revisión interna como consecuencia de las inconformidades citadas anteriormente. Por ello las empresas se han visto enfrentadas a una necesidad de socialización de la medida incurriendo en altos costos.

Teniendo en cuenta lo anterior se propone:

■ Regular el cargo máximo que pueden cobrar los distribuidores a los usuarios por concepto de las revisiones periódicas de las instalaciones internas, con base en los resultados del estudio de Divisa Ingenieros Asociados Ltda

• Regular la periodicidad; .cqn la que se deben realizar estas revisiones, complementando lo estipulado en el Código de Distribución,

• Incluir en la fórmula tarifaria un componente por concepto de revisión que se activaría cuando ésta tenga ocurrencia.

• Mientras se establece el valor de este cargo, su valor será igual a cero.

7. ANEXOS

ANEXO 1 - Aire propanado o gas natural sintético


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En este anexo se presenta una descripción indicativa, extractada de internet, de las propiedades técnicas del aire propanado o gas natural sintético.

La mezcla de GLP con aire en una proporción adecuada, produce lo que en la industria se conoce como aire propanado o gas natural sintético (GNS) (SNG por sus siglas en inglés). El GNS provee características de ppmbustión casi idénticas a las del gas natural. Debido a lo anterior el GNS y el GN püedén ser usados intercambiablemente y no son necesarios ajustes en quemadores ni en reguladores.

Los parámetros de combustión que afectan la intercambiabilidad incluyen:

• Gravedad Específica.• Poder calorífico.• Indice Wobbe.• Propagación de la llama y color.• Punto de Condensación de hidrocarburo.

Gravedad especifica.

La gravedad específica de un gas es su densidad relativa al aire. La gravedad específica del aire es igual a 1.0; la del gas natural es típicamente 0.60. El vapor de propano y butano tiene gravedades específicas de 1.52 y 2.0 respectivamente. Consecuentemente el GNS tiene una gravedad específica mayor a 1.0.

Las mezclas de GNS y de gas natural usan el mismo equipo de combustión. La mayor parte del gas natural tiene un .poder calórico promedio de aproximadamente 8500 - 9350 Kcal/Nm3, y una gravedad especifica de alrededor de 0,6, Los modelos matemáticos validados por experiencias de campo prueban que la compatibilidad del GNS compuesto de propano y aire tiene un poder calórico de alrededor de 12,500 Kcal/Nm3 y una gravedad específica de 1.31 y el GNS compuesto de butano-propano y aire tiene un poder calorífico de cerca de 13,800 Kcal/Nm3 y una gravedad específica de 1.461.

La diferencia en poderes calóricos de un combustible original, contra un combustible de reemplazo resulta primeramente de las diferencias en sus gravedades específicas y al final por su química. Mientras más alta es su gravedad específica más pesado es el gas. Consecuentemente las aperturas fijas, tales como orificios de quemador, reguladores y ciertos tipos de medidores de flujo permiten menos flujo de un gas pesado que de uno más ligero. La física establece que el flujo de gas a través de un orificio es directamente proporcional a la raíz cuadrada de su gravedad específica, por lo tanto un gas más pesado (Ej. La mezcla de GNS) debe tener un poder calórico más alto para proveer la misma energía a un quemador que un gas más ligero.

Puesto de una manera sencilla el gas más pesado fluye más lentamente a través del orificio, por lo tanto, cada unidad de volumen debe tener un valor calorífico superior para compensar el flujo reducido. De cualquier forma al otro lado del orificio los gases con valores Wobbe ¡guales proveerán igual energía neta,

■ ifJi?


Sesión No.433

Poder calorífico

Las tablas de datos típicamente consideran poderes calóricos ya sea como poder calórico bruto o como poder calórico neto. La diferencia entre ambos es el calor latente de condensación del vapor de agua producido durante la combustión.

El poder calorífico bruto asume que toda el agua producida durante la combustión es condensaba. En otras palabras el calor latente de condensación es utilizado. El poder calorífico neto asume que el agua se va con los productos de la combustión sin ser condensaba.

