RESOLUCIÓN 11 DE 2011

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 11 DE 2011 

(Febrero 17)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto resolución de carácter general, “por la cual se establece el procedimiento para la comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y GLP”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus facultades legales, en especial de las conferidas por la Ley 142 de 1994, y en desarrollo de los decretos 2253 de 1994 y 2696 de 2004,

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 9º del Decreto 2696 de 2004, la comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resoluciones de carácter general que pretenda adoptar.

En la Sesión 479 del 17 de febrero de 2011, la CREG aprobó hacer público y presentar para comentarios el proyecto de resolución “por la cual se establece el procedi­miento para la comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y GLP”.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se establece el procedimiento para la comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y GLP”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la fecha de publicación de la presente resolución en la página web de la Comisión de Regulación de Energía y Gas.

ART. 3º—Infórmese en la página web la identificación de la dependencia administrativa y de las personas a quienes se podrá solicitar información sobre el proyecto y hacer llegar las observaciones, reparos o sugerencias, y los demás aspectos previstos en el artículo 10 del Decreto 2696 de 2004.

ART. 4º—La presente resolución no deroga ni modifica disposiciones vigentes por tratarse de un acto de trámite.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 17 de febrero de 2011.

Proyecto de resolución

“Por la cual se establece el procedimiento para la comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y GLP”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de las atribuciones constitucionales y legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y los decretos 1523, y 2253 de 1994

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994 atribuyó a la Comisión de Regulación de Energía y Gas la competencia para establecer las fórmulas para la fijación de las tarifas del servicio público domiciliario de gas combustible;

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994 estableció los criterios bajo los cuales se debe definir el régimen tarifario de las empresas de servicios públicos;

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, mediante Resolución CREG 126 de 2010, estableció los criterios generales para la remuneración del servicio de transporte de gas natural y el esquema general de cargos del sistema nacional de transporte, así como otras disposiciones en materia de transporte de gas natural;

En el parágrafo 4º del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010 se estableció lo siguiente:

“La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados cuando el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, sea inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado del petróleo, estimado para la misma demanda.

En todo caso, la CREG no aplicará el criterio establecido en este parágrafo si la inclusión de las inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte compromete la neutralidad entre los agentes que prestan el servicio en el área geográfica de influencia del proyecto.

Para efectos de estas estimaciones, la CREG utilizará la mejor información disponible, la cual incluirá, entre otros, información histórica de los diferentes componentes de la tarifa, información estadística por áreas geográficas, etc. Las estimaciones de costo unitario de prestación del servicio se harán teniendo en cuenta costos eficientes de tal forma que no se descontarán aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte.

Las tarifas de transporte se modificarán cada vez que se incluyan inversiones de red tipo II de transporte en el cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes.

Mediante resolución de carácter general posterior, la CREG establecerá los mecanismos que permitan realizar el balance de cuentas y giro de recursos entre empresas transportadoras y distribuidoras de gas natural aplicable cuando la CREG incluya inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte, realizadas por distribuidores, dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes”.

Mediante la Resolución CREG 011 de 2003 se establecieron 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;

Mediante las resoluciones CREG 066 de 2007, 122 de 2008, 001 de 2009 y 180 DE 2009 se definió la metodología tarifaria para las diferentes actividades de la prestación del servicio de GLP por cilindros y el costo unitario;

Se hace necesario establecer un procedimiento para la comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y de gas licuado de petróleo para una misma demanda;

El documento CREG-008 de 2011 contiene la propuesta de procedimiento para la comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y GLP, objeto de la presente resolución.

RESUELVE:

ART. 1º—Procedimiento para la comparación del costo unitario de gas natural con el de GLP por cilindros. Adóptese el procedimiento para establecer si, de acuerdo con lo estipulado en el parágrafo 4º del artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, es inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado de petróleo, estimado para la misma demanda, contenido en el anexo de la presente resolución.

