Comisión de Regulación de Energía y Gas

 

Comisión de Regulación de Energía y Gas

RESOLUCIÓN 153 DE 2012 

(Diciembre 17)

“Por la cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería” .

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

CONSIDERANDO QUE:

Conforme a lo dispuesto por el artículo 11 del Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo de lo Contencioso Administrativo, la Comisión debe hacer público en su página web todos los proyectos de resolución para la adopción de fórmulas tarifarias que pretenda expedir.

A través de la Resolución CREG 178 de 2009, la comisión publicó para comentarios de agentes y terceros interesados una propuesta para establecer las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería.

Teniendo en cuenta los análisis efectuados con posterioridad por esta entidad, se ha considerado conveniente someter nuevamente a consulta la presente propuesta regulatoria.

En el documento CREG-086 de 2012 están contenidos todos los análisis que soportan la presente propuesta.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas en su sesión 545, del 17 de diciembre de 2012, aprobó hacer público el proyecto de resolución “por la cual se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería”.

RESUELVE:

ART. 1º—Hágase público el proyecto de resolución “por la cual se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería”.

ART. 2º—Se invita a los agentes, a los usuarios, a las autoridades locales municipales y departamentales competentes y a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, para que remitan sus observaciones o sugerencias sobre la propuesta hasta el 15 de febrero de 2013.

ART. 3º—Las observaciones y sugerencias sobre el proyecto deberán dirigirse a Germán Castro Ferreira, director ejecutivo de la comisión, a la siguiente dirección: avenida calle 116 número 7-15, Edificio Torre Cusezar, interior 2, oficina 901 o al correo electrónico creg@creg.gov.co

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

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 17 de diciembre de 2012.

Proyecto de resolución

“Por la cual se establecen las fórmulas tarifarias generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería”.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas,

en ejercicio de sus atribuciones legales, en especial las conferidas por la Ley 142 de 1994 y de acuerdo con los decretos 1524 y 2253 de 1994 y,

CONSIDERANDO QUE:

El artículo 2.4 de la Ley 142 de 1994 establece que el Estado intervendrá en los servicios públicos, para entre otros, el logro de la prestación continua ininterrumpida del servicio, sin excepción alguna, salvo cuando existan razones de fuerza mayor o caso fortuito o de orden técnico o económico que así lo exijan.

Según lo previsto en la Ley 142 de 1994, artículo 18, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en empresas de servicios públicos.

El artículo 73.11 de la Ley 142 de 1994, atribuye 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.

El artículo 87 de la Ley 142 de 1994, establece que el régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia.

En virtud del principio de eficiencia económica, definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, el régimen de tarifas procurará que estas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia.

Según lo establecido en el artículo 87.1 de la Ley 142 de 1994, en virtud del principio de eficiencia económica, se deben tener en cuenta “los aumentos de productividad esperados, y que Estos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo”.

Según el principio de suficiencia financiera definido en el artículo 87 de la Ley 142 de 1994, se debe garantizar a las empresas eficientes la recuperación de sus costos de inversión y sus gastos de administración, operación y mantenimiento y permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas en la misma forma en que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable.

De conformidad con el artículo 87.8 de la Ley 142 de 1994 toda tarifa tendrá un carácter integral en el sentido que supondrá una calidad y grado de cobertura del servicio, cuyas características definirán las comisiones reguladoras.

Según lo dispuesto por el artículo 88.1 de la Ley 142 de 1994, la Comisión Reguladora podrá establecer topes máximos y mínimos tarifarios, de obligatorio cumplimiento por parte de las empresas.

Según lo dispone el artículo 90 de la Ley 142 de 1994, las comisiones de regulación al definir sus tarifas pueden definir varias alternativas y siempre podrán diseñar y hacer públicas diversas opciones tarifarías que tomen en cuenta diseños óptimos de tarifas.