Este valor no es de interés para la mayor parte de los consumidores, ya que los aparatos de consumo no pueden usarlo del vapor de agua. Uno debe comparar precios de combustibles basados en el poder calorífico neto. Esto es particularmente cierto para el gas natural (metano), ya que el incremento en el contenido de hidrógeno resulta en una mayor formación de agua durante, la combustión. De cualquier forma para evaluar las características de combustión se' debe usar el poder calorífico bruto, ya que el volumen del aire en la combustión y el volumen de los productos de la combustión son ¡guales para cada hidrocarburo. Si se usa el poder calorífico neto habrá pequeñas desviaciones entre los volúmenes de aire de combustión y los productos.

índice de Wobbe.

El índice Wobbe es una propiedad de un gas individual que permite igualar un gas original (Ej. Gas natural) a un gas de reemplazo (Ej, Mezcla GNS). Si dos gases diferentes poseen un índice W obbe idéntico, ellos producirán una cantidad igual de calor en cualquier quemador. El índice Wobbe es un factor crítico cuando se considera la información para una planta de GNS, Nuestra definición de índice Wobbe (W l) es;

Wl: el poder calorífico (PC) de un gas dividido por la raíz cuadrada de la gravedad específica del gas. El W l debe ser igualado por el del gas de reemplazo y ambos deben haber sido calculados de la misma forma.

Como la fórmula anterior indica, el índice Wobbe es una función de la calidad del gas. Varía en relación a la proporción de la mezcla del GNS y por lo tanto a la composición final de los hidrocarburos del GLP. Los gases hidrocarburos con un índice Wobbe idéntico generan igual volumen de calpr y;de productos de la combustión, además ellos requieren la misma cantidad de aire d e íC ó m b u s t ió n . Si un quemador es ajustado para u n poder calorífico específico o índice Wobbe, y es provisto con un gas de reemplazo con un índice Wobbe inferior, se notarán características de combustión menores. Las características de la llama en el quemador dictan los límites de la aceptación de una composición de combustible. Substituyendo un gas por otro de un índice Wobbe superior típicamente reduce el rango de aceptación. Un tamaño excesivo de la llama y una combustión incompleta determinan el rango de aceptación.

Propagación y color de la llama

Las velocidades de propagación de la llama del GLP y del butano casi igualan a las del metano, por lo tanto no ocurren diferencias significativas de la elevación de la llama entre el gas natural y el GNS, En términos de color el GNS produce una llama más amarilla debido al número de átomos de carbono en la molécula del GLP o butano, en relación al


Sesión No.433

gas natural. Por ejemplo el GLP tiene aproximadamente 20% más carbón que el metano y el butano tiene aproximadamente 24% más. Las partes amarillas de la llama no son de importancia y no afectan la operación del quemador ni su éficíencia.

Punto de condensación dei hidrocarburo.

El punto de condensación del hidrocarburo es la temperatura a la cual una composición específica de GLP se condensa de vapor a la fase líquida. El cálculo del punto de condensación del GLP está más allá del alcance de este artículo. De cualquier forma el punto de condensación es importante porque la recondensación del vapor de GLP en las líneas de distribución puede crear situaciones potencialmente peligrosas. La dilución del vapor de GLP con aire, baja significativamente el punto de condensación, haciendo las mezclas de GNS ventajosas para muchas aplicaciones. Existen gráficas que ilustran la relación entre el porcentaje de GLP en una mezcla de GNS y el punto de rocio a varias presiones.

ANEXO 2 - Gas m etano en d epós itos de carbón

A continuación se presenta una breve descripción de este gas, extractada del CONPES 3517 de 2008.

El gas metano en depósitos, de carbón (GMDC) es una forma de gas natural presente en yacim ientos no convencionales” , que hace parte de la oferta energética de combustibles fósiles. El comportamiento dé la oferta y la demanda de este hidrocarburo está asociado con la creciente necesidad de.contar con energéticos provenientes de diferentes fuentes y, en particular, obedece a la situación mundial del mercado de gas natural, caracterizado por una oferta relativamente estable y una producción creciente en respuesta a la dinámica de la demanda.