ART. 2º—Vigencia. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial y deroga las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Anexo

Procedimiento de comparación de los costos unitarios de los servicios públicos domiciliarios de gas natural y GLP

Para establecer si el costo unitario de prestación del servicio de gas natural, estimado para la demanda asociada a extensiones de red tipo II, es inferior al costo unitario de prestación del servicio de gas licuado de petróleo, estimado para la misma demanda, la CREG seguirá el procedimiento que se indica a continuación:

1. Estimación del costo de prestación del servicio del gas natural.

La estimación del costo de prestación del servicio a un usuario de gas natural en los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II, CUgnt, se realizará de conformidad con la siguiente fórmula:

CUgnt(superior) = Gmt(superior) + Tmt + Dmt + Cmt

CUgnt(inferior) = Gmt(inferior) + Tmt + Dmt + Cmt

Donde:

CUgnt(superior):
Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite superior), expresado en $/MBTU.
CUgnt(inferior):
Costo unitario de prestación del servicio de gas natural (límite inferior), expresado en $/MBTU.
Gmt(superior):
Costo de las compras de gas natural (límite superior), expresado en $/MBTU.
Gmt(inferior):
Costo de las compras de gas natural (límite inferior), expresado en $/MBTU.
Tmt:
Costo del transporte del gas natural, expresado en $/MBTU.
Dmt:
Costo de la distribución del gas natural, expresado en $/MBTU.
Cmt:
Costo de la comercialización del gas natural, expresado en $/MBTU.
t:
Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

Los costos a considerar en cada variable serán los que resulten de hacer las estimaciones que se definen a continuación. Estos no contemplarán disminuciones por aportes que entes gubernamentales hagan para la construcción de gasoductos de red tipo II de transporte o de redes de distribución, como aquellos correspondientes a recursos del Fondo Nacional de Regalías y del Fondo Especial Cuota de Fomento de Gas Natural, entre otros.

1.1. Para la estimación de las variables Gmt(superior) y Gmt(inferior) se tendrán en cuenta los precios máximo y mínimo del gas natural, en el mercado primario, de las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II.

Para estos efectos se emplearán las siguientes fórmulas:

Gmt(superior) = Ggast(superior) x TRM

Gmt(inferior) = Ggast(inferior) x TRM

Donde:

Gmt(superior):
Costo de las compras de gas natural (límite superior), expresado en $/MBTU.
Gmt(inferior):
Costo de las compras de gas natural (límite inferior), expresado en $/MBTU.
Ggast(superior):
Precio máximo del gas natural, en el mercado primario, de las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II. La CREG considerará los precios del gas natural observados durante los dos años calendarios anteriores a la fecha de la solicitud: i) precios resultantes de las subastas de gas natural que se hayan realizado; ii) precios regulados; y iii) precios resultantes de la aplicación de otros mecanismos de comercialización que establezca la CREG. Las posibles fuentes de producción se identificarán, entre otros, teniendo en cuenta las utilizadas en el mercado de comercialización más cercano a las poblaciones objeto de análisis.

Ggast(inferior):
Precio mínimo del gas natural, en el mercado primario, de las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda de los municipios que resultan beneficiados con la red tipo II. La CREG considerará los precios del gas natural observados durante los dos años calendarios anteriores a la fecha de la solicitud: i) precios resultantes de las subastas de gas natural que se hayan realizado; ii) precios regulados; y iii) precios resultantes de la aplicación de otros mecanismos de comercialización que establezca la CREG. Las posibles fuentes de producción se identificarán, entre otros, teniendo en cuenta las utilizadas en el mercado de comercialización más cercano a las poblaciones objeto de análisis.
TRM:
Tasa representativa del mercado en la fecha t, certificada por la Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.
t:
Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

Los precios del gas se actualizarán a la fecha de referencia t utilizando el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, correspondiente a gas natural, reportado por la oficina de estadísticas laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (serie ID: WPU0531). Para estos efectos se tomarán los índices disponibles al momento de efectuar el cálculo.

1.2. Para la estimación de la variable Tmt se considerará el promedio de las sumas de los cargos de transporte desde las fuentes de producción que la CREG considere se podrán utilizar hasta el punto de salida de la red de tipo II que se planea construir. Los cargos que se utilizarán son los que estén vigentes al momento del análisis, para las parejas 80 fijo, 20 variable.

El cargo de transporte correspondiente a la extensión de la red tipo II de transporte, objeto de análisis, será el cargo correspondiente a la pareja 80 fijo, 20 variable que resulte de aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010.