De conformidad con lo establecido en el artículo 90.2 de la Ley 142 de 1994, podrá incluirse dentro de las fórmulas tarifarías un cargo fijo que refleje los costos económicos involucrados en garantizar la disponibilidad permanente del servicio para el usuario, independientemente del nivel de uso.

El artículo 91 de la Ley 142 de 1994 dispone que para establecer las fórmulas tarifarias se calculará por separado, cuando sea posible, una fórmula para cada una de las diversas etapas del servicio.

De conformidad con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994, vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, Estas continuarán rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas.

El artículo 136 de la Ley 142 de 1994 establece que la prestación continua de un servicio de buena calidad, es la obligación principal de la empresa en el contrato de servicios públicos, y por lo tanto el incumplimiento de la empresa en este aspecto se denomina, para los efectos de esta ley, falla en la prestación del servicio.

De acuerdo con lo establecido en el artículo 978 del Código de Comercio, cuando la prestación de un servicio público está regulada por el gobierno, las condiciones de los contratos deberán sujetarse a los respectivos reglamentos.

Mediante la Resolución CREG- 011 de 2003, la CREG estableció 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.

Con base en la mencionada fórmula tarifaría general, la Comisión de Regulación de Energía y Gas aprobó el cargo promedio máximo unitario de distribución (Dt) y el margen de comercialización a cada una de las empresas prestadoras del servicio público de gas combustible que presentaron solicitudes tarifarías. Así mismo, estableció en las respectivas resoluciones, que la fórmula tarifaria, incluido el cargo promedio de distribución y el cargo máximo base de comercialización que se establecen en dichas resoluciones, regirán a partir de la fecha en que el respectivo acto administrativo quedara en firme y durante el término de vigencia de las fórmulas tarifarias definidas en la Resolución CREG- 011 de 2003 y que vencido este período, las fórmulas tarifarias continuarían rigiendo mientras la comisión no fije las nuevas, tal como está previsto en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

El régimen tarifario definido en las resoluciones antes citadas, fue aprobado bajo la modalidad de libertad regulada.

Mediante Resolución CREG 136 de 2008, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, las bases sobre las cuales se efectuaron los estudios para determinar la metodología de remuneración de las actividades de distribución y comercialización de gas combustible por redes y la fórmula tarifaría, en el siguiente período tarifario.

La CREG recibió comentarios de Gas Natural S.A. ESP y Naturgas mediante comunicaciones con radicados CREG E-2009-007888 y E-2009-008208, respectivamente.

A través de la Resolución CREG 178 de 2009, la comisión publicó para comentarios de agentes y terceros interesados una propuesta para establecer las fórmulas tarifarías generales para la prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería.

Frente a esta propuesta se recibieron comentarios de Gas Natural S. A. ESP (radicado CREG E-2010-003003), EPM (radicado CREG E-2010-002983), Madigas Ingenieros S.A. ESP (rad. CREG E-2010-003002), TGI S. A. ESP (rad. CREG E-2010-003006), Naturgas (rad. CREG E-2010-003028).

La comisión analizó los comentarios recibidos y sus respuestas se encuentran contenidas en el documento CREG 086 de 2012.

Mediante Resolución CREG 103 de 2010, la Comisión de Regulación de Energía y Gas sometió a consideración de las entidades prestadoras del servicio de gas natural, los usuarios y demás interesados, el proyecto de resolución con el que se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de comercialización de gas combustible por redes de tuberías a usuarios regulados.

Conforme lo dispone el Decreto 2696 de 2004 se llevaron a cabo las siguientes audiencias públicas en las ciudades de Bogotá D.C., Medellín y Barranquilla los días 22 de noviembre, 1º de diciembre y 3 de diciembre de 2010, respectivamente. Mediante Decreto 880 de 2007, modificado por el Decreto 4500 de 2009 el Gobierno Nacional fijó el orden de atención prioritaria cuando se presenten insalvables restricciones en la oferta de Gas Natural o situaciones de grave emergencia, no transitorias, que impidan garantizar un mínimo de abastecimiento de la demanda.