El GMDC es una forma de gas natural que se produce cuando material orgánico se convierte en carbón, quedando atrapado en las capas del mismo mineral por presión hidráulica. Una vez se genera el gas, éste es física y químicamente adsorbido en el mineral, creando una reserva de gas.

Generalmente, el GMDC es un gas dulce con un contenido alto de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno. A manera de ejemplo, la Tabla 1 presenta la diferencia entre la composición del GMDC y la del gas natural de la Cuenca del río Powder en Estados Unidos.

11 Los gases de yacimientos no convencionales son aquellos que se encuentran en reservones diferentes a aquellos en donde se presenta el gas natural. Entre estos gases se suelen incluir: i) los gases extraídos de arenas de baja permeabilidad (tight sands); ii) los gases presentes en arcillas bituminosas (gas shales); y iii) el gas metano en depósitos de carbón (coalbed natural gas, coalbed gas methane o natural gas in coal).

2610-135-09 FÓRMULAS TARIFARIAS DISTRIBUCIÓN DE GASCOMBUSTIBLE POR REOES DE TUBERÍAS

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Tabla 1

Comparación composición del GMDC y gas natura l en la Cuenca del Río Powder

Composición GMDC Gas Natural

Dióxido de caibouo 1.1% 1.8%

Nitrógeno 0.1% 2 . 1%

F.tano 0.1% 12.4%

Metano 98.6% 73.9%

Otros 0.1% 9.8%

Fuenfe: Coalbed methane development in rhe IiüeiTiiouiiiíijn West. Gar)T Biynei\ Nami'al Resoni'ces J_aiv C etití i\ University o f Colorado School o f Law.

A pesar de estas diferencias, el GMDC puede ser mezclado con gas natural y transportado por gasoductos para ser usado como materia prima o como combustible.

La posibilidad de comercializar GMDC frente al gas natural proveniente de yacimientos convencionales depende principalmente de los volúmenes disponibles de GMDC, de los precios del gas natural, de los costos de producción del GMDC y del costo de oportunidad del carbón en el cual se encuentra depositado.

En el año 2006, la producción mundial de GMDC fue 1.9 IR C , que representó el 1,9% de la producción de gas natural. Cerca del 90% de la producción provino de Estados Unidos y el resto de Canadá y Australia. En el mismo año, las reservas mundiales probables eran de 4,500 TPC y las reservas recuperables se estimaron en 600 TPC, lo cual equivale al 70% y 9% de las reservas totales de gas natural, respectivamente12.

Las reservas de GMDC identificadas en Colombia son del orden de 4,7 TPC. Con base en estudios preliminares, se estima que las reservas probables en las regiones colombianas con mayor potencial13 son de 17 TPC, que se concentrarían principalmente en las cuencas de Cesar y Ranchería14.

ANEXO 3 - Factor de Corrección Volumétrica

En este anexo se describe en el Factor de conversión volumétrica, requerido para convertir la unidad de medida del GLP (galones) a la unidad de medida del gas domiciliario (m3).

se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

12 Coalbed methane - A global look at a regional supply. Smith, Leta, IMS, Inc , Houston, U S.A. Conventional & unconventional hydrocarbon resources. International Congress. February 2008.13 Entre las regiones con mayor potencial se encuentran: sabana de Bogotá, formación Guaduas, formación Guachinte-Ferreira, cuenca del Cauca, cuenca Catatumbo, cuenca de los Llanos, cuenca de Magdalena Medio, y cuenca baja y media del Río Cauca,14 Coalbed methane resources of Colombia, Mario García González, Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga. Colombia. Conventional & unconventional hydrocarbon resources. International Congress, February 2008.

262D-135-09 FÓRMULAS TARIFARIAS DISTRIBUCtÓN DE GASCOMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERIAS

Sesión No.433

cz _ (Q gm -I (^m- l ^ m - 2 ) )

Q ,'/m-l

Donde:

Q w i = Cantidad de galones de GLP adquirida por el Distribuidor en el mes m-1.

!m.i = Inventario final, en galones, del Distribuidor en el mes m-1.