Para los anteriores efectos, se aplicarán las siguientes fórmulas:

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Donde: 

Tmt:
Costo del transporte del gas natural, expresado en $/MBTU.
Tgast:
Costo promedio del transporte del gas natural, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por kpc.
TRM:
Tasa representativa del mercado en la fechat certificada por la Superintendencia Financiera, expresada en pesos colombianos por dólar de los Estados Unidos de América.
w:
Número de fuentes de producción f que la CREG considere se podrán utilizar para abastecer la demanda asociada a la extensión de red tipo II que es objeto de análisis.
f:
Fuente de producción de gas natural que la CREG considera que se podría utilizar.
Tgasf:
Costo del transporte del gas natural desde la fuente de producción f, expresado en dólares de los Estados Unidos de América por kpc.
PCFf:
Valor del poder calorífico del gas natural según la fuente de producción f, expresado en MBTU/kpc. Se utilizará el valor del poder calorífico reportado en el sistema unico de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.
Cargosh,t:
Pareja de cargos 80 fijo, 20 variable, para el tramo o grupo de gasoductos h, que esté vi­gente al momento del análisis, expresada en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por kpc.
Para los cargos de la red tipo II de transporte que es objeto de análisis la CREG utilizará los correspondientes a la pareja 80 fijo, 20 variable que resulte de aplicar las disposiciones contenidas en el artículo 25 de la Resolución CREG 126 de 2010, expresados en dólares de los Estados Unidos de América de la fecha t por kpc.
z:
Número de tramos o grupos de gasoductos con cargos aprobados por la CREG, desde la fuente de producción f y hasta el punto de salida de la red de tipo II que se planea construir.
h:
Tramo o grupo de gasoductos con cargos aprobados por la CREG.
t:
Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

1.3. Para la determinación de la variable Dmt se utilizará la siguiente ecuación:

 

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Donde:

Dmt:
Costo de la distribución del gas natural, expresado en $/MBTU.
Dgast:
Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.
PCF:
Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas natural según las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU/kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el sistema único de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

a) Si la demanda a atender corresponde a un mercado relevante de distribución con cargo vigente, la variable Dgast se estimará así:

Dgast = Dpromediot

Donde:

Dgast:
Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.
Dpromediot:
Costo promedio de distribución en el mercado relevante que será beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.
t:
Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

b) Si la demanda a atender corresponde a varios mercados relevantes de distribución de gas natural con cargos vigentes, Dpromediol,t, la variable Dgast se estimará así:

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Donde:

Dgast:
Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.
Dpromediol,t:
Cargo promedio de distribución en el mercado relevante que será atendido por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.
t:
Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.
g:
Número de mercados relevantes de distribución atendidos con la red tipo II de transporte.
l:
Mercado relevante de distribución atendido por la red tipo II de transporte.

c) Si la demanda a beneficiarse con la red de tipo II pertenece a un municipio o grupo de municipios que no cuentan con cargos aprobados para la prestación del servicio de gas natural, se hará una estimación del cargo promedio de distribución considerando el municipio o todos los municipios a beneficiarse con el proyecto como un nuevo mercado relevante.

Para la estimación de la posible variable Dgast en el nuevo mercado relevante se considerará un promedio aritmético de los cargos de distribución aprobados en mercados relevantes de distribución existentes y con características similares:

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Donde:

Dgast: Costo estimado de la distribución del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.

Dpromedior,t: Cargo promedio de distribución del mercado relevante r, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

t: Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

k: Número de mercados relevantes de distribución con características similares a la del mercado en análisis o que se beneficiará con la red tipo II.

r: Mercado relevante de distribución con características similares a las del mercado en análisis o que se beneficiará con la red tipo II.

La estimación del cargo de distribución de un nuevo mercado se hará utilizando el cargo o los cargos aprobados de mercados con características similares.

Las variables para determinar la similitud de mercados serán: demanda utilizada para la aprobación de cargos, número de predios en la cabecera urbana y área de la cabecera urbana.

Para el posible mercado o mercados a ser beneficiados con la red de tipo II, se tendrá en cuenta la información de demanda total proyectada a atender, el número de predios urbanos y el área de la cabecera urbana de los municipios beneficiados con el proyecto de red de tipo II según se indique en la solicitud de aprobación de cargos.

Luego se introducirá esta información en la base de datos de comparación que se construirá con la siguiente información:

Demanda:
Información proyectada por las empresas en sus solicitudes tarifarias para el quinto año, expresada en metros cúbicos.
Predios de cabecera urbana:
Información de la subdirección de catastro del Instituto Geográfico “Agustín Codazzi” (IGAC) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.
Área cabecera urbana:
Información cartográfica del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.

La metodología para establecer la similitud del nuevo mercado con los ya existentes será la de análisis de clasificación jerárquica, la cual busca reunir la información de los mercados en grupos con características semejantes. El método de agrupamiento utilizado será el de Ward, el cual para la formación de los grupos se basa en la variación dentro y entre los grupos formados.