El 15 de junio de 2011 se expidió el Decreto 2100 “por el cual se establecen mecanismos para promover el aseguramiento del abastecimiento nacional de gas natural y se dictan otras disposiciones”, el cual establece en su artículo 20 que la CREG evaluará la necesidad de implementar la prestación del servicio de gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural, en cuyo caso establecerá la metodología para seleccionar y remunerar dichos servicios.

La comisión adelantó con la Universidad Tecnológica de Pereira un estudio denominado “Diagnóstico de los sistemas de instrumentación y medición en la distribución del gas natural domiciliario”, en el cual se revisaron las fórmulas vigentes para determinar el componente de compras de gas natural (Gm) a trasladar al usuario final en la factura mensual y lo referente a las pérdidas reconocidas en las actividades de transporte y distribución.

Mediante la Resolución CREG 054 de 2012 la comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se establecen los criterios de confiabilidad, se fijan las reglas para la evaluación y la remuneración de los proyectos de inversión en confiabilidad del servicio público de gas natural”.

A través de la Resolución CREG 059 de 2012 se modificó el anexo general de la Resolución CREG 067 de 1995, el parágrafo del artículo 108 de la Resolución CREG 057 de 1996 y el artículo 108.2 de la Resolución CREG 057 de 1996 y se establecieron otras disposiciones, determinando un nuevo esquema en relación con la actividad de revisiones periódicas de las instalaciones internas de los usuarios de gas combustible por redes de tubería.

Mediante la Resolución CREG 090 de 2012 la CREG ordenó publicar un proyecto de resolución por la cual se establecen los criterios generales para remunerar la actividad de distribución de gas combustible por redes de tubería y se dictan otras disposiciones.

Mediante Resolución CREG 097 de 2012 la CREG ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general “por la cual se libera el precio para el gas natural colocado en punto de entrada al sistema nacional de transporte”.

Mediante Resolución CREG 113 de 2012, la comisión ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general, “por la cual se reglamentan los aspectos comerciales del mercado mayorista de gas natural, que hacen parte del reglamento de operación de gas natural”.

De acuerdo con lo previsto en el Decreto 2696 de 2004, concordante con el artículo 8º del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, la propuesta regulatoria sobre fórmulas tarifarías generales para la prestación del servicio público domiciliario de distribución de gas combustible por redes de tubería ha surtido el proceso de publicidad respectivo, garantizando así la participación de todos los usuarios y agentes del sector interesados en el mismo.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, aprobó expedir la presente resolución.

RESUELVE:

ART. 1º—Objeto. La presente resolución tiene por objeto establecer las fórmulas tarifarias generales para determinar el costo de prestación del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tuberías a usuarios regulados en mercados relevantes en donde se presta el servicio sin exclusividad.

CAPÍTULO I

Definiciones y aspectos generales

ART. 2º—Definiciones. Para la interpretación y aplicación de esta resolución se tendrán en cuenta, además de las definiciones contenidas en la Ley 142 de 1994 y en las resoluciones vigentes de la CREG, las siguientes:

Fórmula tarifaria específica. Conjunto de criterios y de métodos de carácter particular, sujetos a las fórmulas tarifarias generales, resumidos por medio de una fórmula, en virtud de los cuales cada comercializador puede modificar periódicamente las tarifas que cobra a sus usuarios regulados. Cuando se haga referencia a fórmula tarifaria de una empresa debe entenderse la fórmula tarifaria específica.

Fórmulas tarifarias generales. Conjunto de criterios y de métodos de tipo general en virtud de los cuales se determina a los comercializadores de gas que atienden a usuarios regulados, la tarifa promedio por unidad de gas combustible.

Gas combustible. Es cualquier gas que pertenezca a una de las tres familias de gases combustibles (gases manufacturados, gas natural y gas licuado de petróleo) y cuyas características permiten su empleo en artefactos a gas, según lo establecido en la norma técnica colombiana NTC-3527, o aquellas que la modifiquen, sustituyan o complementen.