ím.2 = Inventario final, en galones, del Distribuidor en el mes m-2.

Qfm-i = Volumen total en metros cúbicos, medidos a la salida de la estaciónconvertidora del Distribuidor, en el mes m-1.

ANEXO 4 - Pérdidas de gas en redes de distribución

Determinación del Nivel de Pérdidas en Distribución de Gas Combustible por redes de tuberías

El térm ino de pérdidas de gas. incluye tanto las pérdidas de gas operativas o técnicas como las pérdidas administrativas y comerciales, denominado como gas no contabilizado.

Con base en la información reportada por las empresas distribuidoras de gas relacionadas con las compras de gas y ventas a los usuarios finales, no se obtienen cifras consistentes para el gas no contabilizado15, como se indica en la tabla siguiente16:

Alcanos

EPM

Risaralda

Año Ventas m3 Compras m3 Pérdidas

2003 65.790.444 66.766.559 1,5%2004 70.291.946 73.343.262 4,2%2005 77.593.180 78.924.259 1,7%2006 74.340.950 87,857.382 15,4%2007 85.380.198 90.927.421 6,1%2008 92.925.985 88.135.370 -5,4%2003 158.085.391 158.410.865 0,2%2004 188.326.064 200.015.760 5,8%2005 216.673.360 231.574.087 6,4%2006 267.595.551 290.463.890 7,9%2007 334.357.391 339.724.679 1,6%2008 344.435.117 349.706.133 1,5%2003 22.266.748 21.760.648 -2,3%2004 19.668.566 28.031.564 29,8%2005 27.950.642 29.657.509 5,8%2006 32.033.796 32.968.044 2,8%

Lost and Unaccounted for gas.16 Igual situación a la presentada cuando se hizo el análisis en el año 2003.


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CundiBoyacá

Centro

Cesar

Gasoríente

Gas Natural

Barranca

Guajira

Gases de Occidente


2007 37.663.753 50.710.948 25,7%2008 41.845.936 49.149,665 14,9%2003 42.320.845 50.414.521 16,1%2004 54.810.782 60.740.836 9,8%2005 42.359.309 40.964.055 -3,4%2006 57.436.407 55.647.649 -3,2%2007 84.643.015 81.643.607 -3,7%2008 161.428.947 89.939.816 -79,5%2003 55.289.531 51.868.608 -6,6%2004 58.134.098 58.196.157 0,1%2005 61.729.336 56.379.682 -9,5%2006 74.520.574 64.996.032 -14,7%2007 78.441.334 73.844.499 -6,2%2008 96.882.742 79.489.298 -21,9%2003 5.161.187 5.168.683 0,1%2004 6.101.396 5.695.603 -7,1%2005 7.853.534 7.267.376 -8,1%2006 8.490.809 7.631.801 -11,3%2007 9.411.665 8.543.058 -10,2%2008 10.643.923 9.497.866 -12,1%2003 77.973.747 71.292.979 -9,4%2004 83.461.568 71.497.457 -16,7%2005 72.133.209 66.994.213 -7,7%2006 71.547.795 73.029.637 2,0%2007 70.425.037 65.647.613 -7,3%2008 71.331.191 60.301.382 -18,3%2003 474.820.309 464.841.924 -2,1%2004 484.064.149 503.384.366 3,8%200.5 480.690.377 442.433.242 -8,6%2006 540.627.792 445.639,772 -21,3%2007 591.753.316 554.021,198 -6,8%2008 634.324.937 459.382.880 -38,1%2003 11.767.631 12.423.728 5,3%2004 11.316.335 11.779.316 3,9%2005 11.017.329 11.273.555 2,3%2006 10.962.937 10.116.685 -8,4%2007 10,944.653 10.847.458 -0,9%2008 11,596.605 11.546.825 -0,4%2003 14.089.916 31.154.530 54,8%2004 13.688.120 13.825.731 1,0%2005 13.123.831 14.628.566 10,3%2006 13.927.785 14.008.772 0,6%2007 14.975.032 16.492.518 9,2%2008 17.191.981 16.283.461 -5,6%2003 110.313.483 209.623.574 47,4%2004 123.492.334 236.267.634 47,7%2005 114.430.621 192.503.995 40,6%2006 132.671.882 133.357.542 0,5%