En el análisis de clasificación jerárquico se comienza con un número n de grupos, uno por cada mercado, y en cada paso un grupo es absorbido dentro de otro, hasta finalizar con uno único que contiene todos los mercados.

Una vez se construyan los grupos se verificará a cuáles se unió el mercado en análisis y de los dos últimos se tomará el cargo promedio de distribución vigente, al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

1.4. Para la determinación de la variable Cmt se utilizará la siguiente ecuación:

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Donde:

Cmt Costo de la comercialización del gas natural, expresado en $/MBTU.

Cgast Costo estimado de comercialización del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.

PCF: Promedio aritmético de los poderes caloríficos del gas natural según las fuentes de suministro posibles, expresado en MBTU/kpc. Se utilizarán los valores de poder calorífico reportados en el sistema único de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios para el mes de la fecha t.

a) Si la demanda a atender corresponde a un mercado relevante de comercialización de gas natural con cargo vigente, Ct, la variable Cgast se estimará así:

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Donde:

Cgast Costo estimado de la comercialización del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.

Ct Cargo de comercialización de gas natural en el mercado relevante que será beneficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por factura.

t Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

QpR Consumo medio mensual nacional para un usuario residencial, expresado en metros cúbicos.

b) Si la demanda a atender corresponde a varios mercados relevantes de comercialización con cargos vigentes, CIs,t, la variable Cgast se estimará así:

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Donde:

Cgast Costo estimado de la comercialización del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.

CIs,t Cargo de comercialización de gas natural en el mercado relevante s que será bene­ficiado por la red tipo II de transporte objeto de análisis, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por factura.

t Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

m Número de mercados relevantes de comercialización atendidos por la red tipo II de transporte objeto de análisis.

s Mercado relevante de comercialización atendido por la red tipo II de transporte objeto de análisis.

QpR Consumo medio mensual nacional para un usuario residencial, expresado en metros cúbicos.

c) Si la demanda a beneficiarse con la red de tipo II pertenece a un municipio o grupo de municipios que no cuentan con cargos aprobados para la actividad de comercialización de gas natural, se hará una estimación del cargo de comercialización considerando el municipio o todos los municipios a beneficiarse con el proyecto como un nuevo mercado relevante.

Para la estimación de la posible variable Cgast en el nuevo mercado relevante se considerará un promedio aritmético de los cargos de comercialización aprobados en mercados relevantes de distribución existentes y con características similares:

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Donde:

Cgast: Costo estimado de la comercialización del gas natural, expresado en pesos por metro cúbico.

CIr,t Cargo de comercialización de gas natural en el mercado relevante r, vigente al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

t Fecha de referencia para realizar las comparaciones que corresponde al 31 de diciembre del año anterior al año en el cual se realice la comparación.

g Número de mercados relevantes de comercialización con características similares a las del mercado atendido con la red tipo II, que son considerados en el análisis.

r Mercado relevante con características similares a las del mercado relevante que se beneficiará con la red tipo II de transporte objeto de análisis.

QpR Consumo medio mensual nacional para un usuario residencial expresado en metros cúbicos.

La estimación del cargo de comercialización de un nuevo mercado se hará utilizando el cargo o los cargos aprobados de mercados con características similares.

Las variables para determinar la similitud de mercados serán: demanda utilizada para la aprobación de cargos, número de predios en la cabecera urbana y área de la cabecera urbana.

Para el posible mercado o mercados a ser beneficiados con la red de tipo II, se tendrá en cuenta la información de demanda total proyectada a atender, el número de predios urbanos y el área de la cabecera urbana de los municipios beneficiados con el proyecto de red de tipo II según se indique en la solicitud de aprobación de cargos.

Luego se introducirá esta información en la base de datos de comparación que se construirá con la siguiente información:

Demanda:
Información proyectada por las empresas en sus solicitudes tarifarias para el quinto año, expresada en metros cúbicos.
Predios de cabecera urbana:
Información de la subdirección de catastro del Instituto Geográfico “Agustín Codazzi” (IGAC) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.
Área cabecera urbana:
Información cartográfica del Departamento Administrativo Nacional de Estadística (Dane) o de los organismos municipales que cuenten con esta información.

La metodología para establecer la similitud del nuevo mercado con los ya existentes será la de análisis de clasificación jerárquica, la cual busca reunir la información de los mercados en grupos con características semejantes. El método de agrupamiento utilizado será el de Ward, el cual para la formación de los grupos se basa en la variación dentro y entre los grupos formados.