Gas licuado de petróleo (GLP). Es una mezcla de hidrocarburos extraídos del procesamiento del gas natural o del petróleo, gaseosos en condiciones de presión y temperatura ambiente, que se licuan fácilmente por enfriamiento o compresión. El GLP está constituido principalmente por propano y butano.

Gas metano en depósitos de carbón (GMDC). Es una mezcla de gases con un alto contenido de metano y trazas de etano, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno que se encuentra absorbido en carbón. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

Gas natural (GN). Es una mezcla de hidrocarburos livianos, principalmente constituida por metano, que se encuentra en los yacimientos en forma libre o en forma asociada al petróleo. El gas natural, cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG en la Resolución 71 de 1999 o aquellas que la aclaren, modifiquen o sustituyan.

Gas natural comprimido (GNC). Gas natural cuya presión se aumenta a través de un proceso de compresión y se almacena en recipientes de alta resistencia.

Gas aire propanado (GAP). Es una mezcla de GLP con aire que produce un combustible con características de combustión similares a las del gas natural. También es conocido como gas natural sintético. Cuando lo requiera, debe ser acondicionado o tratado para que satisfaga las condiciones de calidad de gas establecidas por la CREG.

Pérdidas de gas en distribución. Es la diferencia entre el gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en puntos de inyección y la sumatoria del gas combustible medido (corregido a condiciones estándar) en las conexiones de los usuarios, excluyendo el gas combustible requerido para operar el sistema de distribución, y se calcula conforme lo establece el código de distribución o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Pérdidas de gas en el sistema nacional de transporte. Corresponde a las pérdidas de gas desde los puntos de entrada hasta los puntos de salida del sistema nacional de transporte, calculadas conforme se establece en la Resolución CREG 071 de 1999 (RUT), o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

Período tarifario. Período durante el cual las fórmulas tarifarias generales con sus respectivos componentes tienen vigencia, de acuerdo con lo establecido en el artículo 126 de la Ley 142 de 1994.

ART. 3º—Ámbito de aplicación. Esta resolución se aplica a todas las personas que, estando organizadas en alguna de las formas dispuestas por el Título I de la Ley 142 de 1994, desarrollan la actividad de distribución de gas combustible a través de sistemas de distribución, en donde el servicio se presta sin exclusividad.

CAPÍTULO II

Fórmula tarifaria para usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería

ART. 4º—Fórmulas tarifarias generales para usuarios regulados del servicio público de gas combustible por redes de tubería. Las fórmulas tarifarias generales aplicables a los usuarios regulados del servicio público domiciliario de gas combustible por redes de tubería, serán las siguientes:

febrero 1 de 2013 1.PNG

CUvjm = Costo unitario variable en $/m3 aplicable en el mes m y correspondiente a los usuarios de uso residencial o al rango j de la canasta de tarifas.

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

j = Corresponde a los usuarios de uso residencial o al rango j de la canasta de tarifas definida para los usuarios diferentes a los de uso residencial.

m = Mes de prestación del servicio.

Gm = Costo unitario en $/m3 de las compras de gas combustible, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 5º de esta resolución.

Tm = Costo unitario en $/m3 correspondiente al transporte de gas combustible, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m, calculado conforme se establece en el artículo 6º de esta resolución. Incluye los costos de transporte por gasoducto (Tm), y/o transporte terrestre de gas combustible (TVm) y/o compresión (Pm) de gas natural comprimido (GNC), calculado conforme lo establecen los artículos 6º, 7º y 8º de esta resolución.

Djm = Cargo de distribución en $/m3 aplicable en el mes m, correspondiente a los usuarios de uso residencial o al rango j de la canasta de tarifas definida para los usuarios diferentes a los de uso residencial. No incluye la conexión al usuario final.

Ccm = Cargo de confiabilidad en $/m3 aplicable en el mes m de conformidad con el valor definido por la CREG en resolución independiente. Mientras sea definido será cero.