■' i j . frD-135-09 FÓRMULAS TARIFARIAS DISTRIBUCION DE GASCOMBUSTIBLE POR REDES DE TUBERÍAS

264

N

Sesión No.433

Caribe

Cusiana

Llano

Gases del Oriente

Quindio

Madigas

Metrogas

Surtigas


2007 148.170.998 149.749.286 1,1%2008 166.113.141 163.677.443 -1,5%2003 669.225.012 687.856.839 2,7%2004 656.941.571 669.474,808 1,9%2005 577.616.848 486.227.848 -18,8%2006 615.485.143 621.224.532 0,9%2007 728.191.963 652.330.167 -11,6%2008 939.921.889 429.304.284 -118,9%2003 5.521.378 6.115.882 9,7%2004 6.304.130 6.697.847 5,9%2005 6.141.560 6.259.096 1,9%2006 5.974.517 3.244.983 -84,1%2007 7.271.453 11.020.477 34,0%2008 8.162.488 12.838.852 36,4%2003 32.196.173 32.067,796 -0,4%2004 33.697.786 32.991.632 -2,1%2005 33.374.800 30.947.607 -7,8%2006 28.080.757 25.180.357 -11,5%2007 25.642.858 24.777.526 -3,5%2008 26.248.888 27.335.830 4,0%2003 10.686.026 12.985.264 17,7%2004 16.715.350 17.276.814 3,2%2005 14.795.943 12.185.709 -21,4%2006 14.566.729 10.903.648 -33,6%2007 15.186.981 14.780.037 -2,8%2008 14.265.068 incompleto2003 6.534.728 6.236.149 -4,8%2004 8.348.824 9.286.817 10,1%2005 10.707.286 11.624.518 7,9%2006 13.285.529 12.662.927 -4,9%2007 15.998.225 17.134.124 6,6%2008 18.570.214 20.398.285 9,0%2003 1.124.349 1.102.235 -2,0%2004 1.445.035 1.313.648 -10,0%2005 1.429.671 1.034.801 -38,2%2006 1.604.750 1.656.300 3,1%2007 1.974.559 3.175.165 37,8%2008 2.084.443 2.905.895 28,3%2003 17.471,479 16.578.763 -5,4%2004 17.339.250 16.902.609 -2,6%2005 17.831.578 17.176.243 -3,8%2006 17.720.439 18.925.671 6,4%2007 17,367.462 17.125.228 -1,4%2008 17.519.346 incompleto2003 513.879.860 354.797.079 -44,8%2004 450.902.083 350.407.514 -28,7%2005 296.924.082 276.099.924 -7,5%2006 295.708.654 286.777.939 -3,1%


265

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2007 264.230.592 255.417.228 -3,5%2008 305.688.320 306.815.050 0,4%

Fuente:CREG

Realizando una búsqueda de la,situación internacional se observa que las cifras sobre gas no contabilizado o los niveles reconocidos de pérdidas en distribución son muy vanados, como indicamos a continuación:

Entre los mayores distribuidores del estado de Pennsylvania (USA), el promedio del gas no contabilizado en 2005 es de 2,9% 17 (con valores negativos y positivos hasta del 10%). Sin embargo, es preciso aclarar que del total de redes de tuberías, el 26% son de hierro y acero sin protección, los cuales serán reemplazados en los siguientes 20 años.

De acuerdo con el estudio “Safety Performance and Integrity o f de Natural Gas Distribution Infraestructure" presentado en enero de 2005 por American Gas Foundation, los porcentajes de gas no contabilizado reportados por los operadores de la industria de distribución de gas natural en los Estados Unidos entre los años 1985 a 2002 son los siguientes:

I2 00% -

i noui.

ft nfUA, -1985 1990 1994 1968 2002

(3 Unaccounted For Gas 4.95% 2.92% 2.51% 2.27% 2.24%

Fuente: http://www,gasfoundation.org/ResearchStudies/safety_perf.htm

De acuerdo con el informe presentado, en estudios anteriores hechos por Gas Technology institute se mostró que las cantidades predominantes de gas no contabilizado experimentados por los operadores se deben a inexactitudes de la medición y errores contables, no a las fugas de gas en el sistema de distribución.