En el análisis de clasificación jerárquico se comienza con un número n de grupos, uno por cada mercado, y en cada paso un grupo es absorbido dentro de otro, hasta finalizar con un único que contiene todos los mercados.

Una vez se construyan los grupos se verificará a cuáles se unió el mercado en análisis y de los dos últimos se tomará el cargo promedio de comercialización vigente, al momento de análisis, expresado en pesos de la fecha t por metro cúbico.

2. Estimación del costo de prestación del servicio del gas licuado de petróleo en cilindros-GLP.

Para la estimación del costo de prestación del servicio de un usuario de gas licuado del petróleo, CUglpt, expresado en pesos/MBTU, se realizará el siguiente procedimiento:

2.1. Utilizando la información del sistema único de información, SUI, de los dos (2) años calendario anteriores a la fecha de la solicitud, se seleccionará el tipo de cilindro de GLP (20, 33, 40, 77 y 100 lb) que más se vende en el municipio o en el grupo de municipios beneficiados con el proyecto en evaluación.

2.2. Teniendo en cuenta el tipo de cilindro seleccionado, la CREG determinará un rango de costo máximo y mínimo de GLP en el municipio o grupo de municipios beneficiados, expresados en pesos de la fecha por cilindro. La CREG considerará los precios observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha de la solicitud, expresados en pesos de la fecha t por cilindro.

El costo máximo se establecerá considerando el promedio ponderado de los costos por las ventas de cada comercializador minorista más dos desviaciones estándar. El costo mínimo se calculará teniendo en cuenta el promedio ponderado de los costos por las ventas de cada comercializador minorista menos dos desviaciones estándar:

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Donde:

Cc(superior): Costo máximo por cilindro de GLP (límite superior), expresado en pesos de la fecha t.

Cc(inferior): Costo mínimo por cilindro de GLP (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t.

Cc(ponderado)m: Costo promedio ponderado de un cilindro de GLP en el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto en evaluación en el mes m, expresado en pesos de la fecha t.

La CREG considerará los precios observados durante los dos años calendario anteriores a la fecha de la solicitud.

σ Desviación estándar de

m Mes

k: Número de meses

Qpm: Ventas de GLP de la empresa p en el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto de evaluación, en el mes m, expresadas en kilogramos.

QT Ventas totales de GLP para el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto de evaluación en el mes m, expresadas en kilogramos.

n Número de empresas que comercializan GLP en el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto de evaluación.

m Mes

p Empresa comercializadora minoristas que comercializa GLP en el municipio o grupo de municipios beneficiados con el proyecto de evaluación.

2.3. Una vez determinado el costo por cilindro en el municipio o en el grupo de municipios beneficiados con la red de tipo II, se hará la conversión del valor de pesos por cilindro a pesos por MBTU ($/MBTU), usando las siguientes fórmulas:

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Donde:

CUglpt (superior): Costo unitario del GLP (límite superior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

CUglpt(inferior): Costo unitario del GLP (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t por MBTU.

Cc(superior): Costo máximo por l cilindro de GLP seleccionado (límite superior), expresado en pesos de la fecha t.

Cc(inferior): Costo mínimo del cilindro de GLP seleccionado (límite inferior), expresado en pesos de la fecha t.

Kgc: Kilogramos por tipo de cilindro.

kg por tipo de cilindro
Cilindro 10 lb
Cilindro 77lb
Cilindro 40 lb
Cilindro 33 lb
Cilindro 20 lb
45,45
35,00
18,18
15,00
9,09

PC: Promedio del poder calorífico del GLP ponderado por el volumen vendido de las diferentes fuentes en los dos años anteriores a la fecha t, expresado en BTU/kg.

2.4. Para los casos en que no se cuente con información de costos de GLP para los municipios objeto de estudio, se utilizará la información de un municipio cercano.

3. Comparación costo de prestación del servicio del gas natural y gas licuado de petróleo.

Finalmente, la CREG hará la comparación entre el rango de los costos unitarios de prestación del servicio de gas natural, [CUgnt(inferior), CUgnt(superior)], estimado de acuerdo con el procedimiento establecido en el numeral 1º de este anexo, y el rango de los costos unitarios de prestación del servicio de gas licuado del petróleo, [CUglpt(inferior), CUglpt(superior)] estimado según se establece en el numeral 2º de este anexo.

La CREG podrá incluir inversiones en extensiones de la red tipo II de transporte dentro del cálculo tarifario de tramos o grupos de gasoductos existentes para los cuales la CREG apruebe cargos regulados, para el correspondiente periodo tarifario, si:

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