Cmv = Componente variable del cargo máximo de comercialización del mes m expresado en $ /m3. Mientras sea definido será cero.

GMm = Componente que remunera los servicios del gestor del mercado, el cual se encarga de la gestión de la información operativa y comercial del sector de gas natural, de conformidad con lo establecido en el artículo 20 del Decreto 2100 de 2011 y lo definido por la CREG en resolución independiente. Mientras sea definido será cero.

Cmf = Componente fijo del cargo máximo de comercialización del mes m expresado en pesos por factura.

p = Pérdidas máximas reconocidas. Este valor corresponderá como máximo al establecido en el Código de Distribución de gas combustible o aquellas que lo modifiquen, complementen o sustituyan.

PAR. 1º—El costo máximo de prestación del servicio en un período dado corresponderá a la suma de: i) el producto entre el consumo en m3 en dicho período y el componente variable del costo unitario (CUvjm); y ii) el valor del componente fijo del costo unitario (CUfm).

En aquellos casos particulares donde se presenten redes de distribución en las cuales existan mezclas de gases combustibles de diferentes calidades (por tener dos o más puntos de inyección o estaciones de puerta de ciudad) el consumo en m3 a facturar se determinará aplicando la siguiente expresión:

febrero 1 de 2013 2.PNG

Donde:

Vusuario = Consumo en m3 corregido.

Vusuario(P,T,Z) =Volumen corregido por compresibilidad, presión y temperatura estándar.

PCzona,l = Poder calorífico medido en la zona “l” de la red de distribución donde se presentan “m” zonas que distribuyen gas con diferentes poderes caloríficos. Es responsabilidad del distribuidor establecer las “m” zonas e implementar en estas la respectiva medición del poder calorífico.

PCpond,m = Poder calorífico ponderado en el mes m que se determina con base en la siguiente expresión:

febrero 1 de 2013 3.PNG

Donde:

Vm-1,k = Volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “k” con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m3), corregidos por compresibilidad, a condiciones estándar de presión y temperatura, acorde con lo que se define en el reporte número 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.

PCk = Poder calorífico medido en la estación de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “k”.

PAR. 2º—Las fórmulas tarifarias generales establecidas en este artículo son aplicables a todos los mercados relevantes de comercialización. El comercializador determinará el valor de cada uno de los componentes a trasladar al usuario final con base en el combustible suministrado y/o la tecnología utilizada para la prestación del servicio.

PAR. 3º—Hasta que la CREG establezca el valor de las pérdidas máximas en el código de distribución de gas combustible, se considerará como máximo el 3.7%.

ART. 5º—Costo de compras de gas combustible (Gm). El costo correspondiente a las compras (Gm) se calculará con base en el gas combustible suministrado, de acuerdo con lo siguiente:

a) En el caso de suministros de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón se aplicará la siguiente expresión:

febrero 1 de 2013 4.PNG

Donde:

Gm = Costo promedio unitario en $/m3 correspondiente a las compras de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m.

CTGm-1,k = Costo de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón en el mes m-1, en dólares de los Estados Unidos de América (USD), con destino a usuarios regulados, adquirido a través de, i) contratos bilaterales firmes y/o, ii) gas en firme adquirido en subastas del productor-comercializador, inyectado en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o en los puntos de inyección al sistema de distribución “k”. No incluye pérdidas de gas, costos de transporte, penalizaciones, compensaciones, intereses de mora u otros cargos no regulados del comprador.