Para el caso mexicano, de conformidad con la Resolución 357 de 2006 de la Comisión Reguladora de Energía, el límite máximo de pérdidas operativas trasladables a los usuarios, permitido a partir de 2007 es del 2% del gas natural conducido en el sistema de distribución. Las pérdidas operativas del sistema es la diferencia entre la cantidad de gas natural inyectada al sistema de distribución y la cantidad extraída del mismo, una vez descontadas las diferencias de medición.

17 U.S. Department of Transportation Data


http://www,gasfoundation.org/ResearchStudies/safety_perf.htm

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En Australia, en el estado de Tasmania, el Código de Distribución establece que los esfuerzos razonables realizados por los distribuidores deben asegurar en su sistema una tasa del 2,5% para el gas no contabilizado. {Tasmanian Gas Distribution Code, March 2009).

Según el informe anual del Boletín Estadístico de Hidrocarburos de España, realizado por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, las pérdidas y diferencias entre las entradas y salidas de gas natural son las siguientes:

Balance de Producción y Consumo de Gas naturalAño 2008 2007 2006 2005Entradas (Gwh) 482,179 436,742 430,544 421,056Salidas (Gwh) 481,104 433,332 425,389 414,254

Pérdidas y diferencias 1,075 3,410 5,156 6,802Participación 0.2% 0,8% 1.2% 1,6%

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%.

ANEXO 5 - Factor de ajuste por incrementos tarifarios

El factor de ajuste busca m itigar las variaciones tarifarias y por esto se activa cuando se registra un incremento superior al 8%, es decir, se pretenden evitar aumentos tarifarios superiores a la inflación acumulada del año 2008. Cuando se presenten estos incrementos, los saldos que no se hayan podido trasladar al usuario final serán recuperados posteriormente por el comercializador, indexados con una tasa de interés que reconozca los costos de estos recursos.

El factor de ajuste al costo unitario variable de prestación del servicio, se calculará como se muestra en el presente anexo.

La variable de ajuste será la siguiente:

{MAXm -C R n\ ¿ DVR .ffl—i

M A X , = REF, * 1,06

AD„ = [aD „a + (CR, , - C l h , ^ )* I* O + 0

Donde:

m = Mes para el cual se calcula el Costo Unitario Variable de Prestación delServicio.

AJm = Factor de ajuste que se aplica al Costo Unitario Variable de Prestacióndel Servicio expresado en $/m3 para el mes m.


267

Sesión No,433

VRm = Ventas de gas combustible con destino a Usuarios Regulados para elmes m, expresado en m3.

ADm = Saldo acumulado de las diferencias entre el Costo Reconocido (CRm) yel valor trasladado en la tarifa (CUV]m), expresado en $. A la fecha de entrada en vigencia de la presente resolución dicho valor será cero. En el evento en que concluida la vigencia de las Fórmulas Tarifarias existan saldos acumulados, éstos serán reconocidos hasta que dicho saldo sea igual a cero.

/' = Tasa de interés nominal mensual que se le reconoce al Comercializadorpor ios saldos acumulados en la variable. Este valor equivaldrá al promedio de la tasa de créditos de tesorería reportada por los establecim ientos bancaríos a la Superintendencia Financiera para el último mes disponible,

MAXm = Valor Máximo a trasladar, expresado en $/m3, en el mes m.

REFm = Valor de Referencia, expresado en $/m3, que aplicará el Comercializadoren el mes m. El REFm será el Costo Unitario Variable dei mes anterior a la entrada en vigencia de la presente resolución (CUV,,^).

CRm = Costo reconocido eje Costo Unitario Variable {CUv¡m) expresado en $/m3para el mes m.. Dicho valor equivale al valor del componente CUv¡m descontando la variable AJm. El valor de CRm será el calculado conforme la aplicación de las fórmulas contenidas en la presente resolución.


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