El costo se refiere al valor del gas combustible comprado y facturado por el productor-comercializador de acuerdo al respectivo contrato de suministro. Solamente se debe incluir el costo de las cantidades que fueron compradas para la atención del mercado regulado. A este costo se le deben descontar las compensaciones recibidas del vendedor. En el caso en que el comercializador reciba ingresos adicionales por la venta de excedentes del gas combustible contratado para el sector regulado durante el mes m-1, el CTGm-1,k se calculará de la siguiente manera, si el margen obtenido es positivo para cada venta: i) los costos totales por concepto de compras de gas combustible; menos ii) los costos iniciales del gas combustible, excedentario vendido; menos iii) el 33% del margen obtenido de la venta de gas combustible excedentario. Si el margen obtenido es negativo, el CTGm-1,k se calculará de la siguiente manera para cada venta: i) los costos totales por concepto de compras de gas combustible; menos ii) el valor absoluto del margen obtenido por la venta de gas combustible excedentario. Entendiéndose para ambos casos el margen como la diferencia entre los ingresos recibidos por la venta del gas combustible y los costos iniciales del gas combustible vendido.

Vm-1,k = Es el volumen de gas combustible medido en el mes m-1 en la estación reguladora de puerta de ciudad y/o puntos de inyección al sistema de distribución “k” con destino a usuarios regulados, expresado en metros cúbicos (m3), y corregido por presión, temperatura y compresibilidad, acorde con lo que se define en el reporte número 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.

TRM(m-1) = Tasa de cambio representativa del mercado del último día del mes m-1.

b) En el caso de suministros de gas licuado del petróleo (OLP) y/o gas aire propanado (GAP), se aplicará la siguiente expresión:

febrero 1 de 2013 5.PNG

Donde:

Gm = Costo promedio unitario $/kg correspondiente a las compras de GLP, destinado a usuarios regulados, aplicable en el mes m.

PMS(m-1) = Costo total de compras de gas en el mes m-1, expresado en pesos, con destino a usuarios regulados, y calculado con base en la metodología de costo máximo de traslado de compras de GLP establecida en el artículo 4º de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio del GLP se define de acuerdo con lo establecido en las resoluciones vigentes de la CREG que determinen el precio del producto para las diferentes fuentes u origen del gas.

Cglp (m-1) = Cantidad de GLP inyectada a la red de distribución en el mes m-1, con destino a la atención de usuarios regulados y expresada en kilogramos. Cuando en la red de distribución se inyecte GAP, este valor corresponde a la cantidad de GLP inyectada al sistema de distribución a través del sistema de producción del GAP.

PAR. 1º—El Comercializador de gas combustible por redes que utilice GLP deberá acogerse a todas las disposiciones y obligaciones establecidas en el reglamento de comercialización mayorista de gas licuado de petróleo, contenidas en la Resolución CREG 053 de 2011, o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen, con el fin de adquirir el producto para atender a los usuarios de la red de distribución.

PAR. 2º—Cuando se suministre gas natural (GN) y gas aire propanado (GAP) en un mismo mercado relevante de comercialización, el Gm resultante será un promedio ponderado entre: i) los volúmenes de cada uno de los gases inyectados al sistema de distribución y al sistema de producción de aire propanado, y ii) los costos unitarios de compra (Gm) de cada combustible, calculado con la siguiente fórmula:

febrero 1 de 2013 6.PNG

Donde:

Gm = Costo Promedio Unitario para compras de gas para el mes m en $/m3.

Gim-1 = Costo Promedio del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en $/m3.

Vim-1 = Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 en m3.

Vtm-1 = Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el mes m-l en m3.

PAR. 3º—Cuando se suministre gas natural libre producido en los campos de la Guajira y Opón, el costo unitario correspondiente a las compras de gas natural (Gm) provenientes de estos campos, no podrá superar el precio máximo regulado establecido en la Resolución CREG 119 de 2005 o aquellas que la modifiquen, complementen o sustituyan.

PAR. 4º—El productor-comercializador o el comercializador facturarán y ofrecerá un plazo de pago conforme a los contratos y la regulación. No obstante, los contratos firmados durante la vigencia de la Resolución 011 de 2003 mantendrán las disposiciones de tiempo de facturación y plazo de pago de esta resolución.

PAR. 5º—El costo del gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón de un contrato en firme, que provenga de la realización de subastas por parte del productor-comercializador no podrá superar el precio de cierre de la misma para cada uno de los productos que se indican en el artículo 24 de la Resolución 113 de 2012.

ART. 6º—Costo de transporte de gas combustible (Tm). El costo unitario de transporte se calculará con base en las siguientes expresiones:

a) En el caso de transporte de gas natural y/o gas metano en depósitos de carbón por el sistema nacional de transporte (SNT) y/o gas natural comprimido se aplicará la siguiente expresión:

febrero 1 de 2013 7.PNG

Donde:

Tm = Costo promedio unitario en $/m3 correspondiente al transporte de gas natural, destinado a usuarios regulados aplicable en el mes m.

CTTm-1 = Costo total de transporte de gas combustible en el mes m-1, asociado con el volumen efectivamente transportado incluyendo los cargos por capacidad y los cargos por volumen, en dólares de los Estados Unidos de América (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 durante el mes m-1, el CTTm-1 se calculará de la siguiente manera si el margen obtenido es positivo para cada venta: i) los costos totales por concepto de transporte; menos i) los costos iniciales de la capacidad vendida destinada a usuarios regulados; menos ii) el 33% del margen obtenido de la venta de capacidad excedentaria destinada a usuarios regulados. Si el margen obtenido es negativo, el CTTm-1 se calculará de la siguiente manera para cada venta: i) los costos totales por concepto de transporte; menos ii) el valor absoluto del margen obtenido por la venta de capacidad excedentaria. Entendiéndose para ambos casos el margen como la diferencia entre los ingresos recibidos por la venta de la capacidad y los costos iniciales de la capacidad vendida.

CPm-1 Costo total de las pérdidas del sistema de transporte declaradas por el transportador para el mes m-1. Se deberá facturar el valor calculado y como máximo hasta un 1%. En caso que el componente de pérdidas supere el 1%, el transportador asumirá el excedente.

Vm-1 = Volumen de gas combustible, destinado a usuarios regulados, medido en condiciones estándar en el mes m-1 en las estaciones de puerta de ciudad, según sea el caso (m3), corregido por presión, temperatura y compresibilidad acorde con lo que se define en el reporte número 7 de la AGA, “Measurement of Natural Gas by Turbine Meter”, 2006.

TRM(m-1) = Tasa de cambio representativa del mercado en el último día del mes m-l.

b) En el caso de transporte de Gas Licuado del Petróleo (GLP), corresponde a la suma de:

i) El costo máximo de traslado de transporte de GLP por ductos establecido en el artículo 5º de la Resolución CREG 180 de 2009 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen, siendo el destino los tanques de almacenamiento del distribuidor de gas combustible por redes. El precio máximo para la actividad de transporte por ductos se define de acuerdo con lo establecido en la Resolución CREG 122 de 2008 o aquellas que la sustituyan, complementen o modifiquen.

ii) El costo de transporte terrestre definido en el artículo 7º de la presente resolución.

PAR. 1º—En situaciones de racionamiento programado declarado por el Ministerio de Minas y Energía se podrán incluir cargos adicionales a los de capacidad y volumen, que los transportadores facturen a los comercializadores, y que sean establecidos por la comisión a fin de garantizar la prestación del servicio.

PAR. 2º—El transportador facturará y ofrecerá un plazo de pago conforme a los contratos y la regulación. No obstante, los contratos firmados durante la vigencia de la Resolución 011 de 2003 mantendrán las disposiciones de tiempo de facturación y plazo de pago de esta resolución.

ART. 7º—Costo de transporte terrestre de gas combustible. El costo unitario de transporte terrestre se calculará con base en lo establecido a continuación:

a) En el caso de transporte terrestre de gas natural comprimido en vehículos de carga se aplicarán los costos TVm y Pm establecidos en la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen. Estos costos deberán incluirse en el Tm conforme al artículo 4º de la Resolución CREG 008 de 2005 o aquellas que la sustituyan, modifiquen o complementen.

b) En el caso de gas licuado del petróleo (GLP) para comercializar GLP o GAP por redes de tubería, el costo unitario de transporte terrestre TVm corresponde al flete entre los puntos de entrega del producto y el tanque de almacenamiento como lo establece la regulación de GLP. Este costo deberá incluirse en el Tm definido en la presente resolución.

ART. 8º—Prestación del servicio con diferentes gases combustibles. Cuando se suministre gas natural y/o gas natural comprimido y/o gas aire propanado (GAP) en un mismo mercado relevante de comercialización, 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, calculado con la siguiente fórmula:

febrero 1 de 2013 8.PNG

Donde:

Tm = Costo promedio unitario para transporte de gas para el mes m en $/m3.

Tim-1 = Costo promedio de transporte de gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-l en $/m3.

Vim-1 = Volumen del gas i inyectado al sistema de distribución en el mes m-1 m3

Vtm-1 = Volumen total de los n gases inyectados al sistema de distribución en el mes m-l en m3.

PAR. 1º—Bajo ninguna circunstancia el comercializador podrá trasladar a los usuarios costos de transporte de gas superiores a los resultantes de aplicar lo dispuesto por la CREG para el servicio de transporte a usuarios regulados.

PAR. 2º—El transportador facturará el valor del servicio de transporte conforme a los contratos y la regulación. No obstante, los contratos firmados durante la vigencia de la Resolución 11 de 2003 mantendrán las disposiciones de tiempo de facturación y plazo de pago de esta resolución.

ART. 9º—Costo de compra y de transporte de GLP en $/m3. Dado que los costos de compra y transporte de GLP están en $/kg, se deben convertir a $/m. Para la conversión, los componentes Gm, Tm, TVm se deben multiplicar por:

febrero 1 de 2013 9.PNG

Pm = Promedio de las mediciones de densidad realizadas en el tanque de almacenamiento en el mes m-1, en kg/galón.

Fv = Factor de conversión volumétrica que se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación:

febrero 1 de 2013 10.PNG

Donde:

Qcm-1 = Cantidad de galones de GLP adquirida por el distribuidor en el mes m-1.

Im-1 = Inventario final, en galones, del distribuidor en el mes m-1.

Im-2 = Inventario final, en galones, del distribuidor en el mes m-2.

Qfm-1 = Volumen total, en metros cúbicos, medidos a la salida del tanque de almacenamiento del distribuidor, en el mes m-1.

ART. 10.—Publicidad. Mensualmente, el comercializador hará pública en forma simple y comprensible, por medio de un periódico de amplia circulación en los municipios donde preste el servicio o en uno de circulación nacional, antes de su aplicación, las tarifas que facturará a los usuarios.

Dicha publicación incluirá la canasta de tarifas, los valores del costo de compras de gas combustible (Gm), costo de transporte de gas combustible (Tm y TVm), así como los valores calculados para el cargo promedio de distribución (Dm), el cargo máximo de comercialización (Cm), el cargo de confiabilidad (Ccm) y el cargo que remunera los servicios del gestor de mercado (GMm) los cuales serán publicados en moneda nacional.

Los nuevos valores deberán ser reportados por el comercializador al sistema único de información (SUI) administrado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

PAR.—El comercializador deberá suministrar en la factura el precio por kilovatio hora equivalente del energético comercializado.

ART. 11.—Autorización para fijar tarifas. Dentro del régimen de libertad regulada, previsto en la Ley 142 de 1994, las empresas comercializadoras de gas combustible a las que se refiere la presente resolución podrán aplicar las fórmulas tarifarias generales, a partir del mes siguiente a la entrada en vigencia de la presente resolución.

ART. 12.—Vigencia de la presente resolución. La presente resolución rige a partir de la fecha de su publicación en el Diario Oficial, y deroga todas las disposiciones que le sean contrarias.

Publíquese y cúmplase.

Dada en Bogotá, D.C., a 17 de diciembre de 2012.